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CAF desembolsa USD 840 millones para el desarrollo de Argentina

CAF desembolsa USD 840 millones para el desarrollo de Argentina

CAF desembolsa USD 840 millones para el desarrollo de Argentina 1484 914 GNL GLOBAL

El ministro de Economía, Sergio Massa, se reunió este martes en Chile con el directorio del Banco de Desarrollo de América Latina (CAF), encabezado por su presidente, Sergio Díaz Granados, donde se acordó un desembolso de US$840 millones.

El ministro de Economía de Argentina, Sergio Massa. Imagen cortesía del Ministerio de Economía de Argentina

Según el comunicado publicado por ministerio de Economía de Argentina, del total del monto, unos $540 millones serán utilizados para el proyecto de Reversión del Gasoducto Norte – Obras complementarias al Gasoducto Presidente Néstor Kirchner, que permitirá llevar gas al norte argentino garantizando el suministro de gas a hogares e industrias.Mientras que, los US$300 millones restantes serán parte de un Programa para la Promoción del Modelo Social de la Discapacidad y el Acceso a Derechos de las Personas con Discapacidad (ANDIS), y contarán con un desembolso inmediato.

Sobre el desembolso destinado al proyecto del Gasoducto Néstor Kirchner, Massa aseguró que ”Argentina está llevando adelante en el marco del desarrollo de una matriz energética de transición una obra muy importante que nos permite que la segunda de reserva mundial de shale gas la podamos aprovechar como recurso, no solamente los argentinos, sino que aspiramos a que se trasforme en un instrumento de fortalecimiento de nuestra matriz energética para Chile, para Bolivia, para Brasil, para Uruguay”.

Asimismo, el ministro destacó la relevancia estratégica que este proyecto tiene para la región: ”Esos recursos que hoy tenemos al alcance de la mano, que en los años que nos antecedieron no tuvimos los instrumentos para poder llevarlos adelante, instrumentos como la CAF que nos permiten financiar a 15 años obras como estas nos da la oportunidad a Chile, a Argentina, a Bolivia a Brasil y a Uruguay de acceder a uno de los productos, a una de las reservas mundiales más grande de gas, para tener energía de transición económica para el desarrollo de nuestras industrias”.

Por su carácter multilateral, el Gasoducto es una obra de enorme interés para el CAF, porque una vez finalizada se podrá revertir el gasoducto de Bolivia para, en vez de importar, consolidar exportaciones a países vecinos.

A su turno, el titular de Enarsa, Agustín Gerez, sostuvo que “este financiamiento nos permite seguir transformando la Argentina con visión de futuro sustentable y sostenible para los hogares y las industrias del norte que accederán a gas a valores competitivos. El trabajo coordinado entre el Ministerio de Economía y ENARSA nos permitió que afiancemos la relación de crédito para el desarrollo con CAF”.

Por otra parte, Massa agradeció al directorio de la CAF “por lo que representa en términos de impacto social para las personas con discapacidad y en términos inversión para la integración en la Argentina el desembolso de US$ 300 millones que funciona efectivamente como una doble palanca de inversiones en infraestructura, y en capacidad de atención para discapacidad y también nos permite modificar fuentes de financiamiento y usar recursos que hoy están atados al corriente a inversiones de capital”.

En la reunión de directorio también estuvo presente el Vicepresidente Corporativo de Programación Estratégica en CAF, Christian Asinelli. Participaron del encuentro junto al ministro, su par de Transporte, Diego Giuliano; el secretario de Asuntos Económicos y Financieros Internacionales del Ministerio de Economía y director del Indec, Marco Lavagna; el presidente de Enarsa, Gerez, y el asesor en relaciones internacionales, Gustavo Martinez Pandiani.

GNL GLOBAL

EIA: El GNL seguirá liderando el crecimiento de las exportaciones de gas natural de EE. UU.

EIA: El GNL seguirá liderando el crecimiento de las exportaciones de gas natural de EE. UU.

EIA: El GNL seguirá liderando el crecimiento de las exportaciones de gas natural de EE. UU. 1378 740 GNL GLOBAL

Las exportaciones de gas natural licuado (GNL) seguirán impulsando el crecimiento de las exportaciones de gas natural de los EE. UU. durante los próximos dos años, señaló el Short-Term Energy Outlook (STEO), publicado recientemente por la Administración de la Información de la Energía de EE. UU. (EIA, por sus siglas en inglés).

En el STEO de marzo, la EIA pronostica que las exportaciones de GNL de EE. UU. promediarán 12,1 mil millones de pies cúbicos por día (Bcf/d) este año, un aumento del 14 % (1,5 Bcf/d) en comparación con el año pasado. Mientras que, en 2024, las exportaciones de GNL aumentarán un 5 % adicional (0,7 Bcf/d).

Exportaciones de gas natural como GNL y por gasoducto en los EE. UU.

Exportaciones de GNL de EE. UU.

Para la EIA, las exportaciones de GNL de EE. UU. aumentarán debido a la alta demanda mundial, ya que el GNL continuará desplazando las exportaciones de gas natural por tubería de Rusia a Europa.

La agencia destaca que en lo que va del año, las temperaturas invernales suaves y el almacenamiento más completo que el promedio han dado como resultado precios reducidos de GNL, lo que podría ser un incentivo para importar más GNL, especialmente en los países sensibles a los precios del sudeste asiático.

El regreso al servicio de la planta de exportación Freeport LNG y los nuevos proyectos de exportación de GNL que se pondrán en marcha a fines de 2024 respaldarán el aumento previsto en las exportaciones de GNL de EE. UU.

Freeport LNG

La EIA indicó que cuando se puso en marcha la nueva instalación de exportación de Calcasieu Pass LNG, las operaciones de la nueva planta compensaron parcialmente la disminución de las exportaciones de Freeport LNG.

La terminal Freeport LNG, la segunda instalación de exportación de GNL más grande de EE. UU, cerró a principios de junio debido a un incidente. Esta planta puede producir 2,14 Bcf/d de GNL en un día pico.

Antes del cierre total de la instalación en junio de 2022, las exportaciones de Freeport LNG promediaron 1,9 Bcf/d desde enero de 2021 hasta mayo de 2022. Mientras que, las exportaciones de Calcasieu Pass promediaron 1,2 Bcf/d desde junio de 2022.

Debido al cierre de Freeport LNG, las exportaciones de GNL de EE. UU. disminuyeron a un promedio de 10,0 Bcf/d desde junio de 2022 hasta diciembre de 2022, luego de alcanzar un máximo de 11,7 Bcf/d en marzo.

Este año, una vez que los tres trenes de Freeport LNG vuelvan a estar en servicio, la EIA dijo que espera que las exportaciones de GNL de EE. UU. superarán los 12 Bcf/d, y Estados Unidos seguirá siendo el mayor exportador de GNL del mundo.

Exportaciones mensuales de GNL por terminal en EE. UU.

La EIA espera que las exportaciones de GNL de EE. UU. aumentarán aún más, a aproximadamente 14 Bcf/d, para diciembre de 2024 porque se espera que algunos proyectos de exportación de GNL en construcción comiencen a operar para entonces.

Exportaciones de gas por gasoductos

Sobre las exportaciones de gas natural por tubería, la EIA dijo que espera que aumenten impulsadas por el crecimiento de las exportaciones a México este año así como el año próximo:

«Esperamos que las exportaciones de gas natural de EE. UU. por gasoducto crezcan 0,5 Bcf/d tanto en 2023 como en 2024, principalmente debido al aumento de las exportaciones a México. Varios gasoductos nuevos en México (Tula-Villa de Reyes, Guaymas-El Oro, el gasoducto Mayakan en la Península de Yucatán, así como algunas otras interconexiones menores) están programados para entrar en funcionamiento en 2023–24. También esperamos un aumento en las exportaciones a través del oleoducto submarino Sur de Texas-Tuxpan para abastecer el proyecto propuesto de licuefacción flotante (FLNG) frente a la costa este de México»

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Freeport LNG

Reguladores estadounidenses evalúan solicitud de reinicio completo de Freeport LNG

Reguladores estadounidenses evalúan solicitud de reinicio completo de Freeport LNG 690 440 GNL GLOBAL

Los reguladores estadounidenses enviaron otra lista de preguntas a Freeport LNG el lunes mientras evaluaban su solicitud para reiniciar las operaciones comerciales completas de su instalación de exportación de gas natural licuado (GNL) en Texas.

El mes pasado, la instalación de propiedad privada, la segunda más grande de los EE. UU., comenzó a salir de una interrupción de ocho meses causada por un incendio en junio de 2022.

Freeport solicitó autorización a los reguladores a fines del mes pasado para avanzar a operaciones comerciales completas en la última de sus tres unidades de licuefacción de gas, luego de que la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) aprobara el reinicio parcial de las otras dos de esas unidades.

Freeport LNG
Imagen cortesía Freeport LNG developments

FERC y la Administración de Seguridad de Tuberías y Materiales Peligrosos (PHMSA) solicitaron respuestas sobre las condiciones operativas y los pasos tomados para mejorar la seguridad.

«En colaboración con las agencias reguladoras, continuamos avanzando en el reinicio seguro de nuestra instalación de licuefacción», dijo un portavoz de Freeport en un correo electrónico. La compañía no hizo comentarios sobre la solicitud de datos de FERC.

La solicitud de la FERC solicitó «una actualización del estado de los esfuerzos de contratación de Freeport LNG para abordar la fatiga del operador y el estado de capacitación de los nuevos empleados», según su carta a Freeport.

La explosión de fuego que dejó fuera de servicio la instalación en junio fue el resultado de procedimientos operativos y de prueba inadecuados, fatiga del operador y otras deficiencias, encontró una revisión.

Fuente: Reuters

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Imagen cortesía Cheniere

Demanda de Asia impulsará los envíos de GNL de Cheniere este año

Demanda de Asia impulsará los envíos de GNL de Cheniere este año 900 521 GNL GLOBAL

Cheniere Energy espera enviar más gas natural licuado (GNL) a Asia este año, luego de que los clientes europeos se llevaran la mayor parte de sus cargamentos para 2022, dijo un funcionario el lunes.

El principal exportador de GNL de EE. UU. envió un total de 638 cargamentos el año pasado, con un poco más del 70% entregado a Europa, dijo el director de operaciones Corey Grindal en la conferencia de energía CERAWeek.

El año pasado, Cheniere dio el visto bueno financiero para una expansión de su planta de licuefacción de Corpus Christi, Texas, y ha buscado una revisión ambiental temprana con los reguladores federales para una expansión en su instalación de Sabine Pass, Lusiana, dijeron las autoridades.

La construcción de su y otras plantas de GNL a lo largo de la costa del Golfo de EE. UU. está estresando la infraestructura existente de transporte y almacenamiento de gas. En estados que incluyen Luisiana, existe la necesidad de continuar expandiendo la infraestructura, dijo Grindal.

Un poco más del 50% de los clientes de Cheniere son empresas europeas, lo que garantiza que seguirá teniendo un equilibrio entre los mercados de Asia y Europa, dijo el presidente ejecutivo Jack Fusco.

No importa cuánto gas ruso regrese al mercado, si los productores, incluido Cheniere, continúan firmando contratos a largo plazo con los clientes, agregó Fusco. Cheniere se ha expandido de 12 a 30 clientes a largo plazo.

Imagen cortesía Cheniere
Imagen cortesía Cheniere

Europa está implementando la infraestructura para importar GNL a largo plazo, reduciendo su dependencia del gasoducto ruso, dijeron los ejecutivos.

Sin embargo, EE. UU. necesitará un desarrollo adicional para satisfacer la demanda futura.

«Debe ocurrir una reforma de permisos en el país», dijo el presidente ejecutivo Fusco, refiriéndose a la burocracia que a menudo causa demoras y cuellos de botella en la expansión de la capacidad de GNL.

Las expansiones propuestas por la compañía agregarían 30 millones de toneladas por año de capacidad de producción de GNL combinada.

Cheniere está estudiando los requisitos de la Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) para que su rival Freeport LNG reinicie sus instalaciones de Texas dañadas por el fuego. El monitoreo tiene como objetivo garantizar que sus instalaciones cumplan con todos los estándares de la FERC, dijeron los ejecutivos.

Fuente: Reuters

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Tanzania

Tanzania adjudicará contratos para proyecto de GNL de USD 30 mil millones

Tanzania adjudicará contratos para proyecto de GNL de USD 30 mil millones 624 382 GNL GLOBAL

Las negociaciones para la construcción de una terminal de gas natural licuado (GNL) de USD 30 mil millones entre Tanzania, Equinor de Noruega y Shell de Gran Bretaña están completas y los preparativos del contrato están en marcha, dijo el Ministerio de Energía de Tanzania.

El desarrollo de los vastos recursos de gas en alta mar de Tanzania se ha retrasado durante años debido a retrasos regulatorios.

En junio pasado, las tres partes involucradas firmaron un acuerdo marco destinado a acercar el inicio de la construcción del proyecto. El gobierno tiene como objetivo llegar a una decisión final de inversión en 2025 para la instalación.

«El ministro January Makamba dijo que las negociaciones sobre la construcción del proyecto de GNL estaban completas y ahora los expertos están trabajando en la redacción de contratos», dijo el Ministerio de Energía en su cuenta de Twitter el lunes por la noche.

«De estos contratos, uno es sobre el Acuerdo de Gobierno Anfitrión y otro sobre la unión de los bloques 1, 2 y 4, que proporcionarán gas natural para el proyecto de GNL», dijo sin dar un cronograma de cuándo se firmarán los contratos.

Mapa de Tamnzanía

Shell opera el Bloque 1 y el Bloque 4 de Tanzania, que contienen 16 billones de pies cúbicos de gas recuperable estimado.

El productor noruego de petróleo y gas Equinor también opera el Bloque 2, en el que ExxonMobil tiene una participación y se estima que contiene más de 20 billones de pies cúbicos de gas.

Equinor y Shell, junto con Exxon Mobil, Ophir Energy y Pavilion Energy, planean construir la planta de GNL en la región de Lindi, en el sureste de Tanzania.

Tanzania ya utiliza algunos de sus descubrimientos de gas natural para generar energía y operar plantas de fabricación. También tiene previsto construir una planta de fertilizantes.

El gobierno ha puesto el gas recuperable estimado total del país en 57,54 billones de pies cúbicos, a partir de junio de 2022.

Fuente: Reuters

GNL GLOBAL

Precios caen en Europa a medida que se mantienen los niveles de almacenamiento y el suministro de GNL

Precios caen en Europa a medida que se mantienen los niveles de almacenamiento y el suministro de GNL

Precios caen en Europa a medida que se mantienen los niveles de almacenamiento y el suministro de GNL 1920 930 GNL GLOBAL

Los precios del gas británico y holandés cayeron el lunes por la mañana, ya que los niveles de almacenamiento saludables y los fuertes suministros de gas natural licuado (GNL) ayudaron a compensar las temperaturas más frías y una interrupción en el interconector entre el Reino Unido y Bélgica.

Según mostraron los datos de Refinitiv Eikon, el contrato de primer mes en el centro TTF holandés TRNLTTFMc1, un punto de referencia europeo, bajó 2,70 euros a 42,70 euros por megavatio hora (MWh) a las 0941 GMT.

El contrato se negoció anteriormente a 42,20 euros/MWh, su nivel más bajo desde agosto de 2021 y marcando un nuevo mínimo de 18 meses.

El contrato diario holandés TRNLTTFD1 bajó 2,72 euros hasta los 44,00 euros/MWh

El contrato diario británico TRGBNBPD1 cayó 4,00 peniques a 114 peniques por termia.

“A pesar del pronóstico de frío, los niveles saludables de suministro y las existencias de gas de la UE han brindado tranquilidad al mercado a medida que nos acercamos al final de la temporada de invierno, lo que ayuda a limitar cualquier preocupación”, dijo la consultora Auxilione en su informe diario de mercado.

Los sitios de almacenamiento de gas europeos estaban llenos en un 59%, según mostraron los últimos datos de Gas Infrastructure Europe.

También se espera que el clima más templado regrese más rápido de lo pronosticado originalmente, lo que limitará el aumento de la demanda.

“Un pronóstico de clima mucho más cálido para la segunda mitad de esta semana y principios de la próxima está reduciendo el pronóstico de demanda y es probable que envíe algunas señales bajistas”, dijo el analista de Refinitiv Yuriy Onyshkiv en una nota de investigación diaria.

Los precios también cayeron a pesar de una interrupción no planificada que obligó a desconectar el interconector de gas entre Bélgica y Gran Bretaña, que ahora se espera que vuelva a funcionar el 8 de marzo.

“No esperamos que tenga un gran impacto en el balance y, por lo tanto, en el sentimiento del mercado”, dijo Onyshkiv.

El contrato de referencia CFI2Zc1 en el mercado europeo de carbono subió 1,47 euros hasta los 93,65 euros la tonelada.

Fuente: Reuters

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Acuerdo de Suministro

Chesapeake Energy y Gunvor firman acuerdo preliminar de suministro de GNL a largo plazo

Chesapeake Energy y Gunvor firman acuerdo preliminar de suministro de GNL a largo plazo 1556 650 GNL GLOBAL

La empresa estadounidense de exploración y producción, Chesapeake Energy Corporation y el grupo comercializador de productos básicos, Gunvor Group Ltd anunciaron que, Gunvor Singapore Pte Ltd (Gunvor) había firmado un Acuerdo Preliminar (HOA) para el suministro de gas natural licuado (GNL) con Chesapeake Energy Marketing L.L.C. (Chesapeake) una subsidiaria de Chesapeake Energy Corporation.

Bajo la HOA, Chesapeake suministrará hasta 2 millones de toneladas de GNL por año a Gunvor con el precio de compra indexado a Japan Korea Marker (JKM) durante un período de 15 años.

Luego de la ejecución de la HOA, Chesapeake y Gunvor seleccionarán conjuntamente la instalación de licuefacción más óptima en los Estados Unidos para licuar el gas producido por Chesapeake y entregar el GNL a Gunvor sobre la base de Free-on-Board (FOB) con un fecha de inicio prevista en 2027.

En el marco de este acuerdo, Nick Dell’Osso, presidente y director ejecutivo de Chesapeake, dijo: «Este acuerdo refleja la poderosa combinación de la roca premium, los rendimientos y la pista de nuestros activos de gas natural de Haynesville posicionados competitivamente combinados con la solidez de nuestro balance y posición financiera para asegurar abastecer a los mercados mundiales de GNL. Nos complace asociarnos con Gunvor, una empresa líder mundial en logística de productos básicos y energía con un amplio historial de GNL, para ofrecer energía con menos emisiones de carbono, asequible y fiable certificada de forma independiente a los mercados que lo necesitan. El día de hoy marca un importante paso inicial en nuestro camino para estar listos para el GNL y esperamos celebrar acuerdos adicionales mientras la capacidad de exportación continúa en línea».

Por su parte, Kalpesh Patel, codirector de GNL Trading y miembro del Comité Ejecutivo de Gunvor, dijo: «Estamos entusiasmados de establecer esta asociación con Chesapeake, que mejorará aún más nuestra cartera global de GNL. Creemos que nuestra experiencia comercial junto con nuestro sólido envío La flota no solo contribuirá a los costos de envío competitivos, sino que también garantizará operaciones de extracción confiables para Chesapeake y la instalación de licuefacción que seleccionaremos conjuntamente. Esperamos con ansias la relación a largo plazo con Chesapeake».

Gunvor tiene inversiones estratégicas en infraestructura industrial (refinerías, oleoductos, almacenamiento y terminales). La compañía, que en 2021 generó US $ 135 mil millones en ingresos en 240 millones de TM de volúmenes, es el principal comerciante mundial independiente de gas natural licuado (GNL).

GNL GLOBAL

Guyana, ExxonMobil

Guyana ve al gas natural como la próxima frontera después del petróleo

Guyana ve al gas natural como la próxima frontera después del petróleo 1004 894 GNL GLOBAL

Guyana, el país sudamericano que alberga los descubrimientos de petróleo más grandes del mundo en una década, ahora quiere desarrollar sus reservas de gas natural en su mayoría sin explotar, dijo el domingo el vicepresidente Bharrat Jagdeo.

La nación tenía como objetivo diversificar su sector petrolero y asegurar nuevas fuentes de ingresos antes de que la transición energética a las energías renovables redujera la demanda de combustibles fósiles, dijo Jagdeo.

En solo unos años, Guyana se ha convertido en una potencia petrolera con más de 11 mil millones de barriles de petróleo y gas recuperables encontrados por un consorcio liderado por Exxon Mobil.

Guyana, ExxonMobil
Guyana, ExxonMobil

La producción de gas de Exxon en el enorme bloque Stabroek no está siendo utilizada por Guyana ni vendida en el extranjero. Exxon actualmente reinyecta el gas para mantener la presión de producción de pozos de petróleo.

Pero Jagdeo dijo a Reuters que el gobierno veía el gas como una forma de transformar la nación de unas 800.000 personas.

«Creemos que el gas debe monetizarse», dijo en una entrevista antes de un discurso el lunes en la conferencia de energía CERAWeek en Houston.

El vicepresidente planea usar la conferencia para promover 14 bloques costa afuera sin explotar a una audiencia global de ejecutivos y ministros de energía.

El gobierno esperaba recibir este año un plan que había solicitado a Exxon para desarrollar los descubrimientos de gas de la compañía, dijo Jagdeo. El país también estaba discutiendo con técnicos y consultores una estrategia nacional para suministrar gas a industrias que van desde la petroquímica hasta el gas natural licuado (GNL) exportable, dijo.

«Varias de esas empresas se acercaron a nosotros y nos dijeron: ‘Si haces eso, queremos que nos consideren'», dijo sobre el potencial para convertirse en un exportador de GNL. Se negó a identificar qué desarrolladores de GNL se habían acercado al gobierno.

Exxon, que según Guyana podría verse obligada a ceder el 20% de su bloque Stabroek de 6,6 millones de acres, no ha desarrollado su descubrimiento Pluma, que se anunció en 2018.

«Si no lo utilizan, tienen que renunciar a él», dijo Jagdeo. Pluma está cerca de la frontera marítima de Guyana con Surinam, donde se han realizado otros descubrimientos de petróleo y gas.

Fuente: Reuters

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New Fortress Energy

DOE autoriza envío de gas natural para el proyecto Altamira FLNG en México

DOE autoriza envío de gas natural para el proyecto Altamira FLNG en México 900 625 GNL GLOBAL

La firma estadounidense New Fortress Energy recibió el pasado 3 de marzo el permiso del Departamento de Energía de los Estados Unidos (DOE) para la importación de gas natural de EE. UU. y hacia el proyecto de exportación flotante de gas natural licuado (GNL) que se instalará frente a costas de Tamaulipas, México.

De acuerdo con la autorización del DOE, el permiso también autoriza la distribución a partir de dicho punto del Golfo de México a 17 países de América, Asia y hasta Australia.

En septiembre pasado, New Fortress Energy solicitó las autorizaciones multicontrato a largo plazo al DOE para exportar gas natural a México y para reexportarlo como GNL desde México.

La solicitud fue sometida para la exportación de un volumen de hasta 158 mil millones de pies cúbicos (Bcf) por año (Bcf/año) (0,43 Bcf por día), y para reexportar 145 Bcf/año (0,40 Bcf por día) de este gas natural como GNL a países con Tratado de Libre Comercio y países sin Tratado de Libre Comercio.

New Fortress Energy, desarrolladora del proyecto de exportación de GNL flotante en Altamira (FLNG Altamira), dijo el mes pasado que planeaba terminar la construcción de su primera unidad Fast LNG en mayo antes de trasladar la planta a la costa alta de Altamira en junio y producir allí GNL en julio.

Proyecto de Exportación

NFE Altamira busca reexportar GNL por barco desde su proyecto de licuefacción flotante y terminal de exportación propuesto, el Proyecto Altamira FLNG, que se ubicará frente a la costa de Altamira Tamaulipas, México, en el Golfo de México a cualquier país que tenga, o tendrá en el futuro, la capacidad de importar GNL.

New Fortress Energy está desarrollando cinco unidades Fast LNG.

Se espera que dos unidades se instalen en la costa alta de Altamira, una al campo de gas costa afuera de Lakach en México y dos a la costa de Luisiana.

Cada unidad puede convertir alrededor de 0,18 mil millones de pies cúbicos por día (bcfd) de gas natural en alrededor de 1,4 millones de toneladas por año (MTPA) de GNL.

La infraestructura contará con dos módulos que manejarán un sistema de licuefacción equivalente a 2,8 MTPA. Cada módulo consiste en tres plataformas procesadoras del gas natural. Al agregarse una unidad flotante que extraerá parte del suministro a las embarcaciones encargadas de la exportación.

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Edmar de Almeida

Almeida: La Transición Energética y los Combustibles “brasilizados”

Almeida: La Transición Energética y los Combustibles “brasilizados” 600 500 GNL GLOBAL
Por Edmar de Almeida

El actual gobierno de Brasil ha colocado la transición energética y el desarrollo verde como eje transversal de las políticas públicas para el desarrollo del país. Varios ministerios crearon secretarías enfocadas en la sostenibilidad ambiental y la transición energética. El Ministerio de Minas y Energía (MME) creó la Secretaría de Transición Energética; el Ministerio de Fomento, Industria, Comercio y Servicios (MDIC) creó la Secretaría de Economía Verde, etc. Varios órganos gubernamentales han repetido la idea de que Brasil está en condiciones privilegiadas para competir en la producción de energía renovable y en la transición energética, gracias a la amplia disponibilidad de recursos y la competitividad de la producción de energía verde en Brasil.

Efectivamente, Brasil está en una posición privilegiada cuando evaluamos la disponibilidad de recursos de energía renovable. El país cuenta con un volumen de estos recursos más que suficiente para viabilizar la transición energética nacional y permitir además exportar energía verde, ya sea en forma de biocombustibles o combustibles derivados del hidrógeno sustentable. Además, el país tiene tradición en energías renovables, pues ya ha atravesado buena parte de esta transición. Actualmente, alrededor del 49% de la energía consumida en el país proviene de fuentes renovables en 2020. Este nivel está muy por encima del promedio mundial, que rondaba el 14% en 2019 (CEBRI, 2023).

Sin embargo, la disponibilidad de recursos no garantiza la competitividad necesaria para la transformación de recursos energéticos de viento, sol y biomasa en energía eléctrica y combustibles sostenibles. Por el contrario, reemplazar los combustibles fósiles requerirá políticas públicas sofisticadas para regular y diseñar mercados para nuevas fuentes de energía como el hidrógeno, la energía eólica marina, el amoníaco, los combustibles de aviación sostenibles (SAF). Además, requerirá políticas de fijación de precios de las emisiones de combustibles fósiles y el uso de recursos públicos para fomentar las energías renovables para reducir la brecha entre los costos de las nuevas fuentes de energía renovable y los costos de las energías fósiles.

Si bien asume la transición energética como uno de los ejes transversales de la política de desarrollo, el gobierno ha venido priorizando una agenda de política pública absolutamente contradictoria con la transición, que es la idea de abaratar los combustibles fósiles. Desde la campaña electoral, el presidente Lula ha estado vendiendo la idea de que los precios de los combustibles en Brasil son injustos porque el país se ha convertido en un exportador de petróleo. Se vendió la idea de que los consumidores brasileños merecen un precio inferior al internacional, y que ese precio debe ser definido por el costo de producción y no por el valor en el mercado internacional. Incluso se creó un eslogan político para vender mejor esta idea, que es “brasilizar” los precios de los combustibles.

Mapa de Brasil

Hasta hace poco no se sabía exactamente qué significaría “brasilizar” los precios de los combustibles. Esta idea comenzó a materializarse en la discusión sobre la tributación de los combustibles y la política de precios de Petrobras. Básicamente, la idea es vender combustible en Brasil por un precio de la materia prima inferior a la practicada en el mercado internacional. Esto sucedería a través de dos mecanismos complementarios. El primero es la tributación de las exportaciones de petróleo por parte de Brasil en un 9,2%. Este impuesto tiene el potencial de reducir el valor del petróleo para el mercado interno, ya que el país produce más petróleo del que consume. Además del potencial efecto sobre los precios del petróleo suministrado al mercado interno, el gobierno y la propia Petrobras, a través de su presidente, anunciaron su intención de buscar nuevas fórmulas de fijación de precios de los combustibles que tengan en cuenta los costos de producción y no los precios del mercado internacional.

Todavía no hay una discusión concreta sobre cuál sería el precio “brasileñizado” de los combustibles. Si el gobierno y Petrobras insisten en la idea de determinar el costo de producción de petróleo, rápidamente se darán cuenta de que no existe un número mágico. Por un lado, cada yacimiento petrolífero tiene una reserva, un coste de producción y un nivel de tributación específico. Por otro lado, solo es posible calcular el costo del petróleo ya descubierto. No se conoce el costo de un barril de petróleo que aún no se ha descubierto para reemplazar cada barril consumido. Además, cada refinería tiene su costo de transformación del petróleo y su costo logístico para llevar los combustibles al consumidor final. En última instancia, el precio “brasilizado” terminará siendo una elección de las autoridades energéticas y/o de los administradores de Petrobras.

La implementación de nuevas estrategias y fórmulas de precios en un contexto de mercado abierto a la competencia enfrentará muchos desafíos para respetar las normas internas de la empresa, el mercado de capitales, los órganos de control externo y la defensa de la competencia. Sin embargo, la empresa ya ha recorrido los tortuosos caminos de la desalineación de precios durante el gobierno de Dilma y eventualmente podrá encontrar nuevas formas creativas de practicar precios que están fuera de línea con el mercado internacional.

Si esta estrategia sigue adelante, Petrobras y la sociedad brasileña enfrentarán varias consecuencias indeseables. Como Petrobras no es el único proveedor de combustibles fósiles del país, si Petrobras tiene la obligación de “brasilizar” sus precios, las refinerías privadas y los importadores privados cobrarán precios mucho más altos que Petrobras. Esto creará grandes asimetrías entre los precios que cobran las refinerías de Petrobras, las refinerías privadas y los importadores. Por otro lado, si Petrobras intenta reducir las asimetrías de precios a través de la competencia con refinerías e importadores privados, simplemente eliminará la competencia y tendrá que retomar su monopolio en el suministro de combustibles.

Al final, “brasilizar” los precios de los combustibles es una forma diferente de nombrar la creación de subsidios a los combustibles fósiles. Este subsidio aliviaría los bolsillos de los consumidores y sin duda impulsaría muchos votos en el corto plazo. Pero ciertamente comprometerá seriamente la capacidad del gobierno para fomentar la transición energética y la economía verde. Esto se debe a que los precios de los combustibles fósiles son una variable determinante para la competitividad de los combustibles renovables en Brasil. La producción actual de biocombustibles en Brasil no recibe subsidios directos y la competitividad del etanol y biodiesel depende de los precios de la gasolina y el diesel respectivamente.

Los nuevos combustibles sostenibles (derivados del hidrógeno verde, SAF y nuevos biocombustibles) siguen teniendo una competitividad muy baja frente a los combustibles fósiles. Estas nuevas energías están siendo fuertemente subsidiadas en los países ricos. En Estados Unidos, la Ley de Reducción de la Inflación (IRA), aprobada en agosto de 2022, autorizó $370 mil millones en subsidios para apoyar las fuentes de energía limpia y acelerar la transición de los combustibles fósiles y cumplir las metas de cero emisiones netas para 2050. En Europa, el Programa Pacto Verde Europeorecibirá alrededor de 600.000 millones de euros de la Comisión Europea para inversiones en proyectos relacionados con la transición energética. Parte de estos recursos se aplicarán en forma de subvenciones directas a proyectos (fondos no reembolsables).

En Brasil, todos nuestros chips están puestos en la idea de que tenemos una ventaja en la dotación de recursos que resultan en una competitividad natural de las fuentes de energía renovables. En otras palabras, el gobierno de Lula está apostando a la idea de que nuestros recursos renovables son mucho mejores que los del resto del mundo, que no necesitan subsidios y aún pueden competir con los precios “brasileños” de gasolina y diesel. Sin embargo, no hay estudios que demuestren que las nuevas formas de energía renovable ya sean competitivas con los combustibles fósiles en Brasil. Los hechos tampoco apoyan esta idea. El hecho es que Brasil no es líder en el campo de los nuevos combustibles renovables en el mundo. Los proyectos en el área de hidrógeno sostenible, SAF y nuevos biocombustibles proliferan precisamente en Europa, Estados Unidos y China, donde dependen en gran medida de los subsidios gubernamentales. En Brasil vemos muchos anuncios y anuncios de todo tipo, pero pocas iniciativas concretas.

Si el gobierno de Lula realmente pretende llevar la transición energética más allá de un eslogan de campaña política, tendrá que enfrentarse a la economía de la transición energética. Para ello, el primer paso es aceptar que los precios de los combustibles fósiles representan la principal variable para viabilizar proyectos de energías renovables en el país. También es importante considerar que Brasil no puede competir con Europa, Estados Unidos y China en la asignación de subsidios a las energías renovables. Por lo tanto, nuestra única oportunidad de competir en la transición energética es practicar una política de precios de los combustibles que se apegue a la realidad del mercado. En otras palabras, una política de precios que siga los precios de los derivados en el mercado internacional, que incluya el precio del carbono emitido y un nivel mínimo de impuestos que permita al gobierno recaudar fondos para invertir en la transición.

En los últimos años, Brasil ha cometido demasiados errores tanto en la promoción de la transición energética como en la inacción frente a este gran desafío. Al mismo tiempo que las autoridades energéticas pregonaban nuestras ventajas para la transición energética a los cuatro vientos, poco hicieron para acelerar inversiones para la descarbonización de la economía, y no dudaron en renovar subsidios al carbón, crear subsidios al diésel, aprobar leyes para la contratación obligatoria de plantas termoeléctricas y medidas para eximir totalmente al diésel, gasolina y GLP. A medida que se acumulaban los errores, nuestro liderazgo en la transición energética se vio cada vez más comprometido. Nuestra supuesta ventaja en las nuevas energías renovables se está alejando de la realidad y convirtiéndose cada vez más en ilusiones colectivo. La “brasilización” de los precios del petróleo es una terquedad miope, la repetición de errores del pasado, pero ahora también inconsistente con el compromiso proclamado de una política coordinada de transición baja en carbono.

El énfasis que la nueva administración Lula le dio al tema de la transición energética parecía señalar un nuevo momento en la política energética brasileña. Sin embargo, subsidiar los combustibles fósiles a través de una política impositiva heterodoxa y de control de precios por parte de Petrobras podría convertirse en el mayor error que haya cometido la política energética nacional en relación con la promoción de la transición energética.


Referencias

PARLAMENTO EUROPEO (2020). Plan de Inversiones del Pacto Verde Europeo: Principales elementos y posible impacto de la pandemia del coronavirus . Disponible en: https://www.europarl.europa.eu/RegData/etudes/BRIE/2020/649371/EPRS_BRI(2020) 649371_EN.pdf

CEBRI (2023). Carbono Neutralidad al 2050: Escenarios para una Transición Eficiente en Brasil . Programa de Transición Energética.

Sugerencia de cita: Almeida, E. (2023). La Transición Energética y los Combustibles “brasilizados”. Prueba de energía, 6 de marzo de 2023.


Edmar de Almeida

Asesor editorial de Ensaio Energético. Economista de la UFMG, Magíster en Economía Industrial de la UFRJ y Doctor en Economía Aplicada de la Universidad de Grenoble en Francia. Es profesor (licenciado) del Instituto de Economía de la UFRJ, investigador del Instituto de Energía (IEPUC), miembro del Grupo de Energía y Regulación (GENER/UFF) y miembro independiente del consejo de administración de la empresa Galp Energía en Portugal.

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