En respuesta, altos ejecutivos del sector minimizaron públicamente el potencial gasífero del país que preside Lula Da Silva.
El director de Transición y Sostenibilidad Energética de Petrobras, Mauricio Tolmasquim, y el presidente de Shell en Brasil, Cristiano Pinto da Costa, descartaron la posibilidad de que el país gasifique su matriz energética, pese a ser el octavo productor hidrocarburífero del mundo. La explicación se resume en su bajo volumen relativo de reservas y el alto costo de producción.
“Brasil no tiene tanto gas. Somos un país petrolero, no un país gasífero. Necesitamos entender eso, si no crea frustraciones. Queremos hacer algunas cosas que hacen otros países con mucho gas, pero no podemos hacerlo», dijo Tolmasquim, según declaraciones recogidas por el sitio Uol Economía.
Mientras que el titular de Shell agregó: «Tenemos que desmitificar el tema del gas reinyectado en Brasil. El gas extraído a 250 km de la costa nunca será competitivo».
“Nuestro gas está ubicado a una distancia muy grande de la costa y a una profundidad muy profunda. No hay forma de competir con el shale gas, el gas ruso u otro gas de fácil extracción. Es una decepción, pero Brasil es rica en petróleo, energía eólica, solar y biomasa. En gas, Dios no puso todo por nosotros”, coincidió Tolmasquim.
Ambos argumentaron que el mejor uso económico del gas, la mayoría de las veces, es la reinyección, por ser un gas asociado al petróleo y extraído lejos del territorio. El gas reinyectado en los campos petroleros optimiza su productividad, al aumentar la presión interna de los yacimientos.
Según los ejecutivos, el 40% del gas reinyectado hoy en Brasil es dióxido de carbono (CO2), operación que tiene un importante beneficio ambiental. Otro 40% es gas que sí podría ser utilizado por la industria en general, pero tiene aplicación económica en la producción de petróleo. Mientras que otro 10% es del Campo de Urucu, en Amazonas, que se reinyecta por falta de un mercado cercano, y el 10% restante está pendiente del gasoducto Ruta 3 para ser vendido como insumo energético.
Producción brasileña
Brasil espera sumar producción propia por 50 MMm3d en los próximos años. Ruta 3 aportará 15 millones de m3 diarios de los campos del presal de la Cuenca de Santos y entregado al Polo Gaslub de Petrobras, en Itaboraí. A través del gasoducto BM-C-33 sumará 16 MMm3d, de la empresa noruega Equinor, a partir de 2028. Mientas que las futuras operaciones de Petrobras en Sergipe Águas Profundas, en la Cuenca de Sergipe y Alagoas, que deberán sumar hasta otros 18 MMM3d.
«Será un shock de oferta dada nuestra cantidad, pero en relación con que exigimos, eso no es lo que nos hará satisfacer todas nuestras necesidades», explicó Tolmasquim.
Aun así, defendió el debate sobre la elección del mejor uso del gas brasileño: ya sea reinyección, GNC para automóviles, generación de electricidad o aplicaciones industriales. “Gobierno y sociedad tienen que debatir cuál es la prioridad”, dijo.
Complejo para Vaca Muerta
La oportunidad brasileña para Vaca Muerta está abierta, aunque no será sencilla de conquistar. Durante el evento Midstream & Gas Day que organizó Econojournal, el director de Desarrollo de Negocios de Tecpetrol, Ricardo Ferreiro, consideró que el país gobernado por Lula Da Silva es “un mercado a desarrollar con bastante complejidad”.
“Brasil también juega y hoy tiene un precio de equilibrio con sus importaciones de GNL. Habrá que ver ese precio de equilibrio donde termina cuando aparezca una competencia como es el gas de Vaca Muerta. Por eso el proceso de reversión (del Gasoducto del Norte) y el tránsito a través de Bolivia tendría que ser competitivo para poder llegar a Brasil con un precio competitivo”, destacó.
“Todos coincidimos en que la hoja de ruta que tenemos que seguir es reemplazar a Bolivia, que nos va a dejar con muy poco gas o probablemente sin gas para el 2024 y ya vamos a tener hecho un paso muy importante en la reversión del Gasoducto Norte. A partir de ahí deberíamos avanzar con las otras etapas para poder ir al norte de Chile y pasar a Brasil”, agregó.