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23/10/2012 | Análisis: Gas natural como factor de competitividad para Brasil

De Nuestra Redacción

Dando continuidad a las tentativas de reducir el costo Brasil, surgen noticias de que el gobierno de ese país, después de anunciar el paquete de la energía eléctrica, estaría preparando medidas para reducir el precio del gas natural.

 

El producto pasa por grandes revoluciones que, probablemente, lo llevarán a ser la fuente de energía que hará la transición de una matriz energética sucia para una más limpia. Al fin de cuentas, el gas natural es de más limpia entre las energías fósiles. La primera gran revolución fue el advenimiento del llamado gas natural licuado (GNL), que transformó diversas reservas esparcidas por el mundo en económicas. Hasta entonces, como el gas sólo era consumido a través de gasoductos, eso impedía su transformación en commodity, inviabilizando el crecimiento de la oferta. Por medio del proceso de licuefacción en el campo productor, su transporte en navíos y su regasificación en el mercado consumidor, el gas natural se va haciendo una commodity, y actualmente los contratos de GNL ya superan aquellos hechos por gasoductos.

La segunda revolución viene ocurriendo en el mercado americano y lleva el nombre de shale gas. Hoy ya representa un 23% del consumo de gas en los Estados Unidos. Lo que diferencia esas dos grandes revoluciones es que, mientras el precio del GNL aún es alto, el del shale gas es extremadamente bajo y ha provocado cambios estructurales en el escenario energético americano. El precio del GNL gira en torno a 14 dólares/millón de BTU y el del shale gas, en torno a 2 dólares/millón de BTU. Eso ha generado una serie de distorsiones e indagaciones. El precio del gas está regionalizado: es muy bajo en el mercado americano, y aún alto en Europa y en el mercado asiático. En la medida en que el gas se hace una commodity, los precios tenderán a uniformizarse? El shale gas será producido en gran escala en otros países, superando actuales problemas ambientales, como la posible contaminación de las napas freáticas?

Si bien existen reparos por parte de grupos medioambientales, el shale gas sería ecológicamente más "amigable" que el petróleo y el carbón. En el resto del mundo, a pesar de que se han detectado reservas en diversos lugares, el escenario es menos auspicioso.

En Europa las tuberías están colapsadas y los dueños de las tierras muchas veces no tienen derechos sobre los minerales en el subsuelo.  En China las tierras son públicas y los registros geológicos son secretos, por lo que es más complicado para las empresas privadas realizar exploraciones; además en el país existe escasez de agua, material fundamental para la explotación.

Argentina, otro de los países con grandes reservas, no cuenta con una institucionalidad adecuada, casos como el de Repsol generarían demasiada incertidumbre en los potenciales inversores. Si a todo esto le agregamos que el gas natural es difícil de exportar, por lo que sus precios varían mucho de región en región; nada asegura que los beneficios del shale gas se expandirán rápidamente fuera de Estados Unidos.

En la actualidad el principal freno para el shale gas en Estados Unidos está en el bajo precio al que se comercializa el gas (producto de un inusualmente cálido invierno y de un exceso de oferta) y en las consideraciones ambientales, entre estas últimas se cuentan el intensivo uso de agua, la incidencia en la generación de sismos y la contaminación del aire y el agua.

La actual política de gas natural en Brasil no ha tenido en cuenta esos grandes cambios que vienen ocurriendo en el mercado mundial. Por lo tanto, lo que se espera es que las medidas que vinieran a ser anunciadas se encuadren en esta nueva realidad. Y ¿cuáles deberían ser esas medidas? La primera sería que el gobierno promueva políticas que incentiven un aumento de la oferta interna de gas. La vuelta de las licitaciones que fueron paralizados en 2008 es fundamental. Además de las licitaciones tradicionales, el gobierno, por medio de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustíveis (ANP), podría promover licitaciones específicas en tierra contemplando a la producción de shale gas. En ese sentido, sería importante crear una legislación que dé esos beneficios fiscales y tributarios a los productores de shale gas.

Una segunda medida es modificar la actual política de precios del gas natural. La mayor parte del gas producido en Brasil es asociada al petróleo, lo que lo hace un subproducto del petróleo. Y como tal, su precio debería ser inferior al gas no asociado, tanto en el origen nacional como el importado. En Colombia, por ejemplo,  Ecopetrol vende el gas asociado un 50% más barato que el no asociado. Además de eso, la inversión necesaria para penetrar el gas asociado hasta el mercado consumidor debería ser pagada por el petróleo, dado que es el petróleo, y no el gas, que viabiliza la explotación del campo. No basta incentivar la oferta, en el caso del gas es fundamental crear demanda regular para su consumo.

El gobierno debería menear en la actual regulación del sector eléctrico, promoviendo licitaciones por fuentes y colocando las térmicas a gas en la base del sistema eléctrico, además de incentivar la cogeneración. Con el objetivo de una mejor utilización de los gasoductos de transporte, tanto del punto de vista económico cuanto de lo de la transparencia, es muy importante crear la figura de un operador independiente para los gasoductos de transporte, algo similar a lo que existe en el sector eléctrico en la figura del Operador Nacional del Sistema Eléctrico (ONS). En cuanto a los Estados, su contribución sería en el sentido de privatizar sus empresas de distribución, crear agencias reguladoras y figuras como las del consumidor libre.

El presidente de la Empresa de Investigación Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, reiteró que en este sentido que el precio elevado del gas natural en Brasil limita el desarrollo del mercado en el país. “El gas tiene una cuestión de cantidad y de precio. Existe un limitador que es el volumen, pero existe el precio. Si no consiguiéramos abaratar el gas, él no quedará competitivo”, dijo el ejecutivo, durante el debate de planificación energética, en la Cámara de Comercio Americana (Ancham), en Río de Janeiro. El presidente de  EPE afirmó que la expansión de la oferta de gas natural en Brasil se dará a partir de la producción nacional y de la importación de Bolivia y de gas natural licuado (GNL). Tolmasquim afirmó aunque sería una “irracionalidad” del punto de vista energético quemar el gas natural que será producido en la capa pre-sal, aunque económicamente sea la mejor opción. Estudio de la Abrace, asociación que representa grandes consumidores industriales de gas, muestra que Brasil tiene el octavo mayor precio de gas en una lista de 46 países, con una tarifa media de 9 dólares por millón de BTU (unidad térmica de referencia del sector).

 

El mercado de gas natural vive una situación de precios altos que dejó el consumo estancado en los últimos cuatro años y ha afectado seriamente la competitividad de los sectores intensivos de la materia prima. Ese es el diagnóstico de un amplio estudio de Abrace. Según el estudio, Brasil tiene el octavo mayor precio del mundo, en una lista de 46 países investigados. Como se menciona más arriba, se paga 9 dólares por millón de BTU en el llamado “city gate”, que es el punto de entrada de la red de distribución, antes que el gas sigue hacia residencias e industrias. El valor deja a Brasil muy por encima de sus competidores en el mercado internacional, como China (6,4 dólares), Estados Unidos (4,5 dólares), India (4,5 dólares), México (4,2 dólares) y Malasia (3,9 dólares). La mayoría de los países europeos, que depende mayoritariamente del gas proveniente de Rusia, también tiene precios más bajos que en Brasil.

El sistema de reajustes aplicados por Petrobras a las distribuidoras provinciales está en contra de la tendencia mundial y fue ligado a las variaciones del petróleo, aún después de los descubrimientos del pre-sal y la disminución de la dependencia del gas boliviano. Desde abril de 2007, cuando cambió la ecuación que determina el reajuste trimestral, hubo un alza del 184,8% de los precios en el mercado brasileño. Petrobras ha aplicado descuentos que hicieron el aumento, en la práctica, menos salado, de exactos un 100%. Pero esa disparada supera la variación del barril de petróleo del tipo Brent (un 64,8%) y más que duplica el IGP-M verificada en el mismo periodo (un 40,6%). Mientras eso, el precio en el Henry Hub, principal referencia en Estados Unidos para la negociación de contratos de gas- tuvo una reducción del 61,3%.

Con ese escenario, el aumento acelerado de la demanda por gas natural fue súbitamente interrumpido. Entre 2000 y 2008, triplicó el consumo por industrias, residencias, vehículos y usinas termoeléctricas. En 2012, sin embargo, el volumen deberá ser igual a los registrados cuatro años atrás: 49,6 millones de metros cúbicos por día. Llama aún más la atención la pérdida de competitividad de sectores que usan el gas como insumo en sus procesos productivos. La balanza comercial de las industrias de cerámica, vidrio, papel y celulosa, químico, siderúrgica y aluminio salió de un superávit de 5 mil millones de dólares en 2005 por un déficit de 15,8 mil millones de dólares en 2011. Esa inversión puede ser atribuida a varios factores, conforme pondera la propia Abrace, per evidencia la necesidad de incluir el gas en la “agenda de competitividad industrial”.

El gobierno ya reconoció que la energía es un factor de competitividad y llegó la hora de dar más atención a la cuestión del gas natural”, dijo el presidente de la asociación, Paulo Pedrosa. Para trazar un cuadro exacto de lo que ha ocurrido en el sector y encaminar un conjunto de propuestas al gobierno, los grandes consumidores industriales de energía contrataron un equipo de peso - la Fundación Instituto de Investigaciones Económicas (Fipe), la Universidad Federal de Río de Janeiro (UFRJ) y las consultorías Gas Energy y PSR - para hacer el estudio. Sus conclusiones serán divulgadas en el lanzamiento del proyecto +Gas Brasil, liderado por Abrace, en asociación con asociaciones empresariales.

El estudio demuestra que la producción nacional de gas puede subir de los actuales 42 millones a 144 millones de m3/día. Ese volumen tiene condiciones de aumentar a 169 millones de m3/día que se haya más rapidez en la explotación de reservas de gas no convencional, como el gas shale. "Con los descubrimientos del pre-sal y el potencial de gas no convencional, hay un cambio de paradigma en la oferta", evalúa Sylvie D'Apote, directora de Gas Energy. Ella se acuerda que la participación del gas en la matriz energética brasileña, hoy entre un 8% y un 9%, se queda distante de la media global, que ronda un 20%. "Aún para un país con fuerte vocación hidroeléctrica, que no necesita usar tanto gas para accionar usinas térmicas, es una participación baja", afirma.

El mayor desafío es crear un ambiente propicio para el crecimiento de la demanda. La industria consume hoy 34 millones de m3/día y la perspectiva es alcanzar 58 millones de m3/día en 2025, pero los cambios regulatorios pueden impulsar esa cantidad. Según el estudio, si la tarifa final caer de los actuales 13 dólares a 7 dólares por millón de BTU, además de una relación más favorable con el precio del combustible crudo, el consumo de la industria puede llegar a la marca de 137 millones de m3/día en 2025. "Con los precios actuales del gas, ese potencial no se va a disparar", advierte Sylvie.

"Esa es una cuestión más compleja que en el sector de energía, porque el sector de gas natural tiene una estructura muy específica. Y tiene una diferencia muy grande entre el precio de aquí y lo de otros países", observa el gerente de competitividad industrial e inversiones de la Federación de las Industrias del Estado de Río de Janeiro (FIrjan), Cristiano Prado. "El ICMS pesa mucho en la tarifa del gas natural y afecta en especial los exportadores, que no consiguen tomar crédito de ICMS". Las propuestas lanzadas pela Abrace incluyen la reanudación de las licitaciones de explotación, inversiones para viabilizar la producción de gas no convencional, expansión de los gasoductos y eliminación del conflicto de intereses en las distribuidoras - casi todas tienen a Petrobras, que ejerce posición de virtual monopolio en el suministro, como accionista relevante o mayoritaria.

Además de eso, Abrace apunta la necesidad de acelerar la creación de un mercado libre para la venta de gas, de forma semejante al que ya ocurre con la energía eléctrica. Los niveles mínimos de consumo para la habilitación de industrias son definidos por los gobiernos provinciales, a quienes cabe regular el segmento de distribución, conforme determina la Constitución. Estados como Río de Janeiro fijaron en 100 mil m3/día el consumo mínimo para permitir que industrias tener derecho a escoger sus proveedores de gas, pero la exigencia es tan alta que habilita sólo ocho empresas, en la práctica. Esa franja de consumo equivale a 25 megawatts (MW) de demanda de energía eléctrica. El detalle es que, en el mercado libre de energía, basta tener 3 MW para obtener registro.

El director de la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustíveis (ANP) Helder Queiroz, evalúa que la diferencia de la regulación entre los Estados dificulta el desarrollo del mercado de gas en el país. "En algunos Estados existe el consumidor libre, en otros no. Hay un desorden de precios entre los Estados."

Catorce entidades empresariales iniciaron una campaña en defensa de medidas que permitan aumentar la participación del gas en la matriz energética brasileña. Un documento con diez propuestas fue encaminado a los liderazgos del Congreso. Las próximas semanas será llevado al Ministerio de Minas y Energía, a la Agencia Nacional del Petróleo, Gas Natural y Biocombustíveis (ANP), a  Petrobras y a secretarios provinciales de Energía. "El Estado brasileño necesita efectuar esfuerzos para crear un ambiente regulatorio que estimule inversiones en la diversificación de la oferta y promoción de la disponibilidad en grande escala", dijo el presidente de la Asociación Brasileña de los Comercializadores de Energía (Abraceel), Reginaldo Medeiros, que coordina el fórum de 14 entidades. El grupo incluye la Federación de las Industrias del Estado de Río (Firjan), el Instituto Brasileño del Petróleo (IBP) y la Asociación Brasileña de las Industrias de Vidrio (Abividro).

Las asociaciones empresariales cobran agilidad en la reanudación de las subastas de ANP para la concesión de nuevos bloques de explotación. Menos del 5% del área total de 38 cuencas sedimentarias del país, que llega a 7,5 millones de kilómetros cuadrados, fue concedida para la explotación y producción de gas natural. La 10ª ronda, última licitación del sector, ocurrió en diciembre de 2008. El mes pasado, el gobierno anunció la realización de la 11ª ronda, en mayo de 2013. Las entidades también cobran mayor transparencia en la definición de los márgenes practicados por las distribuidoras de gas. En la mayoría de los Estados, la remuneración prevista para garantizar las inversiones es definida en los contratos de concesión. Hay revisiones tarifarias anualmente, pero el proceso ocurre sin audiencias públicas y ni todas las agencias reguladoras actúan con independencia, según el documento. "Esa deficiencia es particularmente preocupante cuando el Estado también es accionista de la distribuidora", argumentan las asociaciones.

La Empresa de Investigación Energética (EPE) prevé inversiones de 1.097 de trillones de reales en el sector de energía brasileño hasta 2021.  Los datos constan de la minuta del Plan Decenal de Expansión de Energía (PDE 2021), colocada en consulta pública. EPE estima que el sector de energía eléctrica será responsable por 269 billones de reales de ese total, siendo 213 billones de reales en generación y 56 billones de reales en transmisión. La mayor tajada deberá quedarse, según EPE, con el sector de petróleo y gas natural, con 749 billones de reales. Sólo el segmento de explotación y producción responderá por 547 billones de reales, seguido por la refinación e infraestructura de transporte, con 198 billones de reales. La oferta de gas natural deberá recibir otros 4 billones de reales.

La oferta de biocombustibles líquidos deberá recibir, hasta 2021, otros 79 billones de reales, siendo 71 billones de reales para las fábricas productoras de etanol, 7 billones de reales para la infraestructura ducto viaria y portuaria y 1 billón de reales para las fábricas de producción de biodiesel. La minuta trae aún la estimativa de que la capacidad de generación eléctrica crecerá un 57% hasta 2021, pasando de 116,5 gigawatts (GW), el año pasado, para 182,4 GW. Por la proyección de  EPE, el incremento en la generación será mayor, de 34,9 GW, hasta 2016. Entre 2017 y 2021 serán otros 31 GW. La energía hidráulica va a tener el mayor peso en ese aumento del parque de generación conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN), con 33,2 GW, alcanzando el total de 116,8 GW de capacidad instalada en 2021. A continuación vendrán, por las estimativas de EPE, la energía eólica, con 14,2 GW de aumento en el parque de generación; la energía térmica, con 8,9 GW; la biomasa, con 5,7 GW; las pequeñas centrales hidroeléctricas, con 2,5 GW; y las fábricas nucleares, con 1,4 GW.

 

Offnews.info (Argentina)

 


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