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Leilão do pré-sal é antecipado para outubro

Fri, 24 May 2013 00:00:00 -0300

Campo leiloado será o de Libra. Arte: TN Petróleo

A realização da 1ª rodada de licitação sob regime de partilha na área de petróleo do pré-sal foi antecipada para outubro. A autorização foi dada pelo Conselho Nacional de Política Energética, e o texto foi publicado no Diário Oficial da União desta quinta-feira (23). A agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Bicombustíveis havia anunciado o leilão para novembro.

A área ofertada será a de Libra, localizada no pré-sal da Bacia de Santos. Com descoberta anunciada em 2010, a região situa-se a 183 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d´água de 1.964 m. A expectativa é de que o campo tenha até cerca de 15 bilhões de barris de petróleo recuperáveis, segundo a ANP, em 2010.

O leilão será feito sob o regime de partilha, legislação de 2010 que elevou o controle estatal sobre as reservas nas bacias de Campos e Santos. A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo.

A empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União.

Nesse modelo, como a União tem a propriedade do petróleo após a produção, precisa transportá-lo e depois refiná-lo, estocá-lo ou vendê-lo; pode ainda contratar empresas para realizar isso, remunerando-as, e receber delas o dinheiro proveniente da venda.

No regime de concessões as empresas ficam com todo o petróleo, mas pagam taxas que variam de acordo com o volume da produção e os preços internacionais do petróleo. Ou seja, a União leiloa o direito de explorar áreas a empresas, que pagam um valor inicial, que depende do risco que correm com a exploração.

No modelo de concessão, o governo não precisa ter estruturas para transporte e venda de petróleo, por exemplo, concentrando-se apenas em fiscalizar o pagamento de impostos e outras taxas.

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) anunciou a antecipação da 1ª rodada de licitação do pré-sal, que aconteceria em novembro, para a segunda semana de outubro, devido a sua grande importância, de acordo com a agência reguladora.

A ANP vai ofertar o prospecto de Libra, localizado a 183 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d´água de 1.964 m, no pré-sal da Bacia de Santos. A ideia da ANP é realizar o leilão em Brasília, para ter a presença da presidente Dilma Rouseff.

Com bases nos dados sísmicos em 3D obtidos pela agência ainda no mês de maio, a expectativa é de que o campo tenha de 26 a 42 bilhões de barris na sua totalidade, sendo que desse valor, o volume de óleo recuperável é de 30% desse valor, ou seja, deve ser entre oito e 12 bilhões de barris.

A diretora geral da ANP, Magda Chambriard, disse que esse é um campo pujante. “Libra é um prospecto muito grande e muito diferente de tudo que tínhamos até agora”, afirmou. “Em 30 anos trabalhando no setor de petróleo, nunca vi uma licitação desse tamanho. O leilão do pré-sal vai chamar a atenção do mundo todo”, completou. Para se ter ideia do tamanho do prospecto, o campo de Marlim, maior produtor do país, tem um volume recuperável de 2 bilhões de barris, isso quer dizer que Libra é no mínimo quatro vezes maior.

O leilão será feito sob o regime de partilha, com a Petrobras como operadora com 30% de participação mínima e sócia de todos os campos. A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo. Os contratos de exploração e produção serão de 35 anos improrrogáveis.

Com o novo modelo, a empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União.

Para a diretora da ANP, a expectativa do mercado é grande e as principais empresas do setor de óleo e gás devem participar do leilão, inclusive as aguardadas chinesas e japonesas. Ainda de acordo com Magda Chambriard, os próximos leilões do pré-sal serão feitos pelo menos de dois em dois anos, sendo assim, somente teremos novos leilões em 2015.

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Mercado espera 1º leilão de gás natural

Fri, 24 May 2013 00:00:00 -0300

Também conhecido como shale gas ou gás de xisto, esse é o combustível que tem colaborado decisivamente para tirar os Estados Unidos da acirrada crise de energia que já se arrasta há mais de meia década.

No ambiente doméstico as expectativas também são promissoras. “O Brasil também poderá ser um case de sucesso no shale gas”, disse Maria Alice Doria, sócia fundadora do Doria, Jacobina e Gondinho Advogados e especialista nas áreas de Direito Ambiental e Petróleo e Gás, durante a 10ª edição do Gas Summit Latin America 2013.

O evento organizado no Rio de Janeiro pela International Business Communications (IBC). reuniu os principais especialistas e executivos do setor para discutir a oferta de gás natural para a indústria e para a geração de energia, livre comercialização, expansão da rede de gasodutos e desoneração do setor, além da exploração do shale gas na América Latina.

Potencial

Não se sabe ainda exatamente qual o potencial das reservas brasileiras de gás de xisto. No país, já foi descoberto no Paraná (atualmente, único lugar em que há exploração), na Bacia do Rio São Francisco e estima-se boas reservas nas bacias do Acre, Parecis, Sergipe-Alagoas, Parnaíba e do Recôncavo, áreas que possivelmente serão alvos da 12a Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Pelos dados atuais, o Brasil está na décima colocação do ranking de países com as maiores reservas, mas projeções indicam que elas podem ter mais do que o dobro do tamanho atual e estar entre as cinco maiores do mundo.

Riscos do investimento

Maria Alice ressaltou, contudo, que faltam regras específicas para exploração. “A questão é que não há lei dispondo sobre o assunto, nem do ponto de vista regulatório nem do ambiental. Se não há regulação, então há chances que tudo seja feito de forma empírica e caso a caso, adotando-se a legislação atual no que for possível”, afirmou. O que pode colocar em risco a decisão de investimentos no Brasil em um momento em que o mundo todo volta a atenção para este mercado, que está sendo visto globalmente como uma solução para o problema energético. “Nesse cenário, o licenciamento feito pode ser questionado e sofrer judicialização”, ressalta a advogada.

O shale gas é denominado como não convencional porque o gás está em reservatórios de difícil acesso e a extração exige tecnologia diferenciada e avançada e embute maior risco quando comparada ao gás de reservatório convencional. No entanto, o insumo vem sendo explorado com sucesso em alguns países, como os Estados Unidos, onde já responde por mais de 35% do total de gás produzido e a sua exploração resultou em um preço mais baixo do insumo de maneira geral.

“Esse gás está reerguendo os Estados Unidos da crise, pois ele é barato e algumas indústrias americanas estão trocando seu combustível para gás natural não convencional. Com isso, os preços de seus produtos estão mais competitivos e ganhando a concorrência mundial”, explicou Maria Alice que tem quase 30 anos de atuação e, entre outros trabalhos, colaborou com a elaboração do Plano de Gestão Ambiental da Petrobras e no licenciamento ambiental do Gasoduto Bolívia-Brasil.

Tal competitividade das empresas americanas está explícita nos preços: lá o gás convencional custa em torno de US$ 3 o milhão de BTU, valor que no Brasil está na faixa de US$ 12.

Fórmula norte-americana

Para Maria Alice, o Brasil com certeza não repetirá a fórmula norte-americana, porque suas realidades são completamente distintas. “Primeiramente, a geologia americana já é muito conhecida e objeto de estudos há muitas décadas. A brasileira não e precisaremos despender tempo e recursos para tal fim. Em segundo lugar, a legislação dos dois países é muito diferente no que se refere a questão ambiental”, comentou.

As normas ambientais brasileiras são reconhecidas como uma das mais restritivas e exigem o licenciamento prévio de atividades potencialmente poluidoras.

“No Brasil, o uso da água está sujeito ao regime de outorga estadual. Temos também a Lei da Política Nacional de Resíduos Sólidos e a Lei do Clima, que obriga todo e qualquer empreendimento a cumprir com os procedimentos ali estabelecidos”, complementou a advogada.

Outra diferença relevante, segundo disse, diz respeito a propriedade do subsolo, que no Brasil pertence à União, que detém monopólio de todos os recursos naturais e, portanto, sujeito às suas regras de licitação e concessão. “Além disso, temos de colocar nessa conta o atraso do Brasil em termos de infra-estrutura para escoar todo o gás que será produzido”.

China, Argentina, Rússia, Austrália e Polônia são os países que mais têm shale gas, apontou a advogada, observando que França, Alemanha e Inglaterra também possuem reservas potenciais, mas proibiram a produção por conta dos riscos de contaminação, que não são poucos sem um controle muito rígido.

Desafios ambientais

A denominação de shale gas é decorrente de que Xisto é o nome darochaescuraque “aprisiona” esse gás em seu interior. E uma rocha de baixíssima porosidade, não permeável, onde o gás produzido há milhões de anos ficou preso em seu interior, sem condições de escape, como ocorre com o outro gás natural e o petróleo.

“Tanto o petróleo como o gás natural que conhecemos são gerados numa rocha também, mas mais porosa e por isso migra para o exterior formando os reservatórios”, explicou Maria Alice. Ou seja, é um gás natural e o que muda, e complica a extração, é apenas o local onde está armazenado.

É preciso quebrar a rocha para que o gás se desprenda e saia pela tubulação. “E aí é que está toda a questão ambiental: para quebrar a rocha por dentro foi desenvolvida uma nova tecnologia (a partir da década de 1990) chamada ‘fra-turamento hidráulico’, que consiste em injetar muita água, areia e produtos químicos”.

Fraturamento hidráulico

Segundo a advogada, o fraturamento hidráulico será, com certeza, visto com desconfiança por alguns setores. “Não podemos dizer que seja uma indústria socialmente aceita como é nos Estados Unidos. Aqui, a simples presença de torres de transmissão de energia elétrica próxima a residências não é aceita pela população vizinha. Conviver com a instalação de uma torre de um poço em constante atividade extrativa será um desafio cultural a ser enfrentado”, observa Maria Alice.

Por isso, a especialista aconselha: será necessário um profundo conhecimento dos reservatórios e de suas particularidades, bem como inúmeros testes prévios. “Será necessário também transparência e divulgação de informações relativas ao processo, como um todo, em especial quanto às soluções tecnológicas utilizadas pela indústria do fraturamento hidráulico para que as pessoas possam se sentir mais confortáveis.

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Gás veicular está 8% mais caro a partir de 22/05 em Minas

Fri, 24 May 2013 00:00:00 -0300

A partir de 22/05, abastecer o veículo com Gás Natural Veicular (GNV) está 8% mais caro em Minas Gerais. O reajuste do gás natural foi publicado na última terça-feira (21/05) pela Secretaria de Estado de Desenvolvimento Econômico de Minas Gerais e é válido, também, para o setor industrial, embora em percentuais menores. Ainda assim, abastecer com o GNV é mais vantajoso comparado à gasolina.

De acordo com a Companhia de Gás de Minas Gerais (Gasmig), o reajuste teve influência do custo de logística, em função do aumento dos gastos com o transporte entre Rio de Janeiro e Belo Horizonte, e teve como base o Índice Geral de Preços do Mercado (IGP-M).

Como justificativa para o salto de 8% no GNV, além do custo com transporte, a Gasmig citou a dificuldade em manter o preço da tarifa de acordo com as políticas de incentivo. “Os leilões da Petrobras que permitiam adquirir o GNV por um preço muito menor do que o que consta nos contratos acabaram em dezembro e não conseguimos conter o aumento”, informou a assessoria de imprensa por meio de nota.

A Gasmig dá prazo de dois dias aos postos para que as bombas sejam ajustadas ao novo preço, mas não acredita no repasse integral do reajuste aos consumidores.

“Ainda não sei quanto vai ser reajustado, mas o total não será de uma vez, porque os motoristas que já estão acostumados sentem a diferença, mesmo o gás sendo o combustível mais barato e mais compensador do que a gasolina” afirmou o proprietário do posto de GNV iGás Rosibela, Levi Monteiro.

Prorrogação

A campanha “Vou no Gás”, da Gasmig, que dá bônus e descontos para quem faz a conversão do veículo para o GNV ou compra de um novo já adaptado, seria encerrada em agosto, mas foi prorrogada para o mesmo mês do ano que vem.

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Petrobras: Investimento menor para gás e energia

Fri, 24 May 2013 00:00:00 -0300

O valor do plano atual corresponde a 4% dos aportes estimados para o período, que totalizam US$236,7 bilhões. No plano anterior, que totalizava praticamente o mesmo montante (US$236,5 bilhões), a destinação de recursos para gás e energia correspondia a 5,8% do total do plano.

Segundo a Petrobras, os projetos em implantação para o segmento totalizam US$5,9 bilhões, o que corresponde a 3% de um total de US$207,1 bilhões. Os recursos servirão, entre outras utilidades, para a conclusão da Usina Termelétrica Baixada Fluminense (530MW).

Entre as iniciativas que estão sendo avaliadas, que somam US$21,6 bilhões, cerca de US$4 bilhões, ou 13% do total, são destinados para gás e energia. A empresa não detalhou quais serão os projetos que terão preferência. No antigo plano, a companhia fazia a ressalva de que novos projetos termelétricos dependiam da disponibilidade de gás natural e da competitividade da fonte nos próximos leilões de energia nova. Esta ressalva, porém, não consta no novo plano.

Companhia estuda aportes em shale gas

A presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, afirmou, em março, que a companhia está realizando um trabalho multidisciplinar para avaliar a viabilidade de realizar investimentos na exploração de gás de xisto (shale gas). O Governo Federal deverá realizar uma rodada especial para licitação dos blocos de gás não-convencional em outubro.

De acordo com Graça Foster, a avaliação da produção de gás onshore (em terra) já era estudada pela companhia por meio do Programa Onshore de Gás Natural (PRON-GÁS), lançado no início do ano,

Estatal pode avaliar venda de PCHs

A presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, afirmou, em abril, durante encontro com empresários paulistas, que a empresa pode avaliar a venda de sua participação em pequenas centrais hidrelétricas (PCH) como parte de seu projeto de desinvestimentos.

“Claro que ativos internacionais têm mais chance de serem vendidos. No Brasil, temos que avaliar. As hidrelétricas, por exemplo, não são o nosso negócio principal, mas têm um rendimento interessante. Temos que avaliar”, afirmou. A Petrobras, explicou Graça Foster, deverá focar na produção de petróleo, gás e fertilizantes. Todos os projetos paralelos serão constantemente avaliados. A estratégia de desinvestimentos da companhia prevê a venda de US$9,9 bilhões em ativos, segundo o Plano de Negócios 2013-2017.

A companhia é dona de participações em 15 PCHs, que estão espalhadas por Espírito Santo, Rio de Janeiro, Minas Gerais e Goiás, somando 146,2MW.

Após a apresentação do Plano de Negócios, em março, rumores de mercado apontavam que a Petrobras poderia colocar suas termelétricas à venda, mas esse trabalho multidisciplinar tem o objetivo, segundo ela, de “tornar mais célere” a avaliação sobre a existência e a potencialidade da acumulação de gás de xisto no Brasil. “A prioridade de exploração desse gás não está definida porque sua existência não foi provada”, disse. (MD)

No evento, o diretor de Gás e Energia, José Alcides Santoro, afirmou que a demanda por gás deve aumentar em torno de 27% até 2017. “A demanda de gás deve ser impulsionada principalmente por conta do aumento do consumo das térmicas. Em 2017, a Petrobras pretende ampliar em 72% a oferta de gás natural ao mercado e em 52% a oferta por meio de terminais de regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL).

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Brasil recebe carga de GNL da Nigéria

Fri, 24 May 2013 00:00:00 -0300

O GNL Lagos, com uma capacidade de 122.255 metros cúbicos, chegou em 19 maio no Rio de Janeiro e irá descarregar sua carga em 26 de maio, de acordo com transmissões captadas por IHS Fairplay no Bloomberg. O petroleiro partiu da Nigéria LNG Ltd. Bonny Ilha terminal, onde carregou o gás natural super-resfriado em 4 de maio.

Um funcionário da Petrobras em Houston e Kudo Eresia-Eke, um porta-voz em Abuja na Nigéria LNG, não responderam imediatamente a e-mails buscando comentários fora do horário normal de trabalho.

A mais seca estação chuvosa do Brasil em uma década, reduziu a oferta de energia hidrelétrica, aumentando a demanda de GNL do país, disse em nota de 28 de janeiro a Goldman Sachs Group Inc. (GS). A Petrobras tem um terminal de regaseificação flutuante na Baía de Guanabara, perto do Rio de Janeiro.

O Brasil não tem contratos de fornecimento de GNL de longo prazo com a Nigéria, de acordo com dados compilados pela Bloomberg.

Nigéria LNG, o maior exportador do combustível da África, disse que declarou força maior em 15 de maio as exportações após Royal Dutch Shell PLC (RDSA) descobriram um vazamento de oleoduto e as entregas foram interrompidas.

A declaração seguiu o desligamento de sua Gbaran Ubie e instalações de gás Soku após o vazamento de oleoduto da Shell, disse Eresia-Eke em 17 de maio em um e-mail. Força maior é um passo legal que protege a empresa da responsabilidade quando não pode cumprir um contrato, por razões alheias à sua vontade.

A capacidade de importação de GNL da América Latina aumentará para 49,2 milhões de toneladas por ano em 2020, de uma projeção de 30 milhões de euros este ano, disse em 09 maio em Cingapura Anton Safronov (FP) LNG diretor da Total SA.

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EUA: Petrolíferas lançam campanha para levar boom do gás de xisto aos carros

Thu, 23 May 2013 00:00:00 -0300

Um consórcio formado por produtores de energia da América do Norte pretende mostrar uma série de veículos movidos a gás natural, incluindo um utilitário esportivo BMW X3 e um Ford Mustang cupê, num esforço para despertar mais interesse no uso do combustível em carros de passageiros.

A Aliança Gás Natural da América, uma entidade de classe que representa mais de 20 petrolíferas da América do Norte, vai apresentar versões "bicombustíveis" de veículos populares adaptados para rodar com gás natural comprimido, ou GNC, e usar um tanque de gasolina convencional para estender o seu alcance, de acordo com executivos. O grupo se recusou a adiantar mais detalhes de sua campanha de marketing.

A entidade fará uma apresentação prévia desses testes amanhã em uma unidade da distribuidora de gás natural Southern California Gas Co., em Los Angeles, e depois lançará uma campanha mais ampla de sensibilização da opinião pública no próximo mês, disseram executivos. Veículos adaptados da Ford Motor Co., Chrysler Group LLC e outras quatro montadoras devem integrar os modelos apresentados pela Aliança.

A Chrysler, que agora oferece uma picape movida a gás natural, motivada pelo "boom" do gás de xisto, informou que não tem planos de produzir carros de passeio adaptados ao combustível. As montadoras têm se concentrado em veículos de passeio movidos a bateria e diesel e têm resistido a adotar mais uma alternativa de energia. "Nós não estamos atualmente envolvidos com veículos movidos a gás natural", disse um porta-voz da BMW. A Ford informou que não está envolvida no projeto da Aliança nem pretende produzir um kit para converter o Mustang para o gás natural.

Estes veículos "bicombustíveis" custam milhares de dólares a mais do que os movidos a gasolina. Seus defensores dizem que os baixos preços do gás natural podem compensar essa diferença ao longo do tempo. O litro equivalente de gás natural custa entre US$ 0,58 e US$ 0,66 nos Estados Unidos, menos que o preço médio da gasolina nas bombas. Mas o custo das adaptações dos veículos não é baixo: a General Motors Co., que em dezembro começou a vender duas picapes bicombustíveis com GNC, cobra por elas cerca de US$ 11.000 a mais do que as versões a gasolina.

A aliança de gás diz que a demonstração foi elaborada para estimular o interesse do consumidor e das montadoras por carros movidos a GNC em uma época em que a explosão na produção de gás reduziu drasticamente os preços. Isso tem gerado um novo incentivo aos produtores de gás e às montadoras para desenvolver um combustível que seja mais atraente para substituir a gasolina.

"Nós esperamos que o entusiasmo gerado por esses veículos encoraje os legisladores a tomar conhecimento" do assunto, diz Anne Shen Smith, diretora-presidente da Southern California Gas.

Nos Estados Unidos, alguns veículos comerciais, incluindo frotas de empresas e caminhões pesados, já usam atualmente gás natural ou estão realizando testes com o combustível. Uma vantagem para esses usuários de grande escala em relação ao consumidor comum é que eles podem arcar com os custos de construção e manutenção de suas próprias bombas de abastecimento. Enquanto mais de 100.000 veículos adaptados para serem movidos a GNC estão rodando nos EUA, menos de 600 bombas foram instaladas até agora para o público em geral.

Os produtores de gás esperam que, ao exibir veículos adaptados ao GNC, eles possam despertar um novo interesse. Analistas da indústria automobilística continuam céticos de que os fabricantes correrão para esse mercado, mesmo que o preço do gás natural despenque.

"Você não pode criar um veículo para este combustível até que tenhamos bombas de gás natural quase tão onipresentes quanto as bombas de gasolina", diz Phil Gott, diretor sênior da consultora IHS Automotive.

Para ajudar a resolver essa escassez de postos de abastecimento de gás natural, dois grandes produtores de gás se uniram a fabricantes de eletrodomésticos em projetos separados para desenvolver equipamentos de abastecimento simplificados que se conectem às linhas residenciais de gás. Em dezembro, a Encana Corp., terceiro maior produtor de gás natural da América do Norte, se uniu à Whirlpool Corp. e quatro empresas de energia americanas. E aChesapeake Energy Corp. está trabalhando num projeto similar com aGeneral Electric Co.

Executivos da indústria do gás dizem que as maiores montadoras estão acompanhando de perto esses esforços e estão dispostas a criar modelos conceituais que podem servir como balões de ensaio para futuros veículos voltados para o mercado de massa. "Você verá ao longo de um ou dois anos, provavelmente em menos de um ano, alguns carros conceituais [de passageiros] movidos a gás natural", previu Eric Marsh, diretor-presidente da Encana, em entrevista ao The Wall Street Journal. Chester Dawson

The Wall Street Journal, de Calgary, Canadá

Um consórcio formado por produtores de energia norte-americanos pretende apresentar uma série de veículos movidos a gás natural, incluindo um utilitário esportivo BMW X3 e um Ford Mustang cupê, num esforço para despertar mais interesse no uso do combustível em carros de passageiros.

"Nós esperamos que o entusiasmo gerado por esses veículos encoraje os legisladores a tomar conhecimento" do assunto, diz Anne Shen Smith, diretora-presidente da Southern California Gas.

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Gás não convencional pode ser usado como reserva no Brasil

Thu, 23 May 2013 00:00:00 -0300

Especialista diz que melhores perspectivas para o gás não convencional estão nas bacias de São Francisco, Parnaíba e Parecis

O americano Robert Fryklund, estrategista-chefe de upstream (exploração e produção) da consultoria IHS, diz que o gás não convencional deve roubar espaço de outras fontes de energia fósseis, como carvão e petróleo, mais poluentes. As apostas recaem sobre o shale gas ou gás de folhelho (muitas vezes traduzido como gás de xisto), encontrado em rochas do subsolo. Fryklund fala nesta quinta-feira sobre o tema, em evento na Firjan.

Por que o gás não convencional se desenvolveu nos EUA?

Nos EUA, qualquer cidadão pode ter direito sobre os minerais que estão no subsolo. Não é como no Brasil, que você é dono da terra, mas o que está abaixo da superfície pertence à União. Se você tem um rancho no Texas, pode alugar a propriedade para uma empresa e, se for encontrado petróleo ou gás, pode cobrar royalties dela. Tivemos uma legislação favorável ao desenvolvimento dessa indústria e já tínhamos uma infraestrutura de gasodutos bem consolidada no país.

Qual foi o gatilho para o início da produção nos EUA?

Foi o desenvolvimento de uma técnica chamada fratura hidráulica (na qual rochas no subsolo são fraturadas para liberar o gás armazenado, usando água bombeada com alta pressão e produtos químicos). A produção começou a crescer com força em 2006. Em Marsellus (reserva que cobre a área rurai de estados americanos), adicionamos em pouco menos de três anos 7,5 bilhões de pés cúbicos de gás por dia. É mais que a produção da Arábia Saudita. Hoje a produção nacional é de 70 bilhões de pés cúbicos por dia. Os preços altos do petróleo também contribuíram para estimular a produção.

Quais os efeitos disso no resto do mundo?

O gás natural está substituindo o carvão nos EUA como fonte de energia. Com isso, o preço do carvão baixou e está sendo exportado para a Europa. Lá, as empresas estão desligando as usinas a gás e usando o carvão. Os fornecedores de gás de Rússia e Norte da África não estão muito felizes.

Quais as perspectivas para o Brasil nessa área?

As melhores perspectivas estão nas bacias de São Francisco (MG), Parnaíba (MA-PI) e Parecis (AM). É possível que outras fontes de gás não convencional, diferentes do shale gas, sejam encontradas lá, com a nova rodada de licitações da ANP (Agência Nacional do Petróleo). Essa fonte de energia pode ser usada como reserva.

E os problemas ambientais?

Fala-se do risco de contaminação dos lençóis freáticos pelos produtos químicos. Mas 99% dos químicos são usados em produtos de limpeza. O que há é um impacto social grande. A exploração do gás atrai gente e aumenta o trânsito

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Projeto taxa gás para termelétrica e incentiva a redução da queima

Thu, 23 May 2013 00:00:00 -0300

A Assembleia Legislativa do Rio (Alerj) votará nesta quinta-feira (23/05), em discussão única, o projeto de lei 2.015/13, que trata da taxação de ICMS de gás natural. Assinada conjuntamente pelos deputados Luiz Paulo (PSDB) e pelo presidente da Casa, deputado Paulo Melo (PMDB), a proposta faz alterações na Lei do Imposto (Lei 2.657/96) para incluir previsão de alíquota de 35% em operação com gás natural destinado a usinas termelétricas. A proposta também introduz uma tabela de correspondência de volume queimado na exploração de petróleo e alíquotas de ICMS, que prevê a redução na cobrança de imposto em caso de redução da queima.

A maior alíquota da tabela é de 30% para queima de mais de três milhões de metros cúbicos e a menor, de 12%, para queimas de até 500 mil metros cúbicos. O volume, diário, será determinado pela média do volume do gás queimado no mês anterior. Segundo os autores, a medida busca desestimular o consumo do gás nessas atividades, que pode ser feita também com o consumo de óleos. “É sabido que o Brasil tem insuficiência de gás para suprir todas as suas demandas. É necessário que as termelétricas possam utilizar também o óleo diesel e outros óleos”, dizem os parlamentares na justificativa que acompanha o texto.

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Térmicas poderiam ter CVU diferenciado no horário de ponta, sugere consultor

Thu, 23 May 2013 00:00:00 -0300

Alternativa ajudaria a empreendimentos a gás natural competirem nos leilões contra o carvão já que o CVU de R$ 105 por MWh não cobre os custos com a compra do energético

A geração térmica a gás natural poderia ter um CVU diferenciado de acordo com o horário de geração para minimizar o impacto do custo do combustível para as usinas. Essa ideia poderia ser aplicada ao setor como uma saída para o CVU considerado baixo para essa fonte a R$ 105 por MWh e que valerá para os próximos leilões. De acordo com o consultor Guilherme Velho essa mudança na metodologia é factível e possível, pois em sua opinião se uma fonte passa a gerar em um horário em que a energia é mais cara, o custo deveria ser diferenciado, afinal é o resultado do despacho no horário de ponta.

Segundo sua análise, dependendo da localização da usina, é razoável que o CVU seja mais elevado. Isso porque, ao entrar em operação por um determinado número de horas em um dia, justamente no pico da demanda, essa energia deveria ser valorada. Para o sistema ter geração flexível, a entrada dessas usinas seria viável com essa elevação do custo variável unitário.

"Podemos ter um preço consistente com o mesmo pensamento do PLD que já possui valores diferenciados de acordo com o horário e os recursos a serem usados para o despacho", afirmou ele após sua apresentação no 10. Encontro Nacional dos Agentes do Setor Elétrico (Enase) nesta terça-feira, 22 de maio. "O que não se pode é usar o preço de US$ 15 por mmBTU que é o preço no mercado instantâneo e não se aplica a um contrato de longo prazo de fornecimento", acrescentou. O gás natural viável para uma usina termelétrica, estimou ele é de US$ 12 a US$ 13 para contratação ao longo prazo.

Segundo ele, se olharmos para o gás sendo precificado por meio do que se chama de commodity ou molécula, a geração se torna inviável mesmo com o valor máximo da CVU. Em suas contas, mesmo com "um gás bem barato, na casa de US$10 por mmBTU" essa participação não seria possível, sem considerar ainda os custos varáveis de O&M das usinas.

Dessa forma, ele conclui que é inviável alcançar o CVU térmico para os próximos leilões com o gás adotando só o custo da molécula. Contudo, há outras formas de viabilizar o gás para a geração. Entre essas opções está a precificação desse energético de forma binômia, assim como já é feito com a energia elétrica. Essa metodologia, explicou o consultor, refere-se à precificação como energia propriamente dita e de acordo com a demanda. Assim, se paga uma parcela pelo valor máximo a que se tem o direito de consumir e outra parcela pelo que se consome em média.

"Você tem uma demanda máxima de gás com uma parcela fixa, consuma ou não o gás, baseado na reserva de demanda máxima. A outra parcela é precificada de acordo com a commodity efetivamente consumida. Essa parcela precificada é que entraria na formação do CVU", indicou Guilherme Velho. Dessa forma, se reduz o preço para o CVU e o resto é cobrado na parcela fixa de demanda, gerando receita para o fornecedor de gás, compatível com o custo para seu suprimento de gás.

Com essas duas parcelas o empreendedor conseguiria a receita para comprar o gás e salvar sua margem de lucro conseguindo assim compatibilizar o gás com a CVU. A parcela fixa ficaria alocada na receita fixa do gerador a gás e como o Capex do gerador a gás é menor que o de carvão, recolocaria as usinas com esse energética em condições de competir já nos próximos leilões.

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MME aponta solução para falta de suprimento de gás em Santa Catarina

Wed, 22 May 2013 00:00:00 -0300

Em visita a Brasília na terça-feira (21/05), o Presidente Cósme Polêse e o Coordenador de Relações Institucionais da SCGÁS Samuel Bortoluzzi Schmitz ouviram promessas de transigência do Ministério de Minas e Energia (MME) para resolver o problema da baixa oferta de gás natural em Santa Catarina. Em campanha pelo aumento da oferta do insumo no Estado, que atualmente opera no limite de disponibilidade de suprimento e recusa contratos por falta de gás, os representantes da distribuidora se encontraram com autoridades do Ministério de Minas Energia (MME), da Secretaria de Articulação Nacional do Governo de Santa Catarina e com o Senador por Santa Catarina Luís Henrique da Silveira.

Reunidos no MME com a Diretora de Gás Natural do Ministério Symone Araújo e Aldo Cores Júnior, Coordenador de Infraestrutura e Logística de Gás Natural, e na companhia do Gerente de Planejamento da Compagás (Companhia Paranaense de Gás Natural), Polêse demonstrou a atual situação de oferta e demanda do Estado, conforme estudo desenvolvido pelo Grupo de Economia da UFRJ, que atualmente é suprido por uma única fonte de gás natural – o gás boliviano, através de um contrato de compra (já totalmente saturado) de 2 milhões de metros cúbicos diários. As autoridades se mostraram favoráveis às manifestações da SCGÁS, chamando de valiosas os dados regionais trazidos pelas distribuidoras e que muitas vezes são desconhecidas pelo ministério.

Como alternativa de curto prazo para mitigar o problema, Symone Araújo apontou a possibilidade de compra do GNL (Gás Natural Liquefeito) do mercado internacional e transporte por meio da infraestrutura já existente na Baia de Guanabara (RJ). O insumo chegaria à Santa Catarina por meio de acordos com distribuidoras de outros estados, por swap (troca ou permuta de gás). Esta alternativa, ainda não apresentada formalmente, depende do consenso da Petrobras.

Questionada sobre as determinações do PEMAT, o planejamento decenal do Ministério, que anunciará investimentos em infraestrutura para o setor, a Diretora contemporizou. “O problema não é o PEMAT ou a infraestrutura de transporte, e sim encontrar mais fontes de oferta de gás”, salientou. As distribuidoras do Sul aguardam a publicação do Plano, anunciado para o primeiro semestre, onde serão expostas as prioridades de investimento do governo na cadeia de gás natural.

João Matos, Secretário catarinense da Articulação Nacional, que também recebeu a comitiva da SCGÁS em Brasília, demonstrou a preocupação com o tema e com a possibilidade de futuras restrições ao desenvolvimento econômico e social de Santa Catarina. “Vamos em busca de mais gás para o Estado, para que novos empreendimentos como a fábrica da BMW se instalem no Estado”, declarou o secretário. Cósme Polêse ressaltou os projetos de expansão de malha já em andamento, confirmando o interesse comum pelo desenvolvimento econômico e social do estado. “Temos que fazer mais, melhor e mais rápido o que fazemos, para que mais gás natural esteja disponível a novas regiões de Santa Catarina e possamos atender aos inúmeros pedidos pelo insumo que recebemos quase que diariamente”, garantiu.

O Senador Luís Henrique da Silveira, à mesa com os representantes da distribuidora, se prontificou a somar esforços para resolver o problema do estado. “Vamos construir juntos uma solução, aproveitando o bom conceito da SCGÁS e da presidente da Petrobras Graça Foster”, disse o parlamentar, referindo-se à declaração dada por Foster em audiência na Comissão de Assuntos Econômicos do Senado no último dia 14 de maio quando citou a distribuidora catarinense como exemplo nacional. Luiz Henrique anunciou que marcará agenda com a líder da Petrobras em conjunto com o Governador Raimundo Colombo para pontuar sobre o atual cenário de suprimento de gás natural para Santa Catarina.

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Brasil perde US$ 4,9 bilhões anuais em função do custo do gás

Tue, 21 May 2013 00:00:00 -0300

A indústria nacional perde cerca de US$ 4,9 bilhões por ano, devido ao custo elevado do gás natural no Brasil, em comparação ao gás de xisto (gás natural que pode ser encontrado preso dentro de formações de xisto) usado pela indústria norte-americana, indica estudo divulgado na segunda-feira (20/05) pela Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan).

O levantamento, intitulado O Preço do Gás Natural para a Indústria no Brasil e nos Estados Unidos - Comparativo de Competitividade, mostra que enquanto a tarifa média do gás para a indústria no Brasil é US$ 17,14 por milhão de unidades térmicas britânicas (MBTU), nos Estados Unidos o valor é bem menor, da ordem de US$ 4,45. O consumo anual de gás natural pela indústria brasileira totaliza 10,4 bilhões de metros cúbicos, gerando custo de US$ 6,6 bilhões. Nos Estados Unidos, o custo cai para US$ 1,7 bilhão, de acordo com os dados constantes do documento.

O presidente da Firjan, Eduardo Eugenio Gouvea Vieira, disse à 'Agência Brasil' que “a discussão toda não é apenas no valor da molécula gás no poço, mas sim no valor da molécula que o consumidor paga”. No caso de uma pequena padaria, por exemplo, cujo consumo de gás atinge em torno de 1,5 mil metros cúbicos mensais, a perda de competitividade em relação aos Estados Unidos corresponde a R$ 29,7 mil por ano. Já para uma empresa do setor químico, que apresenta consumo mensal de 2,7 milhões de metros cúbicos, o gasto comparativamente a uma companhia americana do mesmo porte soma cerca de R$ 29,8 milhões por ano.

“Como o gás é um produto fundamental para a competitividade da indústria brasileira, nós queremos trazer à discussão quais são as alternativas que podemos ter para o gás natural ser mais competitivo. E não é, necessariamente, no valor da produção”, disse Vieira. Outros componentes pesam na formação do preço do gás no país, entre eles impostos, transporte e a margem da distribuição.

Segundo informou o presidente da Firjan, das 27 unidades da Federação, apenas o Rio de Janeiro, São Paulo e o Espírito Santo têm um sistema que permite à população saber o valor que as distribuidoras se apropriam na cadeia produtiva do gás. “Nos outros estados, não. A concessionária decide o preço do gás por ela mesma”. Isso decorre, analisou, do fato de São Paulo, do Rio de Janeiro e Espírito Santo serem mais transparentes.

“Nós temos um intermediário, que são as distribuidoras. Também tem o problema que nós temos que marchar para outras alternativas mais baratas de produção de gás”. Gouvea Vieira avaliou que a produção de gás de xisto, ainda inexistente no Brasil, seria uma opção interessante, mas envolve ainda desafios tecnológicos importantes a serem superados. “Talvez daqui a dez anos, a tecnologia esteja desenvolvida”. Ele considera, entretanto, que o assunto não deve ser trazido para o momento presente da matriz energética brasileira.

O presidente da Firjan defendeu que seja aprofundada a produção de gás associado a petróleo, com exploração de poços de gás tradicional nas novas fronteiras no território brasileiro, além do pré-sal.

Ainda de acordo com o estudo da Firjan, o gás natural tem participação significativa no custo de setores importantes para a economia, entre as quais a indústria química (30%) e a indústria cerâmica (25%).

Os efeitos do gás de xisto sobre a competitividade global e brasileira serão objeto de debate na sede da entidade, na próxima quinta-feira (23/05), dentro das comemorações do Dia da Indústria.

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Logística de mercado mais avançada torna gás americano mais barato

Tue, 21 May 2013 00:00:00 -0300

Uma logística de mercado mais avançada faz com que o shale gas (gás de xisto) explorado nos Estados Unidos tenha um custo menor para a indústria norte-americana na comparação com o custo do gás natural para a indústria brasileira. A avaliação é do diretor-geral do Centro de Estratégias em Recursos Naturais e Energia (Cerne), economista Jean-Paul Prates, em entrevista à 'Agência Brasil', ao comentar estudo da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) sobre o custo do gás no Brasil e nos Estudos Unidos.

“Existe um preço de mercado que é reflexo não apenas de uma estrutura de produção já muito desenvolvida, que o Brasil proporcionalmente também já dispõe, mas de uma outra coisa que o Brasil não dispõe, que é uma logística de coleta, de mercado de gás, que o país nunca chegou a desenvolver”. Isso significa que mesmo antes do gás de xisto, o valor do gás americano sempre foi mais baixo em função da logística de coleta, de transporte (gasodutos) e, finalmente, do sistema de distribuição, que são lastreados em regras claras, o que torna a indústria americana competitiva, informou Prates.

“Toda essa estrutura está montada e recebe investimentos regulares de vários agentes”. Essa estrutura pressupõe um monopólio natural, que é altamente regulado, disse o economista. Segundo o diretor-geral do Cerne, a estrutura de gás no Brasil tem um único agente, que é a Petrobras. “O setor sofre pouca intervenção da parte do governo em termos regulatórios”, observou.

Em relação aos elevados tributos cobrados no Brasil, Jean-Paul Prates indicou que uma eventual modificação do cenário depende de uma política setorial de governo que passe a considerar o gás como um insumo valioso para o país. Ele entende que faz parte da política brasileira racionalizar a demanda de gás natural, porque ele não é abundante. “O Brasil anda na corda bamba no consumo de gás, que é muito maior que a disponibilidade que ele tem hoje”, avaliou. Segundo ele, ainda há um espaço de três a cinco anos para a entrada no mercado do gás extraído do pré-sal.

O Brasil, de acordo com Prates, ainda não produz gás de xisto. Há intenção do governo, porém, de entrar nessa área para diversificar e ampliar a matriz energética brasileira. Embora vislumbre que haverá muita discussão sobre o assunto internamente, do ponto de vista ambiental, o economista defende que o país “precisa viver essa experiência”. A primeira licitação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em áreas de xisto está prevista para outubro deste ano.

O diretor-geral do Cerne ressaltou que a indústria do xisto norte-americana está vivendo um momento de revitalização. O xisto significa para os Estados Unidos uma saída para a importação de gás do México ou do Canadá. A política atual é voltada para dentro do território, buscando o desenvolvimento de soluções caseiras. A produção de xisto, entretanto, traz consequências. Devido ao fracionamento do subsolo, “provoca em alguns lugares contaminação do lençol freático, alterações do subsolo que até hoje são pouco estudadas”.

A produção de gás de xisto é recomendada no Brasil em algumas áreas. Prates acredita, contudo, que isso não ocorrerá de forma tão rápida como foi nos Estados Unidos, onde “já existe uma cultura de convivência com esse antagonismo entre comunidades, fazendeiros e a indústria do petróleo”. Indicou que em locais como Minas Gerais, na região do São Francisco; no interior de São Paulo; ou na Bacia do Paraná, onde há potencial de xisto, o primeiro momento será de euforia ante a possibilidade de prosperidade. Em seguida, haverá a contra reação, com o movimento de ambientalistas, estimou.

Segundo Prates, a Petrobras já tem alguma experiência na área de xisto no Paraná. Mas avalia que isso não representa uma salvação para o mercado de gás brasileiro de curto prazo. O processo de xisto deverá levar entre cinco e dez anos no Brasil para mostrar uma produção significativa. “O que eu acho que vai salvar [o mercado] e já está indicado nos planos de investimento da Petrobras e no próprio perfil de produção do país como um todo, é o gás do pré-sal. Este entra primeiro [que o xisto] e com volumes mais altos”. A perspectiva, de acordo com ele, é que nos próximos dois a três anos o gás do pré-sal entre no mercado com mais força e amenize o problema de demanda reprimida do gás no Brasil.

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Pouca chuva provoca incerteza sobre operação de termelétricas

Tue, 21 May 2013 00:00:00 -0300

O governo está em dúvida sobre a decisão de reduzir, aumentar ou manter o número de usinas termelétricas em funcionamento. O problema é que está chovendo menos do que o esperado para este mês. A quantidade de chuva, que garante reservatórios cheios e a operação das hidrelétricas, será determinante para a decisão a ser tomada na próxima reunião do Comitê de Monitoramento do Setor Elétrico.

A reunião será em meados do mês que vem, e a expectativa do diretor-geral do Operador Nacional do Sistema (ONS), Hermes Chipp, é positiva. "Espero que os meteorologistas estejam certos, porque estão prevendo que em junho melhora", disse Chipp. "Vamos ver qual será a evolução. Se houver uma expectativa positiva, a gente vai parando [as termelétricas] gradativamente".

De acordo com o diretor, os reservatórios do Sudeste estão com 62,2% de capacidade, bem abaixo dos 95,6% do Norte e acima dos 54,3% do Sul e 49,1% do Nordeste. Na mais recente reunião do comitê, quatro termelétricas das cinco mais caras foram desligadas: TermoManaus, Pau Ferro, Potiguar e Xavante, que somam 300 MW de potência. Se o quadro não for bom em junho, o religamento das usinas é uma das opções.

Para dar maior segurança ao sistema elétrico no ano que vem, quando haverá a Copa do Mundo, o ONS voltou a considerar o ano de pior atividade hidrológica registrado (1971) na hora de definir o nível dos reservatórios que determina o aumento da participação das fontes complementares de energia. "É para garantir o atendimento no ano que vem, mesmo que ocorra a pior hidrologia do histórico de janeiro a abril", explicou.

Em palestra para alunos de pós-graduação na Universidade Federal do Rio de Janeiro, Hermes Chipp disse que o ONS está empenhado em melhorar o modelo de previsões meteorológicas do Centro de Previsão de Tempo e Estudos Climáticos do Inpe, onde é estudada a adoção de modelos usados no Reino Unido ou nos Estados Unidos.

Segundo o diretor, o investimento em previsão do tempo é necessário pela dificuldade de aumentar o número de hidrelétricas no Brasil, que está com o nível médio dos reservatórios caindo ano após ano com a constante elevação da carga. Com uma capacidade maior de previsão, o ONS teria maior antecedência e segurança para acionar as matrizes complementares à hidrelétrica, como a termelétrica.

No ano passado, mesmo com o crescimento do Produto Interno Bruto de 0,9%, a carga se expandiu em 4,2%. Até 2017, o crescimento médio anual do consumo de energia deve ficar entre 4,5% e 5%.

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GasBrasiliano e Senai de Ribeirão Preto lançam cursos profissionalizantes

Tue, 21 May 2013 00:00:00 -0300

Objetivo é capacitar profissionais para atuar em instalações de gás natural

A GasBrasiliano e o Senai de Ribeirão Preto firmaram uma parceria e vão lançar, hoje (21 de maio), dois novos cursos técnicos: Instalador Predial de Tubulações a Gás Natural e Instalador Convertedor de Aparelhos a Gás Natural.

O objetivo é capacitar profissionais e empregados de empresas do setor de infraestrutura e empreiteiras para a execução de serviços relacionados às instalações de gás natural. Os cursos vão preparar os profissionais para realizar as instalações e a manutenção de equipamentos, de acordo com as normas técnicas e legislações vigentes, considerando a qualidade nas instalações de gás natural e aspectos de segurança, meio ambiente e saúde.

“É de extrema importância que os profissionais que atuam em serviços de instalações de gás natural estejam altamente capacitados para executar suas atividades, garantindo a qualidade do trabalho e a segurança nas instalações”, destaca o diretor Técnico Comercial da GasBrasiliano, José Waldir Ferrari.

No evento de lançamento, a GasBrasiliano irá apresentar o plano de expansão da concessionária e a importância da capacitação dos profissionais do município de Ribeirão Preto e região e o Senai apresentará o plano completo dos cursos e datas de início.

Os cursos serão gratuitos e os interessados em obter mais informações poderão entrar em contato com Maria Helena Freitas, pelo telefone (16) 3632.6900 ou pelo e-mail mhfreitas@sp.senai.br.

A utilização de gás natural, no segmento de mercado residencial, está em expansão em Ribeirão Preto. Em decorrência dos investimentos realizados pela GasBrasiliano, o município registrou, entre o final de 2010 e fevereiro de 2013, um crescimento de 55% no número de consumidores.

Para este ano, a empresa está investindo, em sua área de concessão, mais R$ 21 milhões na expansão da rede de distribuição, com o objetivo de aumentar em 40% o total de clientes atendidos e em 15% o volume de gás natural distribuído.

Atualmente, no município, são atendidos 110 estabelecimentos comerciais, 16 indústrias, cerca de 3.700 residências, além de três postos de combustível com Gás Natural Veicular (GNV).

Sobre a GasBrasiliano

A GasBrasiliano tem a concessão para a distribuição do gás natural na região Noroeste do Estado de São Paulo. Desde julho de 2011, é uma empresa do Sistema Petrobras. Atualmente, conta com uma rede de distribuição de 836 km em 29 municípios e, além destes, 8 municípios são atendidos com gás natural comprimido (GNC). Entre os principais municípios atendidos estão Araçatuba, Araraquara, Bauru, Marília, Ribeirão Preto e São Carlos.

A GasBrasiliano atende mais de 10 mil consumidores e comercializa acima de 860 mil m³ de gás natural por dia. Os principais consumidores de gás natural estão nos segmentos de mercado industrial, comercial, residencial e automotivo (GNV).

Benefícios da utilização do gás natural:

· Mais segurança: O gás natural é mais leve que o ar e, em caso de vazamento, se dissipa rapidamente no ambiente;

· Praticidade: É distribuído por meio de tubulação e não necessita troca ou armazenagem;

· Preservação do meio ambiente: Baixa emissão de poluentes, pois os produtos resultantes da combustão são inodoros, isentos de óxido de enxofre e partículas de fuligem;

· Fornecimento contínuo: Por ser um sistema permanente e canalizado, não necessita de substituição de botijões ou cilindros;

· Economia de espaço: Para condomínios, residências, comércios e indústrias não há a necessidade de armazenamento;

· Aproveitamento total: Não há nenhuma perda residual do combustível pago e o consumidor paga somente após a utilização;

Serviço

Lançamento dos cursos: Instalador Predial de Tubulações a Gás Natural e Instalador Convertedor de Aparelhos a Gás Natural

Data: 21/05 (terça-feira)

Horário: 20h

Local: Senai Octávio Marcondes Ferraz – Av. Capitão Salomão, 1813 – Ribeirão Preto/SP

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Maricá vai abrigar logística do pré-sal

Sat, 18 May 2013 00:00:00 -0300

A Prefeitura de Maricá (RJ) apresentou, em audiência pública na última terça-feira (14/05), proposta de alteração da Lei de Uso do Solo que permitirá a criação de uma Zona de Especial Interesse Industrial (ZEII) no município, que tem 364 km de área e é um dos que mais cresce no estado do Rio. A ZEII compreende em torno de 30 km quadrados e engloba pelo menos quatro grandes regiões, todas ainda com grandes extensões livres, concentradas, sobretudo, no eixo da rodovia RJ-106 (que liga Niterói à Região dos Lagos), e nas proximidades do futuro Polo Naval de Jaconé.

O objetivo da mudança idealizada pelo prefeito Washington Quaquá é atender à crescente demanda de instalação de indústrias vinculadas à logística do petróleo, seja por conta da proximidade do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), a 45 km de distância a Oeste, seja pela confrontação com o campo Lula, do pré-sal da Bacia de Santos, a 200 km do litoral.

Um dos pilares dessa política é a implantação do heliporto de apoio às operações offshore, cuja capacidade poderá chegar a 120 voos diários. O próprio aeroporto municipal, com sua pista de 1.200 metros passível de ampliação para 1.800 metros, integra o rol de equipamentos urbanos que serão submetidos a uma completa renovação. Com a nova legislação, o terminal poderá ser administrado pela iniciativa privada, em regime de concessão remunerada e, depois de pronto, movimentará até 68.000 passageiros/ano e 3.500 toneladas de carga/ano.

Depois do boom imobiliário recente - há pelo menos 18 condomínios de luxo, um deles com 9 milhões de metros quadrados, sendo lançados ou já em implantação na cidade - a medida permitirá ao município abrir caminho não só para a instalação de empresas como definir áreas específicas para cada aplicação. A alteração no marco legal é urgente e necessária: em 2010, eram analisados de 20 a 25 processos de licenciamento urbano por semana. Hoje esse número, segundo a secretaria de Desenvolvimento Urbano, passou de 300 a 320 por semana.

Nas proximidades do futuro porto - cuja excepcional localização geográfica, com 30 metros de calado a menos de 3 km da orla, permite a operação até de embarcações VLCC de 300 mil DWT - o projeto de um condomínio industrial está em análise e pelo menos um fabricante de tintas especiais para plataformas já encaminhou consulta formal à cidade. Além da instalação do Polo Naval, a região de Jaconé foi escolhida pela Petrobras para receber o gasoduto do pré-sal.

Por conta disso, há previsão também de uma área destinada para grandes galpões de armazenamento. A nova legislação vai entrar em vigor de forma a impulsionar o aporte de capital estrangeiro. Segundo o prefeito, duas empresas italianas já assinaram cartas de intenção com o município: um estaleiro especializado em embarcações esportivas e uma montadora de carrocerias de trens, bondes e caminhões especiais.

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Geração de energia pode ser forma de monetizar shale gas

Sat, 18 May 2013 00:00:00 -0300

Representante da ANP diz que ter a usina na boca do poço pode ser saída para geração sem alto custo para a construção de gasodutos

A ideia do Ministério de Minas e Energia de colocar novas usinas na boca do poço, conforme classificou o secretário de planejamento energético, Altino Ventura Filho, pode ser uma das possibilidades para monetizar o gás não convencional, ou shale gas, que será colocado em leilão no mês de outubro. De acordo com Hugo Affonso, superintendente adjunto de segurança operacional e meio ambiente da ANP, a produção dessa nova modalidade de gás natural deverá demorar cerca de 10 anos para se tornar comercial, mas o país precisa de infra-estrutura para melhorar o uso do recurso energético.

"Já temos boas experiências na Bacia do Parnaíba que indicam que há uma redução de custo e de risco de usinas termicas a gás", afirmou ele. "Essa experiência, eu diria parece se mostrar positiva", acrescentou Affonso após a sua apresentação em seminário sobre o gás não convencional na sede da Fecomércio, em São Paulo, nesta sexta-feira, 17 de maio.

De acordo com o representante da ANP, o potencial brasileiro de shale gas é estimado em 6,4 trilhões de metros cúbicos, o que colocaria o Brasil entre o nono e o décimo lugar em tamanho de reservas mundiais. O leilão de outubro será o primeiro a leiloar blocos para a exploração desse recurso, que nos Estados Unidos fez o preço do insumo desabar em apenas seis anos. Segundo ele, esses blocos serão leiloados no modo de concessão já que o contrato existente atende as exigências.

A perspectiva da agência reguladora do setor de óleo e gás é de que a disputa de outubro apresente um equilíbrio de concessão entre o gás convencional e o não convencional. Ele toma como base a consulta feita por investidores interessados à agência até o momento.

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Cemig aposta na expansão da Gasmig

Sat, 18 May 2013 00:00:00 -0300

Estatal mineira acredita que a subsidiária de gás natural possa ser o veículo que conduzirá o crescimento da geração de caixa nos próximos anos

O diretor de finanças e de relações com investidores da Cemig, Luiz Fernando Rolla, afirmou nesta sexta-feira, 17 de maio, que a subsidiária de gás natural, a Gasmig, deverá aumentar sua participação nos negócios da companhia em um futuro breve. Segundo ele, o indicador de crescimento da geração de caixa da holding deverá se materializar com o gás natural por esta ser uma indústria pouco desenvolvida no país. A empresa de gás responde por cerca de 5% da geração de caixa da Cemig.

O executivo lembrou que a empresa possui participação em quatro blocos de exploração na Bacia do São Francisco, sendo que já foram perfurados dois poços com resultados classificados por ele como 'entusiasmantes'. Entre os pontos positivos está o baixo nível de aportes nesses ativos, cerca de R$ 15 milhões.

"Nossa estratégia é de desenvolver esses campos com parceiros e a Cemig sempre será minoritária em investimentos como esses", afirmou ele em teleconferência com analistas de mercado para discutir os resultados da empresa referentes ao primeiro trimestre de 2013.

Apesar de possuir uma parcela minoritária a perspectiva é de que esses ativos possam disponibilizar o insumo para a empresa e elevar de forma significativa o suprimento para o mercado consumidor na área de concessão. Segundo ele, a demanda que está em 3 bilhões de metros cúbicos de gás pode atingir volume superior.

Ele destaca que esse investimento é estratégico também por apresentar proximidade com a cidade de Belo Horizonte o que colocaria a empresa em situação competitiva em função do custo reduzido de transporte e porque a capital mineira é um hub de gasodutos que atinge a região oeste e sul daquele estado. Entre os negócios que podem demandar esse insumo está o de fertilizantes, cuja a disponibilidade do gás pode colocar em desenvolvimento a produção local do insumo para a agricultura, atualmente o maior responsável pelo déficit comercial de químicos pelo Brasil, segundo dados da Associação Brasileira da Indústria Química.

O fornecimento às residências e ao comércio é visto como um alavancador dos resultados.

O diretor da estatal já vem afirmando que o gás natural possui um grande potencial para a empresa e indicou que o fornecimento do energético para uso residencial e industrial é que deve elevar a subsidiária a um patamar mais importante no mix de negócios da estatal. Atualmente, o fluxo de caixa da Cemig se divide em 40% para o segmento de geração - e que deverá permanecer nesse patamar - 20% está originado na transmissão e os 40% restantes dos demais negócios da empresa, incluindo a distribuição. "Em alguns anos a Gasmig representará muito mais do que os 5% de hoje", acrescentou ele.

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Ex-braço-direito de Eike entra na briga do petróleo

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

Os três blocos arrematados pela estreante Ouro Preto no leilão da ANP deram o pontapé inicial na companhia criada por Rodolfo Landim, ex-executivo da EBX

Os três blocos arrematados pela estreante Ouro Preto na 11ª rodada de licitações da ANP deram o pontapé inicial na companhia. Mas não serão os únicos da petroleira, criada pelo engenheiro Rodolfo Landim, seis meses depois de o executivo deixar a EBX, em meio a uma batalha judicial com Eike Batista.

A Ouro Preto quer entrar em novos blocos ainda neste ano, avalia áreas no exterior e já cogita, no futuro, abrir capital e entrar em águas profundas.

"O poder de fogo da companhia é significativamente maior (do que os três blocos arrematados)", disse Landim ao Broadcast, serviço de notícias em tempo real da Agência Estado, na sede da companhia que preside, na Praia de Botafogo, Rio de Janeiro. "Não estamos nos cem metros rasos, somos maratonistas. O negócio é de longo prazo."

A empresa funciona há três anos em escritório com vista para o Pão de Açúcar. Landim passou este período estudando o mercado e esperando pelas oportunidades de investimento para gás e petróleo que surgiram apenas nesta semana. Hoje com 25 funcionários, a estreante pega emprestado o nome da rua onde está instalada, Visconde de Ouro Preto, expressão "ouro negro", usada em referência ao petróleo.

Juntos, os três blocos arrematados no Norte do País demandarão R$ 80 milhões entre pagamento pelas concessões e investimentos mínimos. Um deles, marítimo, tem potencial para petróleo. Outros dois, em terra, para gás. Estão nas bacias de Barreirinhas e Parnaíba, respectivamente, onde já atua o agora rival Eike.

A Ouro Preto tentou arrematar 13 blocos. A disputa de sete deles com a OGX foi um dos momentos quentes do leilão da ANP, o primeiro após cinco anos sem rodadas. A OGX saiu vitoriosa em dois.

Os três arrematados por Landim não fizeram parte dessa disputa. O bloco 251 da bacia de Barreirinhas, por exemplo, ficou com a OGX com lance de R$ 40 milhões. O consórcio da Ouro Preto ofereceu R$ 1,58 milhão.

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Petróleo e gás natural

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

As importações de bens ou mercadorias para a exploração de petróleo e gás natural passarão a ser tributadas pelo Estado do Rio de Janeiro. O governou fluminense cancelou a isenção de ICMS e passará a cobrar o imposto com alíquota de 1,5%. A mudança está na Resolução Sefaz nº 631, e vale até 31 de dezembro de 2016. Para o advogado Marcelo Jabour, diretor da Lex Legis Consultoria Tributária, apesar de ter perdido o benefício, o importador pagará ICMS com uma alíquota que pode ser considerada pequena. Nas demais importações feitas pelo Rio de Janeiro, incide 19% de ICMS. A alteração alcança os bens ou mercadorias destinadas às atividades de pesquisa, exploração ou produção de petróleo e gás natural, de acordo com o Decreto nº 41.142, de 2008. A norma estipulou a isenção de ICMS, e já previa a possibilidade de o governo fluminense cancelar o benefício. A resolução foi publicada na edição de ontem do Diário Oficial do Estado e tem vigência imediata. (Bárbara Mengardo)

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RJ: projeto inédito no mundo produz energia a partir de gás metano do lixo

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

Depois do fechamento do Aterro de Gramacho, a montanha de lixo de 60 metros de altura que seria um problema ambiental terá um fim mais nobre

O lixo vai produzir energia na Baixada Fluminense. Começa a operar em junho um projeto inédito no mundo, que aproveita o gás metano acumulado no antigo aterro sanitário de Gramacho.

Até junho do ano passado Gramacho era o maior aterro de lixo da América Latina. Durante quase 35 anos, Duque de Caxias , na Baixada Fluminense, recebeu milhões de toneladas de resíduos do Rio de Janeiro e dos municípios vizinhos.

O fechamento do aterro deixou para trás uma montanha de lixo de 60 metros de altura. O que à primeira vista parecia ser um gigantesco problema ambiental tem agora um fim bem mais nobre. A decomposição da matéria orgânica acumulada nas profundezas gera metano, um gás combustível, também chamado de biogás.

A partir de junho, o aterro de Gramacho passará a ser oficialmente uma usina de energia. Todo o gás metano do aterro será retirado e transportado por tubulações em direção à estação de tratamento, onde o gás será purificado e bombeado até uma refinaria de petróleo. É o primeiro negócio do gênero no mundo.

São seis quilômetros de extensão de gasoduto, do aterro até a Refinaria Duque de Caxias. O volume de biogás bombeado a cada dia para a Reduc equivale a todo o gás natural consumido diariamente nas residências e estabelecimentos comerciais de todo o estado do Rio.

O contrato prevê o fornecimento de gás por 15 anos. O aterro tem capacidade para gerar 70 milhões de metros cúbicos de biogás por ano, suficiente para abastecer uma frota de 50 mil carros movidos a gás que rodassem 10 mil quilômetros por ano cada um.

“Toda e qualquer cidade poderia ter, a partir do seu aterro, transformando o biogás em gás equivalente ao GNV - eu diria melhor que o GNV, inclusive em termos de características - e abastecer uma parte da frota da cidade”, afirma o presidente da empresa operadora do sistema, Manoel Avelino.

São ao todo 300 pontos de captação espalhados pelo aterro. Em cada um deles, o gás do lixo sai na pressão. “O aproveitamento energético de aterro, do gás que é gerado no seu interior, é um dever que todos temos que assumir e providenciar para que possa ser simplesmente o fornecimento de gás para residências próximas, geração de energia no próprio aterro ou até purificação e uso como no gás veicular”, afirma o assessor da Diretoria Técnica e de Logística da Companhia de Limpeza Urbana do Rio, José Henrique Penido.

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MPX adquire participação de 50% em blocos exploratórios na Bacia do Parnaíba

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

OGX arrematou os blocos na 11ª Rodada de Licitações da ANP. Bônus oferecidos somam R$ 20.000.252,00

A MPX Energia firmou um acordo com a OGX, que tem como objeto a cessão para a MPX de participação de 50% nos blocos exploratórios terrestres PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 E PN-T-114, localizados na Bacia do Parnaíba. Os blocos foram adquiridos pela OGX na 11ª Rodada de Licitações organizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, realizada na última terça-feira, 14 de maio.

A MPX irá adquirir a participação de 50% nos blocos em condições idênticas às ofertadas pela OGX na 11ª Rodada de Licitações da ANP. O valor de aquisição pago pela MPX, assim sendo, será equivalente à metade dos bônus de assinatura e demais compromissos de exploração e desenvolvimento assumidos nas propostas apresentadas pela OGX à ANP. No total, os bônus oferecidos pela OGX somam R$ 20.000.252,00. A cessão, objeto do acordo, será submetida para aprovação da ANP tão logo assinados os contratos de concessão dos blocos.

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Associações se unem em prol do desenvolvimento do mercado de gás no Brasil

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

Entidades propõem novo modelo para formação de preço do insumo e aproveitamento do shale gas

Um documento com diretrizes para o desenvolvimento do mercado de gás no Brasil foi elaborado pelo Fórum das Associações Empresariais Pró-Desenvolvimento do Mercado de Gás Natural, liderado pela Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia, e entregue à Frente Parlamentar Mista Pró-Gás Natural. O texto contém uma proposta concreta de agenda para o gás, dividida em uma série de temas e ações destinadas a configurar diretrizes para uma política nacional, tendo como principal objetivo elevar a competitividade da economia brasileira.

Dentre os temas propostos estão a disponibilidade de gás natural nos leilões de energia elétrica; a fórmula de precificação do gás; a uniformização das regulamentações estaduais; e a retomada das rodadas licitatórias de novos campos de produção. No documento, as entidades de classe que compõe o Fórum mostram que a estrutura de precificação da molécula atrelada ao petróleo vem na contramão da tendência dos demais países produtores, onde ocorre a formação do preço pela competição gás-gás ou pelo seu custo. “Para o Brasil, em especial, essa contradição é relevante, uma vez que o país segue no sentido de significativo aumento da sua produção de gás”, afirma Reginaldo Medeiros, presidente da Abraceel e coordenador do Fórum.

O executivo acabou que voltar dos Estados Unidos, onde cumpriu uma missão oficial com deputados da Frente Parlamentar Mista Pró-Gás Natural , presidida pelo deputado Mendes Thame (PSDB/SP). De acordo com Medeiros, o shale gas ou gás de xisto está propriciando uma verdadeira revolução nos EUA. "Eles estão projetando que em 2030 os EUA vão passar de importador de energia para exportador e isso muda completamente a geopolítica do mundo", comentou o executivo em entrevista à Agência CanalEnergia.

Medeiros explicou que o país é detentor de uma tecnologia nova, que é o fraqueamento da rocha de xisto, que permite a extração do gás a um preço muito barato e competitivo. "A rocha de xisto é abundante no mundo todo. As maiores reservas estão na China, seguida dos Estados Unidos e Argentina. O Brasil tem a nona maior reserva de xisto do mundo", declarou. Ele contou ainda que a entrada do shale gas nos EUA permitiu que o país reduzisse suas emissões de CO₂ em 15% nos últimos cinco anos.

No Brasil, a popularização do gás de xisto é mais complexa, visto que depende de leilões a serem promovidos pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. "Nos EUA, além deles deterem a tecnologia, quem tem a propriedade do solo também tem a propriedade do subsolo, então não precisa de licença do governo para explorar o gás. Aqui, nós dependemos dos leilões, porque a propriedade do subsolo é do Estado", comentou.

Um leilão de gás não convencional, ainda segundo Medeiros, deverá ser realizado pela ANP em outubro e, a partir daí, será avaliado o interesse das empresas e como elas vão se organizar. "É muito importante o governo fazer esse leilão, porque a partir daí, poderemos olhar realmente como é que o mercado vai se comportar, qual vai ser a reação dos investidores, como vão se organizar os consórcios e se haverá interesse de quem detém a tecnologia de participar do certame", apontou. No Brasil, a política para o gás natural é secundária, visto que ele está sempre atrelado ao petróleo. O Fórum das Associações, além da Abraceel, é composto pela Abiape, Anace, Abraget, Apine, Abrace, Abegás, Aspacer, Anfacer, Abvidro, ABGNC, Firjan, Cogen Rio e IBP.

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Fase II da UTE Sepé Tiaraju tem novo cronograma de implantação

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

Aneel aprova alteração e operação comercial da usina, que deveria ter início em outubro de 2012, vai começar em 30 de junho de 2014

A diretoria da Agência Nacional de Energia Elétrica autorizou a alteração do cronograma de implantação da Usina Termelétrica Sepé Tiaraju, localizada no município de Canoas no Rio Grande do Sul. Com a decisão, a data do início da operação comercial da fase II da usina ocorrerá em 30 de junho de 2014.

A usina possuía a previsão de iniciar a operação comercial da fase II em 31 de outubro de 2012. O empreendedor responsável pelo projeto, a Petrobras, enviou solicitação à Aneel de alteração do cronograma. A agência acatou o pedido ao identificar a conveniência e a oportunidade da alteração e a ausência de prejuízo a terceiros.

A usina utiliza gás natural como combustível principal e óleo diesel como combustível alternativo. A usina possui 248,5 MW de potência. A fase I, com 160,5 MW está em operação comercial desde 19 de fevereiro de 2008. Já a fase II, composta por 88 MW deverá entrar em operação em 30 de junho de 2014.

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Paraná tem enorme potencial energético com o gás não-convencional

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

Shale gas já é explorado nos EUA e mudou radicalmente o panorama do setor

O professor da Fundação Dom Cabral, Cláudio Pinho, afirmou durante o Seminário “Gás Natural como Estratégia de Competitividade”, que o estado do Paraná tem grande potencial para diversificação das fontes energéticas: “O Paraná tem uma quantidade grande de gás não convencional (shale gas) abaixo do basalto, o que torna o estado uma potência energética para os próximos anos”. Luciano Pizzatto, diretor-presidente da Companhia Paranaense de Gás – Compagas, concorda com Pinho. “Além do shale gas, temos também um enorme potencial ainda inexplorado de biogás e a Compagas já está monitorando as opções no estado para utilizar o biogás como combustível e também como fonte de energia” comenta Pizzatto.

Nos Estados Unidos, o shale gas já é explorado e mudou radicalmente o panorama energético daquele país, passando de 1% da produção doméstica em 2000 para 35% da produção nacional em 2012, segundo dados da Energy Information Administration dos EUA (EIA/US DoE). Pizzatto esteve recentemente em visitas ao país, onde participou de eventos sobre o tema em Washington e Houston, e confirma a oportunidade para o Paraná neste cenário. “Com a experiência adquirida nesses eventos, podemos afirmar que a revolução energética proporcionada pelo shale gas compara-se à Revolução Industrial do século XIX, pela extrema rapidez que ocorre, inclusive as pessoas nem percebem que essas mudanças estão acontecendo” ressalta o diretor da Compagas.

Pinho relembrou que o estado precisa se preparar para o futuro: “Para que o potencial do gás não-convencional seja explorado é preciso que projetos relacionados à área sejam estruturados. É necessária também uma revisão da política industrial para a cadeia de suprimentos de gás, além de capacitar tanto a mão-de-obra como as universidades para procurar inovações nesse campo”, explica o professor. “Com a busca por novas alternativas de suprimento e com a expansão da rede de distribuição nós estamos preparando o estado do Paraná, com infra-estrutura para o futuro, seguindo as diretrizes do governador Beto Richa de diversificar a matriz energética do Paraná” conclui Pizzatto.

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OGX adquire participação em 13 blocos exploratórios na Margem Equatorial e na Bacia do Parnaíba durante a 11ª Rodada de Licitações

Fri, 17 May 2013 00:00:00 -0300

A OGX anuncia que adquiriu direitos de concessão sobre 7 blocos exploratórios em águas profundas e 2 blocos exploratórios em águas rasas localizados na Margem Equatorial, além de 4 blocos terrestres situados na Bacia do Parnaíba, durante a 11ª Rodada de Licitações organizada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

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Eficiência energética do gás natural é apresentada em evento acadêmico

Wed, 15 May 2013 00:00:00 -0300

Nos últimos dias 8, 9 e 10, com patrocínio da Algás, foi realizada a III Semana do Meio Ambiente da Engenharia Ambiental, promovida pelo PET Engenharia Ambiental, Centro Acadêmico e Colegiado do curso de Engenharia Ambiental e Sanitária da Universidade Federal de Alagoas. O evento foi realizado no auditório da Casa da Indústria Napoleão Barbosa.

Neste ano, a terceira edição da SMAEA teve como tema “Meio Ambiente Como Mercado de Trabalho”. A programação do evento foi composta por palestras e mesas redondas, mediadas e ministradas por professores da UFAL e representantes de empresas alagoanas responsáveis por serviços ligados ao meio ambiente como Algás, Braskem, Casal e ProSiga, além de representantes da Semarh e Alsan.

Com o tema “O Natural do Nosso Gás”, o engenheiro civil da Algás, Jayme Marden, ministrou uma palestra utilizando os conceitos de modernidade, desenvolvimento sustentável, economia e consumo consciente com o objetivo de mostrar a relevância da distribuição do gás natural em Alagoas. “Os atributos intrínsecos do nosso produto e serviço são um grande vetor para o desenvolvimento sustentável do Estado”, afirmou.

Após a palestra, o bate-papo sobre gás natural abordou os casos de sucesso da Companhia nos moldes de geração e cogeração de energia, bem como edifícios que possuem sistema de aquecimento de água misto (solar+gás). Como exemplo, foram citados Palato Farol e Maceió Shopping como modelos de geração; Aeroporto Zumbi dos Palmares, pioneiro no Brasil na utilização do sistema de cogeração e, entre os 15 edifícios que utilizam o sistema de aquecimento de água misto e os outros 15 em construção, foi citado o edifício Palazzo Imperiali.

Fonte de energia limpa e com diversas possibilidades de uso, o gás natural tornou-se um vantajoso diferencial para estabelecimentos comerciais e indústrias pela sua eficiência energética e praticidade, oferecendo versatilidade, comodidade, segurança e economia e potencializando a redução dos custos operacionais.

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Estudo alerta para a estabilização da importação de GNL pelo Brasil

Wed, 15 May 2013 00:00:00 -0300

Um estudo divulgado pela ANP (Agência Nacional do Petróleo) alerta para a tendência da continuidade das importações de GNL (Gás Natural Liquefeito) pelo Brasil, que estariam deixando de ter um caráter conjuntural para se tornarem um suprimento estável.

De acordo com o estudo, o caráter conjuntural tem decorrido em preços mais elevados do que se fossem celebrados contratos de longo de prazo.

No início de 2013, informa a agência, a importação de GNL atingiu o preço de US$ 18 o milhão de BTU (British Termic Unit) no mercado spot (à vista), contra a média de US$ 12,91 o milhão de BTU em 2012. A importação de GNL é feita predominantemente pela estatal Petrobras.

"A aquisição de GNL no mercado spot, em detrimento de contratos de longo prazo, entretanto, é uma alternativa que deixa o país sujeito à volatilidade do preço internacional do energético, o qual tem um forte componente conjuntural e vem sendo cada vez mais afetado pela própria concorrência regional por GNL", alerta o estudo.

Preços
A ANP ressalta que os preços do GNL vêm crescendo nos últimos dois anos e a que a tendência é de alta para os próximos. Em 2010, o preço médio por milhão de BTU foi de US$ 6,94, uma diferença de 86% para o preço praticado em 2012 (US$ 12,91).

No ano passado, o Brasil importou 38 cargas de GNL, o que significou uso de divisas da ordem de US$ 1,5 bilhão, contra US$ 291 milhões em 2011 e US$ 777 milhões em 2010. A maior parte das compras (76,5%) em 2012 teve como origem Qatar, Nigéria e Trinidad & Tobago.

O consumo de gás natural no Brasil cresceu 22% no ano passado, contra um aumento da produção nacional da ordem de 7%, o que obrigou a Petrobras a importar mais GNL para atender o mercado. As importações de GNL, junto com as de gasolina e diesel, têm impactado negativamente o caixa da companhia, que só deverá voltar a ter fluxo positivo em 2015.

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Interior terá oferta maior de Gás Natural Comprimido

Wed, 15 May 2013 00:00:00 -0300

Agora é lei: a oferta de gás natural será aumentada, nas regiões onde não há rede de distribuição canalizada. É o que assegura a lei 6.448/13, publicada no Diário Oficial do Executivo desta terça-feira (14/05). Assinado pelos deputados André Corrêa (PSD), Paulo Ramos (PDT) e Bernardo Rossi (PMDB), o texto autoriza o Poder Executivo a estimular as concessionárias de gás canalizado CEG e CEG- Rio a levar a estes locais o gás natural comprimido (GNC). O objetivo é permitir que municípios que ainda não disponham de oferta de gás natural transportado por gasodutos possam passar a ter, através de gás transportado via caminhões.“É uma medida que incentiva o transporte de gás comprimido, sobretudo para as cidades pequenas, em que não há justificativa econômica de se fazer os gasodutos. Isso beneficia o meio ambiente, porque é um combustível que polui menos, e pode estimular a demanda para alguns setores, para que, no futuro, possa chegar o gás via tubulação”, analisou Corrêa.

A proposição prevê o estímulo à equiparação de preços cobrados para os clientes que não são supridos pelo gás canalizado das concessionárias. “O gás canalizado é bem mais barato que o GNC e, através deste projeto, eles vão se equiparar. Então, irá se tornar viável levar o gás natural para onde a canalização não chega”, salientou Rossi. De acordo com o texto, qualquer cliente, nas respectivas áreas de concessão, que opte por ser suprido por GNC diretamente pelas concessionárias deverá ter tratamento semelhante, dentro de sua classe de clientes, ao de um cliente que esteja ligado diretamente à rede canalizada das concessionárias. O cliente fica livre para decidir por ser suprido diretamente pela respectiva concessionária ou por distribuidor de GNC autorizado pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Para Paulo Ramos, as concessionárias não terão dificuldade de implementar a medida. “A tecnologia para isso já existe. As concessionárias dispõem dos meios e, agora, é pôr em prática”, declarou. A lei define, ainda, que caberá às concessionárias a apresentação de uma proposta para eliminar esta distinção, que, depois, será enviada à Agência Reguladora de Energia e Saneamento Básico (Agenersa) para apreciação.

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Restrição de gás à indústria do Sul só será resolvida no médio prazo

Wed, 15 May 2013 00:00:00 -0300

Tema foi debatido em reunião do Fórum Industrial Sul, em Florianópolis, que reuniu os presidentes das Federações das Indústrias do Paraná, Santa Catarina e Rio Grande do Sul

Empresas que queiram passar a utilizar gás natural ou ampliar seu uso não ouviram perspectivas de soluções de suprimento no curto prazo durante a reunião do Fórum Industrial Sul, realizada na sexta-feira (10/05) para debater as perspectivas para o setor na Federação das Indústrias de Santa Catarina (Fiesc). Presente no evento, o secretário do Ministério de Minas e Energia, Márcio Zimmermann, destacou os esforços de exploração de gás em terra, mas afirmou que a ampliação da oferta do insumo só virá no médio e longo prazo.

O consumo de gás no Sul é de 4,8 milhões de m³ por dia. A indústria é a principal responsável pelo consumo do gás, com 80%. “A atração de novos investimentos para a região Sul está relacionada à disponibilidade de gás. Por isso, precisamos discutir melhorias na infra-estrutura de transporte, estratégias de fornecimento, entrada de novos players e o papel das agências reguladoras”, ressaltou o presidente da Fiesc, Glauco José Côrte, destacando ainda a necessidade de tarifas competitivas.

Posição parecida vem do presidente da Fiergs, Heitor Muller. “Precisamos melhorar a oferta de gás para que não percamos indústrias para outras regiões ou países onde não há problemas de infra-estrutura”, afirmou.

“Um seminário como esse traz uma ampla discussão, com novas informações. Infelizmente elas não são tão boas notícias para a indústria do Sul. Mas é importante a união dos três Estados, especialmente das três federações trabalhando em conjunto, porque se nós formos reivindicar é melhor que seja em três”, disse o presidente da Fiep, Edson Campagnolo.

Segundo Zimmermann, do Ministério de Minas e Energia, os planos de melhoria na oferta de gás à indústria ainda dependem do Planejamento Decenal (PMAT), prometido ainda para o primeiro semestre, e que traz o planejamento para 10 anos. “Hoje nós chegamos ao patamar de setenta milhões de metros cúbicos por dia. Por outro lado, o governo está lançando um plano de ação para que já neste ano tenhamos rodadas de licitação de áreas com perspectivas de gás”, afirmou.

O Brasil não tem grandes reservas de gás provadas hoje. São em torno de 15 trilhões de pés cúbicos, mas com um potencial estimado de avançar trinta vezes isso, chegando a 400, 500 trilhões pés de gás convencional e não convencional, informou Zimmerman. “Há um esforço muito grande do governo de licitar estas áreas que tem potencial. Em outubro nós vamos ter a primeira grande rodada de licitação de gás em terra”, afirmou.

O gerente geral de mercado da Petrobras, Carlos Augusto Pereira, também destacou a tendência de exploração de gás em terra no território nacional, mas ressaltou, por outro lado, que o Brasil está investindo na Bolívia e buscando a garantia do cumprimento dos contratos.

Já o ex-secretário do Ministério de Minas e Energia, Benedito Carraro, questionou a falta de perspectivas de curto prazo para melhorar a oferta de gás. “Resta à indústria a busca de alternativas”, disse.

Também participaram do evento o diretor presidente da SCGás, Cósme Polêse, o presidente da Sulgás, Roberto da Silva Tejadas, o gerente de planejamento da Compagas, Paulo Rogério Scholl, e o gerente comercial da Chemtech, Rafael Teixeira da Silva Ribeiro.

Fonte: Assessoria de Imprensa do Sistema Fiesc

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Gás caro muda planos da indústria química

Wed, 15 May 2013 00:00:00 -0300

O maior volume de investimentos paralisados no Brasil por conta do custo do gás está nos setores de química e petroquímica. Em 2010, a Abiquim, entidade representante da indústria química, estimou em estudo que a demanda anual por produtos químicos cresceria de US$ 145 bilhões, naquele ano, para US$ 260 bilhões, em 2020. Isso justificaria US$ 167 bilhões em investimentos, caso a demanda fosse atendida por produção nacional.

Três anos depois, já é possível dizer que a previsão não está se concretizando. Os investimentos na indústria química atualmente estão entre US$ 4 bilhões e US$ 5 bilhões ao ano, muito aquém dos US$ 16 bilhões a US$ 17 bilhões anuais projetados para atender a demanda no estudo de 2010. "Caso a indústria nacional não consiga atender à demanda, o que deve ocorrer é a explosão da importação", disse a diretora de Economia e Estatística da Abiquim, Fátima Giovanna Coviello Ferreira.

Segundo ela, "infelizmente", a perspectiva de preços baixos em gás nos Estados Unidos começa a atrapalhar investimentos, num processo que já vinha ocorrendo por causa da falta de competitividade do Brasil. No ano passado, o setor registrou déficit comercial de US$ 28 bilhões, de acordo com dados da Abiquim. Em 2005, foi de US$ 7,9 bilhões.

A Braskem adiou para 2014 a decisão de entrar ou não no complexo petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) em associação com a Petrobrás, um investimento não divulgado, mas que certamente exigirá alguns bilhões de dólares. A presidente da Petrobrás, Graça Foster, já afirmou que está preocupada com os efeitos da competição com o gás americano no setor petroquímico.

Enquanto isso, a Braskem anunciou em dezembro do ano passado um investimento de US$ 3,2 bilhões em uma fábrica de etileno no México a ser inaugurada em 2015. O projeto receberá empréstimos de US$ 623 milhões do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e tem a expectativa de criar 9 mil empregos locais. A página da companhia anuncia o empreendimento como o mais moderno das Américas.

Fontes da área petroquímica da Petrobrás não acreditam que a Braskem entre no Comperj sem ajuda do governo, inclusive para baixar o preço do gás. Atualmente, a rentabilidade do negócio medida pelo método do valor presente líquido (VPL) está negativa. Portanto, do jeito que está, a Braskem dificilmente participará do Comperj.

A Dow e a Mitsui informaram que vão postergar a segunda fase de sua joint-venture na Santa Vitória Açúcar e Álcool S.A., uma unidade de produção planejada para a fabricação de biopolímeros a partir da cana-de-açúcar, na cidade de Santa Vitória, em Minas Gerais. Segundo uma fonte do setor, o investimento seria de US$ 1 bilhão. A Dow decidiu investir no desenvolvimento de gás de xisto em diferentes regiões, por entender ser "uma oportunidade muito atrativa de negócio".

"A decisão de adiar a segunda fase da joint-venture é movida principalmente por um aumento dos custos de projeto, construção e operação das instalações, assim como pelas incertezas em torno da legislação de propriedade de terra no Brasil", disse a empresa, em nota.A Unigel, que atua em fertilizantes, plásticos e embalagens, teria parado a unidade de São José dos Campos (SP), concentrando a produção na fábrica do Guarujá.

Produtos

A Abiquim está elaborando estudo sobre em quais produtos químicos a importação pode ter maior impacto sobre a indústria nacional. O tamanho da ameaça do aumento de competitividade da indústria dos Estados Unidos já pode ser verificada na fabricação de eteno. Segundo Fátima, nos próximos três anos estima-se uma ampliação da capacidade instalada norte-americana em 11 milhões de toneladas por ano - atualmente, está em cerca de 27 milhões de toneladas/ano. Hoje, a capacidade de produção de eteno no Brasil é de 4 milhões de toneladas/ano.

Ainda assim, a Abiquim trabalha com uma perspectiva muito mais sombria. Com os EUA independentes energeticamente, pode haver uma retomada da indústria de transformação norte-americana por causa do gás mais barato, o que alteraria completamente a organização das cadeias globais de produção. "Nosso medo maior é o Brasil importar produto acabado", disse Fátima. Nesse caso, a indústria química brasileira perderia a demanda.

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