Reflexiones sobre el reciente seminario de gas natural del IBP en Brasil

Los días 10 y 11 de mayo tuve la oportunidad de estar presente en la edición número 20 del Seminario de Gas Natural, patrocinado por el Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) en Río de Janeiro. Sobre este evento, realizaré algunas reflexiones y predicciones, que impactan a esta industria, no solo en el país del samba, sino también en los vecinos.

Debo resaltar el elevado nivel de participación en cuanto a número de delegados. Tengo conocimiento que se registraron 850 y participaron 750. La sala muchas veces quedó algo pequeña para el número de asistentes. También debo destacar la jerarquía y nivel de participación de instituciones y empresas del sector público y privado en los numerosos paneles de debate durante los dos días. Estuvieron todos los que tenían que estar.

Los dos puntos anteriores reflejan la importancia para Brasil de contar con un gas natural competitivo en la matriz energética actual y futura y dentro del Nuevo Mercado de Gas Natural que se ha venido implementado a partir de la Ley 14134 (2021). Esta reforma introduce competencia y quita el secante monopolio que tenía Petrobras, con privatizaciones, con acceso abierto en los gasoductos y otra infraestructura y varias otras reformas, que permiten la participación del sector privado, introducir competitividad y bajar tarifas y precios.

Quiero recordar que el gas natural es el energético imprescindible hacia la ansiada transición energética y la descarbonización del planeta. Es el energético fósil más limpio, abundante y competitivo para respaldar energías renovables (hídrica, solar y eólica) y además reemplazar los mucho más contaminantes carbón y combustibles pesados que aún se usan para generar energía eléctrica. Adicionalmente, es el energético esencial para mover la industria (calderos, hornos, etc.) y también para uso en transporte marítimo y terrestre. No hay que olvidar su vital importancia como materia prima en la industria química y petroquímica. 

Brasil tiene una matriz eléctrica muy basada en generación hídrica. Cuando no llueve requiere de un fuerte respaldo que viene y vendrá de generación con gas natural (para así evitar los apagones del pasado).

Hasta 2022, la capacidad instalada hidráulica es 58% y la generación con agua fue de 63%. A esto debemos sumar que el sector privado está realizando importantes inversiones en energías solar y eólica que requieren respaldo flexible (cuando se necesita).

Sumaré la demanda de la industria en Brasil, que requiere energía firme para seguir produciendo y exportando y también la demanda de las industrias química y petroquímica que vienen reclamando por un gas más competitivo para su futura transformación. En especial la producción de urea en un país agrícola que debe importar absolutamente todo. 

Se debatieron muchos temas como el bypass  al transporte y distribución del sector eléctrico y su regulación, temas impositivos estaduales, biogás y otros. Pero, sobre todo, se debatió de dónde vendrá en el futuro la molécula de gas segura y competitiva. Sin duda que el GNL importado es y será el respaldo ideal para el sector eléctrico y para ello hay nuevos terminales en construcción y en estudio. Empero es gas más costoso y sujeto a los vaivenes de precios internacionales.

El debate principal se centralizó en cómo llegar al mercado competitivamente con la inmensa cantidad de gas natural que se tiene y se reinyecta en el offshore  de Brasil y principalmente en el presal (gas asociado y con CO2). Gigantes inversiones se necesitan para producir, separar y transportar el gas a la costa para llegar a los gasoductos y al mercado.

Se está estudiando los mecanismos e incentivos necesarios para que este gas se torne competitivo para concretar una verdadera transformación industrial en Brasil y que pueda alimentar industrias y plantas petroquímicas y de urea en particular. Tarea que el Gobierno, varias instituciones y empresas vienen estudiando.

Durante el evento, se celebró la Final Investment Decision (FID) del proyecto BMC-33 operado por Equinor, en asociación con Petrobras y Repsol/Sinopec, que suministrará al mercado 16 millones de metros cúbicos diarios (MMMCD) a partir de 2027-2028. También del proyecto SEAP liderado por Petrobras y que pondrá en el mercado 18 MMMCD adicionales hacia 2028. Esto se sumará al demorado proyecto Ruta 3 que en 2024 entregará 18 MMMCD. Parte de este gas reemplazará la declinante importación de Bolivia y de producción de los campos maduros de la Bahía de Campos y otras cuencas.

Fue muy triste constatar que en ninguno de los paneles se hizo referencia al gran otrora proveedor que fue Bolivia por casi 25 años. En el imaginario de los actores de la industria del gas natural en Brasil, el futuro suministro de Bolivia no está más en el radar. Breve mención hizo a la posibilidad de usar gas competitivo de Argentina (Vaca Muerta) utilizando infraestructura existente en Bolivia, y ya depreciada. Sin duda una alternativa que debe explorarse e impulsarse, pero que requiere arduo trabajo de coordinación en los tres países.

 

El autor es exministro de Hidrocarburos de Bolivia y Actual Socio Director de Gas Energy Latin America