En la segunda parte de una serie de tres partes centrada en la infraestructura de gasoductos en América del Sur. Nos dirigimos a Brasil. El país enfrenta el desafío de fortalecer su red de gasoductos para absorber el creciente gas de salmuera. Al mismo tiempo gestionando la caída de las importaciones desde Bolivia. Aunque se espera que mayores cantidades de gas argentino lleguen a Brasil a través de Bolivia en el mediano y largo plazo, se requieren actualizaciones de la red para garantizar la seguridad del suministro durante la transición.
TAG es un operador de gas responsable del principal corredor de transporte que conecta Cabiunas, Brasil (Punto 1), el mayor punto de inyección de gas del país. Ubicado desde Río de Janeiro hasta Ceará (Punto O), TAG desempeñará un papel clave en la integración de nuevos suministros nacionales de gas desde el proyecto de aguas profundas de Sergipe Alagoas (SEAP), puntos de entrada de gas natural licuado (GNL) y centros de demanda en las regiones sureste y noreste de Brasil.
La propuesta de la estación compresora ECOMP Itajuipe aborda un cuello de botella en la red de gasoductos de TAG que restringe el flujo de gas del sureste al noreste sobre la estación Catu (K). Instalación de un compresor en la tubería. Cacimbas-Catu (GASCAC) aumentará su capacidad de transferencia en 3 millones de metros cúbicos por día (MMcmd), aumentando la capacidad total de producción de 9,4 a 12,4 MMcmd, lo que permitirá que el gas nacional del Sudeste reemplace las importaciones de GNL en el Nordeste. Actualmente, las importaciones de GNL en Bahia LNG son esenciales para satisfacer la alta demanda energética de gas de la región. Este proyecto está en línea con el suministro proyectado de Raia a partir de 2028 y es necesario hasta el proyecto. Sergipe-Alagoas A partir de 2030, la inversión de capital estimada es de aproximadamente $150 millones.
Desde 2024, TAG está conectado a la terminal de GNL de Eneva en Sergipe (Punto L) a través de un gasoducto exclusivo. Agregando puntos privados de entrada de GNL a la red. El proyecto de 65 millones de dólares aumenta la flexibilidad del suministro a corto plazo en el noreste y brinda a la central eléctrica Porto de Sergipe I de Eneva la opción de cambiar entre GNL y gas de red según el precio.
TAG también está evaluando el proyecto Gasoduto dos Goytacazes (GASOG), un gasoducto de 45,5 kilómetros que conecta la terminal de GNL de GNA en Porto do Acu con el sistema GASCAV en Campos dos Goytacazes. Con una capacidad bidireccional inicial de 12 MMcmd (ampliable a 18 MMcmd), el proyecto de 190 millones de dólares permitirá construir un centro de refrigeración de 3 GW en Acu. El gas de la red se puede utilizar y desbloquear nuevos suministros para satisfacer las necesidades futuras de la industria.
Por el lado de la oferta, el desarrollo del SEAP en la cuenca Sergipe-Alagoas, que incluye dos sistemas basados en FPSO (SEAP I y II), el gas llegará a la costa a través del gasoducto marino Rota SEAP, que ha sido preprocesado para su inyección en la red. Aunque la canalización completa puede admitir hasta 18 MMcmd, solo SEAP II puede admitir FID de 10 MMcmd. SEAP I todavía está esperando el FID, capaz de agregar otros 6 a 7 mmcmd. TAG ya ha previsto la conectividad terrestre. La puesta en marcha se alineará con el cronograma de Petrobras.
Más al norte, el proyecto Veredas apunta a ampliar la capacidad a Ceará mediante una reconstrucción gradual del gasoducto Nordestao. La Fase 1 agregará 4 MMcmd entre Pernambuco y Ceará (señalados M a O) para reducir los cuellos de botella actuales. La integración con el gas SEAP permitirá satisfacer una mayor demanda en Ceará. Volúmenes mayores requerirán refuerzo aguas arriba desde Cabiúnas o Bahía. La implementación del proyecto está sujeta a compromisos de demanda. Esto podría verse respaldado por la reactivación de dos centrales térmicas en la subasta LRCAP de 2026. La inversión estimada de la Fase 1 es de 500 millones de dólares.
Paralelamente, TAG y Origem Energia firmaron un acuerdo no vinculante para construir la primera instalación de almacenamiento de gas de Brasil utilizando un yacimiento agotado en la Cuenca de Alagoas (Punto L). La capacidad de producción inicial está prevista en 100 millones de metros cúbicos al año, ampliable a 500 millones de metros cúbicos. Está invirtiendo hasta 200 millones de dólares en múltiples fases.
Finalmente, la capacidad de producción de gas crecerá con la UPGN Miranga de PetroReconcavo en Bahía. La planta arrancará con 0,95 MMcmd (ampliable a 1,5 MMcmd) con un lanzamiento operativo previsto para julio de 2027 y FID en 2026 con una inversión de $65 millones. El proyecto ofrece una alternativa a la planta Catu de Petrobras, cuyo acuerdo de procesamiento conjunto vence en junio de 2027, lo que permitirá a PetroReconcavo poder controlar más producción.
NTS fortalece su red en medio de la caída de las importaciones de Bolivia y el aumento del suministro futuro de sal
NTS continúa desempeñando un papel clave en la conexión de los principales centros de producción de gas de Brasil con los mayores centros de consumo de Río de Janeiro y São Paulo. Juntos representan más del 50% de la demanda de gas del país en 2024.
El gasoducto GASBEX recientemente terminado conecta el sur de Minas Gerais con la red nacional a través del sistema GASCAR, entregando hasta 0,3 MMcmd de electricidad a consumidores industriales en Extrema y áreas cercanas. El proyecto, que cubre 28 km con una inversión de 40 millones de dólares, respalda la expansión de GASMIG y ayuda a sostener el crecimiento a largo plazo de la demanda de gas industrial.
Corredor Pré-Sal Sul apunta a ampliar la capacidad entre Río y São Paulo replicando el ducto y aumentando la compresión. Cuando esté completamente desarrollado, será posible habilitar flujos interestatales de hasta 40 MMcmd y 25 MMcmd hacia TBG vía Paulínia (Punto B), ayudando a compensar la reducción de las importaciones bolivianas. Sin embargo, el primer paso, el proyecto de compresión de Japeri, aún no ha alcanzado la FID y es fundamental para evitar una posible escasez de suministro para 2027. Todo el corredor sigue en suspenso. Tiene gastos de capital de aproximadamente $1.5 mil millones.
El proyecto GASINF propone un enlace bidireccional de 100 km desde Porto do Acu a la red NTS, lo que permitirá la inyección de GNL a la red o el suministro de gas doméstico a las centrales eléctricas del puerto. Proyecto valorado en 380 millones de dólares. Complementará los debates en curso sobre terminales de GNL en tierra y respaldará las ambiciones de Acu como centro de gas y energía.
Un proyecto separado conectará la terminal de GNL de São Paulo a la red de gas. Actualmente se encuentra en revisión regulatoria de la ANP y ayudará a compensar la disminución del suministro interno en la región al aumentar el acceso al GNL importado y la liquidez del mercado para los operadores de vanguardia.
En enero de 2025, TAG y NTS completaron una nueva interconexión bidireccional de $9 millones en Macaé (Punto 1) que mejora la flexibilidad operativa y permite flujos de 2 a 5 MMcmd. Una propuesta de estación compresora (ECOMP Macaé) podría aumentar los flujos de interconexión a 20 MMcmd pero aún no ha sido aprobada.
Finalmente, el proyecto Raia, operado por Equinor, traerá hasta 16 MMcmd de gas de salmuera terminado desde la Cuenca de Campos a la red para 2028 a través de un gasoducto costa afuera de 200 km una vez que esté operativo. El gas procesado fluye hacia el punto Cabiúnas, apoyando la seguridad del suministro interno y aumentando el control regulatorio.
La seguridad del suministro de TBG depende de decisiones de infraestructura de terceros.
TBG opera el corredor GASBOL, el principal sistema de transmisión de gas a larga distancia de Brasil. Esto conecta las importaciones de Bolivia con los centros de demanda del sur y sureste. Aunque no se planean nuevas rutas, TBG se centra en optimizar la infraestructura existente para aumentar la utilización y diversificar el suministro.
Una iniciativa clave es la integración de centros de biometano como Sao Carlos y Porecatu, que permitirán la inyección de hasta 1 MMcmd de gas renovable por día directamente a la red. Centrado únicamente en São Carlos. que está valorado en aproximadamente 27 millones de dólares. Incluirá producción dispersa de biometano desde São Paulo. que aprovecha el bagazo cercano y une un único punto de partida aguas arriba de la estación de Sao Carlos.
Sin embargo, el retiro de la unidad de conversión de gas de New Fortress Energy de Terminal Gas Sul ha reducido las opciones de inyección de GNL. Con las importaciones de Bolivia cayendo a 10-14 MMcmd en 2025 y las importaciones de Argentina limitadas a 0,4 MMcmd/mes, las fuentes alternativas no son suficientes para cerrar la brecha de oferta.
Para solucionar este problema se propone un nuevo gasoducto transfronterizo de Argentina a Brasil, desde Uruguaiana hasta Triunfo (Punto D), que se conectará a la red existente de TBG. El proyecto está valorado en aproximadamente 1.700 millones de dólares. y puede transportar hasta 15 millones de pies cúbicos por día. Pero Argentina necesita ampliar la capacidad de su propio gasoducto desde Neuquén y celebrar contratos de suministro a largo plazo con compradores brasileños. TGN ha presentado un escenario base de 10 MMcmd de exportaciones de gas a Brasil a través de múltiples rutas.
por Energía Reistad
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