Cómo se ha reconocido debidamente (o no) el papel del gas natural como vínculo con la transición energética en las políticas públicas. Ultra se une a Perfin Infra y adquiere una participación en VirtuGNL. La revisión de las tarifas de transporte se pospone hasta 2026. Licencia de perforación en Foz. La subasta confirma la diversificación de los agentes en el proceso de compartición, y más. Descubre:
"Lo cierto es que el gas es el combustible de la transición. Y es en él donde debemos concentrar todas nuestras fuerzas, todos nuestros esfuerzos". El discurso del senador Laércio Oliveira (PP/SE) durante la inauguración de la Semana Offshore 2025 el martes 21 de octubre invita a la reflexión: después de todo, ¿se ha reconocido debidamente en las políticas públicas el papel del gas como vínculo con la transición energética? Ver completo
¿Y qué papel puede desempeñar el gas (fósil) en la construcción de una economía baja en carbono? Este tema se debatió en los Diálogos de Transición 2025, un evento organizado por la agencia Axis entre el 23 y el 24 de octubre, que describió varias vías:
Una fuente complementaria a las renovables en la generación de energía, para garantizar la fiabilidad del sistema eléctrico; un sustituto de los combustibles más contaminantes, ya sea en la industria (donde la competitividad del gas determinará este potencial) o en el sector del transporte, sustituyendo al diésel en la flota de camiones, por ejemplo. Y, por supuesto, el papel del biometano en todo esto… A continuación, Gas Week explora algunas políticas actualmente en debate que podrían ayudar a definir el rumbo del gas en la transición energética.
Por fin se publica la ordenanza LRCAP. El Ministerio de Minas y Energía (MME) emitió su ordenanza completa el viernes 24 de octubre con las directrices para las dos subastas de reserva de capacidad en marzo de 2026. Se introdujeron algunos cambios en el formato con respecto a la propuesta presentada a consulta pública: uno de ellos es la separación de productos entre las centrales térmicas a gas conectadas y desconectadas de la red de gasoductos, una innovación diseñada para facilitar las disputas en torno al LRCAP y evitar aumentos de precios en el sistema de transporte de gas. Inicialmente, la separación se aplicaría a todos los productos entre 2026 y 2030, pero finalmente se limitó al período comprendido entre 2026 y 2027. Los demás productos competirán directamente entre sí. Sin embargo, las centrales térmicas a gas natural siguen compitiendo con la expansión del carbón y la hidroeléctrica en la primera de las dos licitaciones; la segunda se centrará en las centrales térmicas existentes que funcionan con fueloil, diésel y biodiésel (nuevas).
El LRCAP representa una oportunidad tanto para nuevos proyectos de centrales como para la recontratación de centrales térmicas a gas existentes que han sido clausuradas o que serán clausuradas en los próximos años. Durante su participación en los diálogos de transición, el gerente ejecutivo de Gas y Energía de Petrobras, Álvaro Tupiassu, comentó cómo la subasta refleja el nuevo perfil de despacho de las centrales térmicas a gas, cada vez más flexibles, precisamente el papel del gas como fuente complementaria a las renovables, garantizando la seguridad del sistema: "Esta demanda de centrales térmicas a gas con capacidad de arranque rápido tiende a aumentar con el tiempo, ya que, si bien existen otras soluciones, como baterías y centrales hidroeléctricas con almacenamiento inverso... al sumar todos los efectos, vemos que es necesario ampliar la capacidad de las centrales térmicas, ya que la energía requerida durante las horas de mayor demanda es muy alta".
Menciona que, hoy por la tarde, la demanda varía entre 34.000 y 35.000 MW entre las 15:00 y las 18:00. Y con cada año que pasa, esta tendencia aumentará. Para 2029 y 2030, debería superar los 50.000 MW. La variación se debe únicamente al aumento de la demanda al mismo tiempo que disminuye la energía solar. Redata: ¿Habrá espacio para el gas en los centros de datos? Si bien el gas como elemento de la confiabilidad del sistema eléctrico es un punto central del LRCAP, los combustibles fósiles han quedado fuera, al menos por ahora, de las políticas de los centros de datos en este sentido.
Esto ya ocurrió con el primer revés a la Medida Provisional 1307/2025, que exigía la contratación de nueva energía renovable (criterio de adicionalidad) para la prestación de servicios digitales en las Zonas Francas de Exportación (ZPE). y, más recientemente, con la Medida Provisional 1318/2025, que establece el Régimen Tributario Especial para los Servicios de Centros de Datos (Redata). La generación termoeléctrica a gas fue excluida de las normas para acceder a los beneficios fiscales de Redata, pero el debate continúa mientras la medida provisional se tramita en el Congreso mediante enmiendas. Paulo Homem, Director de Regulación Institucional de Energisa Distribuição de Gás, aboga por una corrección de rumbo de la política de Redata en el Congreso, basada en una visión más realista de la necesidad de utilizar fuentes de generación de energía estables para alcanzar la fiabilidad requerida. Proyectos de centros de datos.
Y el director ejecutivo de Origem Energia, Luiz Felipe Coutinho, coincide: "En medio de una revolución en términos de transición, seguridad y soberanía, es hora de corregirla".
"No se puede... aprobar una legislación para centros de datos basada en sueños renovables cuando los centros de datos que requieren las empresas más grandes del mundo requieren 15 minutos de intermitencia al año. Es imposible lograr un centro de datos de este nivel a menos que se utilicen fuentes sólidas". El mandato de biometano en el horno. El Ministerio de Minas y Energía (MME) ha puesto a consulta pública su propuesta inicial de mandato para el biometano, a partir de 2026:
El objetivo del 0,25 % (equivalente a un volumen de 238 000 m³/día) estaba por debajo del objetivo del 1 % establecido en la ley de Combustibles del Futuro. Marcello Weydt, director del Departamento de Gas del Ministerio de Minas y Energía, destacó este viernes (24 de octubre) que el impacto de la política en el costo final del gas natural influyó en la decisión, la cual está en línea con las demandas de los productores (la parte obligada) y los consumidores industriales de gas. Tupiassu, de Petrobras, por ejemplo, calificó la flexibilización del mandato inicial como un "ajuste prudente de rumbo", mientras que el director ejecutivo de Origem lo consideró "tranquilizador".
Por cierto... Petrobras ya ha manifestado su intención de entrar en la producción de biometano mediante la compra de plantas existentes. Equinor también está considerando entrar en el segmento en el futuro: "Estamos hablando con los productores, intentando comprender la cadena de valor y los costos, y ha sido muy interesante. Porque estamos viendo claramente una sinergia completa entre el gas y el biometano".
"El proceso aún es lento, debido a varios problemas relacionados con el desarrollo y el transporte terrestre, y aún no estamos acostumbrados a abordarlos, pero nos estamos preparando para cumplir [el mandato] a corto plazo con los certificados. Además, estamos considerando la posibilidad de establecer una asociación para también generar producción", declaró Anna Carolina Neves, gerente de Marketing de Gas Natural de Equinor. De hecho, el director del MME, Marcello Weydt, cree que el mercado podría evolucionar en el futuro hacia un modelo de rondas de financiación para atraer inversores interesados en nuevos proyectos de biometano en Brasil.
Antes de que entre en vigor el mandato, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) aún debe completar una agenda regulatoria. El director Pietro Mendes señala que el regulador está trabajando en dos resoluciones: definir objetivos individuales de reducción de emisiones (y formas de evaluar su cumplimiento) para las empresas del sector, con base en criterios que se establecerán por decreto; y la creación de criterios para certificar el origen de los combustibles renovables, basados en la emisión y el respaldo de un Certificado de Garantía de Origen del Biometano (CGOB). "Esto se refiere al funcionamiento del propio mercado: ¿cómo emitiremos el CGOB? ¿Utilizaremos, por ejemplo, Serpro [Servicio Federal de Procesamiento de Datos] o la CCEE [Cámara de Comercio de Energía Eléctrica], que ya ha expresado su interés en participar también en esta cadena de custodia del CGOB?", comentó.
"La mayor parte de lo que esperamos de las negociaciones del CGOB es algo diferente a la del CBIO [de Renovabio], que se desarrolla en el entorno B3. Creemos que el CGOB, en su mayor parte, estará fuera del mercado organizado. Por lo tanto, necesitamos un mejor control de estas transacciones". Gas para camiones, MP 1304 y gas federal. Este año, se avanzó significativamente en la financiación del gas como solución de descarbonización para el transporte pesado, especialmente como sustituto del diésel en camiones.
El Congreso revocó un veto presidencial y revivió un artículo de la Ley Paten que incluía proyectos de infraestructura de suministro de gas natural comprimido (GNC) o gas natural licuado (GNL) en la lista de proyectos elegibles para recibir recursos del Fondo Climático. El director comercial de Edge, Guilherme Mattos, entiende que la financiabilidad es prioritaria para impulsar el uso del gas en el transporte pesado, y que el Fondo Climático será importante en este sentido.
Menciona que la entrada del gas al sector ya está en marcha, pero que se necesitan nuevos incentivos para acelerar la transformación de la red vial. Y la reducción de los peajes para los camiones a gas en las carreteras debería considerarse una política, en opinión del ejecutivo. "Contamos con la tecnología para ensamblar los camiones. Tenemos actores, como nosotros, que invierten en la cadena, tanto en el suministro de gas como en la infraestructura necesaria a lo largo de las carreteras. Y lo cierto es que necesitamos un mayor impulso inversor para reducir los costos de capital".
El uso del gas en el transporte pesado también está presente en las discusiones de la Medida Provisional 1304/2025. Paralelamente a las discusiones sobre el formato de la subasta federal de gas en el Poder Ejecutivo, existe una disputa sobre esta molécula en el Congreso, donde diversos legisladores, mediante enmiendas, intentan rediseñar el modelo de licitación (ya lo hemos tratado aquí). Y se están realizando maniobras para intentar delimitar quién puede obtenerlo.
Fuente: AXES