Las perspectivas del sector petrolero y gasífero nacional para los próximos años son auspiciosas y desafiantes. Petrobras anunció, en su Plan Estratégico 2030, una producción de 4,2 millones de barriles de petróleo por día (Mbpd) para 2020, destacando que el promedio de 2013 fue de 1,93 Mbpd (PETROBRAS, 2014). Para este período, las inversiones previstas son de US$ 220,6 mil millones, incluyendo no sólo el aumento de la producción de petróleo y gas, sino también el aumento del 76% en la capacidad de refinación de petróleo y la consecuente producción de sus derivados. La Figura 1 muestra las fechas de puesta en marcha de las nuevas refinerías y su contribución a la capacidad de refinación de Brasil.
Figura 1 - Inicio de operaciones de las nuevas refinerías de Petrobras y sus capacidades de refinación de petróleo
Fuente: Petrobras y ANP
Hoy, Brasil importa volúmenes significativos de combustibles, principalmente diesel oil y gasolinas, lo que refleja el continuo aumento de la demanda de estos productos y una oferta nacional insuficiente. El crecimiento de la demanda de gasóleo, principal producto que ofrecen las nuevas refinerías, está asociado al crecimiento económico del país y el consecuente incremento en el uso de los modos ferroviario, carretero y marítimo, así como a la creciente mecanización del sector agropecuario, que son los principales consumidores de diésel.
Flotas antiguas y la ampliación de las fronteras agroindustriales del país, alejadas de los centros de consumo y exportación, también contribuyen al aumento de la demanda. Aun así, el mercado de este producto alcanzará la autosuficiencia y el país pasará de ser importador a exportador del producto. La gasolina, sin que se espere una producción adicional significativa, aún con la introducción de nuevas refinerías, necesitará mayores volúmenes de importación cada año para abastecer un crecimiento estimado de entre 72% y 76% en la próxima década.
Este aumento está directamente asociado con el crecimiento esperado de la flota nacional de vehículos livianos (ILOS, 2014). Por lo tanto, este escenario prevé cambios en los flujos logísticos de estos productos, con la necesidad de disponer de grandes volúmenes de importación en terminales marítimos, desde la producción de la refinería hasta los centros de consumo del país, creando oportunidades de inversión en medios de transporte más adecuados para los combustibles, como tuberías.
En Brasil, el modal carretero es predominante en la matriz de transporte agregado, siendo responsable por mover el 67,4% del volumen total de carga en el país, contra solo el 3% del modal por tubería (ILOS, 2013). Sin embargo, esta proporción no se mantiene en el sector del petróleo y el gas, en el que el transporte por oleoducto se considera estratégico en varias etapas de la cadena logística, ya que es más competitivo que otros modos.
Esta competitividad se establece porque existe la necesidad de transporte continuo de grandes volúmenes de fluidos, desde un punto de suministro hasta un punto de demanda, con tuberías que entregan un alto grado de confiabilidad al no estar sujetas a incertidumbres meteorológicas o congestión. Los grandes volúmenes transportados y los bajos costos variables característicos del modal compensan las altas inversiones requeridas para la construcción e implementación de una red de ductos, tales como equipos, mano de obra, expropiaciones y derecho de acceso a terrenos.
La relevancia de este modal para el abastecimiento nacional de combustibles es significativa debido al desajuste entre los lugares de producción y consumo en el país. Actualmente, el 63% de la producción nacional de estos productos se concentra en la Región Sudeste, mientras que la misma región representa el 44% del consumo nacional. Por otro lado, la Región Centro-Oeste no tiene refinerías y responde por el 11% del consumo (ANP, 2014). El oleoducto Osbra, que conecta la Refinería de Paulínia (Replan), en el estado de São Paulo, con el Terminal Terrestre de Brasilia, tiene capacidad para transportar 887.400 metros cúbicos de combustible al mes, siendo fundamental para abastecer el consumo de esta región.
Los oleoductos domésticos se clasifican como oleoductos de transporte y transferencia. Los enlaces de transporte conectan los puntos de suministro con los puntos de consumo, como, por ejemplo, las refinerías con las bases de distribución de combustible. Los conductos de transferencia se utilizan para mover productos entre instalaciones de una misma empresa. La Figura 2 muestra los oleoductos brasileños para el transporte de derivados claros.
Figura 2 - Sistema nacional de oleoductos para el transporte de derivados claros
Fuente: ANP, 2013
A pesar de la alta vocación del oleoducto modal para el transporte de petróleo y derivados, la red de oleoductos en Brasil aún es pequeña en comparación con otros países. Según la Agencia Nacional de Petróleo, Gas y Biocombustibles (2013), la ANP, en nuestro país la red de oleoductos tiene una extensión de 1.592 kilómetros, mientras que la de derivados tiene una extensión de 4.438 km, considerando sólo los oleoductos de transporte. Sumando los oleoductos de transferencia, la red derivada alcanza una extensión de 11.068 km. En Estados Unidos, la red de oleoductos tiene una longitud de 89 km y la de derivados, 153 km, como se muestra en la Figura 3. Como resultado de esta gran extensión del sistema de oleoductos americano, EE. UU. tiene una participación del 19% en este modal total transportado en TKU en el país, operando a un costo 36% menor que en Brasil (ILOS, 2013).
Figura 3 - Sistema de oleoductos de productos petrolíferos de EE. UU.
Fuente: EIA, 2013
El modelo de negocio de la red de oleoductos brasileña se remonta a la historia del sector de petróleo y gas nacional. En 1953, la Ley N° 2.004 estableció el monopolio estatal de petróleo y gas natural en Brasil, a ser ejercido por Petrobras y sus subsidiarias. Las actividades de investigación, exploración, producción, refinación y transporte por ductos de petróleo y sus derivados en el país serían realizadas exclusivamente por la empresa estatal. Esta legislación se mantuvo durante 44 años, hasta su derogación por la reforma constitucional nº 9/95, que luego permitió la institución de la Ley nº 9.478/97 (Ley del Petróleo), en 1997.
Aún vigente, esta ley abrió el mercado petrolero brasileño a otras empresas, permitiendo el ejercicio de las actividades antes mencionadas a través de concesión, autorización o contrato por parte de la Unión. Sin embargo, la infraestructura actual de oleoductos de transporte de productos petrolíferos en Brasil es propiedad de Petrobras y es operada por su filial Transpetro (ANP, 2013). A pesar de la historia de altas inversiones en este sector, Petrobras ha priorizado significativamente las áreas de exploración y producción (E&P) en su cartera de inversiones a lo largo de los años, en detrimento de las inversiones en otras áreas, como el suministro, como se muestra en la Figura 4.
Figura 4 – Evolución de la participación de E&P y suministro en los planes de negocios de Petrobras.
Fuente: Petrobras, 2014
El uso de la capacidad del oleoducto nacional está regulado por la ANP y es totalmente preferible al propietario de la infraestructura, quien puede cargar productos de terceros si existe capacidad ociosa. La legislación garantiza el libre acceso a terceros con el permiso del propietario del oleoducto.
Algunos países europeos, como España, Noruega, Reino Unido y Dinamarca, tienen un mercado de petróleo y gas similar al de Brasil, en cuanto al control estatal de las actividades relacionadas con el sector: las empresas también necesitan concesiones o autorizaciones del Estado para ejercer tales actividades.
España tiene una historia de monopolio del mercado petrolero muy similar a la brasileña, extinguida en 1992 y seguida de la apertura del mercado tras la entrada del país en el Mercado Común Europeo. Desde entonces, su principal empresa estatal en el sector del petróleo y el gas, Campsa (La Compañía Arrendataria del Monopolio de Petróleos Sociedad Anónima), actualmente CLH (Compañía Logística de Hidrocarburos), se ha ido reconvirtiendo a capital privado, y actualmente está constituida por empresas del sector privado como Repsol, Oman Oil y BP. Su red de oleoductos, que se extiende a lo largo de 4 km, transporta productos petrolíferos propiedad únicamente de aquellas sociedades con participación accionarial en CLH.
Este mismo modelo de negocio, que limita el uso de los oleoductos a las empresas propietarias de las infraestructuras y de los productos que en ellas se transportan, ocurre en toda Europa, tanto para el petróleo como para los derivados. Esta es una práctica del mercado local, sin restricciones regulatorias. Oleoductos como el TAL (Transalpine Pipeline), que transporta petróleo desde Italia hasta refinerías en Alemania, utilizan su capacidad solo entre los accionistas del Grupo TAL –operador de oleoductos–, entre ellos Shell, BP y ExxonMobil. Otro ejemplo similar es el SPSE – The South European Pipeline, un oleoducto ubicado en Francia, con una longitud de 769 km, operado y utilizado por una empresa conjunta formada por empresas del sector, como Total, ExxonMobil, BP y Shell.
En Estados Unidos existen dos modelos de negocio relacionados con los oleoductos de transporte. En ambos, los oleoductos pertenecen a una o más empresas privadas, sin embargo, otras empresas, además de los propietarios, mueven productos a través de los activos. Los oleoductos de ExxonMobil Pipelines, filial y responsable del sector de abastecimiento de ExxonMobil, siguen el modelo en el que la empresa es dueña de los productos que maneja. Magellan Midstream Partners ejemplifica el otro modelo al poseer y operar tuberías y brindar servicios de transporte de terceros.
En ambos casos, la forma en que se utilizan los oleoductos de transporte de petróleo y derivados está regulada por la Comisión Reguladora de Energía Federal (FERC), una agencia del Departamento de Energía de los Estados Unidos. Ferc regula las tarifas y prácticas utilizadas por las empresas propietarias de los oleoductos, estableciendo condiciones de servicio equivalentes para brindar a los cargadores igualdad de acceso al transporte por oleoductos.
Al comparar los modelos (Figura 5), notamos que el brasileño difiere de los demás que se muestran aquí. Como se ve, la principal diferencia entre el modelo brasileño y el estadounidense está en la regulación: mientras en el primero el propietario tiene preferencia en el uso, en el segundo se garantiza la competencia entre cargadores. El modelo europeo es más cercano al brasileño, ya que la ANP no restringe la creación de joint ventures o consorcios entre empresas para operar en este mercado.
Figura 5 – Modelos de negocio para sistemas de tuberías
Fuente: OIT
Incluso fuera del mercado de derivados del petróleo, el modelo europeo se consagró cuando Petrobras se asoció con empresas privadas, en 2009, para formar Logum Logística SA, la empresa responsable de construir el sistema de oleoductos para el transporte de etanol entre las regiones del Medio Oeste y el Sudeste del país. . Logum es una empresa mixta entre la estatal (20%), Camargo Corrêa Construções e Participações (10%), Copersucar (20%), Raízen (20%), Odebrecht Transport Participações (20%) y Uniduto Logística (10%) . El sistema será operado por Transpetro y cargará etanol de terceros, no exclusivamente accionistas de Logum.
Por lo tanto, existen alternativas legalmente viables distintas a la actual, si alguna empresa desea invertir en la construcción, ampliación y/o adecuación de la red nacional de ductos. Con la reducción de las inversiones en abastecimiento de Petrobras en este segmento y el aumento esperado de la oferta y demanda de combustibles en Brasil, se abren perspectivas y oportunidades en la logística nacional de combustibles. Este es un gran desafío logístico, lo que enfatiza que cualquier proyecto de infraestructura de transporte, cualquiera que sea el modo, exige un largo período de implementación.
La construcción y operación de nuevos ductos de transporte de productos debe seguir las normas técnicas definidas por la ANP y también debe ser autorizada por la agencia. Y, si es interesante que las empresas se asocien para este fin, no existe una regulación de la ANP que impida esta actividad, incluso con los ductos existentes: existe la posibilidad de transferir la propiedad de estos ductos con el requisito de una nueva autorización de operación o construcción por la agencia.
Referencias
- PAN. Autorizaciones de Operación otorgadas a ductos. Brasil, octubre de 2013. Disponible en: www.anp.gov.br. Consultado el: febrero de 2014.
- BRASIL. Ley N° 1.978, de 6 de agosto de 1997. Dispone sobre la política energética nacional, actividades relacionadas con el monopolio petrolero, crea el Consejo Nacional de Política Energética y la Agencia Nacional del Petróleo, y otras medidas. Brasil, Presidencia de la República, 1997.
- BRASIL. Ley N° 2.004, de 3 de octubre de 1953. Dispone sobre la Política Nacional del Petróleo y define las atribuciones del Consejo Nacional del Petróleo, crea la Sociedad Anónima y dicta otras disposiciones. Brasil, Presidencia de la República, 1953.
- CLH. Empresa Logística de Hidrocarburos. España, 2014. Disponible en: http://www.clh.es/. Consultado el: febrero de 2014.
- EIA. A NOSOTROS Administración de Información Energética. Estados Unidos, 2014. Disponible en: http://www.eia.gov/. Consultado el: febrero de 2014.
- ILOS. Costos Logísticos en Brasil. XIX Foro Internacional de Logística. Río de Janeiro, 2013.
- ILOS. Proyección de oferta y demanda de combustible. Estudio interno. Río de Janeiro, 2014.
- LOGUM. Logum Logística SA.. Disponible: http://www.logum.com.br/. Consultado el: febrero de 2014.
- PETROBRAS. Plan Estratégico 2030. Brasil, marzo de 2014.
