La producción de gas natural en Rio de Janeiro y de Sao Paulo, aumentó un 59% desde los niveles de 2013
La producción de gas natural de Brasil ha estado en ascenso en los últimos años, alcanzando un 10% más que en 2018, gracias a la creciente producción de petróleo de la región offshore de presal, una capa de hidrocarburos que descansa por debajo de una capa de sal en la costa de Brasil.
A pesar de este crecimiento, el sector upstream, una de las claves del éxito de las reformas a la legislación denominadas "Nuevo Mercado del Gas", se enfrenta a obstáculos en lo correspondiente a la infraestructura, lo que plantea desafíos para lograr maximizar plenamente los objetivos clave que se ha planteado la nación.
El estado Brasileño y la petrolera estatal Petrobras están acelerando las iniciativas para permitir la apertura del mercado brasileño del gas a otras empresas, este proceso de legislación ha sido denominado El nuevo mercado del Gas.
Según datos del Ministerio de Minas y Energía (MME) de Brasil, la producción de gas natural de Brasil, altamente concentrada en regiones offshore de los estados de Rio de Janeiro y de Sao Paulo, aumentó un 59% desde los niveles de 2013 una vez que se levantó la moratoria en la producción de descubrimientos de presal, alcanzando un promedio de 2019 de 122 millones de metros cúbico por día (mcm/d), o 4.3 Bcf/ d.
Esta comparación no captura completamente la escala del aumento, con niveles de producción a principios de 2020 que estuvieron en el rango de 139 millones de cu m/d, o casi 5 Bcf/d, lo cual representa que se duplica efectivamente la producción de gas natural en el país a partir de los niveles del año 2013.
Si bien gran parte de este suministro se reinyecta en los campos para mejorar la recuperación del petróleo, hay restricciones de infraestructura en la cantidad de gas que se puede mover hacia las costas desde las prolíficas áreas productoras de petróleo de Campos y Santos.
En última instancia, esto podría minimizar el papel que puede desempeñar el consumo interno en detrimento de las exportaciones, ofrecer la reducción de los precios internos del gas, así como para proporcionar un suministro constante para el aumento del consumo en otros sectores, componentes fundamentales del "Nuevo mercado del gas".
Actualmente, hay dos rutas, conocidas como Ruta 1 y Ruta 2, que llevan la producción nacional a la costa para su posterior procesamiento y distribución a los usuarios finales. La Ruta 3 se iniciará en 2021, aumentando la capacidad total a 44 mcm/d, o 1.55 Bcf/d, un 40% más que la capacidad actual.
A pesar de este aumento, la Oficina Brasileña de Investigación Energética, o EPE, espera que el crecimiento continuo del gas asociado supere la capacidad para mediados de la década de 2020, lo que requiere más inversiones para mantener el ritmo.
Se están realizando esfuerzos para evitar el cuello de botella esperado, con la Ruta 4 planeada para traer más suministro de presal en forma de dos tramos que en última instancia aumentarían la capacidad en 10-15 mcm/d, o 350 MMcf/d -530 MMcf/d.
Sin embargo, las perspectivas de esta ruta son todavía inciertas. El inversionista propuesto Cosan, una gran empresa brasileña de agricultura y energía, comenzó las etapas iniciales de planificación y permiso en 2014, pero el proceso se ha atascado desde entonces, lo cual ha creado incertidumbre respecto al tiempo de ejecución.
Junto con las inversiones en los nuevos desarrollos (greenfield), Petrobras dio el paso a principios de marzo de 2020 para combinar sus participaciones en las dos rutas offshore existentes y la tercera ruta, que está casi completa, en una sola compañía para su posible cotización en la bolsa de valores de Brasil. El movimiento podría ser un primer paso hacia la eficiencia del mercado a consecuencia que más actores e inversiones entran en el mercado.
Sin embargo, para alcanzar el máximo el potencial nacional, el ámbito offshore necesita ver una apertura de mercado similar a la que comienza a suceder en la red de oleoductos en tierra, en donde actores diferentes a Petrobras pueden suscribirse a la capacidad de los oleoductos. Sin acceso abierto a los oleoductos en alta mar para todos los productores, el precio del gas natural brasileño nacional podría tener dificultades para alcanzar el equilibrio del mercado.
La medida de combinar participaciones en oleoductos offshore encaja con otros desarrollos en el sector brasileño del gas natural relacionados con Petrobras. La empresa estatal brasileña Petrobras se ha desprendido en los últimos años de diversos activos midstream como la empresa Transportadora Asociada de Gas o TAG y Nova Transportadora do Sudeste o NTS, que en conjunto representan dos tercios de los gasoductos del país, lo que proporciona la apertura para más participantes, con el objetivo de un mercado más eficiente y precios más bajos.
Esta desinversión en estos activos, junto con los desarrollos de infraestructura que buscan capitalizar plenamente la creciente producción de gas asociada, de la cual Petrobras representa casi el 75% del total, son clave para asegurar que el mercado brasileño del gas obtenga la distinción de ser uno de los más valorados del mundo.
Actualmente, los usuarios industriales más grandes, que representan casi el 50% de la demanda total de gas natural brasileño, pagaron un promedio de US$ 15.35/MMBtu en 2019, un aumento de US$ 1.48/MMBtu a partir de 2018, según datos compilados por MME.
Este entorno de precios más elevado para los usuarios finales industriales brasileños ilustra la importancia, así como el desafío, que enfrenta el sector upstream de Brasil para lograr precios más bajos del gas.
La forma en que se desarrolle la infraestructura alrededor del sector upstream, para mantener el ritmo del aumento de la producción de gas asociado, será clave para reducir los precios, pero también para estimular la demanda adicional de los sectores downstream.
