Petrobras se prepara para começar a importar gás argentino

Eixos

De olho na janela do verão, 19 empresas, entre produtores e comercializadores, movimentam-se para explorar as oportunidades de integração.

Sai o novo decreto do mandato do biometano. Petrobras acena para aquisição de plantas existentes do biocombustível. A cobertura do estúdio eixos no 12º Fórum do Biogás. ANP abre contratos legados. Agenda regulatória do gás em xeque. Novo gasoduto Rússia-China e mais.

Até então de fora dos primeiros movimentos de importação de gás natural da Argentina, a Petrobras começa a se preparar para explorar oportunidades de trazer molécula do país vizinho.

A estatal já avançou nos trâmites: obteve autorização do governo argentino para importar até 1 milhão de m³/dia, na modalidade interruptível, via Bolívia.

A fonte é seu gás próprio. A companhia, por meio de sua subsidiária Petrobras Operaciones S.A., tem uma fatia de 33,6% no ativo Rio Neuquén, na Bacia de Neuquén, e que é operado pela estatal argentina YPF.

Petrobras e YPF, aliás, mantêm um acordo não vinculante, até 2027, para avaliação de possíveis oportunidades de negócios em exploração e produção.

O gás argentino é, para a empresa, uma peça extra dentro do seu portfólio:

• “A Petrobras está constantemente avaliando oportunidades para otimização do seu portfólio de comercialização/suprimento”
   
• “Nesse contexto, o gás argentino passa a compor uma oportunidade adicional em base interruptível para a composição do portfólio de oferta de gás natural da Petrobras”, esclareceu a companhia à agência eixos, ao ser questionada sobre as oportunidades no país vizinho.

A expectativa é que no próximo verão uma nova janela de oportunidades de importação do gás argentino se abra.

As perspectivas de integração já movimentam 19 empresas, entre produtores do país vizinho e comercializadores do lado de cá da fronteira (veja na seção quem é quem, mais adiante)

A seguir, a gas week faz um giro pelas perspectivas de integração do Cone Sul.

• Mas, antes, aquele convite para você se conectar ao sexto episódio do videocast gas week, com a diretora-presidente da Energisa Distribuição de Gás, Débora Oliver.  Assista na íntegra

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O que esperar da próxima janela

A expectativa no mercado é de que, a partir de outubro, até abril de 2026, a janela de importação da Argentina volte a se abrir, na modalidade interruptível.

É nesse período que, sazonalmente, o consumo interno cai e a Argentina tem excedentes para exportar.

Mas a tendência é que as operações comecem a ganhar mais tração a partir de janeiro, quando começam a valer os novos preços mínimos de exportação – mecanismos previstos nos contratos do Plano Argentino de Fomento à Produção de Gás Natural (Plan Gas.Ar), no governo de Alberto Fernández.

Para melhorar a competitividade do gás argentino, o governo de Javier Milei vai reduzir os preços mínimos a partir de 2026 – mas, por força dos contratos do Plan Gas.Ar, só deixarão de existir em 2028.

A Tecpetrol, produtora de óleo e gás do Grupo Techint, estima que o preço do gás argentino conseguirá chegar ao Brasil, assim, 19% mais barato do que o valor praticado nas primeiras operações de teste, em abril deste ano.

É “pouco menos de US$ 1 por milhão de BTU”, afirmou o gerente da unidade Brasil da Pluspetrol, Pablo Campana, no quinto episódio do videocast gas week. Assista na íntegra

“[A redução do preço mínimo] favorece o dinamismo do mercado, a arbitragem de preços que há entre um mercado e outro, mas ainda temos um preço mínimo”, ressalvou.

Campana acredita que, mesmo com algumas limitações, haverá mais atividades na próxima janela.

“Vamos ter, eu imagino, alguns volumes pequenos, [mas] mais regulares, mais constantes. E também podemos esperar alguma coisa, algum volume mais importante, mas por prazos mais curtos”, avalia.

Sem novos investimentos estruturais, a capacidade de exportação da Argentina ao Brasil, via Bolívia, no verão, limita-se a uma faixa de 3 milhões a 4 milhões de m³/dia.

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Argentina tenta ancorar novo gasoduto

A capacidade da Argentina de exportar volumes firmes ao Brasil depende de novos investimentos na malha de gasodutos do país.

A Transportadora Gas del Norte (TGN), do grupo Techint, desenhou um projeto de um novo gasoduto de 750 km (Neuquén-La Carlota), estimado em US$ 2 bilhões, e que visa aumentar a capacidade de envio do gás da Bacia de Neuquén, de olho tanto na demanda do Brasil quanto do mercado interno.

A TGN está concebendo o gasoduto com uma capacidade incremental de 20 milhões de m³/dia, sendo a metade disso destinada ao mercado brasileiro – o projeto pode ser redimensionado, a depender da demanda.

A transportadora também vê a necessidade de investir cerca de US$ 500 milhões na expansão do sistema atual, independente se a rota de exportação se derá por Bolívia, Chaco Paraguaio ou Uruguaiana.

Em julho, o projeto do oleoduto Vaca Muerta Oil Sur foi bem sucedido ao captar US$ 2 bilhões junto a bancos privados. 

Embora se trate de um projeto de óleo, mais fácil de se financiar, Campana destaca que o caso demonstra que projetos, se bem estruturados, podem se viabilizar no país vizinho.

O desafio será ancorar os novos gasodutos em contratos de longo prazo no Brasil – a Tecpetrol, por exemplo, espera fechar esses contratos até o fim de 2026, para que seja possível fornecer gás firme ao Brasil em 2028-2029.

Uruguai também se coloca como rota possível

O Uruguai quer propor um projeto de um gasoduto para ligar Vaca Muerta ao Brasil, disse a ministra da Indústria e Energia, Fernanda Cardona, em uma entrevista à Bloomberg News. A ideia é iniciar as obras até 2030.

O Paisito também quer se posicionar como opção de rota para a integração do mercado de gás do Cone Sul, a exemplo do governo do Paraguai – país que não produz gás e tenta atrair investimentos em fertilizantes nitrogenados e geração de energia para data centers com o gás argentino.

A infraestrutura ociosa da Bolívia é, hoje, a única opção existente para transportar o gás argentino aos grandes centros de consumo do Brasil.

Em 2024, os governos do Brasil e Argentina anunciaram a criação de um grupo de trabalho para estudos conjuntos das rotas alternativas:

• interligação via Uruguaiana (RS);
• a rota pelo Chaco Paraguaio;
• uma nova rota pelo Uruguai até o Rio Grande do Sul;
• e o gás natural liquefeito (GNL).

A rota uruguaia é vista com ceticismo pelo diretor-geral da TGN, Daniel Ridelener:

“O caminho mais óbvio é pela Bolívia. Outro que poderia ser bastante óbvio é por Uruguaiana… Se esse gasoduto for construído, estaremos fechando um anel de gás muito interessante. Há um terceiro caminho que o Paraguai propôs recentemente. Nessa área, há um corredor bioceânico, uma rota que liga o norte do Chile ao Oceano Atlântico e ao Brasil”

“Um quarto caminho, que do meu ponto de vista é muito pouco competitivo, é atravessar o Rio da Prata e chegar pelo Uruguai. E o quinto caminho, que acredito ser complementar, é via GNL”, analisou o executivo argentino, em encontro com jornalistas, no Rio de Janeiro, em agosto.

Em entrevista ao videocast gas week, o gerente sênior de Pesquisa da divisão de Gás e Energia do Cone Sul da Wood Mackenzie, Javier Toro, fez ressalvas à viabilidade de novas rotas.

“Com a perspectiva do aumento da produção doméstica [no Brasil] nos próximos dez anos, existe pouco espaço para fazer investimentos para trazer esse gás argentino de maneira mais firme com novos investimentos”, disse. Assista na íntegra

Segundo ele, a rota Uruguaiana-Porto Alegre, por exemplo, é um projeto que faz mais sentido a longo prazo: “Nos próximos dez anos, a produção nacional vai conseguir suprir grande parte do mercado doméstico brasileiro. Esse gasoduto faz sentido quando essa produção nacional começa a cair”.

Na visão da vice-presidente da Excelerate Energy para a América do Sul, Gabriela Aguilar, existe também um potencial de desenvolvimento de uma integração via GNL small-scale.

“A briga é qual é o mais conveniente: construir gasodutos novos ou fazer o transporte de GNL via terrestre. É uma briga que tem que ser bem consistente e bem analisada”, comentou, no videocast gas week. Assista na íntegra