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En medio del conflicto en Ucrania, ¿por qué Brasil paga más que Europa por el gas natural?
En medio del conflicto en Ucrania, ¿por qué Brasil paga más que Europa por el gas natural?
Sputnik Mundo
La UE no solo se pegó un tiro en el pie al rechazar del gas ruso, sino que también provocó que los precios se dispararan en todo el mundo. El aumento afecta... 05.09.2024, Sputnik Mundo
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A principios de siglo, el gas natural representaba solo el 3% de la matriz energética de Brasil. En 2018, esa cifra saltó al 13%, detalla a Sputnik el investigador de petróleo y gas de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y analista geopolítico del Centro de Estudios de Relaciones Internacionales, Luis Augusto Medeiros Rutledge.Agrega que esto ocurrió, en gran parte, gracias a un acuerdo entre Brasil y Bolivia para la exploración conjunta de yacimientos de gas en el país vecino.Esto llevó a la creación del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol), cuyas actividades comenzaron en 1999, apenas tres años después de la firma de un acuerdo entre Petrobras y su par boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB). "A partir de ese momento, Brasil comenzó a incluir activamente el gas natural en su matriz energética y, poco a poco, a incrementar las importaciones de la molécula boliviana, no solo a través de Gasbol, sino también a través del Gasoducto Lateral de Cuiabá, que inició operaciones en 2001," destaca el analista.La producción de Bolivia disminuyeEn la última década y, especialmente, en los últimos dos años, la producción boliviana ha disminuido, generando gran preocupación para las autoridades de ambos países. En 2014, Bolivia alcanzó su pico de productividad con 62,6 millones de metros cúbicos por día (Mm³/día). Hoy la producción es de 36 Mm³/día.Esta pérdida puede explicarse por varios motivos, señala exdirector ejecutivo de exploración y producción del Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP), Julio César Moreira. El primero es el agotamiento natural de estos campos. El segundo es la elevada carga fiscal que el Gobierno impone al sector, lo que desalienta nuevas inversiones, añade.Para satisfacer la demanda nacional, Brasil compra gas natural a Estados Unidos, el mayor exportador del mundo y actual principal fuente del mercado europeo. Para desviar el gas natural licuado (GNL) de esta ruta preferencial y ya establecida, las empresas brasileñas pagan primas de 0,10 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (BTU), equivalente a 26,8 m³ de gas natural.Para un país que en 2023 importó más de 15 Mm³/día, cada centavo extra le sale caro.¿De dónde puede venir el gas para Brasil?Como se desprende del aumento de los precios a nivel mundial provocado por la reorganización de la distribución de gas natural en Europa, existe una fuerte correlación entre la política internacional y la política energética. Del mismo modo, resolver el problema brasileño requerirá algún tipo de solución política. En Bolivia, por ejemplo, fueron descubiertos recientemente dos nuevos yacimientos de gas prometedores: Mayaya Centro-X1 y Domo Oso-X3.El primero se ubica al norte de La Paz y se estima que contiene 1,7 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Para explorarlo, YPFB prevé inversiones de 400 millones de dólares en infraestructura, pero la producción solo debería comenzar en tres o cuatro años, destaca el profesor de la UFRJ.El segundo, Domo Oso-X3, se convirtió en un proyecto objetivo de colaboración entre la empresa estatal boliviana y Petrobras. Ubicado en la zona de San Telmo Norte, en el sur-sureste de Bolivia, se estima que el campo tiene 2,7 TCF. Sin embargo, señala Rutledge, la viabilidad comercial del yacimiento aún está en estudio y, hasta alcanzar la fase comercial, deberían pasar entre ocho y diez años.La intersección entre geopolítica y energía también se hace evidente al evaluar al otro socio energético de Brasil en gas natural: Argentina. Hasta hace poco, uno de los principales prospectos de exploración de gas de Brasil se encontraba en ese territorio: el yacimiento de petróleo y gas de Vaca Muerta.Considerada la segunda reserva de gas de esquisto más grande del mundo, superando incluso a Estados Unidos, la empresa estatal argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) estima un volumen de 307 TCF de gas natural en el yacimiento argentino, sin contar el volumen de petróleo. Según la petrolera Tecpetrol, el país podría exportar alrededor de 95 Mm³/día en 2027.Inicialmente, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) financiaría un tramo del gasoducto Néstor Kirchner para transportar combustible argentino al mercado brasileño. Sin embargo, desde que Javier Milei asumió el cargo de presidente, las conversaciones se han estancado.Julio Moreira subraya que la importación de gas argentino aún se puede realizar, ya que existen gasoductos que conectan Argentina con Bolivia, que a su vez está conectada con Brasil.Con el aumento de la producción argentina, también se espera que Bolivia ponga fin a las exportaciones al país vecino, lo que debería incrementar los envíos al mercado brasileño, destaca Rutledge.Los expertos advierten que, aunque existen algunas perspectivas de desarrollo en los países vecinos, Brasil también debería prestar atención al desarrollo de su propia red nacional de gasoductos.Uno de los principales problemas en el suministro de gas brasileño es la tasa de reinyección. En 2023, la producción nacional de gas fue de 149,81 Mm³/día. De ellos, alrededor de 78,82 Mm³/día fueron reinyectados en los campos para facilitar la extracción de petróleo, un producto económicamente más interesante, tanto en términos de precio de venta como de ingresos fiscales.Poco antes, el Gobierno federal publicó el Decreto n.º 12.153, que modifica los porcentajes de inyección de gas en la exploración petrolera. La idea del Palacio de Planalto es ampliar la oferta de gas natural en los mercados brasileños.Sin embargo, no habrá aumento, para Moreira, por razones técnicas debidas a las dificultades para modificar el equipo utilizado para captar y transportar el combustible del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).Hoy, el 85% de la producción de gas natural en Brasil se realiza en el mar y el 84% se extrae de los yacimientos presalinos, donde se están desarrollando nuevos proyectos, destaca Moreira.Por ejemplo, se está terminando un nuevo gasoducto que conectará la Cuenca de Santos con el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), conocido como Ruta 3, además del proyecto Sergipe Águas Profundas (SEAP), operado por Petrobras. En la Cuenca de Campos está el proyecto Raia, de Equinor, que debería entrar en funcionamiento en 2028.Rutledge, sin embargo, indica que, debido a que esta infraestructura está presente casi en su totalidad en la costa brasileña, el interior del país no puede aprovechar el gas natural y que parte del combustible es reinyectado por Petrobras, responsable del 70% del gas natural. El combustible producido en Brasil es reinyectado por falta de flujo y capilaridad en la red de gasoductos.Para el investigador, es necesario fortalecer la integración de las redes en las regiones sudeste y nordeste, además de aumentar la capilaridad del GNL de pequeña escala para internalizar el producto.
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En medio del conflicto en Ucrania, ¿por qué Brasil paga más que Europa por el gas natural?
14:41 GMT 05.09.2024 (actualizado: 15:49 GMT 05.09.2024) Fabian Falconi
Desde Brasil
La UE no solo se pegó un tiro en el pie al rechazar del gas ruso, sino que también provocó que los precios se dispararan en todo el mundo. El aumento afecta incluso a Brasil, que hoy paga más por el combustible importado que los europeos. En Sputnik varios analistas discuten cómo garantizar el suministro de gas natural a buen precio.
A principios de siglo, el gas natural representaba solo el 3% de la matriz energética de Brasil. En 2018, esa cifra saltó al 13%, detalla a Sputnik el investigador de petróleo y gas de la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y analista geopolítico del Centro de Estudios de Relaciones Internacionales, Luis Augusto Medeiros Rutledge.
Agrega que esto ocurrió, en gran parte, gracias a un acuerdo entre Brasil y Bolivia para la exploración conjunta de yacimientos de gas en el país vecino.
Esto llevó a la creación del Gasoducto Bolivia-Brasil (Gasbol), cuyas actividades comenzaron en 1999, apenas tres años después de la firma de un acuerdo entre Petrobras y su par boliviana, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).
"A partir de ese momento, Brasil comenzó a incluir activamente el gas natural en su matriz energética y, poco a poco, a incrementar las importaciones de la molécula boliviana, no solo a través de Gasbol, sino también a través del Gasoducto Lateral de Cuiabá, que inició operaciones en 2001," destaca el analista.
La producción de Bolivia disminuye
En la última década y, especialmente, en los últimos dos años, la producción boliviana ha disminuido, generando gran preocupación para las autoridades de ambos países. En 2014, Bolivia alcanzó su pico de productividad con 62,6 millones de metros cúbicos por día (Mm³/día). Hoy la producción es de 36 Mm³/día.
Esta pérdida puede explicarse por varios motivos, señala exdirector ejecutivo de exploración y producción del Instituto Brasileño de Petróleo y Gas (IBP), Julio César Moreira. El primero es el agotamiento natural de estos campos. El segundo es la elevada carga fiscal que el Gobierno impone al sector, lo que desalienta nuevas inversiones, añade.
"El resultado práctico de esto es que fueron extraídas reservas y no se han descubierto otras nuevas", explica.
Para satisfacer la demanda nacional, Brasil compra gas natural a Estados Unidos, el mayor exportador del mundo y actual principal fuente del mercado europeo. Para desviar el gas natural licuado (GNL) de esta ruta preferencial y ya establecida, las empresas brasileñas pagan primas de 0,10 dólares estadounidenses por millón de unidades térmicas británicas (BTU), equivalente a 26,8 m³ de gas natural.
Para un país que en 2023 importó más de 15 Mm³/día, cada centavo extra le sale caro.
¿De dónde puede venir el gas para Brasil?
Como se desprende del aumento de los precios a nivel mundial provocado por la reorganización de la distribución de gas natural en Europa, existe una fuerte correlación entre la política internacional y la política energética.
"La geopolítica y la energía están cada vez más conectadas", afirma Rutledge.
Del mismo modo, resolver el problema brasileño requerirá algún tipo de solución política. En Bolivia, por ejemplo, fueron descubiertos recientemente dos nuevos yacimientos de gas prometedores: Mayaya Centro-X1 y Domo Oso-X3.
El primero se ubica al norte de La Paz y se estima que contiene 1,7 billones de pies cúbicos (TCF, por sus siglas en inglés). Para explorarlo, YPFB prevé inversiones de 400 millones de dólares en infraestructura, pero la producción solo debería comenzar en tres o cuatro años, destaca el profesor de la UFRJ.
El segundo, Domo Oso-X3, se convirtió en un proyecto objetivo de colaboración entre la empresa estatal boliviana y Petrobras. Ubicado en la zona de San Telmo Norte, en el sur-sureste de Bolivia, se estima que el campo tiene 2,7 TCF. Sin embargo, señala Rutledge, la viabilidad comercial del yacimiento aún está en estudio y, hasta alcanzar la fase comercial, deberían pasar entre ocho y diez años.
La intersección entre geopolítica y energía también se hace evidente al evaluar al otro socio energético de Brasil en gas natural: Argentina. Hasta hace poco, uno de los principales prospectos de exploración de gas de Brasil se encontraba en ese territorio: el yacimiento de petróleo y gas de Vaca Muerta.
Considerada la segunda reserva de gas de esquisto más grande del mundo, superando incluso a Estados Unidos, la empresa estatal argentina Yacimientos Petrolíferos Fiscales (YPF) estima un volumen de 307 TCF de gas natural en el yacimiento argentino, sin contar el volumen de petróleo. Según la petrolera Tecpetrol, el país podría exportar alrededor de 95 Mm³/día en 2027.
Inicialmente, el Banco Nacional de Desarrollo Económico y Social (BNDES) financiaría un tramo del gasoducto Néstor Kirchner para transportar combustible argentino al mercado brasileño. Sin embargo, desde que Javier Milei asumió el cargo de presidente, las conversaciones se han estancado.
Julio Moreira subraya que la importación de gas argentino aún se puede realizar, ya que existen gasoductos que conectan Argentina con Bolivia, que a su vez está conectada con Brasil.
Con el aumento de la producción argentina, también se espera que Bolivia ponga fin a las exportaciones al país vecino, lo que debería incrementar los envíos al mercado brasileño, destaca Rutledge.
Los expertos advierten que, aunque existen algunas perspectivas de desarrollo en los países vecinos, Brasil también debería prestar atención al desarrollo de su propia red nacional de gasoductos.
Uno de los principales problemas en el suministro de gas brasileño es la tasa de reinyección. En 2023, la producción nacional de gas fue de 149,81 Mm³/día. De ellos, alrededor de 78,82 Mm³/día fueron reinyectados en los campos para facilitar la extracción de petróleo, un producto económicamente más interesante, tanto en términos de precio de venta como de ingresos fiscales.
Poco antes, el Gobierno federal publicó el Decreto n.º 12.153, que modifica los porcentajes de inyección de gas en la exploración petrolera. La idea del Palacio de Planalto es ampliar la oferta de gas natural en los mercados brasileños.
Sin embargo, no habrá aumento, para Moreira, por razones técnicas debidas a las dificultades para modificar el equipo utilizado para captar y transportar el combustible del buque flotante de producción, almacenamiento y descarga (FPSO).
"A muy corto plazo, es muy difícil simplemente reducir la reinyección para tener un mayor suministro de gas, pero, a medio y largo plazo, los equipos que se puedan construir se pueden adaptar a un menor volumen de reinyección", subraya.
Hoy, el 85% de la producción de gas natural en Brasil se realiza en el mar y el 84% se extrae de los yacimientos presalinos, donde se están desarrollando nuevos proyectos, destaca Moreira.
Por ejemplo, se está terminando un nuevo gasoducto que conectará la Cuenca de Santos con el Complejo Petroquímico de Río de Janeiro (Comperj), conocido como Ruta 3, además del proyecto Sergipe Águas Profundas (SEAP), operado por Petrobras. En la Cuenca de Campos está el proyecto Raia, de Equinor, que debería entrar en funcionamiento en 2028.
Rutledge, sin embargo, indica que, debido a que esta infraestructura está presente casi en su totalidad en la costa brasileña, el interior del país no puede aprovechar el gas natural y que parte del combustible es reinyectado por Petrobras, responsable del 70% del gas natural. El combustible producido en Brasil es reinyectado por falta de flujo y capilaridad en la red de gasoductos.
Para el investigador, es necesario fortalecer la integración de las redes en las regiones sudeste y nordeste, además de aumentar la capilaridad del GNL de pequeña escala para internalizar el producto.
"Hoy existen 22 iniciativas de distribuidoras en el país para construir redes locales e invertir en gasoductos", concluye.
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