Volveremos en 2026. Hasta entonces, estén atentos al sitio web de la Agencia Axes para mantenerse al día. ¡Les deseamos una feliz Navidad y un generoso 2025 a todos los que formamos parte de la comunidad del gas! El año 2025 estuvo marcado por el intenso debate sobre las revisiones tarifarias para las empresas de transporte; por los avances en el libre mercado, el GNL a pequeña escala y el uso de gas en camiones.

Llegó el gas argentino y, en el ámbito de la política y regulación energética, se produjeron novedades con el mandato de biometano y el LRCAP. Sin embargo, algunas definiciones sobre el futuro de la industria se dejarán para 2026. Fue un año de arduo trabajo para informar y analizar los eventos importantes que ocurrieron en la industria del gas natural en 2025.

Las revisiones tarifarias para las empresas de transporte conmovieron al sector. La Subasta de Capacidad Reservada (LRCAP) se convirtió en una promesa renovada un año más, y la subasta de gas de la Unión calentó el mercado entre bastidores, solo para enfriarse posteriormente. El libre mercado despegó con la importante entrada de Petrobras; por cierto, la liberación del gas ha vuelto al Congreso.

El mandato para el biometano cobró impulso. El gas argentino finalmente llegó. Y los mercados de camiones a gas y la distribución de gas natural licuado (GNL) a pequeña escala están dando nuevos pasos. También fue un año intenso en la discusión sobre la regulación de la Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles (ANP) sobre los criterios de clasificación de gasoductos, que, por cierto, terminó en el Supremo Tribunal Federal (STF).

A continuación, la semana del gas resume los principales hitos de 2025 y sus desarrollos para 2026. Los nuevos capítulos de esta historia se explorarán con más detalle en el boletín del próximo año. Y para cubrir todo esto y ampliar el alcance de los debates del mercado, la Semana del Gas ahora también es un videocast: su punto de encuentro semanal para conversar sobre el mercado del gas natural.

Hay 17 episodios y (como "el año solo termina cuando termina") tendremos más videos nuevos en las próximas semanas para cerrar la temporada 2025 (estén atentos). ¡Más el próximo año! Y, antes de decir "hasta 2026", los invitamos a conectarse al nuevo episodio del videocast de la Semana del Gas con João Vitor Moreira, Vicepresidente de Operaciones de PetroReconcavo. Mírenlo completo.

1) Revisión Tarifaria y el Año que No Terminó. Uno de los temas más esperados y candentes del año, la revisión tarifaria para las empresas de transporte de gas, ha agitado el mercado desde principios de año. Tras una gran movilización de los usuarios, las hojas de cálculo y, posteriormente, el contenido de los propios contratos heredados, finalmente se hicieron públicos (con cierto retraso).

Un hito (aunque con reservas) para la transparencia y la reducción de las asimetrías de información en el sector, que aún comienza a lidiar con sus complejidades. El debate sobre la metodología para la valoración de la Base Regulatoria de Activos (BRA) enfrenta a usuarios y transportistas en una disputa multimillonaria sobre el futuro de las tarifas.

Las propuestas de las empresas de transporte, que indican aumentos de tarifas en la mayoría de los escenarios, han frustrado las expectativas del mercado. Y, tras la presión de los usuarios para obtener más tiempo para analizar las cifras de las empresas de transporte, la ANP, bajo su nueva dirección, pospuso la revisión hasta 2026.

A tener en cuenta: El nuevo plan de acción prevé la fragmentación del proceso: la idea de la ANP es publicar la nueva resolución con los criterios de cálculo de tarifas (la revisión de la RANP 15/2014) y definir la nueva tasa de rentabilidad para el sector en 2025; la propuesta del regulador no alcanzó el nivel solicitado por las empresas de transporte. Sin embargo, el principal debate del proceso está previsto para 2026: la ANP prevé publicar la valoración del BRA (Índice de Referencia Energética Brasileña) entre enero y febrero, lo que proporcionará una señal al mercado a tiempo para la LRCAP (Evaluación de Referencia Energética a Largo Plazo) de marzo.

La agencia prevé concluir el proceso de revisión tarifaria, que incluye la definición de los Ingresos Máximos Permitidos (RMP) y las propuestas tarifarias para el ciclo 2026-2030, en mayo de 2026. A lo largo de este proceso, se espera que el futuro de las inversiones en el sector también se aclare. La ANP ya ha indicado que solo los proyectos que ya cuentan con autorización de construcción se incorporarán al BRA, lo que debería posponer el impacto tarifario de algunos proyectos.

Paralelamente, continúan las discusiones (y aún no se han agotado) sobre el nuevo Plan Coordinado para las empresas de transporte y el nuevo Plan Nacional Integrado de Infraestructura de Gas Natural y Biometano (PNIIGB), este último a cargo de la Empresa de Investigación Energética (EPE). 2) La saga del LRCAP. Ha transcurrido otro año sin que se celebrara la subasta de energía, actualmente la principal oportunidad para contratar centrales eléctricas a gas (ya sean nuevas o existentes). Llevan tres años sin subastas de centrales eléctricas a gas.

El LRCAP de 2025, previsto originalmente para 2024, se canceló debido a las impugnaciones legales al proceso de licitación: primero por parte de las centrales eléctricas a petróleo y, posteriormente, por parte de Eneva.

Lo que vimos Posteriormente, se llevó a cabo un largo proceso de rediseño de la LRCAP (Autoridad Reguladora de Electricidad de Brasil), con el fin de mitigar las diversas disputas entre las partes interesadas. Una de las principales controversias fue cómo tratar, en la fijación de precios de la subasta, los costos de transporte de gas de las centrales eléctricas conectadas a la red de gasoductos, lo que enfrentó a las empresas de transporte con Eneva.

La vía de conciliación elegida por el Ministerio de Minas y Energía (MME) fue la separación de los productos entre las centrales térmicas conectadas y desconectadas de la red de gasoductos. A tener en cuenta: Tras algunas idas y venidas, el MME programó la nueva LRCAP para marzo de 2026.

EPE (Empresa de Investigación Energética) acreditó 368 proyectos, con una potencia total de 126,2 GW, de los cuales el 83 % son centrales térmicas a gas, que competirán con las centrales térmicas de carbón y la expansión de las centrales hidroeléctricas existentes. La continuación de la contratación obligatoria de centrales térmicas marinas, prevista en la ley de privatización de Eletrobras, sigue sin definirse. El asunto está pendiente del análisis de los vetos a la ley de energía eólica marina.

Recientemente, con la aprobación de la Medida Provisional 1304/2025, el gobierno logró incluir una enmienda que permite al Consejo Nacional de Política Energética (CNPE) limitar la contratación de centrales térmicas marinas "a la necesidad identificada mediante la planificación sectorial, con base en criterios técnicos y económicos". Queda por ver cómo se desarrollará la contratación de estas centrales, lo que, en cierto modo, podría influir en la calibración de la demanda eléctrica.

3) Mercado libre en auge: El mercado libre de gas comenzó a cobrar impulso a mediados de 2024, pero fue este año cuando se abrió realmente, incluyendo la llegada de gas del noreste a los consumidores del sureste. La migración de industrias del mercado regulado al mercado libre ha batido récords, y el volumen comercializado ya supera los 13,3 millones de m³/día, según estimaciones de Wood Mackenzie. Esto representa casi un tercio de la demanda industrial histórica del mercado brasileño.

El punto culminante del año fue la incursión de Petrobras en este segmento, que nació con base en contratos con la empresa estatal en 2021, pero que había estado dominado por operadores privados en los últimos años. En 2025, Petrobras entró de lleno en el mercado libre y recuperó el liderazgo del segmento, centrándose en grandes clientes.

De hecho, el mercado libre se ha desarrollado de forma concentrada: Petrobras, Galp y Edge representan conjuntamente el 68% de los contratos firmados y el 76% del volumen contratado por la empresa, según Wood Mackenzie. Tras la apertura del mercado, la comercialización de gas al contado también se aceleró en 2025, con la entrada de nuevos actores.

Las industrias se están lanzando como comercializadoras para intentar aprovechar las oportunidades en este nicho, mientras que distribuidoras como Bahiagás y Gasmig están lanzando nuevas modalidades de venta de gas a corto plazo. A tener en cuenta: Se espera que el mercado libre continúe su expansión en 2026.

En una entrevista con Estúdio Axios en octubre, el director comercial de Edge, Guilherme Mattos, afirmó que apuesta por mantener el ritmo de crecimiento del mercado libre en 2026. Vea la entrevista completa. En São Paulo, el mayor centro de consumo de gas del país, las industrias experimentarán una migración profunda y acelerada. Comgás proyecta que, para 2026, la mayor parte (60%) del volumen de gas transportado por la red en el mercado no termoeléctrico se realizará en el mercado libre.

Con el desarrollo del mercado spot, la Bolsa Brasileña de Gas Natural y Biometano (BBGN) espera comenzar a operar la nueva plataforma de comercialización a mediados de 2026. 4) El mandato de biometano toma forma. El año 2025 es el año de la regulación del mandato de biometano, previsto en la Ley del Combustible del Futuro.

En septiembre, el gobierno publicó el decreto que regula el Programa Nacional de Descarbonización de Productores e Importadores de Gas Natural e Incentivos para el Biometano. El mandato inicial propuesto, vigente a partir de 2026, prevé un objetivo del 0,25 % (equivalente a un volumen de 238 000 m³/día), por lo tanto, inferior al objetivo del 1 % previsto en la ley.

El impacto de la política en el coste final del gas natural influyó considerablemente en la decisión, que se alinea con las demandas de los productores (la parte obligada) y los consumidores industriales de gas.

A tener en cuenta: El trabajo de regulación del mandato aún no ha finalizado y se ha extendido hasta 2026. La ANP ha abierto dos consultas públicas sobre dos proyectos de resolución sobre el tema:

El primero regula la individualización de los objetivos del Certificado de Garantía de Origen (CGOB) para productores e importadores de gas (CP hasta el 26/12); y el segundo aborda los procedimientos operativos y los requisitos técnicos para la emisión del CGOB (CP hasta el 21/01/2026). Según la regulación propuesta, solo el operador del yacimiento de gas será considerado parte obligada (los productores con una producción anual promedio operada superior a 1.000 bep/día de gas están sujetos a los objetivos). El objetivo de 2026 será prorrateado, es decir, será desglosado por la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) para los agentes obligados, pero su cumplimiento se exigirá conjuntamente con el objetivo de 2027. Esto...Esto le dará al regulador más tiempo para implementar un sistema informático de monitoreo y verificación del cumplimiento del mandato.

Los objetivos definitivos para 2026 se publicarán el 1 de junio.

Se espera que en 2026 Petrobras también realice su primera incursión en el sector. La empresa estatal pretende invertir en plantas de biometano existentes mediante fusiones y adquisiciones. 5) La subasta de gas de la Unión se estanca. Los planes para la subasta estructuradora de gas natural de la Unión (centrada en contratos a largo plazo para la industria) se han estancado.

Fue un largo año de negociaciones con Petrobras y sus socios en los sistemas de flujo (SIE) y procesamiento (SIP) para reducir los costos de acceso de PPSA (la comercializadora de gas de la Unión) a la infraestructura existente y, posteriormente, el intento fallido del MME de regular las tarifas mediante la MP 1304/2025. El consorcio no aceptó la propuesta de una reducción sustancial en la remuneración de los activos presentada por EPE. Y PPSA decidió, más recientemente, proceder con la negociación directa, sin recurrir inmediatamente al arbitraje de la ANP.

La apuesta se centra en la vía negociada, cuyo historial de impasses en las negociaciones es precisamente lo que ha paralizado los planes para la subasta de estructuración hasta el momento. A tener en cuenta: La expectativa actual de PPSA es realizar una subasta más modesta en 2026 —el último año del actual gobierno de Lula (PT)—, una oferta a corto plazo de gas de la Unión, con contratos de suministro de uno a tres años y volúmenes menores.

Paralelamente, la agenda regulatoria de la ANP promete avanzar en el tema del acceso. La agencia ya concluyó la consulta pública sobre la resolución de conflictos en el acceso de terceros a infraestructura esencial. Y planea programar, para 2026, la regulación del acceso negociado al flujo de salida y procesamiento.

6) El gas argentino finalmente llegó: Abril de 2025 pasó a la historia como la llegada histórica del gas argentino al mercado brasileño, marcando un nuevo capítulo en la integración gasífera entre las dos principales economías del continente. Un proyecto que comenzó hace más de dos décadas, pero que se interrumpió en la década de 2000 sin llegar a completarse.

La primera operación fue realizada por TotalEnergies, en un acuerdo con la comercializadora MTX, de Matrix Energy. Posteriormente, Tecpetrol (con Edge y MGás) y Pluspetrol (con Gas Bridge) llevaron a cabo sus proyectos piloto para evaluar la viabilidad operativa de la integración regional Argentina-Bolivia-Brasil. Con la reapertura de la ventana de verano, a partir de octubre, Petrobras entró en escena.

Por ahora, se trata de un gas de oportunidad, comercializado en modalidad interrumpible; la llegada de gas firme depende de las inversiones en infraestructura en ambos países. A tener en cuenta: Las expectativas del mercado indican que la ventana de importación de Argentina permanecerá abierta, de forma interrumpible, hasta abril de 2026. Es durante este período que el consumo interno disminuye estacionalmente y Argentina cuenta con excedentes para exportar.

Al otro lado de la frontera, nueve productores (incluida la propia Petrobras) ya cuentan con autorización para exportar a Brasil. La tendencia es que las operaciones comenzarán a cobrar mayor impulso a partir de enero, cuando entren en vigor los nuevos precios mínimos de exportación, mecanismos previstos en los contratos del Plan Argentino de Promoción de la Producción de Gas Natural (Plan Gas.Ar), bajo el gobierno de Alberto Fernández.

Tecpetrol, productora de petróleo y gas del Grupo Techint, estima que el precio del gas argentino llegará así a Brasil un 19 % más barato que el valor practicado en las primeras operaciones de prueba en abril de este año. Aun con algunas limitaciones, habrá más actividad en esta ventana: volúmenes aún pequeños, pero más regulares.

Sin nuevas inversiones estructurales, la capacidad de exportación de Argentina a Brasil, vía Bolivia, durante el verano, se limita a un rango de 3 a 4 millones de m³/día. 7) Nuevos actores en el GNL a pequeña escala. El segmento de GNL a pequeña escala dio nuevos pasos en 2025.

Eneva inició las obras de expansión de su planta de licuefacción en Maranhão, aumentando su capacidad actual de 600.000 m³/día a 900.000 m³/día, impulsada por la creciente demanda de Virtu GNL. Y GNLink, empresa controlada por Lorinvest, entregó sus tres primeras plantas de licuefacción en el país.

Edge también espera iniciar pronto su nuevo negocio. Desde la Terminal de Regasificación de São Paulo (TRSP), en Santos (SP), la empresa espera atraer clientes en un radio de más de 1.000 km. 8) Crece el mercado de camiones a gas. Las ventas de camiones y autobuses a gas se dispararon en 2025: según Anfavea, en septiembre se habían vendido 620 unidades, el doble que el año anterior.

Aunque las cifras absolutas aún son modestas, se trata de un mercado en rápida expansión, con nuevos lanzamientos de Iveco y la llegada de Mercedes-Benz para desafiar el liderazgo de Scania. El año 2025 también marca un avance importante en la financiación del gas como solución de descarbonización en el transporte pesado.El Congreso revocó un veto presidencial y restableció un artículo de la Patente 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.

Y hablando de capital… 2025 también fue el año de las nuevas inversiones en el segmento. El Grupo Ultra se unió a Perfin Infra y adquirió una participación en VirtuGNL. Ambas empresas formarán el bloque controlador de Virtu, con el 75% del capital con derecho a voto. A tener en cuenta: Con el nuevo capital asegurado y los nuevos accionistas, Virtu GNL cobra impulso para acelerar su proyecto pionero de corredor de gas: una infraestructura de estaciones de servicio de GNL para el transporte de carga. En septiembre, el proyecto recibió la aprobación de la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) para operar sus tres primeros puntos en Santo Antônio dos Lopes (Massachusetts), Balsas (Massachusetts) y Parauapebas (Países Bajos), que abastecerán la flota de camiones de la compañía.

9) Clasificación de ductos llega al Supremo Tribunal Federal: La ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) finalmente reanudó el debate sobre la clasificación de ductos, proponiendo límites técnicos de diámetro y presión para clasificar los activos como ductos de transporte. Los estados, a través de sus distribuidores y agencias reguladoras, así como de los poderes Ejecutivo y Legislativo, acusan a la ANP de extralimitarse en sus facultades. Están presionando al regulador para que se retracte del proyecto de resolución propuesto.

Abegás (Asociación Brasileña de Distribuidores de Gas) ha interpuesto acciones legales. Presentó una acción directa de inconstitucionalidad (ADI) ante el Supremo Tribunal Federal (STF) cuestionando la raíz del problema: los artículos de la Ley del Gas de 2021 que atribuyen a la ANP la competencia para definir los criterios técnicos para la clasificación de ductos de transporte. Veinte estados, a través del Colegio Nacional de Procuradores Generales de los Estados (Conpeg), respaldaron las preguntas de Abegás y solicitaron unirse a la acción como partes interesadas.

Paralelamente a la regulación del asunto en la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles), continúan las rondas de negociaciones en el Centro de Resolución Consensual de Conflictos del STF (Supremo Tribunal Federal), donde la Unión, el Estado de São Paulo y Comgás intentan llegar a un acuerdo sobre las condiciones para que el gasoducto Subida da Serra opere como gasoducto de distribución. El gasoducto Comgás es el principal punto de discordia en el sector. 10) Liberación de gas regresa al Congreso. El programa para reducir la concentración del mercado del gas regresa al Congreso, esta vez en la Cámara de Diputados, donde Kim Kataguiri (Unión/SP) presentó un proyecto de ley (PL 5802/2025).

El texto sigue el modelo de la propuesta de liberación de gas acordada en 2024 por el senador Laércio Oliveira (PP/SE), durante la tramitación del Programa de Aceleración de la Transición Energética (Paten), pero que no prosperó en su momento. En otras palabras: se centra en el gas que Petrobras compra a terceros, manteniendo la libertad de la empresa estatal para importar GNL y seguir comercializando gas de su propia producción.

La propuesta, en estos términos, podría liberar volúmenes de al menos 11 productores que tienen contratos a largo plazo con la empresa estatal. A tener en cuenta: Paralelamente al movimiento en el Congreso, la ANP (Agencia Nacional de Petróleo, Gas Natural y Biocombustibles) espera concluir el debate sobre la liberación de gas para finales de 2026. Forma parte de su agenda regulatoria.

El tema, bajo la ponencia de Pietro Mendes, aún se encuentra en fase de estudio preliminar.

Fuente: AXES