BRASILIA – El senador de Sergipe, Laércio Oliveira (PP), afirma que el nuevo retraso, confirmado por Petrobras para proyectos de producción en aguas profundas en Sergipe, es “conveniente” para la empresa que desempeña un papel dominante en el suministro de gas natural en Brasil.

“Lo que se denota, en realidad, es que Petrobras ha estado posponiendo deliberadamente el proyecto Sergipe Águas Profundas, para evitar un shock en el suministro de gas natural, que llevaría a una reducción del precio de la energía, que no es en interés de la empresa”, afirma el senador a la agencia Eje, en una entrevista escrita. Y sin más gas nacional, el mercado brasileño estará más expuesto a las importaciones de gas natural licuado (GNL), factor que lleva a que el precio del mercado interno se vea influenciado por el internacional.

“Es de gran interés para Petrobras, el agente dominante, que Brasil siga siendo un país importador de gas natural, permitiendo vincular el costo de oportunidad del producto al precio del GNL importado”. Entre los elementos de la participación del GNL en la cartera de Petrobras, enumera los costos (licuefacción y regasificación, fletes y otros relacionados con la flexibilidad y duración de los contratos) como factores que aumentan los costos.

“Esta referencia para el GNL importado no refleja la estructura de costos de la producción nacional”, añade.

El senador modificará las medidas de desconcentración del suministro de gas natural de Petrobras, incluidas en un proyecto bajo su relatoría en el Senado, y tiene a la empresa en la oposición. También sostiene que los consumidores deberían tener acceso directo a las importaciones de Bolivia y Argentina. Ver detalles al final del texto.

La empresa incluso afirmó, en un documento enviado al gobierno y a los parlamentarios, que la propuesta de Paten haría inviables nuevas inversiones en Sergipe. Las críticas fueron expresadas por Rogério Carvalho (PT/SE), en el pleno del Senado.

“Petrobras, sin embargo, parece querer mantener el control del mercado, maximizando sus resultados, queriendo aprovechar, además del gas que produce, todos los volúmenes que pueda adquirir, haciendo inviable la competencia en el sector y manteniendo la precios degradantes que hoy se practican en el mercado nacional”, dice Laércio Oliveira.

Las críticas del senador incluyen información de que Petrobras tendría dificultades para desarrollar el proyecto si hubiera una reducción de los precios del gas en el mercado brasileño.

El año pasado, Veja publicó que Petrobras había llevado el caso a la Casa Civil, advirtiendo que un pico de suministro sería perjudicial para la estrategia de la empresa, lo que negó. El proyecto acabó posponiéndose hasta la fecha límite mencionada en el artículo.

“Esta estrategia fue revelada hace algún tiempo y se confirma con cada publicación de la nueva planificación estratégica de la empresa”, dice Oliveira.

El papel del GNL en los precios del gas en Brasil El GNL importado por las terminales de regasificación desempeña un papel en la oferta de Petrobras para satisfacer la demanda flexible. Cuando el país necesita más gas, como durante períodos secos con mayor demanda termoeléctrica, la empresa importa y almacena cargamentos de GNL en las terminales, para despacharlos cuando sea necesario.

Por lo tanto, la dependencia externa hace que el precio del GNL también influya en el precio del gas natural nacional, cuando las opciones de los consumidores son eventualmente migrar a las importaciones, especialmente en un escenario de baja competencia.

Sergipe es el próximo gran proyecto gasífero

El viernes (22/11), Petrobras anunció que las dos plataformas de Sergipe entrarán en operación después de 2030, así como el gasoducto de 18 millones de m³/día, que está bajo análisis de factibilidad técnica y económica.

Se trata del próximo gran proyecto de Petrobras para aumentar la capacidad de suministro de gas, tras la entrada en operación de la Rota 3, en Río de Janeiro.

La producción de petróleo y gas en Sergipe depende de una decisión aún pendiente sobre la licitación de las unidades, que pueden contratarse ambas mediante el modelo BOT (construcción, operación y transferencia).

La alternativa es encargar uno propio, con un proyecto de Petrobras, lo que pospone un año el ingreso.

Desde la primera vez que Sergipe entró en planes de negocios, el proyecto lleva más de una década retrasado. Petrobras justifica que enfrenta dificultades de financiación en el mercado de FPSO y que el cronograma del nuevo plan de negocios no afectará la curva de producción.

“El primer anuncio del inicio de la producción indicaba el año 2018 y en el plan estratégico recientemente difundido ya indica 2030. Vemos, por tanto, que el retraso, hasta ahora, es de 12 años. Estaba hablando de una década perdida, ahora es más que eso”.

Y acusa a la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) y al gobierno federal.

“¿Qué está haciendo la ANP para que Petrobras cumpla los compromisos asumidos con la Unión? ¿Cómo ven y ven la Presidencia de la República y la Casa Civil? ¿Es esta medida de Petrobras la que, en la práctica, frustra el Programa de Aceleración del Crecimiento del Gobierno Federal?

En fertilizantes, el senador afirma que la reanudación de los proyectos de Petrobras es una iniciativa "muy importante", pero cuestiona la ausencia de un plan para las fábricas de Bahía y Sergipe, que pertenecen a la empresa, pero están arrendadas por Unigel.

En crisis, tras un desajuste en los precios del gas y el nitrógeno, Unigel detuvo la producción durante su proceso de recuperación judicial. Petrobras prometió una solución a finales de este año.

“Entiendo que el país realmente necesita desarrollar su industria de fertilizantes y he trabajado duro para lograrlo”, afirma.

Petrobras invertirá casi 4,5 mil millones de reales para reanudar las obras en Três Lagoas (MS) y Araucária (PR).

“Esta iniciativa es muy importante, sin embargo, es necesario brindar transparencia al modelo de negocio que se adoptará en estas operaciones, ya que, como sabemos, el precio del gas natural en el país no permite la producción de fertilizantes”.

Propuesta en Paten preserva el gas producido por Petrobras

Laércio Oliveira presentó un nuevo capítulo del informe sobre el proyecto de ley del Programa de Aceleración de la Transición Energética (Paten), dedicado al mercado del gas natural.

Después de la alineación con el Ministerio de Minas y Energía (MME), la propuesta será modificada para impedir que Petrobras compre gas natural a otros productores nacionales, además de limitar las importaciones, en el marco de un programa de desconcentración, una liberación de gas –un deseo viejos consumidores de gas.

El senador entiende que la aprobación de las medidas servirá como estímulo para aumentar la producción nacional de Petrobras. Sin gas de terceros, la empresa necesitará invertir en el suministro de energía para competir y ganar cuota de mercado, sostiene.

“Se alentará a Petrobras a desarrollar nuevos proyectos, como Sergipe Águas Profundas, para que pueda mantener una posición significativa en el mercado del gas natural, mediante el aumento de su propia producción”. Entre la Ruta 3 y el nuevo plazo para Sergipe, entrará en operación el campo Raia, con un gasoducto de 16 millones de m³/día previsto para 2028.

El proyecto es operado por Equinor, con un 40%, y tiene como socios a Petrobras y Repsol Sinopec, cada uno con un 30%. Los socios vendieron parte de sus acciones del gas natural del campo a Petrobras. “Repito, en nuestra propuesta, Petrobras podrá vender todo el gas que produzca, sin embargo, ya no tendrá que contratar gas a terceros para, de esta manera, ejercer el control del mercado”, afirma. Existen medidas para preservar, para los afiliados, las condiciones en las que se vende el gas.

Laércio Oliveira afirma que los cambios en el proyecto también se realizaron después de negociaciones con Petrobras. Sin embargo, las concesiones hechas por el senador no sirvieron plenamente a la empresa. Mantuvo la propuesta de desconcentrar el gas importado, con algunas excepciones, pero que llevaría a Petrobras a dejar de comprar gas a Bolivia y vetaría futuras compras a Argentina.

Cuestionado sobre si el proyecto podría perjudicar la estructuración de las inversiones en gasoductos, necesarias para crear una ruta de importación desde Argentina, el senador responde afirmando que los consumidores finales deben tener acceso a nuevas fuentes de gas. “El tema de estructurar inversiones para traer gas desde Argentina debe ser liderado por el Ministerio de Minas y Energía y el BNDES”, dice.

“La importación de gas [debe] ser realizada directamente por los distintos agentes del mercado (libres consumidores, distribuidores y comercializadores), quienes deben celebrar contratos con productores de Bolivia y Argentina, sin necesidad de la participación del agente dominante”.

Además de cambiar la desconcentración para el gas de terceros, el informe propone cambios a la Ley del Gas, de la que Oliveira fue relator, a partir del reglamento revisado por el gobierno Lula, basado en el Gas para el Empleo.

Propone crear, en ley, el Comité de Seguimiento del Mercado de Gas Natural (CMSGN), con competencia para dictar resoluciones transitorias, debido a los vacíos que deja el retraso en la reglamentación de la Ley del Gas.

El proyecto permite utilizar recursos de investigación y desarrollo para contratar estudios que apoyen la regulación. Se trata de una propuesta que surge de la crisis presupuestaria de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP).

“La propuesta busca crear condiciones para incentivar el flujo de mayores volúmenes de gas natural, reduciendo la cantidad que actualmente se reinyecta, así como brindar mayor transparencia a los costos de los distintos eslabones de la cadena”, argumenta el relator.

También existen medidas para fomentar el uso de gas natural en sustitución del diésel en los vehículos pesados.

La liberación de gas está prevista en la Ley del Gas.

La liberación de gas es una consecuencia de la propia Ley del Gas de 2021, que establece en el art. 33 la necesidad de desconcentrar el suministro de gas natural. Sin embargo, es necesario regularlo. La discusión dio un paso adelante en la ANP, en 2023, con la publicación de una nota técnica, que señaló beneficios y Límites de liberación de gases. Uno de los obstáculos destacados fueron los costos de acceso e infraestructura para que los productores ajenos a Petrobras accedan al mercado. PPSA, la empresa estatal del presal, es una de las que estima que podrá contratar la infraestructura necesaria para dejar de vender gas a Petrobras recién a finales de 2025.

Con el decreto del Gas para el Empleo, el Gobierno intentará facilitar el acceso a partir del próximo año. Sin embargo, la liberación de gas quedó fuera de la nueva normativa. La desconcentración también estaba prevista en el acuerdo de transferencia de conducta (TCC) firmado por Petrobras con Cade, pero expiró.

Los próximos pasos de Paten

Hace dos semanas, el MME aprobó las directrices para la revisión del texto, que aún no ha sido presentado a la Comisión de Infraestructura (CI) del Senado Federal. Se espera que tenga lugar el 3 de diciembre, pero Laércio Oliveira enfrenta resistencia en la Cámara y en otras áreas del gobierno federal. El líder del gobierno en el Senado Federal, Otto Alencar (PSD/MG), incluso solicitó llevar el proyecto a la Comisión de Asuntos Económicos (CAE) y defendió la exclusión de todas las enmiendas, incluida una aprobada en la Cámara, para subsidiar las baterías. .

“Creo que aquellos sectores del gobierno que aún son reticentes al proyecto podrán comenzar a apoyar a Paten con los dispositivos que manejan gas natural una vez que tengan una comprensión clara del conjunto de medidas y los beneficios que podría traer a el mercado”, dice Oliveira.

“Con una reducción del precio del gas natural y un fuerte estímulo a las actividades industriales, contribuyendo también a la reducción de los precios de varios productos, en los que el gas natural tiene un peso relevante en sus costes de producción”. Industrias reunidas en el Foro del Gas y distribuidoras, en el mercado cautivo, defienden que la discusión debe avanzar en el Senado.

“Las medidas de desconcentración del mercado incluidas en la propuesta, aunque leves, representan un paso importante para promover la competencia en el sector, esencial para reducir el precio de la energía para la industria y otros sectores consumidores”. Oliveira rechaza la etiqueta “jabuti”, dado que el gas es un combustible para la transición, sostiene. “Podemos destacar el papel relevante del gas natural en la sustitución de otras fuentes fósiles más contaminantes, con costes competitivos para toda la cadena”, afirma.

“Dada su capacidad de sustituir otras fuentes a bajo coste, el gas natural puede reducir la huella de carbono en el ciclo de vida de los sectores en los que se utiliza y, así, acelerar la reducción de las emisiones de dióxido de carbono, especialmente en los procesos industriales y en el segmento de transporte”. Los puntos principales de la nueva propuesta de liberación de gas. El primer dictamen fue presentado en octubre, en la Comisión de Infraestructura del Senado Federal, proponiendo una reducción obligatoria de la participación de mercado de cualquier agente que posea más del 50% del suministro de gas, lo que orienta la política hacia Petrobras.

En el nuevo informe, aún no publicado, Laércio Oliveira mantiene el criterio de definir al agente dominante (50% del mercado) como criterio de ejecución de las normas de despido, pero virtualmente, Petrobras puede tener esa participación o más, siempre que no compra ni revende gas de otros productores.

El senador esbozó algunos puntos de la propuesta:

El agente dominante podrá vender, bajo contratos firmes, toda su producción de gas natural, incluso si el mercado sigue estando muy concentrado. Pero no podrá firmar nuevos contratos de compra de gas a terceros, ni en Brasil ni en el exterior. Hay excepciones, como las adquisiciones de biometano para cumplir con el mandato del Combustible del Futuro; e importaciones de GNL. Prevaleció el entendimiento de que hay competencia, porque hay otros agentes con terminales. La contratación de gas a terceros por parte del agente dominante deberá reducirse en cinco años, a un ritmo del 20% respecto al año base.

El gas comprado a los socios, negociado para viabilizar las decisiones de inversión, deberá ofrecerse al mercado en subastas, que priorizarán inicialmente atender a distribuidores y consumidores libres. El ponente entiende que esto dará seguridad a casos como el de Equinor y Repsol Sinopec, en la venta de gas de Raia (BM-C-33), en los que se preservarán las condiciones del contrato, mientras que la subasta favorecería el mercado directo acceso al gas que se ofrecería dentro de la cartera de Petrobras.

Fuente: ejes