La ANP posterga el impacto de inversiones superiores a R$ 3 mil millones en las tarifas de los gasoductos. La ANP decide incorporar únicamente los proyectos recientemente autorizados a los ingresos de las empresas de transporte de gas, postergando así el impacto tarifario de inversiones de al menos R$ 3 mil millones. Petrobras amplía su dominio en el libre mercado. Veinte estados respaldan a Abegás en una disputa ante la Corte Suprema sobre la clasificación de los gasoductos. Energisa compra una empresa de gestión de residuos y anuncia su segunda planta de biometano, entre otras noticias. Consulte:
Al aprobar el nuevo plan de acción para la revisión tarifaria de las empresas de transporte de gas natural, la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) dio una importante señal sobre cómo pretende abordar las nuevas inversiones en la red de gasoductos. La Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) de Brasil se comprometió a definir este año la nueva metodología del Costo Promedio Mundial de Activos (CPMA), utilizada como tasa de retorno de las inversiones. Asimismo, decidió que solo los proyectos cuya construcción ya haya sido autorizada por el regulador se incorporarán a la Base de Activos Regulatorios (BRA) y, por consiguiente, a los ingresos de las empresas de transporte.
Al menos 3 mil millones de reales (R$ 3.000 millones), dentro de los planes de inversión de las empresas de transporte para el ciclo 2026-2030, no se ajustan a este perfil y serán excluidos —al menos de inmediato— del flujo de caja de las empresas para dicho período, según un estudio realizado por la agencia (véanse más adelante las inversiones afectadas). El impacto en las tarifas dependerá, en parte, del resultado de la revisión de la Resolución 15/2014 en diciembre, la cual servirá de base para la revisión tarifaria. La nueva resolución brindará orientación sobre qué hacer con estas nuevas inversiones aún no aprobadas: por ejemplo, si podrán incorporarse a la BRA del ciclo regulatorio actual en el futuro o solo en el siguiente. La ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) ha indicado que analizará los proyectos gradualmente durante los próximos años, en respuesta a la solicitud de los usuarios, quienes temían que las nuevas inversiones se incorporaran ex ante a las tarifas, sin el debido análisis previo de sus fundamentos por parte del mercado.
Mientras tanto, la agencia ha dado luz verde a la Estación de Compresión Japeri (Ecomp) (RJ), la primera fase del proyecto Corredor Presalino, a cargo de Nova Transportadora do Sudeste (NTS), cuyo objetivo es compensar la disminución de las importaciones de gas boliviano con gas presalino. La empresa recibió la autorización para construir la Ecomp a principios de año, pero aún espera la definición de la tasa de retorno para desbloquear el proyecto, cuya demora ha generado inquietud sobre la seguridad del suministro en el mercado de gas y sus repercusiones en el sector eléctrico.
Pero antes, les invitamos a ver el nuevo episodio del videocast de Gas Week con los socios fundadores de Energyum, Fernando Montero y Antônio Oliveira Neto, quienes analizan el movimiento de las empresas brasileñas interesadas en invertir en gas en Argentina. Vean el episodio completo. Revisión de Inversiones: La ANP decidió dividir la revisión tarifaria para las empresas de transporte de gas en tres fases:
1.ª fase: definición del WACC, prevista para diciembre; 2.ª fase: valoración de la BRA, prevista para febrero de 2026; 3.ª fase: definición del Ingreso Máximo Permitido (IMP) y propuestas tarifarias para el ciclo 2026-2030, que concluirá en mayo de 2026. El director de la ANP, Pietro Mendes, declaró el jueves 6 de noviembre que la agencia tiene previsto comenzar en los próximos días a centrarse en la valoración de la BRA (Base Regulatoria Brasileña) y que el regulador será selectivo en su análisis de las nuevas inversiones que conformarán las tarifas, considerando inicialmente solo las inversiones con autorizaciones de construcción ya emitidas. “Esta medida garantiza el rigor regulatorio, preserva el principio de eficiencia y permite centrarse en los activos cuya necesidad ya está formalizada, sin perjuicio del análisis futuro de otras inversiones”, votó el director.
Cómo (y cuándo) se reflejará esto en las tarifas dependerá, en parte, del diseño final de la revisión de la Resolución 15/2014. El texto del borrador de la nueva resolución reconoce que los ingresos de las empresas de transporte estarán compuestos, entre otros elementos, por la base de activos regulatorios, incluidas las inversiones planificadas. Las nuevas directrices de la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles), que inicialmente solo consideran proyectos con permisos de construcción ya emitidos, podrían, en la práctica, retrasar los efectos de estas inversiones en las tarifas.
El mismo borrador establece, sin embargo, que aquellos nuevos activos aprobados por la ANP después del inicio del ciclo tarifario actual formarán parte del incremento de la Base de Activos Brasileños (BRA), que se considerará en el cálculo de los ingresos para el siguiente ciclo tarifario; si bien el mismo borrador permite que la aprobación de inversiones implique una revisión extraordinaria de las tarifas. La empresa brasileña de transporte de gasoductos Bolivia-Brasil (TBG) está trabajando con esta posibilidad. Al ser consultada por la agencia Axes sobre cómo la nueva postura de la ANP afecta el reconocimiento del proyecto Ecomp Guaramiri...En Santa Catarina (SC), la empresa aclaró que la estación, de hecho, no cumple con los nuevos criterios de la agencia.
Sin embargo, entiende que, tras la obtención de la concesión, las futuras inversiones se incorporarán al BRA incremental, «con la consiguiente reevaluación tarifaria, mediante consulta pública»; y que este procedimiento puede llevarse a cabo durante la implementación del activo, independientemente de la revisión tarifaria regular (quinquenal), mediante una revisión extraordinaria. Respuesta a los usuarios: La postura de la ANP responde a las preguntas de los usuarios sobre los proyectos propuestos por las empresas de transporte.
El Consejo de Usuarios (CdU) solicitó, durante la consulta pública sobre el Plan Coordinado de las Empresas de Transporte, que se definiera un procedimiento regulatorio para la eventual aprobación de las inversiones relacionadas con el plan y para su incorporación al BRA. «Es importante que consideremos, a la luz de las opciones, la más interesante para la sociedad con el menor costo para todos», afirmó Pietro en su voto del jueves.
El director Daniel Maia, por su parte, afirmó que la idea es eliminar los elementos superfluos de la BRA. Según él, las empresas de transporte presentaron una "enorme cantidad de inversiones" y actualmente no existen ni las condiciones ni el tiempo para analizar esta información con la profundidad necesaria; además, incluir inversiones aún no debidamente evaluadas en la base sería una innovación. "Incluirlas eventualmente en la base, pero pagarlas solo después, cuando se autorice la operación, podría ser una alternativa, pero implica un costo enorme para tomar una decisión a corto plazo hoy", comentó.
Durante la consulta pública sobre las propuestas tarifarias de las empresas de transporte, Abrace (grandes consumidores de energía) destacó que el debate tiene implicaciones para la definición del WACC: si la tarifa ya incorpora la inversión ex ante, estaría parcialmente financiada por los propios cargadores, lo que debería reducir el costo del capital en el cálculo de la tasa de retorno. CSN agregó que la inclusión temprana de estos activos en el flujo de caja de la BRA también anticipa la expectativa de remuneración, sin respaldo regulatorio, y puede comprometer la moderación tarifaria.
La justificación radica en que, si los activos no han sido validados en cuanto a su viabilidad técnica, económica o regulatoria, no hay garantía de que se incorporen a la infraestructura regulada y, por lo tanto, no deberían generar impacto tarifario hasta que sean autorizados. ¿A qué se refiere este "exceso"? La interpretación de la ANP podría excluir, en esta etapa inicial, una serie de nuevos proyectos propuestos por empresas de transporte a la BRA. En rigor, el proyecto Ecomp Japeri, de NTS, es el único que cumple con los criterios de aprobación previa de la ANP.
NTS incorporó un gasto de capital de R$ 867 millones, asociado al proyecto, en su propuesta a la BRA para el ciclo 2026-2030. Cabe mencionar que NTS fue la empresa de transporte que presentó el mayor número de nuevos proyectos que podrían verse afectados por la directriz de la agencia. El principal proyecto afectado es el gasoducto Gasinf, de 100 km de longitud, cuyo objetivo es conectar el Puerto de Açu (RJ) a la red integrada. NTS incluyó un gasto de capital de R$ 1.163 millones asociado al proyecto en el BRA. Sin embargo, según la Empresa de Investigación Energética (EPE), el proyecto no es la ruta más eficiente para conectar Açu a la red integrada.
La agencia estatal de planificación energética recomendó, en el Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB), la construcción de Gasog, a cargo de Transportadora Associada de Gás (TAG), como la alternativa con el menor costo sistémico, en comparación con el proyecto de NTS. (Ver todos los proyectos del PNIIGB) Pietro Mendes afirmó que, si bien el decreto 12.153/2024 permite a la agencia aprobar inversiones no incluidas en el Plan Nacional Integrado, la planificación de la EPE idealmente será el principal material de referencia.
Entre los demás proyectos propuestos por NTS que no cuentan con autorización de construcción de la ANP se encuentran: Ecomp Macaé: según NTS, busca la independencia de la interconexión NTS/TAG y una mayor flexibilidad en las ofertas de ambos sistemas; La propuesta de BRA incluye una inversión de capital de R$ 1.015 millones; Expansión de Gasbel II: instalación de 13 km adicionales de gasoducto, entre la estación Queluzito y la estación de compresión Congonhas (MG), para incrementar la capacidad de suministro en 1 millón de m³/día en la zona de salida de MG2. Inversión de capital: R$ 118 millones. La empresa también presentó otros proyectos menores, como el Punto de Recepción de Macaé (R$ 97 millones) y la ampliación de la Estación Reductora de Presión de São José dos Campos (R$ 25 millones).
En cuanto a la red de TBG, el principal proyecto presentado es Ecomp Guaramirim (antes Ecomp Gaspar). La tarifa propuesta por TBG incorpora R$ 560 millones relacionados con el proyecto, cuyos costos están integrados al 100% en BRA y en el flujo de caja de 2030, fecha prevista para el inicio de sus operaciones. En TAG, el proyecto principal es Ecomp Itajuípe (BA), cuya puesta en marcha está prevista para 2028, y cuya necesidad es cuestionada por el CdU.
La iniciativa tiene un impacto de R$ Se prevé que el gasoducto brasileño (BRA) aumente la capacidad de transferencia del gasoducto Río-Noreste de 9,4 millones a 12,4 millones de m³/día. Itajuípe y Gaspar están incluidos en el PNIIGB (Programa Nacional para la Integración del Gas y los Biocombustibles), cuyo objetivo es contribuir a la concesión de nuevos proyectos por parte de la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles).
TAG y NTS, al ser contactadas, declinaron hacer comentarios. La Asociación de Empresas de Transporte de Gas Natural por Gasoducto (ATGás) declaró que "seguirá de cerca la publicación de los detalles del nuevo plan de acción de la ANP y evaluará la propuesta una vez que esté disponible". Asimismo, reiteró su "confianza en la agencia y enfatizó la importancia de una regulación estable y predecible, con seguridad jurídica, para garantizar las inversiones, la eficiencia y el desarrollo del mercado del gas natural".
Luz verde para Japeri: Al comprometerse a definir este año la nueva metodología para calcular el WACC (Coste Medio Ponderado del Capital), la ANP separa el debate sobre la rentabilidad de la inversión del debate sobre la BRA (Tasa de Retorno de la Inversión). Esto permitirá al regulador dar una señal más oportuna a los transportistas para impulsar, en particular, el proyecto Ecomp Japeri. Los transportistas consideran obsoleta la metodología WACC actual (7,25%), y abogan por una propuesta conjunta del 9,41% (real y después de impuestos) para las nuevas inversiones en el ciclo 2026-2030, un nivel que los usuarios consideran elevado.
Ecomp Japeri se considera una infraestructura crítica para mitigar los riesgos de escasez de gas, y el retraso del proyecto fue objeto de una reunión del Comité de Seguimiento del Sector Eléctrico (CMSE) en septiembre, tal y como anticipó eixos pro, un servicio exclusivo para empresas de la agencia eixos.
La caída en las importaciones de gas de Bolivia —más pronunciada de lo previsto— ha generado preocupación entre los organismos del sector eléctrico respecto a la capacidad para satisfacer la demanda termoeléctrica en los próximos años. En ese momento, la ANP informó a la junta directiva que el cronograma de Ecomp se había pospuesto y que la planificación por fases de las obras, propuesta por el área técnica de la agencia para subsanar el retraso, fue rechazada por el NTS. En ese momento, el NTS negó que se tratara de un rechazo a la propuesta, sino más bien de una constatación de que la sugerencia no presentaría beneficios efectivos.
Como alternativa, la ANP propuso en la reunión que la construcción de Ecomp Japeri se hiciera viable con la participación de otro transportista (TBG), utilizando sus turbocargadores inactivos, tal como consta en el acta de la reunión del CMSE de septiembre. La definición del WACC para Japeri es responsabilidad del director Daniel Maia. NTS entiende que la metodología actual de cálculo del WACC, vigente desde 2019, si se aplicara hoy, resultaría en una tasa del 5,08% anual en términos reales, lo que representa una rentabilidad insostenible para el sector.
La demora en la definición del WACC fue, de hecho, el tema central de un episodio reciente del podcast Gas Week con el director general de Fluxys Brasil, Sébastien Lahouste. El ejecutivo argumenta que la tasa actual está desfasada con la realidad económica del país, considerando, por ejemplo, el nivel actual de la tasa Selic, del 15% anual.
Fuente: AXES