terça-feira, 31 de julho de 2012

Gás natural: regulação em prol da competitividade



Os efeitos da qualidade da regulação - ou da falta dela - podem ser bastante prejudiciais aos consumidores de mercados que dela necessitam para funcionar de forma eficiente, como a distribuição de gás natural canalizado. Por ser uma atividade em que o Estado concede exclusividade na prestação do serviço, os consumidores não podem escolher seu fornecedor. Por isso, sem uma regulação adequada, como se verifica em boa parte do Brasil, os resultados são custos excessivos suportados por usuários já penalizados por uma conjuntura econômica adversa.

Em todas as atividades econômicas é natural que o empreendedor tente estabelecer o maior preço possível, que lhe assegurará um ganho máximo sujeito às restrições que lhe são impostas por sua estrutura de custos e pela concorrência. Mas, no caso de um monopólio, esse preço não necessariamente maximiza o bem estar de todos os agentes do mercado. Essa é uma simplificação da lógica econômica por trás do frequente pleito por regulação e fiscalização adequada desse segmento.


A ausência dessas práticas pode resultar em investimentos e custos ineficientes e preços abusivos. No caso dos usuários industriais, implica redução da competitividade regional e da capacidade de investimentos produtivos. Mas em muitos Estados brasileiros, infelizmente, a prática corrobora a teoria: como vários reguladores ou secretarias responsáveis aplicam regras ultrapassadas na determinação das margens de distribuição de gás natural (os preços que elas podem cobrar de seus consumidores), asseguradas pelos contratos de concessão das distribuidoras, o que se observa são margens muito elevadas, com taxas de crescimento significativamente superiores à inflação. As metodologias adotadas não geram incentivos eficazes aos necessários ganhos de produtividade, à modicidade tarifária e à gestão eficiente de custos. Em alguns casos, essas regras fazem com que somente as margens de distribuição sejam mais caras no Brasil do que o próprio preço da molécula do gás comercializado nos EUA.

Análise recente feita pela Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) nos dez estados com maior consumo de gás natural do país mostra que o Estado do Ceará apresentou, em abril passado, a maior margem de distribuição, de US$ 3,40 por milhão de British Thermal Unit (BTU) para o segmento industrial com um consumo médio de 100.000 m3 por dia. Esse valor foi 51% maior que a média praticada nos dez Estados maiores consumidores do energético no Brasil (exceto Amazonas), de US$ 2,25.

Embora o Ceará tenha vantagens em relação a alguns Estados no aspecto regulatório - dispõe de uma agência reguladora que realiza audiências públicas para definir os reajustes da margem de distribuição, por exemplo -, oferece à sua distribuidora condições que qualquer empreendedor gostaria de ter: rentabilidade elevada, risco baixíssimo e pouca ou nenhuma competição - todo o capital investido na concessão recebe uma remuneração anual de 20%, sobre os custos operacionais projetados incide remuneração de mesma monta e a margem é definida com base em 80% do volume de vendas projetado, o que aumenta ainda mais o custo para os consumidores e diminui o risco da distribuidora.

A situação é tão ou até mais problemática em outros três Estados cujas margens estão entre as maiores: Pernambuco, Rio Grande do Sul e Paraná oferecem às suas distribuidoras condições idênticas, com o agravante de que não há qualquer transparência no processo de definição das margens e tarifas. É claro que as especificidades técnicas, geográficas e de mercado de cada concessão interferem na definição dos custos e plano de investimentos, mas não se pode negligenciar o papel da regulação nesse processo.

Os Estados de São Paulo e Rio de Janeiro têm um modelo mais maduro de regulação, com metodologia distinta dos demais. Suas distribuidoras não têm remuneração fixa, ela é definida a cada cinco anos a partir de método amplamente utilizado por outros reguladores no mundo - o que faz com que ela seja inferior a 12% ao ano. Além disso, a margem é definida sobre 100% do volume de vendas e as revisões tarifárias são submetidas à audiência pública, o que é salutar.

Mesmo assim, é importante ressaltar que boas regras apenas se traduzem em modicidade se aplicadas adequadamente. Apesar do arcabouço regulatório mais maduro, o Rio de Janeiro, por exemplo, apresentou em abril margem 32% maior que a média dos dez maiores estados consumidores, enquanto em São Paulo existe grande debate sobre o método de cálculo da Base de Remuneração Regulatória, que estaria onerando indevidamente a margem de distribuição.

Movimentos para aperfeiçoar a regulação - a exemplo do que se tem observado em Minas Gerais, Rio Grande do Sul e Espírito Santo - tendem a reduzir custos para os usuários do serviço de distribuição e podem, consequentemente, proporcionar maiores investimentos regionais. Estes, por sua vez, trarão resultados econômicos bastante positivos para os Estados. Trata-se, portanto, de uma política regional que pode trazer vantagem competitiva às indústrias locais. Em um contexto econômico como o atual, em que grandes incertezas e desequilíbrios econômicos e financeiros colocam em risco a capacidade de crescimento dos países (basta ver a significativa redução das expectativas do mercado para o crescimento do PIB brasileiro em 2012), e o próprio governo federal demonstra preocupação com a capacidade de investimento da indústria, ganhos localizados como esse podem fazer a diferença para quem compete em um ambiente tão adverso.

por Camila Schoti



*Camila Schoti é mestre em economia pela Universidade de Brasília e assessora econômica e regulatória da Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (ABRACE).

segunda-feira, 30 de julho de 2012

Gasoduto vai chegar a mais nove indústrias

A Companhia Paranaense de Gás (Compagas) anunciou ontem que pretende investir neste ano mais R$ 6,6 milhões para a extensão da rede de gás em Ponta Grossa. O projeto prevê a construção de mais 2,3 quilômetros de novas redes de distribuição de gás natural, incluindo trechos da BR-376 e da PR-151 – até a divisa com Carambeí, como também mais R$ 1,2 milhão para o rebaixamento da linha da rede em trecho da BR-376.


Além de Ponta Grossa, a companhia projeta um investimento na ordem de R$ 55 milhões em projetos aprovados para este ano que estão em execução e contemplam também a capital do Estado e a Região Metropolitana de Curitiba, Londrina e Fazenda Rio Grande.


A expectativa da Compagas é que as obras de extensão da rede de gás em Ponta Grossa comecem em outubro deste ano e sejam concluídas em 2013, no entanto, a companhia depende de licenças ambientais, através do Instituto Ambiental do Paraná (IAP) e do Município. O projeto, conforme afirma o assessor de imprensa da Companhia, Wagner, faz parte da criação do Distrito Industrial II. Após a conclusão das obras, Ponta Grossa contará com 16 quilômetros de rede de gás natural.


Fonte: Jornal da Manhã

sexta-feira, 27 de julho de 2012

Petrobras bate recordes mensal e diário na entrega de gás nacional ao mercado em 2012

No ano de 2012, a Petrobras superou mais uma vez os seus recordes na entrega de gás natural nacional ao mercado, atingindo no mês de junho uma vazão de 44,1 milhões de metros cúbicos por dia (m³/d) de gás ofertado. Além disso, no dia 30 desse mesmo mês, a Companhia alcançou novo recorde histórico com a vazão de 46,2 milhões m³/d. A entrega média de gás no primeiro semestre de 2012 foi de 40,9 milhões m³/d, mais de 10% superior à entrega média de 2011, de 37 milhões m³/d.

O expressivo crescimento da oferta de gás nacional observado nos últimos anos é fruto de uma série de investimentos realizados no desenvolvimento de projetos de produção de gás natural, consubstanciados no Plangás - Plano de Antecipação da Produção de Gás. No âmbito desse programa, vários novos campos começaram a produzir desde 2008, com destaque para os campos de gás não associado de Canapu e Camarupim, no Espírito Santo, e de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na Bacia de Santos. Também vale destacar o início das operações da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba e do Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, no Estado de São Paulo.

Além do Plangás, três outros fatores foram de fundamental importância para os recordes observados:

- o incremento da entrega de gás para geração termoelétrica na Região Norte;

- a elevação da produção do campo de Lula, produzindo gás associado de reservatórios do pré-sal na Bacia de Santos;

- o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (POAG 2015), que tem permitido melhorar o desempenho das unidades operacionais das regiões Sul e Sudeste. O POAG 2015, criado em 2009 e implantado a partir de 2010 com o objetivo de elevar o aproveitamento de gás da área de Exploração e Produção, permitiu que a Companhia atingisse um aproveitamento de gás associado de 91,7% no primeiro semestre de 2012, valor superior ao recorde anual de aproveitamento de gás, de 89,2% em 2011.

Fonte: Gerência de Imprensa/Comunicação Institucional da Petrobras

quinta-feira, 26 de julho de 2012

Distribuição de gás nacional ao mercado brasileiro pela Petrobras cresceu 10% no primeiro semestre

A média mensal de entrega de gás nacional ao mercado consumidor brasileiro, pela Petrobras, no primeiro semestre do ano foi 40,9 milhões de metros cúbicos diários, um crescimento de 10% em relação ao mesmo período de 2011, quando registrou 37 milhões de metros cúbicos diários.



A empresa informou, por meio de nota, que, em 2012, conseguiu superar os recordes mensal e diário na entrega de gás natural ao mercado. Em junho foram entregues 44,1 milhões de metros cúbicos por dia de gás ofertado; enquanto que no acumulado do mês, a companhia alcançou novo recorde histórico com a vazão de 46,2 milhões metros cúbicos por dia.

 ”O expressivo crescimento da oferta de gás nacional observado nos últimos anos é fruto de uma série de investimentos realizados no desenvolvimento de projetos de produção de gás natural, consubstanciados no Plangás – Plano de Antecipação da Produção de Gás”, diz a nota.

Fonte: Agência Brasil

terça-feira, 24 de julho de 2012

Bolso cheio

Cargos técnico-executivos estão alavancando a média salarial no setor de óleo e gás no Brasil. Profissionais como gerente de Desenvolvimento de Negócios Sênior, diretor de Perfuração e executivo Sênior em Geociências e SMS estiveram entre os que receberam os maiores aumentos salariais no país em 2011. E eles puxaram o forte crescimento salarial médio do Brasil no ano passado, de 27%, quase três vezes superior à média global, segundo o relatório “The Oil & Gas Global Salary Guide”, da Hays.

A expectativa é que essas mesmas áreas sigam liderando o crescimento esperado para 2012. Entretanto, um profissional em especial deve começar a ganhar destaque: o gerente Geral (general ou country manager), sobretudo em função da chegada de novas empresas estrangeiras ao Brasil. “As multinacionais precisam de um profissional brasileiro, habitualmente um engenheiro ou alguém com bons contatos com operadoras, para abrir suas operações no país”, explica o consultor da Hays Bruno Fonseca.

Para ele, a tendência é que, nos próximos dez anos, os profissionais brasileiros do setor petróleo já estejam entre os mais valorizados do mundo, equiparando-se aos noruegueses. Em 2011, de acordo com o estudo, o Brasil foi o sétimo colocado no ranking de médias salariais anuais locais, com US$ 119.600.

O principal motivador desse salto deverá ser a demanda dos EUA, onde, atualmente, a cada três profissionais que se aposentam, apenas um ingressa da indústria – situação diametralmente oposta à do Brasil. “Na próxima década, esses profissionais, com conhecimentos em perfuração, geologia, terão 30, 40 anos de idade, chegando ao auge de sua carreira. Os americanos sem dúvida virão pescar recursos humanos aqui ”, prevê Fonseca.

Com peso de 50% no crescimento salarial no setor de óleo e gás na América do Sul, o Brasil, ao lado de Austrália, China e Iraque, é descrito como um dos hotspots do aumento salarial global no ano passado, principalmente em função de grandes projetos em curso, o que aumentou ainda mais a pressão sobre o já restrito pool de recursos humanos capacitados.

Outro ponto é o fato de que o forte incremento salarial do profissional brasileiro não atingiu os estrangeiros que trabalham no país, bem como em outros países que vêm incentivando a contratação de nativos, como Arábia Saudita, Omã e Venezuela. A média salarial da mão de obra importada no Brasil foi de US$ 106.700, 11% menor que a do trabalhador local.

Esse fenômeno, porém, não deverá aumentar a concorrência entre brasileiros e estrangeiros por altos cargos no setor. “Estamos bem protegidos pela política de conteúdo local”, justifica Fonseca.

O estudo da Hays cobriu 24 áreas do setor de óleo e gás, em 53 países. Foram entrevistadas 14.400 pessoas, incluindo 5.400 empregadores e 1.200 funcionários de grandes petroleiras.


Óleo em alta, salários também

Aumento do petróleo e boas perspectivas de E&P foram os responsáveis pelo incremento da média salarial em óleo e gás

O aumento do preço do barril de petróleo e as perspectivas com os planos exploratórios e de produção de diversos países foram os responsáveis pelo incremento da média salarial de profissionais do setor petróleo verificado em boa parte do mundo ao longo de 2011. De acordo com o relatório “The Oil & Gas Global Salary Guide”, da Hays, também contribuiu o fato de questões como a recessão global e o acidente de Macondo, no Golfo do México, começarem a ser superadas pelas companhias do setor, com o mercado recuperando a maior parte de suas perdas, o que viabilizou o aumento de salários e bônus. Isso, contudo, não foi tão ocorreu com profissionais terceirizados, cuja média salarial continuou abaixo da registrada em 2008.

Segundo o estudo, a não ser que a crise econômica europeia provoque um colapso global, a tendência é de que haja escassez de mão de obra de óleo e gás, o que continuará puxando os salários para cima este ano. Entre as áreas mais aquecidas estarão as ligadas a engenharia submarina, além da perfuração onshore, com o aquecimento das atividades de E&P de recursos não convencionais, como o shale gas nos EUA. Outras áreas destacadas são engenharia de petróleo/reservatório, project control e construção e instalação.

A pesquisa ainda observou que os aumentos mais significativos de salário envolveram profissionais em início de carreira, independentemente do tipo de companhia em que atuam, refletindo o aumento na competição para a entrada de novos talentos, em comparação com o ano anterior.

FONTE: Revista Brasil Energia

segunda-feira, 23 de julho de 2012

Mercado brasileiro de óleo & gás: um panorama do setor

É quase um consenso que o mercado brasileiro de Óleo & Gás, principalmente após as descobertas do pré-sal, está repleto de oportunidades de negócios. De acordo com um estudo da PFC Energy, com o desenvolvimento das reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com maior crescimento de produção dentre os países fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) até 2030.

Com base em dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP), a produção de petróleo no Brasil, em 2010, atingiu a marca de 2,137 milhões de barris por dia, representando 30,57% da produção na América Latina (a título de comparação, a Venezuela representa 35,35% do mercado na região).

Por localização, o mercado offshore foi responsável por mais de 90,0% da produção nacional em 2010, sendo que, após as descobertas do pré-sal, esta disparidade com relação ao mercado onshore pode aumentar ainda mais.

Com relação às operadoras, a Petrobras é a principal empresa do setor, responsável por quase 90% da produção nacional e sendo a grande detentora das áreas de concessão no pré-sal. Com um plano de investimento arrojado de US$ 236,5 bilhões entre 2012 a 2016, a empresa atrai, constantemente, diversas empresas para iniciarem atividades no Brasil ou expandirem seus negócios para o mercado de óleo & gás. A metodologia de atuação da Petrobras neste setor, no caso da necessidade de construção de uma nova plataforma de exploração ou de uma unidade de refino, baseia-se na contração de empresas EPCistas (empresas responsáveis pelo projeto, construção e start-up de unidades), cabendo a Petrobras gerenciar os projetos a fim de assegurar que a qualidade e o prazo do projeto está sendo cumprido.

Assim, constantemente, diversas empresas iniciam o processo de certificação da Petrobras, a fim de se tornarem fornecedores oficiais de uma das maiores empresas do mundo e, com isso, se beneficiarem de tais investimentos.

Se, por outro lado os impulsionadores deste mercado são inúmeros, os desafios que novos entrantes vão enfrentar também não serão pequenos, além de atravessar um processo de certificação moroso (que, em alguns casos, pode demorar anos para ser obtido), há alguns estigmas em torno da Petrobras, conforme explicitado até em seu atual plano de negócios, com relação ao não cumprimento de metas de produção ou à atraso de projetos.

Assim, muitas vezes é mais vantajoso (e mais fácil) entrar no mercado brasileiro através de parcerias com outras operadoras, uma vez que a certificação exigida não é tão criteriosa. Empresas como Shell, Statoil ou British Petroleum já possuem tradição no mercado brasileiro e, normalmente, atuam no mercado offshore (por ser mais rentável, já que o potencial de extração é muito mais elevado comparado ao ao mercado onshore), permanecendo, o mercado onshore, dominado por empresas de menor porte no cenário nacional, como a Reconcâvo E&P ou Gran Tierra.


 
É importante mencionar que o mercado onshore de óleo & gás atravessa uma fase complicada. De acordo com dados da ANP e diferentemente do mercado como um todo, a produção onshore, na realidade, diminui 1,73% entre 2001 a 2010. Sendo que, parte deste processo, pode ser explicado pela própria atuação da Petrobras no mercado, onde, a fim de garantir sua soberania nacional, participa de licitações da ANP, adquirindo o direito de exploração de determinadas áreas e, por não serem tão rentáveis, permanecem em segundo plano frente as prioridades da empresa.

O atual questionamento do mercado seria até quando essa situação será sustentável, já que o Brasil possui outras operadoras que teriam interessem em explorar esses campos marginais, contudo não possuem o direito para isso, ademais, existem fornecedores de equipamentos e soluções para o mercado onshore que estão tendo dificuldades para se manter no mercado, uma vez que não há investimentos no setor.

Enfim: não há duvidas que o mercado brasileiro de óleo & gás está crescendo – e o desafio é criar mecanismos de modo a incentivar tanto o mercado onshore quanto offshore. Além disso, desafios e incentivos à parte, não há como negar que este setor impacta outros segmentos da economia, como a indústria de gás, a indústria naval, a indústria química, a indústria de açúcar e etanol, etc., beneficiando ou até mesmo prejudicando estes outros segmentos.

Assim, a idéia para blogadas futuras será discutir, de uma maneira mais profunda, como outros segmentos são afetados por estas medidas. Principalmente a área de geração de energia a partir do gás natural, que tem registrado polêmica nos últimos leilões de energia realizados pelo governo.
Fonte: Blog da Energia

sexta-feira, 13 de julho de 2012

Shale gas: independência e diversificação energética na Polônia

Cinco empresas polonesas assinaram um acordo para explorarem o gás de xisto polonês. Juntas, as empresas PGNiG, ENEA, KGHM Polska Miedz, PGE e a TAURON Polska Energia investirão 515 milhões de dólares na exploração de campos do norte da Polônia. Os detalhes do acordo ainda não estão prontos e devem ser definidos nós próximos meses.


O ministério do tesouro polonês se manifestou com otimismo dizendo que o projeto conta com as maiores e mais capacitadas companhias polonesas. O plano recém-assinado prevê a exploração de três jazidas de gás nas regiões de Kochanowo, Czestkowo and Tepcz. A previsão do início das operações do empreendimento é para 2016. Os três poços que serão explorados pelo grupo totalizam uma área de 160 km². Os estudos sobre a exploração do shale gas na Polônia indicam que o país tenha uma reserva de 768 bilhões de metros cúbicos desse recurso. A Polônia consome aproximadamente 14 bilhões de metros cúbicos de gás natural por ano. Quase 90% de sua energia elétrica vêm da queima de carvão. O governo planeja aumentar a participação de gás desse rateio adicionando 4000 MW de eletricidade do novo recurso nos próximos oito anos.

O país espera ter 248 poços de extração até 2017, sendo que 49 deles iniciarão suas operações até o final desse ano. Estima-se que toda a reserva de gás polonesa possa suprir a demanda interna por pelo menos trinta e cinco podendo durar até sessenta e cinco anos. O desenvolvimento e a extração de suas próprias reservas é uma das estratégias do governo para reduzir a dependência das importações da Rússia, que representam mais de dois terços do seu consumo interno.

Fonte: MaxiQuim

quinta-feira, 12 de julho de 2012

Gás natural e novas tecnologias são debatidos no MME


“É importante para o Brasil promover discussões sobre o assunto e conhecer estudos de fontes confiáveis sobre o gás não convencional (Shale gas)”, destacou o Secretário-Executivo do Ministério de Minas e Energia (MME), Márcio Zimmermann, ao abrir o segundo dia do Seminário da Agência Internacional de Energia (AIE).

O evento, que ocorreu na segunda-feira (09 de julho) e terça (10 de julho), mostrou um panorama do mercado de gás não convencional no mundo e apresentou as tecnologias utilizadas para obtenção de uma matriz energética limpa e renovável. Os temas foram apresentados pelo Vice Diretor-Executivo da AIE, o Embaixador Richard Jones.

Em dois dias de Seminário, Jones falou de duas publicações da AIE: Perspectivas Tecnológicas de Energia 2012: Caminhos para um Sistema de Energia Limpa (Energy Technology Perspectives 2012: Pathways to a clean Energy System) e o relatório da AIE intitulado “Regras de Ouro para uma Era de Ouro do Gás Natural (Golden Rules for a golden age of gás)”. Na terça-feira, 10 de julho, ao apresentar relatório sobre gás natural, Jones disse que os governos precisam ter medidas regulatórias para as preocupações que podem ser geradas a partir da produção do gás não convencional. Segundo Jones, “para alcançar essa era de ouro, o governo, as indústrias, e as partes interessadas devem trabalhar em conjunto para abordar de forma eficiente impactos associados”, disse.

Na avaliação do Secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do MME, Marco Antônio Almeida, a produção de gás não convencional no Brasil deve levar um pouco mais de tempo para se tornar realidade. Para o Secretário, “o objetivo é que essa oportunidade se transforme, na verdade, numa produção efetiva, numa melhora nas condições para o mercado brasileiro de gás natural”, afirmou.

“Produzir gás não convencional requer investimento em infraestrutura e equipamentos. Além disso, também é um desafio mostrar à sociedade brasileira que o gás e óleo não convencional têm mais benefícios que problemas. Esse trabalho em grande parte é nosso: Governo brasileiro e Agência Nacional do Petróleo, Gás Naturais e Combustíveis, que são responsáveis pelo desenvolvimento do setor de petróleo no país. A condução de um trabalho conjunto é fundamental para que a produção de gás não convencional seja bem sucedida”, declarou.


Perspectivas Tecnológicas de Energia 2012


Com o objetivo de ressaltar a relevância das fontes renováveis na matriz energética mundial, o primeiro dia do Seminário da Agência Internacional de Energia foi dedicado à apresentação do livro Perspectivas Tecnológicas de Energia 2012: Caminhos para um Sistema de Energia Limpa (Energy Technology Perspectives 2012: Pathways to a clean Energy System).

O representante da AIE apresentou os objetivos que o documento, intitulado ETP 2012, traz para que o aproveitamento de ferramentas tecnológicas e fontes limpas sejam utilizadas para fortalecer a matriz de energia mundial, bem como limitar alterações climáticas e promover um futuro energético limpo, seguro.

“Os desafios estão muito claros. Nós podemos aproveitar as tecnologias e os potenciais energéticos para alcançar metas”, disse Richard Jones.

Destacando a participação de fontes renováveis na matriz brasileira, o Secretário adjunto de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia (MME), Moacir Bertol, declarou que “a participação das fontes renováveis na matriz energética brasileira atualmente é cerca de 47%. A Perspectiva para o planejamento decenal, até 2020, é que a participação destes recursos alcance 47,7 % até o final da década”, completou.

Jones informou que a Agência Internacional de Energia está elaborando, em conjunto com o Brasil e outros parceiros, um roteiro para o desenvolvimento sustentável de hidroeletricidade. O documento deve ser finalizado nos próximos meses.


Fonte: Ministério de Minas e Energia

quarta-feira, 11 de julho de 2012

Gás natural, WGC e o mercado global


A Conferência Mundial de Gás, WGC 2012, realizada em junho na Malásia, reuniu cerca de 5 mil delegados e líderes da indústria. Seu tom foi otimista quanto ao papel do gás na energia mundial. CEOs de empresas como Shell e Exxon reiteraram a importância do energético em seu portfólio e alertaram quanto à necessidade de governos e reguladores aprenderem com os erros e acertos dos produtores nos EUA.

Pela oferta, o otimismo ficou com o gás de xisto, que revolucionou a produção nos EUA, e seus potenciais desdobramentos em outros países; com as descobertas de gás na África e Costa Mediterrânea; com os megaprojetos de GNL na Austrália; e com a entrada dos EUA como exportador de GNL.

A conferência discutiu a viabilidade da produção em grande escala de gás de xisto em outros países. A revolução americana do shale gas decorre de reservas abundantes e baixo custo de produção. Hoje, ele corresponde a 30% da produção de gás nos EUA.

Segundo enquete da GL Noble Denton, 81% dos presentes na WGC crêem que a China vai ser o maior produtor mundial de gás de xisto em 2030. A Wood Mackenzie prevê que a produção de shale gas na China atinja 400 milhões de m3/dia no mesmo ano.

A preocupação com impactos ambientais motivou França e Bulgária a suspenderem a exploração de gás de xisto. Em resposta a isso, a AIE lançou as Regras de Ouro (Golden Rules), para orientar produtores de gás. As regras incluem engajamento de comunidades locais, monitoramento constante das áreas de perfuração, tratamento responsável da água, isolamento e prevenção de vazamentos, informação sobre fluidos usados no fracionamento, eliminação de venting e minimização de flaring.

O Canadá vem trabalhando para exportar GNL. Dois projetos já foram aprovados, Kitimat LNG e BC LNG, e há dois outros em desenvolvimento, liderados por Shell e Petronas. Com eles o Canadá poderá exportar 27 mtpa até 2020. Na África, Moçambique e Tanzânia fizeram descobertas de quase 100 TCF. Tendo em vista o incipiente mercado doméstico, esse volume alavancaria projetos de GNL.

Na demanda, o tom é otimista nos EUA. O consumo de gás para gerar energia deverá crescer 16% em 2012, atingindo 830 milhões de m3/dia. O consumo na indústria cresceu 44% de 2009 a 2012, chegando a 693 milhões de m3/dia. E os baixos preços estão redinamizando a indústria petroquímica: a Exxon anunciou novos projetos no Texas para 2016, e a Shell estuda projetos próximos às jazidas Marcellus, na Pennsylvania.

A AIE prevê que a Ásia e o Oriente Médio liderarão o aumento da demanda, com a primeira triplicando seu consumo, para 2 bilhões de m3/dia em 2030. No curto prazo, o Japão ainda é o maior consumidor regional de GNL. A parada de suas 54 plantas nucleares gerou demanda adicional de 19 mtpa – 8% da produção mundial. A China deverá ser o segundo mercado mundial de gás natural em 2020. Segundo o presidente da CNPC, Zhou Jiping, o país já é o quarto mercado, com 360 milhões de m3/dia. A participação do GN na matriz chinesa cresceu de 2,4% para 5% entre 2000 e 2011 e deve chegar a 10%-12% em 2030. A demanda aquecida obrigou o país a importar GNL. Não por acaso o primeiro ministro da Malásia, Dato’ Sri Najib, inaugurou terminal de 3,8 mtpa em Malacca na abertura da WGC 2012.

Na Europa, o consumo de gás caiu 2,1% em 2011, e o carvão tem sido mais competitivo que o gás. Na Alemanha, onde 25% da capacidade instalada é eólica e solar, usinas a carvão têm tido preferência no despacho sobre usinas a gás. 11

A WGC discutiu ainda a criação de um preço global para o GNL. Hoje coexistem três preços regionais: Ásia (US$ 16-US$ 18/MMBTU), Europa (US$ 9-US$ 10) e os EUA (cerca de US$ 2,50).

Os preços baixos nos EUA geraram capacidade ociosa nos terminais de GNL. No primeiro trimestre as importações americanas caíram para 26 milhões de m3/dia, em comparação com 105 milhões de m3/dia em 2007. Os operadores dos terminais de importação propõem transformá-los em terminais de exportação, com a adição de trens de liquefação. O projeto da Chenière em Sabine Pass contempla quatro trens de 56 milhões de m3/dia. O preço FOB do primeiro trem seria de 115% do Henry Hub mais tarifa de liquefação de US$ 3/MMBTU. Caso HH atinja US$ 4,50, o GNL dos EUA chegaria ao Japão por US$ 10/MMBTU, enquanto o GNL australiano chegaria a US$ 15. Os consumidores asiáticos querem desvincular o preço do GNL do preço do petróleo, alegando que o gás compete com carvão na produção elétrica. Por outro lado, produtores de gás defendem esse atrelamento devido à complexidade dos novos projetos e a fatores inflacionários que elevaram em 75% os custos de produção de 2005 a 2011.

Fonte: Revista Brasil Energia – coluna de Ieda Gomes

terça-feira, 10 de julho de 2012

Produção de gás natural nos campos do país aumentou 4,4% em um ano, segundo a ANP

A produção de gás natural nos campos nacionais aumentou em abril deste ano 4,4% em relação a igual mês do ano passado. Segundo dados divulgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em abril a produção de gás natural foi aproximadamente 65 milhões de metros cúbicos por dia. O volume, no entanto, é 1,4% inferior ao registrado em março.

Já a produção de petróleo em abril foi 2,022 milhões de barris por dia, representando uma diminuição de 1,5 % em relação ao mesmo mês de 2011. Na comparação com o mês de março, a queda foi ainda maior, 3,2%.



Os dados divulgados pela ANP indicam que a Petrobras foi responsável por 94,3% da produção de petróleo e gás natural. Os campos marinhos responderam por 91,2% da produção de petróleo e 75,8% da produção de gás natural.

Fonte: Agência Brasil

segunda-feira, 9 de julho de 2012

Iveco Daily GNV em testes na Patrus Transportes

Acordo entre Iveco, BHTrans, Gasmig, Fetcemg/Setcemg e Patrus testará tecnologias de combustíveis alternativos.

A Iveco, maior fabricante mundial de veículos comerciais movidos à gás natural veicular, entregou um Iveco Daily Furgão GNV 35S14G para a Patrus Transportes.

A solenidade aconteceu na sede da BHTrans, e oficializou o acordo de cooperação assinado no mês de junho, no qual a Patrus, em parceria com Empresa de Transporte e Trânsito de Belo Horizonte, Gasmig, Fetcemg/Setcemg e UFMG, firmaram um compromisso de fazer testes de tecnologias alternativas de combustíveis utilizando o veículo da Iveco.

O acordo é um iniciativa da BHTrans dentro do projeto LOG/BH, que trata da logística urbana de Belo Horizonte e tem como uma de suas premissas a melhoria da mobilidade e da qualidade do trânsito da capital, principalmente no que diz respeito à entregas urbanas. Para isso, a UFMG, por meio do Núcleo de Transporte da Escola de Engenharia (Nucletrans), está desenvolvendo uma pesquisa que medirá o desempenho, o consumo de combustível, a resistência e a performance do Iveco Daily nesta função.

“Será um teste de grande importância para a Iveco e a Patrus contribuirá para esse feed back, pois dentro da pesquisa, a transportadora apresentou todas as características necessárias para participar do teste”, disse Lúcio Bicalho, diretor de Qualidade e Satisfação ao Cliente da Iveco. A expectativa é que a Patrus realize 50 entregas por dia, em rotas de Belo Horizonte, e atenda clientes que já possuem iniciativas sustentáveis como a Natura, DHL, BIC, Mercur, entre outros.


A pesquisa terá duração de 12 meses e, ao longo deste ano, a Iveco cederá outros veículos para testes. “A Iveco está um passo à frente no desenvolvimento e na aplicação de tecnologias voltadas para o uso de combustíveis limpos ou renováveis no mundo. Por isso, não poderia deixar de apoiar uma iniciativa que visa a preservação ambiental”, concluiu Lúcio Bicalho.

Iveco

Uma empresa do Grupo Fiat Industrial, projeta, produz e comercializa uma ampla gama de caminhões leves, médios e pesados, veículos comerciais e fora de estrada, urbanos, interurbanos e para aplicações militares, e defesa civil. A Iveco emprega cerca de 25.000 pessoas e opera em 11 países do mundo, utilizando excelência em tecnologia. Além da Europa, a empresa opera na China, Rússia, Austrália e América Latina. Cerca de 5 mil postos de atendimento e vendas em mais de 160 países garantem apoio técnico em qualquer lugar do mundo onde um veículo Iveco esteja em funcionamento.

Fonte: Farol Comunitário

quarta-feira, 4 de julho de 2012

GTT mira terminais de GNL

Francesa busca empresas de engenharia e fornecedores brasileiros para licenciar tecnologias e construir sistemas no país


A francesa GTT, especializada no desenvolvimento de tecnologias para embarcações e terminais de GNL, está prospectando empresas de engenharia e potenciais fornecedores de materiais e componentes para fabricação de seus sistemas no Brasil. O objetivo da empresa é licenciar suas soluções no país a fim de concorrer a futuras licitações envolvendo os novos terminais previstos para serem instalados na Bahia e no Espírito Santo.

De acordo com o Chairman e CEO da companhia, Philippe Berterottiere, a GTT deverá fechar os primeiros contratos de licenciamento até o início de 2013. Para ele, as perspectivas quanto ao mercado brasileiro são atraentes. "Serão necessários investimentos para exportar e liquefazer gás, bem como para importar o energético, portanto, no nosso entendimento, o mercado brasileiro estará muito ativo", avalia o executivo.


Berterottiere conta que, inicialmente, o foco da empresa no país recai sobre os tanques de armazenamento de GNL onshore, mas que, futuramente, a GTT também tem planos de fornecer tecnologia para FSRUs e – caso o projeto seja, de fato, levado adiante pela Petrobras – para a unidade FLNG, que ficaria no pré-sal.

A empresa também tem a intenção de encontrar fabricantes nacionais que possam dar conta do fornecimento de materiais e componentes como chapas de aço inoxidável, ligas especiais (inconel), sistemas de isolamento de poliuretano, e estaleiros capacitados para construir embarcações de transporte de GNL. "Vamos transferir tecnologia. Atingiremos praticamente 100% de conteúdo local", afirma Berterottiere.

Atualmente, 70% das embarcações que transportam GNL no mundo possuem tecnologia GTT. No Brasil, a nova embarcação que substituirá o Golar Winter, que será deslocado da Baía de Guanabara (RJ) para o futuro terminal baiano, também terá soluções da empresa. O projeto do tanque de armazenamento e o sistema de gerenciamento de carga da unidade, afretada da Excelerate, foram desenvolvidos pela francesa.

Fonte: Brasil Energia

terça-feira, 3 de julho de 2012

Conferência internacional no Rio debate oceanos e produção de petróleo e gás nas áreas do pré-sal

Representantes da indústria petrolífera de 41 países estarão no Rio de Janeiro de segunda (2) a sexta-feira (6), em uma conferência internacional para discutir os oceanos, a exploração e produção de petróleo e gás nas áreas do pré-sal e o desenvolvimento das tecnologias offshore.

A 31ª edição da International Conference on Ocean, Offshore and Arctic Engeneering (Omae 2012), um dos mais importantes eventos do gênero na atualidade, ocorre no Windsor Barra Hotel, na Barra da Tijuca, e é considerada estratégica para as empresas.


Nos seis dias do evento, pesquisadores, engenheiros, estudantes, gestores e técnicos de vários países estarão participando dos debates, organizados pela Coordenação dos Programas de Pós-Graduação de Engenharia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (Coppe/UFRJ) e da American Society of Mechanical Engineers (Asme).

Realizado anualmente, o evento em 2012 terá como tema central os oceanos. O problema dos oceanos será debatido do ponto de vista da engenharia, o que significa entendermos a mecânica de funcionamento, ganhar conhecimento sobre o início e desenvolvimento tecnológicos no mar disse à Agência Brasil o professor Segen Estefen, diretor de Tecnologia e Inovação da Coppe e que preside o encontro.

Segundo Estefen, do ponto de vista do desenvolvimento tecnológico o congresso, por ser realizado no Brasil, vai ter um foco muito especial nos reservatórios do pré-sal e nos aspectos da engenharia que contribuirão para a exploração de petróleo nesses reservatórios.

Nós teremos 12 simpósios cobrindo diferentes áreas da engenharia e, além disso, teremos um workshop sobre tecnologias para o pré-sal. Então, ele tratará dos oceanos tanto do ponto de vista das ondas, marés e correntes, dos aspectos das estruturas que são colocadas no mar, quanto da produção de petróleo, da produção de minerais e das estruturas utilizadas para a pesca.

O professor da Coppe ressaltou que os avanços agora utilizados na área do pré-sal são decorrentes de um trabalho contínuo iniciado pela universidade em parceria com a Petrobras em 1977, ainda em águas rasas.

No primeiro estágio, eram águas rasas. Uma década depois as águas começaram a ficar mais profundas, atingindo mil metros; agora, estamos falando em 2.400 metros de profundidade , com reservatórios além dessa profundidade, uma vez que – no caso do pré-sal – nós temos outros 5 mil metros de perfuração na camada de sal (que já é outro desafio que estamos ultrapassando). Mas o desenvolvimento tecnológico, as pesquisas, elas continuarão, garantiu.
Fonte: Portal do Planalto

segunda-feira, 2 de julho de 2012

Rosalino Fernandes: GNV como alternativa vantajosa

O emprego do gás natural como combustível veicular, além de excelente alternativa para reduzir a emissão de gás carbônico na atmosfera, apresenta ainda considerável economia de custo com combustível. Essa afirmativa é baseada no melhor desempenho do GNV em relação aos demais combustíveis disponíveis.


Um equívoco muitas vezes cometido na aquisição de combustível veicular é o de somente considerar o preço, sem levar em conta o desempenho do motor. De acordo com testes feitos em laboratórios, num motor do Ciclo Otto usado em nosso país, na maioria dos automóveis e outros veículos leves, o GNV tem um desempenho de 14 quilômetros por metro cúbico, enquanto a gasolina e o etanol apresentam, respectivamente, rendimento de 10 e 7 quilômetros por litro de combustível.

Considerando esses indicadores e comparando os preços atuais, de acordo com a mais recente divulgação feita pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), em junho, chegaremos à conclusão de que atualmente usar o GNV custa R$ 0,12/km rodado, enquanto a gasolina, R$ 0,27/km, e o etanol, R$ 0,28/km. Desse modo, o uso de gás natural é não somente mais econômico, como também menos poluidor do que os demais combustíveis.

Por outro lado, convém mencionar que o uso de GNV tem para o País alguns outros benefícios, tais como sua contribuição para a sustentação energética do Brasil — ao balancear a oferta de combustíveis líquidos e viabilizar a expansão da rede de distribuição de gás natural — e uma importante alternativa econômica para frotas de táxis e outros veículos comerciais.

Por tudo isso, é extremamente importante que o GNV possa contar sempre com todo o apoio em âmbito nacional, que incentive e assegure a sustentabilidade de seu emprego e desses benefícios, para todos os brasileiros.

Fonte: O Dia Online / Rosalino Fernandes

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