terça-feira, 17 de dezembro de 2013

Gasoduto pode ter 85% de nacionalização

Pelo menos 85% dos bens e serviços contratados para o gasoduto que ligará os municípios de Itaboraí e Guapimirim, no Rio de Janeiro, deverão ser adquiridos de empresas nacionais.
A concessão, cuja regulamentação para construção e operação foi publicada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no Diário Oficial da União, terá prazo de 30 anos, contados a partir da assinatura do contrato.
A portaria prevê a possibilidade de prorrogação da concessão, em caso de interesse da administração pública federal. Com cerca de 11 quilômetros de extensão, o gasoduto terá capacidade para transportar 17 milhões de metros cúbicos por dia.

A portaria fixa o percentual de conteúdo nacional para cada etapa da obra: 85% para duto; 55% para componentes; 90% para construção e montagem; e 90% para projetos de engenharia.
A ANP poderá estabelecer, até a publicação do edital, os níveis de conteúdo local para subitens usados na construção do duto e referentes aos projetos de engenharia.
Há possibilidade, porém, de isenção em casos nos quais seja comprovada a inexistência de fornecedor brasileiro para o bem e para o serviço contratado ou quando a empresa apresentar prazo ou preço excessivo na comparação com o ofertado por empresas estrangeiras. Essa ressalva pode dar margem para reduzir o percentual de nacionalização e prejudicar as empresas brasileiras.
O edital de licitação deverá conter o cronograma com todas as etapas do processo de licitação, em especial a data limite para a assinatura do contrato de concessão.

Fonte: Monitor Mercantil

segunda-feira, 2 de dezembro de 2013

Do lixo ao luxo do gás natural

Vem das aves a esperança de tornar o biogás um dos principais combustíveis da planta energética do Rio Grande do Sul. Quinta-feira (28/11), a Sulgás, Companhia de Gás do Estado, apresentou o GNVerde, gás produzido a partir de esterco de galinhas, restos de ovos e outros resíduos orgânicos. O projeto, concebido em parceria com o Consórcio Verde-Brasil, que conta com a cooperativa Ecocitrus e a Naturovos, é inédito no Brasil, por gerar um gás natural com alto teor de metano (96%), o que atende as exigências da Agência Nacional do Petróleo (ANP). “É equivalente ao que vem da Bolívia”, atesta Roberto Tejeda, diretor presidente da Sulgás.
Desenvolvido na Usina Ecocitrus, em Montenegro, a 66 km de Porto Alegre, o GNVerde está sendo utilizado para consumo próprio em veículos das companhias do Consórcio. Em dezembro, será testado em indústrias da região. A eficiência, garantem os idealizadores, é a mesma dos demais combustíveis. A planta inicial, cujo investimento foi de R$ 4 milhões, tem potencial para produzir 5mil m³ por dia de gás, mas, segundo João Carlos Müller, presidente da Naturovos, o objetivo é quadruplicar o volume até a metade de 2014. “Para isso, prevemos um investimento de mais R$ 2 milhões ou R$ 3 milhões”, completa. Albari Pedroso, diretor da Ecocitrus, destaca que o processo anaeróbico realizado com os compostos orgânicos na Usina podem gerar, além do gás, energia elétrica e térmica e biofertilizantes (que já estão sendo aproveitados pela cooperativa).  “
A Sulgás espera a regularização do GNVerde pela ANP para iniciar a comercialização, que deve ocorrer no início de 2014. O preço para venda ainda não foi definido, mas Tejeda acredita que o “selo verde” é um diferencial importante e de forte apelo. “O sucesso depende de como o mercado será capaz de remunerar um produto premium. O biogás possui um valor agregado gigante. Nós estamos utilizando um subproduto da indústria para produzir gás. Ou seja, transformando um problema em energia”, salienta. Inicialmente, o planejamento é vender o GNVerde por meio de cilindros. Nos veículos, o equipamento para a instalação do novo biogás é o mesmo utilizado para o GNV (gás natural veicular).
O potencial de comercialização do gás natural fez com que a Naturovos repensasse a reutilização dos resíduos, que antes eram destinados à compostagem. Hoje, cerca de 2500 toneladas de detritos orgânicos da empresa são destinados para a produção do GNVerde. A produtora de ovos consegue, assim, reaproveitar entre 15 a 20% dos resíduos. A intenção é que, quando a produção aumentar para 20mil m³/dia, mais da metade do resíduos sejam encaminhados para a transformação em biogás.


Gás natural no Sul
A recente acusação da distribuidora catarinense SCGás de que a Petrobras estaria negando fornecimento adicional de gás natural (leia aqui) , recolocou em evidência as deficiências no abastecimento desse combustível na região Sul. De acordo com Roberto Teleja, a Petrobras sempre atendeu aos pedidos de compra de volume adicionais feitos pela Sulgás. O diretor presidente da Companhia, no entanto, admite preocupação pela falta de estratégia e de soluções de longo prazo para resolver os problemas de suprimento de gás natural na região. “Nós detectamos uma curva por demanda de gás bastante vigorosa nos próximos anos. O mercado do Sul chegou a exaustão sob o ponto de vista de suprimento. Portanto, nós precisamos de uma solução urgente para isso”, alerta.
Segundo Teleja, o Rio Grande do Sul tem investido em novas fontes de produção de gás natural. Atualmente, a Sulgás negocia com projetos que possuem, no total, um potencial de produção de cerca de 70mil m³/dia. Todos estão em processo de contratação para 2014. A meta é que a produção no estado chegue a 300mil m³/dia daqui a cinco anos. O volume, por exemplo, seria suficiente para cobrir o mercado gaúcho de GNV, que consome diariamente 210mil m³.
Fonte: Revista Amanhã

segunda-feira, 18 de novembro de 2013

Compagas: Empresas em Londrina e Fazenda Rio Grande iniciam consumo de gás natural

Mais duas empresas do Paraná iniciaram o consumo de gás natural. A empresa Fast Gôndolas, instalada em Londrina, é a segunda indústria do município a utilizar o combustível em seu processo de produção. O consumo previsto é de 1300 m³/dia. Na cidade, a GV Alumínios, consome o gás natural há um ano e a partir de 2014, a Café Cacique também passará a utilizar o combustível.

Em Fazenda Rio Grande, a Vicasing é a terceira empresa do município com o gás natural. A previsão é que o consumo seja de 120 m³/dia. No município, localizado na Região Metropolitana de Curitiba, a fábrica da Sumitomo e a KYB Mando são as primeiras consumidoras. Atualmente, o segmento industrial conta com 142 clientes e um consumo de mais de 900 mil m³/dia.
Fonte: Gerência de Marketing e Comunicação da Compagas

quarta-feira, 13 de novembro de 2013

Alargamento do Canal do Panamá vai redefinir comércio de gás natural mundial

Quando o recém-ampliado canal do Panamá abrir, em 2015, irá lidar com um número estimado de 12 milhões de toneladas de gás natural liquefeito (GNL) por ano, uma dimensão que nem os projetistas podiam imaginar quando, em 2007, foi iniciada a expansão do canal, com um investimento total a ultrapassar os 3,9 mil milhões de euros.
Os transportadores de GNL irão cruzar a rota marítima de 77 quilómetros 350 vezes por ano e as viagens para a Ásia a partir dos EUA irão custar 24% menos que outras rotas mais longas, segundo cálculos da autoridade do canal. Os esperados 12 milhões de toneladas, assumindo-se que metade das viagens transportaram carga, seriam o equivalente a cerca de 5% do comércio internacional de GNL em 2012, estima a Fearnley Consultants.

Os EUA, hoje o maior produtor mundial de gás natural, devido à extração de combustível a partir de rochas de xisto, serão responsáveis por grande parte desse tráfego, tornando-se o terceiro maior exportador de GNL em 2020, de acordo com as estimativas da Morgan Stanley. Com o nível de independência energética americana a subir pelo 27.o ano consecutivo (estando atualmente nos 86%), esta rota irá aumentar as exportações para o Japão, compensando a perda de energia nuclear que o país está a sofrer em consequência do tsunami que atingiu o país em Março de 2011.
“Há um grande mercado na Ásia, grandes recursos nos EUA, e o Canal do Panamá é uma via privilegiada para este comércio, reduzindo o custo de obtenção de GNL para o mercado”, disse Sverre Bjorn Svenning, um analista da Fearnley, em Oslo, que conseguiu financiamento para um projecto de pesquisa há uma década sobre a expansão da hidrovia. “Não adivinhámos uma evolução deste nível.”
As obras para duplicar a capacidade do canal estão completas a 64%, segundo anunciou a Autoridade do Canal do Panamá na sua página online a 10 de Setembro. A hidrovia terá capacidade para receber navios com uma extensão de até 366 metros e quase 50 metros de largura, uma clara melhoria face aos actuais limites de 294 metros de comprimento por 32 de largura – dados divulgados no site.
Isto significa que em 2015 o canal terá capacidade para acomodar 89% das embarcações que transportam GNL em todo o mundo.
Fonte: iOnline

segunda-feira, 4 de novembro de 2013

ANP autoriza Copel a disputar leilão de gás e petróleo

A autorização foi publicada dia 1º no Diário Oficial da União. Outras duas companhias do estado, a Tucumann Engenharia e a comercializadora de energia Tradener, haviam sido habilitadas em 25 de outubro.
As três empresas foram autorizadas a concorrer na condição de não operadoras, e só poderão fazer ofertas se estiverem associadas a uma ou mais produtoras de petróleo e gás. A ANP já habilitou 13 operadoras – entre elas, Petrobras, Shell e Total – e cinco não operadoras. Outras sete empresas não conseguiram autorização e uma, a norueguesa Statoil, desistiu do leilão.
A Copel planeja usar o gás que eventualmente for descoberto para abastecer usinas termelétricas junto aos poços produtores. Além disso, a Compagas – concessionária que distribui o gás canalizado no estado e pertence à Copel – poderá mais tarde instalar gasodutos na região produtora.

Blocos
Marcada para os dias 28 e 29 de novembro, a 12.ª rodada vai leiloar 240 blocos em 12 estados. Doze áreas do Paraná serão ofertadas, em uma faixa que vai do Sudoeste ao Noroeste do estado e abrange 123 municípios. Embora essas áreas também possam conter petróleo, o mais provável é que abriguem reservas de gás natural.
Dependendo da área que for conquistada, as vence­doras terão de pagar ao Te­souro Nacional um bônus que varia de R$ 92 mil a R$ 464 mil. As empresas vencedoras também terão de executar um Programa Exploratório Mínimo (PEM) de­finido pela ANP e descrito em edital. Os 19 blocos da Bacia do Paraná – 14 no Paraná e cinco em São Paulo – exigem investimento de pelo menos R$ 70 milhões.
Fonte: Gazeta do Povo

quinta-feira, 24 de outubro de 2013

Construtoras fecham contrato com a Compagas

A construtora Porto Feliz fechou contrato com a Compagas para atender seu empreendimento, o Edifício Residencial Paramount, no Mossunguê. Com 28 andares, o condomínio de luxo conta com um apartamento por andar, sendo nos dois últimos uma cobertura. O prédio deve ficar pronto no segundo semestre do ano que vem, e seus moradores já poderão contar com o benefício do gás natural para aquecimento e cocção de alimentos.

A construtora Luibi também garantiu o gás natural para seu edifício o Condomínio Contemporanium, no bairro curitibano Bigorrilho. Serão 14 apartamentos, em oito andares, que contarão com gás natural a partir de março de 2014.
Fonte: Gerência de Marketing e Comunicação da Compagas

quinta-feira, 10 de outubro de 2013

Compagas: Gás natural em cozinha japonesa

A partir de agora, o restaurante japonês Wikimaki, do Shopping Estação, também passa a contar com gás natural em sua cozinha. O restaurante mescla temakeria com cozinha japonesa tradicional. Funciona à la carte e possui a maior variedade de temakis de Curitiba, com 40 sabores.
O Wikimaki já contava com fornecimento de gás natural nas unidades Batel e Park Shopping Barigui.


Fonte: Gerência de Marketing e Comunicação da Compagas

sexta-feira, 27 de setembro de 2013

Energia limpa, barata e… inútil?

Energia é um bem precioso demais para ser desperdiçado” a frase, do americano Daniel Yergin, um dos maiores especialistas do setor de óleo e gás, foi seguida à risca nos Estados Unidos. Depois de exaurido o petróleo que brotava fácil das terras texanas, os americanos perseguiram meios de tornar mais valiosas as fontes de segunda linha, como o gás natural. E conseguiram. A empreitada culminou na revolução energética que levou os Estados Unidos a espantar o mundo com o anúncio de que estão a 20 anos da autossuficiência em energia. E uma revolução baseada no empreendedorismo e na tecnologia. Foram empresas de médio porte — as grandes estavam ocupadas em produzir petróleo, o filé-mignon do setor — que buscaram as técnicas para extrair gás de rochas mais profundas, como as de xisto, abrindo caminho para jazidas gigantes, antes inacessíveis. O gás de xisto quadruplicou as reservas mundiais do combustível para o equivalente a 200 anos de consumo e baixou o preço nos Estados Unidos a menos da metade da média mundial e a um quarto do preço brasileiro. A indústria americana agradeceu, recuperando competitividade não com mão de obra barata, mas com energia barata. Em cinco anos, o setor de gás criou 1,7 milhão de empregos no país, número que deve chegai- a 4 milhões em 2020, de acordo com a estimativa de Yergin.
Enquanto isso, no Brasil, quem encontra gás fica com um mico nas mãos. Aqui, é difícil fazer dinheiro com sua produção (pelas razões que veremos adiante), apesar de a demanda só aumentar. Resultado: a oferta é baixa e o preço é alto, corroendo a competitividade das empresas usuárias. A Eliane, fabricante catarinense de cerâmica, é um exemplo. Em 2001, a empresa fez uma reforma na fábrica principal para trabalhar com gás natural em vez de carvão e gás liquefeito de petróleo (que custava 50% mais do que o natural). A mudança permitiu um aumento de competitividade, principalmente dos produtos mais sofisticados.

O gás facilita a regulagem da temperatura, sem as oscilações de outras fontes de energia, e sua queima não libera a fuligem produzida pelo carvão e pelo óleo combustível, o que aumenta a resistência sem alterar a cor da cerâmica. Passados 12 anos, a empresa acaba de reconverter parte da fábrica para o uso do carvão. O gás ficou caro demais. Agora, 40% da energia consumida vem do carvão, que hoje sai a um terço do preço do gás natural. “E uma marcha a ré para uma energia menos eficiente e mais suja”, diz Otmar Müller, diretor industrial da Eliane. “Sem perspectiva de o preço cair, decidimos sair do gás nas áreas em que podemos substituí-lo.”
A atrofia da indústria de gás no Brasil tem outros efeitos negativos. A Braskem, maior petroquímica do país, adiou a decisão de investir no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) por não chegar a um acordo com a Petrobras sobre o preço que a estatal cobraria pelo gás, uma das principais matérias-primas da petroquímica. Enquanto isso, a Braskem avança com investimentos nos Estados Unidos e no México — país beneficiado com a queda do preço do gás americano graças à integração com o vizinho. “O mundo está vivendo a festa do gás, e parece que o Brasil decidiu ficar de fora”, afirma o consultor Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura e Energia. “O pior é que a conta da festa será paga por quem não participa dela, com a perda de investimentos, que vão para lugares em que a energia custa menos.”
Quem não participar da revolução do gás pagará a conta com a perda de investimentos — o que já ocorre aqui
Em novembro, pela primeira vez na história, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) fará uma rodada de leilões em áreas com alta probabilidade de haver gás. Isso é bom, mas não é suficiente. As empresas que se aventuraram a explorar óleo e gás em terra após a quebra do monopólio da Petrobras, em 1997, já fizeram descobertas, mas esbarraram nas dificuldades de um mercado com regras ruins — ou até sem regras. Já a Petrobras, que domina o setor, não tem condições de fazer os investimentos necessários, pois tem de focar no pré-sal. EXAME falou com especialistas, executivos e empresários do setor e identificou as principais providências que levariam a indústria de gás a deslanchar no Brasil. Leia nas páginas a seguir.
O PRIMO POBRE FICOU RICO
Considerado combustível de segunda linha até pouco tempo atrás, o gás natural tornou-se a grande aposta mundial do setor de energia graças a novas técnicas de extração e de transporte. Veja as razões
A TECNOLOGIA DE EXTRAÇÃO AVANÇOU
Hoje é possível tirar gás de rochas mais profundas, entre elas a de xisto
A técnica barateou o combustível e elevou as reservas mundiais para 200 anos de consumo
FICOU MAIS FÁCIL TRANSPORTAR
É possível liquefazer e transportar gás em grandes quantidades e longas distâncias de navio e trem – em estado líquido, a molécula fica 600 vezes menor do que a de gás comprimido
FICOU MAIS BARATO
O preço não segue mais o do petróleo
AUMENTARAM OS USOS
Nos Estados unidos, 25% dos caminhões rodam com gás liquefeito. GE e Caterpillar testam o combustível em locomotivas. A Shell desenvolve tecnologia para a transformação do gás em diesel, gasolina e querosene de aviação
É PRECISO POLUIR MENOS
A queima de gás natural emite 23% menos do que o óleo diesel e  50% menos do que o carvão
No Brasil, o combustível continua sendo subaproveitado, apesar da necessidade e das oportunidades existentes
A demanda é crescente e a produção não acompanha
Há uma forte demanda reprimida, principalmente no setor industrial
(em milhões de metros cúbicos ao dia)
45 Potencial de consumo” caso houvesse oferta de gás
22  Quanto a indústria consumiu em 2012
O aumento da oferta — e a queda de preço — geraria benefícios expressivos
Se o preço do gás caísse pela metade no Brasil, para 7 dólares, os efeitos econômicos estimados seriam
7,8% de aumento anual do investimento na economia até 2025
0,5 ponto percentual de aumento do PIB ao ano
- 0,44 ponto percentual de queda na taxa de inflação anual
(1) Ambos convertidos para milhão de BTUs, nos Estados Unidos (2) Média diária do primeiro semestre (3) Nas atuais condições de mercado (4) Calculado pela CBE, com a substituição de fontes energéticas menos eficientes por gás natural Fontes: ANP. CBIE. Fundação Instituto de Pesquisas Económicas (Fipe) e Gas Energy
1 – SÓ A COMPETIÇÃO SALVA
Apesar de o monopólio da Petrobras ter sido quebrado em 1997, a estatal ainda controla a cadeia de gás de ponta a ponta. Além de maior produtora, é dona dos gasodutos que abastecem as 27 distribuidoras do país — e é sócia de 21 delas. Para travai- de vez o mercado, a estatal fecha a porta à concorrência ao controlai- setores que estão entre os maiores consumidores de gás: tem 16 usinas térmicas a gás, que representam 80% desse tipo de geração no pais. “Ninguém é louco de investir nesse mercado”, afirma o presidente de uma petroleira, sob a condição de não ser identificado. “A Petrobras não precisa nem fazer força para manter o monopólio do gás, pois as empresas que poderiam brigar com ela não brigam, porque são ou serão suas sócias na produção de petróleo.”
É verdade que a Petrobras foi empurrada a isso pelo governo. Como o gás sempre foi considerado no Brasil apenas um subproduto do petróleo, a estatal só produzia o combustível quando ele brotava com o óleo. Nos anos 90, quando cresceu a demanda das indústrias consumidoras, o governo mandou a Petrobras construir o gasoduto Bolívia-Brasil. Ela também teve de investir nas distribuidoras estaduais, que não tinham dinheiro para fazer redes de gás encanado. Hoje, o modelo emperra o setor. “O potencial de gás no Brasil é enorme e não cabe a uma só empresa”, diz Enrique Sira, diretor da IHS, uma consultoria do setor. Os países que desenvolveram indústrias de gás competitivas definiram que quem produz não pode ser dono de gasoduto nem de distribuidora. Os Estados Unidos separaram os negócios em 1978. Na Inglaterra, a British Gas foi dividida em duas em 1997. A BG ficou com a exploração e a produção de gás, enquanto a Centrica faz a distribuição. Na Espanha, uma produtora não pode ter participação de mais de 5% em transportadoras e distribuidoras. A própria Petrobras ganharia com a separação. A consultoria Gas Energy estima que a estatal poderia levantar 20 bilhões de dólares com a venda de participações em distribuidoras, gasodutos, termelétricas e fábricas de fertilizante. “Não faz sentido a Petrobras manter negócios menos rentáveis tendo o pré-sal pela frente”, diz Marco Tavares, diretor da Gas Energy.
TA TUDO DOMINADO
A Petrobras controla todos os elos da cadeia de gás no Brasil, o que inibe a entrada de competidores no setor. A estatal é dona ou sócia de
95%  da produção de gás no país
21 das 27 distribuidoras estaduais (1)
100% dos gasodutos
das unidades que processam gas
das unidades que regaseificam o gas liquido importado
(1) Por meio de participação acionária (2) Excluindo os gasodutos de distribuição Fonte: Gas Energy
2 – PLANEJAR É METADE DO CAMINHO
UM DILEMA EMPERRA AO MESMO TEMPO a produção e o transporte de gás no Brasil: ninguém quer produzir porque não existe duto para transportar, e ninguém constrói duto porque ainda não existe gás. Com isso, a malha de gasodutos soma perto de 9 500 quilômetros. Nos Estados Unidos, são 490 000. Ninguém espera que o Brasil construa tanto gasoduto assim. A falta de dinheiro e as restrições ambientais não permitiriam. Mas é preciso ampliar a rede, e a solução depende de disposição e eficiência do governo. Ele teria de elaborar um mapa com rotas de transporte de gás com base na oferta e na demanda, incluindo projetos sugeridos por possíveis investidores. O segundo passo seria fazer concessões para á construção dos gasodutos. Depois que o governo brasileiro assinou contrato com o boliviano, em 1993, comprometendo-se a fazer o gasoduto Bolívia–Brasil caso as reservas do país vizinho justificassem a obra, as descobertas deslancharam. “As empresas investiram em exploração porque sabiam que, se encontrassem gás, conseguiriam escoá-lo”, diz Edmar Almeida, professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Hoje, as reservas da Bolívia na região são o quíntuplo das de 1993. No Brasil, há três anos, a Lei do Gás previu a elaboração de um plano de expansão da malha de transporte, que seria seguido de leilões de concessão. Até agora o plano não foi concluído.
A reforma do transporte de gás poderia avançar mais depressa com a criação de um gestor independente, a exemplo do Operador Nacional do Sistema Elétrico. Ele gerenciada a malha de gasodutos, independentemente de quem fossem seus donos, que seriam remunerados pelo uso da infraestrutura. Todos os produtores teriam acesso à malha, pagando tarifas fixadas de maneira transparente. Enquanto nada acontece, empresas que saíram a explorar e encontraram gás sofrem. À beira da falência, a HRT já fez descobertas que somam o dobro das da Petrobras no Amazonas, mas não consegue escoar a produção. A construção de um gasoduto só se justificaria se as reservas aumentassem. Mas isso depende de dinheiro. A HRT não falou com EXAME, mas sabe-se que ela tenta um acordo com a estatal. No Sul, as distribuidoras não conseguem crescer porque o gasoduto Bolívia-Brasil está no limite. “Não tenho como atender mais nenhuma cliente grande”, afirma Cósme Polêse, diretor da SCGas, distribuidora de Santa Catarina. A montadora BMW, que está abrindo uma fábrica no estado, só será abastecida porque a Eliane Cerâmicas devolveu parte do gás contratado depois de voltar a usar carvão.
3 – REGULAR O QUE PRECISA SER REGULADO
O pior dos mundos para um consumidor é ter de comprar um produto vendido por uma única empresa. Há, entretanto, os chamados monopólios naturais — que existem porque não faz sentido sobrepor, por exemplo, várias redes de distribuição de água. A solução para esses casos, em muitos países, foi a criação de agências reguladoras. Elas cuidam para que o monopolista não exagere nos preços, mas seja remunerado devidamente pelo serviço. A Constituição de 1988 definiu que as distribuidoras de gás devem operar por estado e ser reguladas por agências estaduais.
Mas um estudo realizado pela Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) mostrou que a regulação no setor não vai nada bem. O objetivo era apurar quanto as distribuidoras cobram pelo serviço. Das 15 agências reguladoras estaduais, apenas seis souberam informar o custo da distribuição. Em estados como Bahia, Minas Gerais e Sergipe, elas se recusaram a informai- o ganho das concessionárias, alegando confidencialidade — um disparate, já que agências existem para dai- transparência num setor sem competidores. No Mato Grosso do Sul, no Paraná e no Rio Grande do Sul não há agências atuantes. “Nesses casos, não conseguimos entender como o preço é fixado”, diz Cristiano Prado, gerente de competitividade da Firjan. Não é coincidência que a Firjan tenha apontado as agências de São Paulo e do Rio de Janeiro como as melhores em regulação. Em ambos os casos, a agência do governo regula uma empresa privada, não uma empresa do próprio governo, como no resto do país — a paulista Comgás é controlada pelo grupo Cosan; e a fluminense Ceg, pela espanhola Gas Natural. “E claro que é muito mais difícil governo regular governo”, diz o consultor Adriano Pires.
4 – OBEDECER À LÓGICA DO MERCADO
Uma das grandes reclamações da indústria brasileira é a perda de competitividade em razão do preço do gás — em média, ele sai aqui por mais do que o triplo do valor cobrado no mercado americano. Ninguém imagina que vamos chegar ao preço do gás de xisto, que encontrou uma malha de transporte excepcional já construída nos Estados Unidos. Mas há muitas distorções criadas pelas políticas oficiais do gás no Brasil. Enquanto as indústrias no país pagam 17 dólares por unidade de gás, uma das tarifas mais altas do mundo, as usinas termelétricas pagam 5 dólares a unidade, o mesmo preço desembolsado por fábricas nos Estados Unidos. A diferença é resultado de decisões tomadas por vários governos.
No início dos anos 2000, sob risco de apagão, decidiu-se que o gás seria vital para garantir a segurança do sistema elétrico — quando chove pouco e as hidrelétricas geram menos energia, as térmicas, muitas a gás, são acionadas. Num mercado em condições normais, o preço cobrado nas vendas eventuais às térmicas seria mais alto do que o pago por clientes regulares. No Brasil, não. Isso porque o governo definiu também que o preço para as térmicas precisa ser baixo. Com essas amarras, a Petrobras não tem estímulo para ampliai- a oferta de gás. E os investidores privados também não veem razão para entrar na produção, pois seus clientes seriam basicamente as térmicas, que pagam mal, e as distribuidoras, cuja maioria tem a Petrobras como sócia.
A carga tributária é outro peso sobre o preço do gás: no Brasil, é de 28% da tarifa, ante 10% nos Estados Unidos, 6% no México e 5% na China. Aliás, o gás foi a única fonte de combustível que não recebeu desoneração de imposto nos últimos anos, apesar de ser o menos poluente — outra distorção.
Uma forma de destravar o setor seria seguir a lógica de mercado. O preço passaria a ser formado pelos custos de produção e de transporte, e não fixado pelo governo. Preços livres estimulariam a entrada de novos produtores e o aumento da oferta, um passo que costuma levar a queda de preço. Enquanto nada disso é feito, parte dos consumidores, especialmente as empresas, sustenta a situação pagando uma conta mais alta ou. talvez até pior, simplesmente não tendo acesso ao gás.

Fonte: Exame – Especial Energia

quinta-feira, 26 de setembro de 2013

Oportunidades estão sendo perdidas no gás natural

Projeto de lei do deputado Mendes Thame, apresentado no Congresso, propõe aperfeiçoar a Lei do Gás, para estimular o uso do gás natural e fortalecer sua presença na matriz energética do País. O Brasil dispõe de enormes jazidas de gás natural – a presidente da Agência Nacional do Petróleo (ANP),Magda Chambriard, afirma que “o potencial é muito grande”, há gás “em toda parte” –, mas, sem uma política bem estruturada, o País poderá deixar de aproveitar esse potencial. Enquanto no mercado global de gás há aumento da oferta e redução de preço, no Brasil a produção está quase estagnada.
Em 2010, a produção brasileira era da ordem de 77 milhões de m3/dia. Entre 2012 e julho de 2013, foi de 71,1 milhões de m3/dia para 78,5 milhões de m3/dia, segundo a ANP. Com a importação da Bolívia, de 29 milhões dem3/dia, o Brasil poderia consumir até 110 milhões de m3/dia, mas parte do gás é perdida e a Petrobras não assegura a oferta de gás natural para novas usinas térmicas, que precisam contratar o fornecimento por longos períodos. A falta de uma política clara para o gás explica a construção de usinas a carvão e óleo combustível.
A oferta interna de gás crescerá nos próximos anos, com o deslocamento da produção de petróleo (e gás associado) da Bacia de Campos para a Bacia de Santos. Nesta, a relação entre a produção de gás e a de petróleo é quase três vezes maior, disse o diretor da consultoria Gas Energy, Marco Tavares, ao jornal Valor. Até 2020 o Brasil deverá duplicar a produção de gás.

O mercado de gás está quase totalmente nas mãos da Petrobras. Mas, segundo o especialista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura, “a falta de planejamento e de regulação é total”. Motivos: monopólio virtual da Petrobrás, mercado verticalizado, política de preços diferentes, falta de acesso garantido aos gasodutos e a presença de um único ofertante.
Sem oferta garantida, os consumidores se retraem. Indústrias de vidro e cerâmica já foram atingidas e agora é o setor petroquímico que reclama. O argumento é que o preço do gás é mais baixo no exterior (nos EUA, da ordem de US$ 3,50 a R$ 4,5o milhão de BTU, enquanto no Brasil supera US$12,00 o milhão de BTU). A exploração do gás de xisto americano poderá desequilibrar mais ainda o mercado. Se o Brasil tem enormes jazidas, deve aproveitar a oportunidade comum a política que assegure a oferta a preços competitivos e livre acesso aos dutos.
Fonte: O Estado de S. Paulo

quarta-feira, 18 de setembro de 2013

Energia no Brasil e no mundo

Poucos são os países no mundo autossuficientes na produção de energia. O Japão importa praticamente toda a energia que consome e até os Estados Unidos, com seu enorme território e seus recursos naturais, importam metade do petróleo que consome.
A dependência de importações implica envolvimento ativo em atividades comerciais, diplomáticas e até militares. Isso é verdade para importações de alimentos, mas não há nada mais essencial, nos dias de hoje, do que garantir um suprimento regular de combustíveis e eletricidade, sem os quais uma civilização moderna não sobrevive.
O Brasil tem, por isso, posição privilegiada por ser ao mesmo tempo um grande produtor de alimentos e de quase toda a energia que consome. Mais ainda, quase 50% dessa energia é renovável e praticamente não contribui para a produção de poluentes, seja em nível local ou em âmbito global. Isso se deve em parte ao fato de a eletricidade ser produzida em grande parte em usinas hidrelétricas.
Já países como a China, onde quase toda a eletricidade é produzida a partir do carvão, enfrentam sérios problemas de poluição urbana, uma vez que a queima de carvão é acompanhada de emissões de óxidos de enxofre e outros poluentes que estão tornando intolerável a vida nos grandes centros urbanos. O governo chinês está plenamente consciente da gravidade desses problemas para a saúde e tomou medidas sérias para reduzir o uso de carvão, melhorando a eficiência com que ele é utilizado. Um ganho adicional é a redução das emissões de gases como o dióxido de carbono, responsável pelo aquecimento global e pelas mudanças climáticas. Não há dúvida de que a China, hoje o maior país emissor mundial de dióxido de carbono, vai reduzir suas emissões nos próximos anos.
Essa é uma nova realidade. Desde o início do governo de Mao Tsé-tung, em 1948, a política seguida na China era a da industrialização a qualquer custo, sem considerar os impactos ambientais.
Já os Estados Unidos, onde poluição urbana já vem sendo controlada há anos, têm revelado preocupações crescentes com o aquecimento global, uma das prioridades do presidente Barack Obama, apesar de o Senado americano não ter aprovado sua proposta de limitar as emissões de carbono.
Sucede que, com o apoio de decisões da Suprema Corte, a agência ambiental americana (equivalente à Cetesb, em São Paulo) tem poderes de limitar o uso de carvão ou exigir que seja usado com maior eficiência. Além disso, o uso crescente de gás de xisto, que substitui o carvão e o petróleo, contribui para a redução das emissões.
Portanto, no panorama mundial, os dois grandes países, que desde 1992 se opuseram a adotar medidas sérias para reduzir emissões, mudaram suas políticas nessa área. Com isso, os argumentos utilizados pelos diplomatas de vários países em desenvolvimento há mais de 20 anos – os do Brasil incluídos -, e que sempre apoiaram a posição da China, estão perdendo sua validade, se é que já a tiveram em alguma ocasião.
Esses argumentos eram basicamente os seguintes:
Os responsáveis pelo aquecimento global são os países ricos, que já estão emitindo há mais de cem anos. Os países em desenvolvimento precisam desenvolver-se e, portanto, têm o direito de emitir. Juridicamente, esse argumento é questionável, porque até a adoção da Convenção do Clima, em 1992, emissões de carbono não eram consideradas perigosas. Punição retroativa aos grandes emissores do passado é difícil de aceitar.
As emissões por habitante são muito maiores nos países ricos do que nos países em desenvolvimento. Na realidade, as emissões da China por habitante são hoje tão elevadas como as da Alemanha e as emissões acumuladas dos países em desenvolvimento já representam quase metade de todas as emissões. Além disso, para se desenvolver eles podem usar tecnologias modernas que não poluam como no passado, baseando seu crescimento econômico em tecnologias “limpas”.
Na prática, com as novas políticas dos Estados Unidos e da China estamo-nos encaminhando para um acordo tácito com vista à redução das emissões. Uma consequência óbvia é que esses dois grandes países provavelmente começarão a tomar medidas para impedir que os poluidores nos países em desenvolvimento ponham por terra os seus esforços, aumentando as suas emissões.
Uma dessas medidas poderia ser a aplicação de uma taxa sobre carbono “embutido” nos produtos que importam. Por exemplo, uma boneca produzida na Índia exige para sua produção determinado consumo de energia elétrica que é produzida com carvão. Já a mesma boneca produzida no Brasil terá um conteúdo menor de carbono, porque a eletricidade é produzida em usinas hidrelétricas. Os países em desenvolvimento que exportam para os Estados Unidos terão uma vantagem competitiva se sua energia for produzida por fontes renováveis.
Com isso as negociações sobre mudanças climáticas passam a um novo nível, que não é o adotado até agora, em que estão envolvidos os 194 países-membros da Organização das Nações Unidas, os quais precisam adotar acordos por consenso. Quando isso foi feito no passado, na Conferência do Clima em 1992, no Rio de Janeiro, ou na Rio+20, em 2012, as decisões tomadas foram vagas e não comprometeram realmente os governos signatários a cumpri-las.
A Conferência do Rio de 1992 ainda teve resultados positivos, por causa da adoção da Agenda 21, que conscientizou toda uma geração de governantes e motivou muitos municípios e Estados a se reorientarem na direção de um desenvolvimento sustentável. A Rio+20 ficou apenas na retórica.
Agora, com as ações concretas da China e dos Estados Unidos, temos uma nova oportunidade, que o Brasil não deve perder.

Fonte: O Estado de S.Paulo

terça-feira, 27 de agosto de 2013

ANP destaca potencial de gás natural em terra no Brasil

“O potencial do gás natural em terra é muito grande no Brasil, está em toda parte”, disse nesta segunda-feira, 26, em evento da Câmara de Comércio Americana, no Rio.
No caso do gás não convencional de folhelho (shale gas), Magda disse que, apesar de não haver confirmação do tamanho das reservas, o potencial é grande e a fonte precisa ser explorada. “Não é possível deixar o não convencional de lado.”
A ANP calcula, num exercício hipotético, que o potencial de gás não convencional em cinco bacias geológicas brasileiras poderia passar de 500 trilhões de pés cúbicos (TCFs), o que seria mais do que o pré-sal brasileiro. “É apenas um exercício, uma provocação”, esclareceu Magda.
O cálculo é feito com base no tamanho das bacias, usando como referência a produtividade da área de shale Barnett, uma região de shale gas de referência nos Estados Unidos.
Magda disse que, provavelmente, as bacias brasileiras não alcançarão a mesma produtividade. Porém, se obtivessem, a Bacia do Parnaíba teria 64 TCFs, Parecis 124 TCFs, Recôncavo 20 TCFs, São Francisco 80 TCFs e Paraná 226 TCFs.
A ANP destaca que a estimativa do Paraná foi feita por uma agência norte-americana e não é endossada pelo regulador brasileiro por falta de estudos.
A diretora-geral disse que o Ibama participará do licenciamento de poços para gás não convencional e estabelecerá requisitos específicos para este fim. Ela lembra que há Estados com larga experiência com licenciamentos, como a Bahia, e outros que estão sendo apresentados agora ao setor de óleo e gás, como Mato Grosso. “O Ibama vai ser um ator chave no licenciamento não convencional.”
Fonte: Estadão

segunda-feira, 26 de agosto de 2013

Honda será âncora para Comgás em novo polo automobilístico

Distribuidora vai poder atender outros clientes em Itirapina (SP) a partir de estrutura que fornecerá gás para nova fábrica de veículos

A Comgás contará com um citygate para atendimento da cidade paulista de Itirapina, a 212 km da capital, onde será construída a segunda fábrica da marca japonesa Honda no Brasil, com investimento de R$ 1 bilhão.
A concessionária já tem acordo em andamento com a companhia, mas sob cláusula de confidencialidade que não permite a divulgação de detalhes como o volume previsto de consumo.

A Honda servirá como âncora para uma futura estrutura de distribuição que permitirá fornecer gás natural para as demais empresas que virão à cidade de apenas 15 mil habitantes, formando um novo polo da indústria automobilística no estado de São Paulo.
Comércio, residências e municípios vizinhos também poderão ser atendidos futuramente, tão logo o mercado local se desenvolva e a rede vá se capilarizando, permitindo inclusive o suprimento a veículos movidos a GNV.

Elektro
Itirapina é atendida com eletricidade pela distribuidora Elektro, que informou que a fábrica da Honda terá suprimento em nível de transmissão a partir de instalações da CTEEP. Mas uma nova subestação da Elektro, de 138 kV/13,8, com 12,5 MVA, vai poder fazer frente à nova demanda por energia à medida que mais empresas se instalem no município e região. O investimento na nova subestação não foi revelado.

Fonte: Energia Hoje

terça-feira, 20 de agosto de 2013

Reunião do Codesul vai discutir oferta de gás para região

O Conselho de Desenvolvimento e Integração Sul realizou, na segunda-feira, 19 de agosto, na sede da Fiesc em Florianópolis (SC), uma reunião reservada aos integrantes do Conselho e uma plenária com os governadores dos quatro estados membros, Mato Grosso do Sul, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul. O grupo vai discutiu em plenária comandada pelo presidente do Conselho, o governador de Santa Catarina, João Raimundo Colombo, soluções para o problema da baixa oferta de gás natural para os estados membros.
Os quatro estados são atualmente atendidos exclusivamente pelo Gasoduto Bolívia-Brasil, que limita a capacidade de operação para o Sul do país em 12 milhões metros cúbicos diários de gás natural. Por ser suprida com gás importado com preço indexado em dólar, o que aumenta o preço e a deixa sujeita a volatilidade do câmbio, a região opera em desvantagem com outros estados supridos com gás nacional.
Atualmente, a região opera no limite de sua capacidade de oferta. Segundo informações da Transportadora do Gasoduto Bolívia-Brasil, em janeiro de 2013 foi registrado a distribuição de 95,9% da capacidade de transporte. Estudo realizado pelo Grupo de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro apontou uma demanda de mais de 30 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia até 2019 para os quatro estados, o que fortalece a necessidade de ampliação imediata do suprimento.

Cósme Polêse, presidente da SCGÁS, também participou da reunião. Ele reforça a importância dos supridores ampliarem a oferta à Região Sul do Brasil. De acordo com ele, a falta de mais suprimento de gás natural engessa o desenvolvimento da indústria de toda a região, que é a alavanca da economia do Sul do Brasil. Se o problema não for solucionado, há o risco de observar sérios danos ao desenvolvimento econômico da região.
No encontro, os estados assinaram um ofício endereçado à Petrobras, que solicita a ampliação da oferta e o acesso aos estudos da empresa que apontam as alternativas de ampliação da capacidade de fornecimento de gás aos Estados do Codesul. Entre as soluções sugeridas pelo grupo baseadas no estudo da UFRJ, estão a ampliação da capacidade de transporte do Gasbol e a implantação de um terminal de regaseificação de Gás Natural Liquefeito em um dos portos do Sul do Brasil. Além disso, outra solução possível é o transporte à costa do gás produzido nos campos de petróleo da costa sul-brasileira e que atualmente é queimado.
Fonte: Agência CanalEnergia

segunda-feira, 8 de julho de 2013

Mercedes-Benz avança nos testes com motor bicombustível

O motor Mercedes-Benz OM 926 LA bicombustível – primeiro a ser certificado pelo Proconve P7 para uso de gás e diesel – será apresentado pela Empresa durante a Transpúblico 2013, feira de produtos e serviços para transporte coletivo urbano. Este evento acontece simultaneamente ao Seminário Nacional da NTU – Associação Nacional das Empresas de Transportes Urbanos. Ambos serão realizados, entre 3 e 5 de julho, no Transamérica Expo Center, em São Paulo.
Motor diesel + GNV reduz as emissões de gases do efeito estufa
Nessa nova solução em desenvolvimento pela Mercedes-Benz – a partir do conhecido motor OM 926 LA de 6 cilindros e 7,2 litros, que atende à legislação Proconve P-7 (equivalente ao Euro 5) – o principal combustível é o gás natural veicular (GNV), complementado pelo óleo diesel, seja o diesel de petróleo ou as misturas com diesel de cana ou biodiesel.
O conceito do motor prevê a injeção de GNV diretamente na entrada do coletor de admissão do motor, por meio de um sistema dosador e misturador. A quantificação do volume de gás é gerenciada eletronicamente, em combinação com o controle eletrônico da relação de ar/combustível.
“O veículo funciona com os dois combustíveis”, afirma Gilberto Leal, gerente de Desenvolvimento de Motores da Mercedes-Benz do Brasil. “Sem grandes alterações no motor básico a diesel foi possível atingir até 90% de relação de substituição de diesel por GNV. Nesta proporção há uma redução de 18% nas emissões de CO2, um dos principais gases do efeito estufa, e ainda redução de cerca de 30% de material particulado”.
O projeto incluiu mudanças mínimas na arquitetura elétrica e eletrônica do veículo, mantendo o sistema SCR (redução catalítica seletiva) e aplicando adicionalmente um catalisador de oxidação, a fim de reduzir as emissões de monóxido de carbono e metano.
Gilberto Leal aponta os benefícios do conceito “bicombustível” do motor Mercedes-Benz frente aos motores a gás convencionais. “Um veículo com um motor que consegue funcionar com diesel puro ou diesel + GNV, como o nosso, oferece vantagem sobre aquele que funcione exclusivamente com gás, pois quando não há disponibilidade de GNV, o veículo bicombustível opera normalmente, ou seja, abastecido só com diesel”.
“Com a possibilidade de aumento de oferta de gás natural veicular (GNV) no País, o uso desse combustível em ônibus urbanos será uma importante opção para reduzir o consumo de combustível diesel fóssil e para a redução dos custos operacionais das empresas de transporte”.
HíbridoBR reforça a vocação da Mercedes-Benz para a inovação
As soluções da marca voltadas ao uso de combustíveis alternativos ganham ainda mais evidência na Transpúblico com a demonstração do HíbridoBR. Trata-se do primeiro ônibus híbrido com tecnologia 100% nacional a circular no País, modelo já disponível para comercialização.
Este veículo, que reforça a vocação da Mercedes-Benz para a inovação, é fruto de uma parceria com a Eletra, fabricante brasileira especializada em veículos de transporte urbano com tração elétrica. Com base na experiência e conhecimento de ambas foi desenvolvido, aqui mesmo no País, um veículo totalmente adequado para uso nas cidades brasileiras, adaptado às características já conhecidas pelas empresas e operadores de transporte de passageiros.

A designação de “híbrido” acontece quando o veículo tem duas fontes de energia. No caso desse ônibus, isso inclui um grupo motor gerador e um banco de baterias. Apenas o motor elétrico movimenta o veículo, caracterizando a tecnologia “híbrido série”. A energia para o motor elétrico vem de um grupo motor gerador formado por um motor veicular Mercedes-Benz Euro 5 movido a diesel, biodiesel ou diesel de cana e um gerador fabricado pela WEG.
A otimização do motor diesel para a aplicação, a eficiência dos motores elétricos, a tecnologia de baterias, o sistema de frenagem regenerativa e a tecnologia de tração que gerencia todos os conjuntos permitem que o ônibus elétrico híbrido reduza a emissão e o consumo de combustível. As emissões locais, como o material particulado, são reduzidas em até 95% e o consumo de diesel é diminuído em cerca de 20% (se comparado com modelo similar movido semente a diesel), segundo comprovam resultados obtidos em testes pelo operador (Metra).
Motores Mercedes-Benz são multicombustíveis
Os engenheiros e técnicos da Mercedes-Benz do Brasil trabalham permanentemente no desenvolvimento do uso de combustíveis alternativos ao diesel de petróleo. Entre as experiências pioneiras da Mercedes-Benz do Brasil incluem-se, com sucesso, testes em bancos de provas e em ônibus e caminhões com diesel de cana e biodiesel.
O êxito desses desenvolvimentos são evidenciados especialmente no segmento de ônibus urbanos. Tanto o biodiesel quanto o diesel de cana já são utilizados normalmente em várias cidades, como, por exemplo, em operações regulares na Ecofrota de São Paulo e no Rio de Janeiro.
Os ganhos ambientais proporcionados pela utilização de combustíveis alternativos são potencializados ainda mais pelos motores com tecnologia BlueTec 5 da Mercedes-Benz. Dessa forma, a Empresa dá importante contribuição à mobilidade sustentável e contribui com significativa redução de emissões. Além disso, oferece ainda aos clientes e aos operadores e gestores de transporte, a possibilidade inigualável de escolha entre diferentes combustíveis. Tudo isso sem realizar alterações no motor. Ou seja, os motores Mercedes-Benz são verdadeiramente multicombustíveis.
Fonte: Shoptrans

quinta-feira, 20 de junho de 2013

Gás natural deverá ganhar importância em transportes

A demanda de gás no transporte rodoviário cresceu dez vezes entre 2000 e 2010, mas o gás de baixo custo nos EUA, resultado do boom da produção de gás de xisto, e preocupações com a poluição do ar e com a dependência de petróleo na China poderiam ajudá-lo a se tornar um combustível mais popular, disse a AIE.
Na sua perspectiva de cinco anos, a agência disse que espera que o uso do gás natural no transporte rodoviário suba para 98 bilhões de metros cúbicos até 2018, cobrindo cerca de 10% das necessidades energéticas incrementais no setor de transportes. De acordo com a AIE, essa mudança deverá reduzir o crescimento de médio prazo da demanda de petróleo e atingirá menos os biocombustíveis e carros elétricos.
“O gás já é um grande combustível na geração de energia”, mas, nos próximos cinco anos, ele também deverá “emergir como um importante combustível para transporte, impulsionado pela oferta abundante, assim como pelas preocupações com a dependência do petróleo e a poluição do ar”, disse Maria van der Hoeven, diretora-executiva da AIE.

A AIE disse que o gás teve um potencial significativo para utilização em transporte pesado, como o ferroviário, embora essa evolução seja improvável nos próximos cinco anos.
Apesar deste novo fator de demanda, a AIE também destacou desafios para o gás em todas as grandes regiões, incluindo o contínuo uso de carvão na América do Norte, a fraca demanda na Europa e às dificuldades de produção no Oriente Médio e na África.
Embora a agência ainda veja os próximos cinco anos como uma “Idade de Ouro” do gás, a sua mais recente previsão de médio prazo reduz a projeção de demanda de cinco anos em 75 bilhões de metros cúbicos em comparação com o sua perspectiva de 2012.
No entanto, a demanda mundial de gás natural deverá aumentar 15,6% nos próximos cinco anos para chegar a 3,962 trilhões de metros cúbicos, ante o nível atual.
China deve se manter como principal motor da demanda, respondendo por 30% do crescimento global nos próximos cinco anos. O país deve se tornar o quarto maior produtor de gás do mundo, mas ainda irá absorver um terço do aumento esperado da oferta de gás natural liquefeito e todo o aumento da produção da Ásia Central, disse a AIE.
Os EUA deverão continuar a dominar o crescimento da oferta, o que representa mais de um quinto do aumento da produção mundial de gás, à medida em que continua a explorar suas reservas de gás de xisto.

Fonte: Dow Jones Newswires.

terça-feira, 4 de junho de 2013

Estados do Sul planejam integrar redes

Ainda que cada estado da região Sul tenha seu plano alternativo para o esgotamento da capacidade de distribuição do Gasbol, Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul planejam que as futuras redes sejam integradas.

Em Santa Catarina, um terminal semelhante ao paranaense está projetado para o porto de São Francisco. No Rio Grande do Sul, o mesmo está previsto para Porto Alegre. Com as três linhas em funcionamento, a previsão é de que os estados passem, inclusive, a fornecer o eventual gás excedente para São Paulo. “Com gasodutos ampliados, os três estados podem fornecer gás para o restante do Brasil, principalmente o Paraná, pela proximidade geográfica”, afirma o presidente da Compagas, Luciano Pizzatto.


Os três estados também negociam com o Ministério de Minas e Energia para que uma ramificação seja puxada a partir de Penápolis, no interior de São Paulo, aproveitando parte do gás boliviano. O projeto, no entanto, está parado.



Funil

A capacidade do Gasbol está esgotada porque o duto diminui de tamanho quando sai de São Paulo em direção ao Sul. Enquanto no Sudeste o canal tem 32 polegadas de diâmetro, a largura reduz para 24 e 16 polegadas quando o canal desce o mapa. “É uma limitação física que existe em função da engenharia de como o duto foi feito. A integração de novos dutos é benéfica para todos os estados”, afirma o professor do departamento de energia, petróleo e gás da PUC-RS, Armando Emmendoerfer.

Fonte: Gazeta do Povo

terça-feira, 28 de maio de 2013

Gás para crescer

O último leilão de petróleo e gás, realizado há duas semanas, foi um sucesso. Os investimentos previstos, da ordem de R$ 7 bilhões, indicam o interesse e a importância estratégica desses combustíveis para a economia.
Só não se pode dizer que o resultado foi uma surpresa. Aguardado há pelo menos cinco anos, a licitação organizada pela Agência Nacional de Petróleo (ANP) responde parte das expectativas do setor, mas restam, ainda, muitas lacunas a serem preenchidas no campo energético.
Infraestrutura e energia são pródigas em exemplos que rejeitam o pensar na véspera. Tanto que atraso em obra, no Brasil, já é quase um pleonasmo. Onde há uma obra, há um atraso. E milhões de reais desperdiçados em orçamentos que têm de ser revistos incontáveis vezes. Os responsáveis pela construção de Belo Monte já pedem, por conta dos “imprevistos”, um aditivo no contrato de cerca de R$1 bilhão.
Em São Paulo temos procurado fazer o oposto, prever, planejar. Há alguns meses divulgamos estudos que destacam os potenciais para uso de energia eólica e solar no Estado. No caso dessa última, o custo de geração ainda é mais elevado do que das demais, mas como tudo é uma questão de evolução tecnológica, em breve será umafonte economicamente competitiva.
Pela importante presença de indústrias no Estado e pelos dados apontados em estudo do IPT, São Paulo não abre mão de incluir o gás de xisto em sua matriz energética.

Aproxima aposta vem do solo, debaixo dele, na verdade. Estudos solicitados pela Secretaria de Energia ao IPT (Instituto de Pesquisas Tecnológicas) reafirmaram a vocação gasífera da Bacia do Paraná, apontando a presença de reservas de gás de xisto (shale gas). Nossa expectativa é que o resultado favoreça a criação de um ambiente propicio à atração de investimentos nas atividades exploratórias e produtivas deste energético, que permitam a confirmação desta potencialidade.
Comercializado nos Estados Unidos a US$ 2,7por milhão de BTU (medida de referência internacional que designa British Thermal Unit), o shale gas tem causado grande impacto na economia norte-americana, motivada, principalmente, pelo setor industrial, mas atingindo também outras áreas, como transporte, por exemplo. O valor médio do gás (nacional e importado) comercializado no Brasil, em 2012, variou entre US$ 12 e US$ 16 por milhão de BTU. Ou seja, cerca de cinco vezes mais elevado que o custo do gás de xisto nos EUA.
Expressiva demais para ser ignorada, essa diferença de custos fez soar mais um alarme sobre a indústria brasileira. Grande consumidora de energia, a competitividade da indústria está diretamente relacionada ao preço dos energéticos, que podem representar até 35% do custo da produção!
Portanto, não podemos mais viver da promessa de que um dia teremos autossuficiência de petróleo e que nesse dia tudo dará certo. Ainda que isso aconteça – e todos queremos que seja em breve – é preciso apresentar alternativas, boas o suficiente para convencer os investidores a virem ou a permanecerem no Brasil, agora.
Oferecer uma cesta de opções energéticas, diversificada e com custos adequados, costuma ser um argumento bastante importante numa negociação. Por isso, contamos com a possibilidade de termos blocos de gás de xisto licenciados para exploração no território de São Paulo, o que deve acontecer a partir do leilão da ANP programado para o final de outubro.
Senão pela importante presença de indústrias no Estado, mas também pelos dados apontados no estudo do IPT, São Paulo não abre mão de incluir, em sua matriz energética, mais uma opção para o desenvolvimento: o gás de xisto.
Fonte: Brasil Econômico

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