16 setembro 2020

A Engie Brasil, ligada à francesa GDF, investe pesado no país, não apenas no setor de O&G (onde em junho/20 arrematou 90% do sistema de gasodutos TAG, uma compra de US$ 8 bilhões), mas também, com igual ímpeto, em fontes renováveis de energia. Em recente nota à imprensa, a Engie relata a grande performance da fonte eólica no Nordeste em agosto/20, com recordes de geração - 9.049 MW médios em 06/08, mais de 90% da demanda nordestina - e destaca um dos parques da empresa, o Complexo de Umburanas, na Bahia, que chegou ao surpreendente fator de capacidade de 94% no mesmo dia, e a 78,6% na média mensal ( a média mundial não passa de 30%). A Engie hoje opera 945,7 MW de eólicas na região, e atingirá 1,3 GW em breve.
Apesar das restrições sanitárias que afetam as obras em andamento, prossegue dentro do cronograma o projeto Azulão-Jaguatirica II,da Eneva, que compreende a produção de GNL no campo de Azulão, na bacia do Amazonas, seu transporte em caminhões criogênicos por mil km, e consumo em uma térmica em Boavista,RO. Enquanto em Azulão os trabalhos são nos poços produtores de gás, UPGN e unidade de liquefação e armazenagem do GNL, em Roraima prossegue a construção civil do prédio da térmica e demais edificações, e em breve inicia-se a montagem das três turbinas (duas a gás e uma a vapor) e dos geradores, já entregues, e das caldeiras e demais equipamentos, que chegam ainda em setembro/20. A previsão é de operação no segundo semestre de 2021, quando a UTE deverá suprir 70% do consumo do Estado.
No Boletim Mensal de Produção de Petróleo e Gás Natural, referente a julho/20, a ANP destaca a performance do campo de Lula, no pré-sal da bacia de Santos (que terá seu nome alterado), o maior do Brasil e um dos maiores do mundo. Com os 988 milhões de b/d de petróleo e 43,2 milhões de m³/d de gás natural extraídos na média do mês, Lula acumula, desde o início de sua operação, em 29/12 /2010, nada menos que 2,028 bilhões de boe, valor superado apenas pelo campo de Marlim, na bacia de Campos - mas em periodo de 19 anos. No total da produção nacional em julho/20, a ANP assinala novos recordes, como os 3,898 milhões de boed, sendo 3,078 milhões de b/d de petróleo ( aumento anual de 10,9%), e 130 milhões de m³/dia de gás (mais 5% que em julho/19). Note-se que estes números foram alcançados mesmo com a paralização temporária de 33 campos, face às restrições da Covid-19.
A energia solar fotovoltaica já é conhecida desde o final do século passado, mas sua aplicação na geração elétrica tomou vulto a partir de 2010, com a produção de placas fotovoltaicas cada vez mais eficientes e baratas. Em relatório divulgado em 01/09/20, a BNEF (Bloomberg New Energy Finance) mostra a extraordinária evolução da fonte em todo o mundo - em 2019, foram adicionados 118 GW de potência instalada solar à matriz elétrica mundial, grandes centrais geradoras ou pequenas instalações domiciliares, que responderam por 45% da expansão da matriz no período, contra 25% de fontes fósseis. Com este crescimento, a solar era em final de 2019 a quarta maior fonte do mundo em capacidade instalada (651 GW), embora ainda distante das três maiores, o carvão ( 2.089 GW), o gás natural (1.812 GW) e a hidráulica (1.160 GW) - mas já havia ultrapassado a concorrente, a eólica (644 GW).
Com a produção de O&G do pré-sal brasileiro aproximando-se de 2,5 milhões de boed, com quase 2 milhões de b/d de petróleo, o sistema produtivo chega a uma escala dificilmente imaginável há poucos anos atrás. Uma das operações que atinge dimensões surpreendentes é o escoamento do petróleo extraído, feito por navios-tanque que se aproximam das plataformas, o chamado offloading - a frota atual, de 21 navios, capazes de realizar 1.800 offloadings por ano, já não é suficiente. Assim, quatro novos barcos foram contratados na Coréia do Sul, e o segundo deles, um Suezmax de 1 milhão de barris de capacidade, já opera no campo de Búzios - os demais deverão ser entregues ainda em 2020. Com a produção e a exportação em alta, mais três navios estão sendo encomendados, e são esperados para 2022.
A prolongada quarentena que vem afetando as atividades econômicas não parece ter atingido as distribuidoras de gás natural - a grande maioria delas tem tido vendas estáveis ou crescentes, embora com alterações sensíveis entre os sete segmentos em que se divide o mercado. Este é o caso da catarinense SCGás, que registrou em agosto/20 seu melhor volume de vendas (média de 2,027 mil m³/dia), um aumento de 1,26% sobre agosto/19, e de 6,28% em relação ao mês anterior. Destaques para o segmento industrial, que responde por 80% do total, cujos 300 clientes consumiram +7,08% que em julho/20, e o automotivo (GNV), mais 2,70 % em um mês.
Há uma década, o gás natural boliviano parecia realmente ser o vetor capaz de reduzir o descompasso econômico e social do país - disputado pelo Brasil e Argentina, o gás também contribuia para o desenvolvimento local. Hoje, o panorama é outro - face a investimento insuficiente, a produção recuou (45 milhões de m³/dia, quando já foi de cerca de 60 milhões), e os vizinhos demostram interesse menor nas exportações. No Brasil, o aumento da produção e da importação de GNL (com forte queda do preço internacional) provocaram a redução pela metade na vazão do GasBol, enquanto a Argentina, ainda dependente das importações, acelera a produção em Vaca Muerta, e prepara-se para dispensar em poucos anos grande parte do que hoje importa. Um clima de incerteza obscurece o futuro do gás boliviano (em espanhol).
Os hidratos de metano, moléculas de metano contidas em minúsculos envólucros de gelo, muito abundantes em sedimentos submarinos próximos à plataforma continental, e também sob o permafrost das regiões polares, constituem a maior reserva de hidrocarbonetos do mundo, superando com folga a soma de todos os demais combustíveis fósseis. Entretanto, sua utilização não tem avançado, pelas dificuldades técnicas que apresenta, em especial a instabilidade das formações - entre as várias tentativas já feitas e descontinuadas, uma que prossegue é a do Mar do Japáo, que ainda está longe de uma possível viabilização comercial. Anuncia-se agora uma parceria entre os japoneses e o US Energy Department, visando o desenvolvimento de jazidas no permafrost do Alasca e a produção de gás natural, dentro do esforço anunciado pelo governo do Japão de ter uma matriz energética mais limpa (em inglês).

29 agosto 2020

Novos investimentos da Golar Power no país continuam em ritmo acelerado, dentro do objetivo da empresa de oferecer operações integrais de GNL. Em S.Paulo, em parceria com a brasileira ZEG Biogás, será implantado um sistema de distribuição de GNL a partir de plantas de biogás/biometano, a primeira das quais será a do aterro sanitário Central de Tratamento de Resíduos Leste, que produz cerca de 30 mil m³/dia de biometano, mas pode chegar a 90 mil quando ampliada. Uma vez liquefeito, o bio/GNL ( ou Gás-Bio) será distribuído por todo o Estado em caminhões especializados . O projeto é ambicioso - pretende até 2023 distribuir 1 milhão de m³/dia, operando várias plantas de bio/GNL usando rejeitos orgânicos da agricultura paulista, especialmente proveniemtes da cana de açúcar.
Sendo quase totalmente associado ao petróleo, o gás natural do offshore brasileiro é extraído em conjunto com o óleo, e por não ter escoamento suficiente, é em grande parte reinjetado nos poços. Com a expansão da produção, especialmente do pré-sal, a reinjeção cresceu fortemente, passando de 27,6 milhões de m³/dia para 52,7 milhões nos últimos quatro anos, volume que corresponde a 42% da produção do país - o que, além dos custos da operação, resulta na perda definitiva de parte deste gás (até 30%). Assim, é com ansiedade que se espera pelas mudanças que o PL 6407, de 2013 trará a esta situação, ao garantir o acesso de terceiros aos gasodutos de escoamento, aumentando em pelo menos 15% a atual oferta de gás ao mercado, e reduzindo de forma significativa os custos para o consumidor - especialmente indústrias como vidro, fertilizantes, siderurgia, química e petroquímica.
O pré-sal brasileiro, além de petróleo e gás natural, produz também as melhores notícias dos últimos meses, tão carentes delas. Segundo informações da ANP, em julho/20, do total de 3,898 milhões de boed obtidos em todo o país, o pré-sal respondeu por 2,738 milhões, ligeiramente acima de 70%. Seus campos continuam em trajetória ascendente de extração, com o de Lula ainda na liderança - produziu no mês, em média, 987 milhões b/d de petróleo e 43,5 milhões de m³/dia de gás natural, mas deverá em breve ser superado por Búzios, considerado o maior campo em águas profundas do mundo. Este campo, arrematado em dezembro/19 pela Petrobras e sócios chineses, já tem o FPSO mais produtivo do país - a P-76, com apenas quatro poços, extraiu em julho/20 a média de 168,7 mil b/d de petróleo, mais do que a soma de todos os 6.326 poços terrestres do país.
A norueguesa Equinor, antiga Statoil, tem o Brasil como um dos seus pontos focais - recentes cortes em investimentos em vários países não incluíram os brasileiros, tanto em O&G quanto em energia renovável. Através de sua controlada Equinor Brasil, a empresa acaba de solicitar licença para construção de dois parques eólicos no nosso offshore, cada um de 2 GW, no litoral do Rio de Janeiro e do Espírito Santo - os primeiros do país. A cerca de 20 km da costa, em águas de 15 a 35 m, 320 aerogeradores terão sua energia levada por cabos a Campos,RJ e Itapemirim,ES. A Equinor, que já opera vários complexos eólicos offshore em outros países, pretende expandir-se rápido no litoral brasileiro, que estudos recentes indicam ter potencial de 1,3 TW (terawatts) na zona entre zero e 100 m de profundidade
A UTE Porto de Sergipe I, inaugurada oficialmente em 17/08/20 (já operava comercialmente desde março/20), com capacidade instalada de 1.551 MW, é a maior térmica a gás natural do país, atendendo quando a plena carga a 15% da demanda elétrica do Nordeste. Um empreendimento da Celse - Centrais Elétricas de Sergipe, empresa controlada pela pernambucana Ebrasil e pela norueguesa Golar, o complexo é constituído pela usina, com três turbinas a gás e uma a vapor da GE em ciclo combinado, um terminal marítimo de armazenagem e regaseificação de GNL (um FSRU, para 21 milhões de m³/dia), 6,5 km de gasoduto submarino e 33 km de linha de transmissão até uma subestação terrestre e conexão à rede do SIM. O gás disponível após o suprimento da usina será distribuido pela Golar, em veículos especializados, um início dos chamados corredores verdes, estradas com postos de abastecimento de gás. O GNL importado poderá no futuro ser substituido pelo gás natural do offshore sergipano, onde grandes reservas já foram confirmadas.
A geração de energia a partir de fontes renováveis (solar, eólica, biomassa) é um dos setores da economia brasileira menos afetados pela pandemia - na realidade, todas cresceram na comparação anual. A geração solar, segundo dados da Aneel e da consultoria Greener, teve redução na importação de módulos fotovoltaicos no segundo trimestre de 2020 (877 MW) em relação ao primeiro trimestre (1.614 MW), mas na comparação com os seis primeiros meses de 2019, houve aumento de 92%. O mesmo ocorreu com a importação de inversores, que teve um ganho anual ainda maior, 128%. Alavancados pela significativa redução de custos do mercado livre, os grandes consumidores de energia se voltaram para os parques solares, enquanto os usuários residenciais ativaram suas instalações face à queda de custos, eficiência crescente e facilidades de financiamento.
Assim como não houve o peak oil - momento de máxima produção mundial de petróleo, quando o preço de extração exceder a capacidade aquisitiva dos consumidores, ou ainda no ponto em que o volume consumido superar as novas descobertas (oil depletion) - também, com toda probabilidade, não haverá um peak gas. Em todo o mundo, novas reservas de gás natural ditas tradicionais são encontradas, o shale gas está ainda em estágio inicial, sem falar dos hidratos de metano, acumulados no fundo dos oceanos e virtualmente inesgotáveis. Neste contexto, mais uma descoberta é anunciada - no oeste do Mar Negro, a Turquia encontrou reservas de, no mínimo, 320 bilhões de m³, capazes de atender por vários anos ao consumo do país, hoje suprido por importação dos vizinhos Rússia, Azerbaijão e Irã. Sem dúvida, estamos longe de qualquer restrição à oferta de gás.
A finlandesa Wärtsila tem uma história de 186 anos, faturamento de 5 bilhões de euros (2019), e quase 20 mil colaboradores - é um dos principais fabricantes mundiais de motores, e lider em grandes unidades marítimas acionadas a GNL, o combustível que garante o nível de emissões hoje exigido. No Brasil desde 1990, a Wärtsila está solidamente estabelecida como fornecedora e construtora de termelétricas, 31 delas em operação, totalizando 2,6 GW de potência instalada. Nos últimos tempos, a empresa tem realizado no país a conversão de motores a óleo para uso de gás natural - mais de cem unidades já foram modificadas, cerca de 1,2 GW. O mais recente contrato é com a Companhia Energética Manauara, onde cinco motores serão convertidos, com ganho de eficiência, custo operacional e redução drástica de emissões.

14 agosto 2020

A Golar Power Brasil, controlada pela norueguesa Golar LNG, continua sua sequência de investimentos no país, desta vez visando a execução da primeira operação integral de GNL (fornecimento, regaseificação e distribuição). Em 30/07/20, a empresa assinou contrato com a pernambucana Copergás para a implantação de uma rede estruturante de gasodutos em Petrolina, a 750 km de Recife, um forte avanço na interiorização do gás natural. O projeto inclui um terminal no complexo do Suape, onde operará um navio com capacidade de armazenar 135 mil m³ de GNL, que alimentará iso-conteineres montados sobre caminhões. Em Petrolina, teremos uma unidade de regaseificação do GNL, e 40 km de dutos que levarão o gás natural aos consumidores, indústrias, comércios, postos de GNV e residências. O conjunto tem previsão de funcionamento na primeiro trimestre de 2021.
O Campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, já vem sendo operado pela Petrobras desde abril/18, mas ganhou destaque em novembro/19, quando houve o leilão dos excedentes da cessão onerosa - na ocasião, pareceu a muitos como excessivo o preço de R$ 61,4 bilhões, pago pela Petrobras (90%) e as chinesas CNOOC (5%) e CNODC (5%). Foi uma boa compra - trata-se do maior campo em águas profundas do mundo, ocupando uma área de 852 km² (duas vezes a baía da Guanabara), com reservatórios de até 480 m de espessura e reservas estimadas em 10 bilhões de barris. Hoje com quatro plataformas, 45 poços e 550 km de dutos em operação, Búzios já produz cerca de 20 % do total obtido pela estatal, e chegará a 2 milhões de boed quando plenamente desenvolvido. A produtividade é inigualável - poços com 60 mil b/d - e qualidade que torna seu petróleo o preferido do mercado internacional.
A geração elétrica de fonte eólica acelerou sua participação na matriz elétrica brasileira. No final do primeiro trimestre de 2020 já se aproximava de 10% (16,2 GW em 172 GW da matriz), e neste início de agosto/20 já ultrapassou a marca. Segundo a Aneel, em julho/20 a fonte representou nada menos que 84% da capacidade das novas usinas liberadas para operação comercial. No ano, já são 3,1 GW incorporados à matriz, em doze Estados do país. Ainda segundo a Aneel, há 52 parques eólicos em regime de testes, e 36% das usinas em construção no momento têm o vento como fonte. Em grande parte do nosso território, e também no offshore, o potencial eólico surpreende pela intensidade e constância, e pelos consequentes preços baixos da energia que pode ser gerada.
O Terminal de Regaseificação de GNL da Bahia (TRBA), localizado na baía de Todos os Santos, iniciou operações em 2014, e hoje tem capacidade para regaseificar 20 milhões de m³/dia. Consiste em uma unidade flutuante de armazenagem e regaseificação de GNL (FSRU) atracada a um porto-ilha que, do lado oposto; recebe os navios carregados de GNL. O TRBA inclui ainda 45 km de um gasoduto de 28 pol, que o liga a duas estações de recebimemto em terra. Dentro do programa de pluralização dos agentes do mercado de gás natural, a Petrobras publicou em 03/08/20 um edital para o arrendamento do terminal (não inclui o FSRU), e espera propostas de dez empresas previamente qualificadas. Entre elas estão as brasileiras Bahiagás e Compass, do grupo Cosan, e players internacionais do mercado de GNL, como Golar, Shell, Total e Repsol.
O Amazonas talvez seja o Estado brasileiro que oferece as maiores dificuldades para a implantação de uma rede de distribuição de gás natural - muitos ainda se lembram dos imensos obstáculos que a floresta apresentou aos construtores do gasoduto Urucu-Coari-Manáus. Não obstante, a distribuidora local, a Cigás, criada em 2010, tem apresentado progressos consideráveis, especialmente nos últimos anos - mais de R$ 500 milhões foram investidos, inicialmente na ligação do gasoduto a sete termelétricas em Manaus, que antes operavam a óleo, e em seguida conectando 56 fábricas, 132 comércios e mais de 3 mil residências a seus 170 km de rede. Já há gás natural em cinco outros municípios, e a expectativa é de forte expansão em futuro próximo, com a recente aquisição do gasoduto pela Engie Brasil, e pela provável privatização do polo de Urucu, na bacia do Solimões, o maior produtor terrestre de gás do país, já em fase vinculante do processo de alienação.
No Porto do Açu, no Nordeste do Estado do Rio de Janeiro, um grande empreendimento de gás natural vem sendo construído pela Prumo, do grupo americano EIG, em sociedade com a Siemens e a BP - um hub de gás, que terá quando completo 6,4 GW de geração elétrica, alimentados por GNL importado ou gás vindo do offshore brasileiro. Haverá também unidades de tratamento (UPGNs) e armazenamento do gás a ser consumido em indústrias locais ou injetado na rede de distribuição. Do conjunto, a primeira UTE, a GNA I, de 1,3 GW, deve operar no primeiro trimestre de 2021. Neste início de agosto/20, foi anunciada a aquisição de 33% do empreendimento pela chinesa SPIC, já com experiência no Brasil, uma parceira capaz de assegurar um bom andamento ao projeto, estimado em US$ 5 bilhões.
Como temos seguidamente noticiado, o Brasil tem um elevado potencial para produção de biogás, avaliado em 230 milhões de m³/dia pela ABiogás, face ao volume de rejeitos orgânicos de sua agricultura, pecuária e centros urbanos - dos quais menos de 2% foram utilizados nas 521 plantas em operação em 2019. Neste potencial, capaz de produzir quase o dobro da atual extração de gás natural, está apenas parcialmente computada a biomassa disponível na Amazônia, qualificada como gigantesca pelo presidente da ABiogás. Gerado em regiões de difícil acesso, o biogás/biometano poderia suprir as necessidades locais de energia elétrica, e ainda ser consumido em pequenas indústrias, comércios e residências com as mesmas vantagens econômicas e ambientais do gás natural. Uma contribuição efetiva para a bioeconomia da Amazônia, uma das mais questões mais discutidas do momento.
A EIA - US Energy Information Administration, orgão do Governo americano e uma das mais respeitadas instituições de estudo do mercado de O&G, publicou nestes dias seu Short Term Energy Outlook (STEO), referente a agosto/20. Observando os estoques de petróleo, que haviam crescido ao ritmo de 6,4 milhões de barris por dia (mb/d) na média do primeiro semestre, a EIA constatou na segunda metade do ano um expressivo crescimento das retiradas, o que leva à projeção de uma redução destes estoques em 4,1 mb/d na média do periodo. Em consequência, a Agência prevê agora o preço médio do petróleo Brent de US$ 41/barril em 2020, e de US$ 50 no próximo ano, com o consumo mundial, hoje em 93,1 mb/d, volltando ao nível pré pandemia de 100 mb/d em 2021. Boa notícia para nós, recém admitidos no ranking dos dez maiores produtores do combustível, e já nos posicionando em boa colocação entre os grandes exportadores (em inglês).

01 agosto 2020

Um dos mais interessantes projetos em execução no país na área de energia é o Azulão-Jaguatirica II, da Eneva, que se propõe a construir uma UTE em Boavista, Roraima, acionada por gás natural vindo em caminhões especializados do campo de Azulão, na bacia do rio Amazonas, a mil km de distância - um investimento de R$ 1,9 bilhões, hoje com 800 colaboradores atuando nas duas frentes. Em Azulão, com o próximo término das obras civís, estão em execução os três poços produtores de gás, a UPGN, a unidade de liquefaçao e o armazenamento de GNL. Em Boavista, além das obras civis, serão instalados 48 isotanques para estocagem do GNL, e aguarda-se a chegada das turbinas a gás e a vapor para a montagem do ciclo combinado. 31 carretas criogênicas estão prontas no Paraná, e em breve seguirão para o Amazonas.
É notável o ritmo de expansão da fonte solar no Brasil, tanto na geração centralizada quanto na distribuida. Segundo informou em 13/07/20 a Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica, a capacidade instalada do setor segue crescendo, ignorando a crise econômica atual (como já havia acontecido em 2015/6), e chega no momento a 6 GW, ou 3,5% da nossa matriz elétrica. São 2,9 GW em geração centralizada e 3,1 GW em distribuida, operando com custo abaixo de US$21/MWh, tornando-se a fonte mais competitiva entre as renováveis. Ainda segundo a Absolar, já há investimentos de R$ 28,5 bilhões contratados para os próximos quatro anos em grandes centrais, incentivados pelas vantagens que o mercado livre (ACL) traz aos consumidores intensivos de energia, e facilidade de instalação e eficiência cada vez maiores para os pequenos produtores residenciais e comerciais.
A Petrobras não é mais a única fornecedora de gás natural da Bahiagás - a Alvopetro está entregando à distribuidora baiana gás proveniente de campos terrestres do Recôncavo. A partir de contrato assinado em 2018, a Alvopetro está desde início de julho/20 trazendo 320 mil m³/dia de gás natural desde o município de Dias D'Ávila, onde estão os campos produtores, até Mata de S.João, distante 15 km, onde a Bahiagás recebe o produto em uma estação de transmissão de custódia (ETC). Além do gasoduto interligando os municípios, a Alvopetro construiu junto aos campos uma UPGN, a primeira unidade privada de tratamento de gás do país, totalizando investimentos de R$ 24 milhões no sistema.. O volume a ser entregue aumentará em breve para 500 mil m³/dia, como diz o contrato, e tem condições de, no futuro, chegar a 2 milhões de m³/dia, parte substancial das vendas da Bahiagás
A norueguesa Golar LNG, um dos maiores operadores mundiais do mercado de GNL (transporte, liquefação, regaseificação, distribuição), através de sua controlada Golar Power (sediada em Londres, uma associação com o fundo Stonepeak), vem se tornando um grande investidor no Brasil, mesmo nestes tempos de retração econômica. Além das unidades flutuantes de regaseificação (FRSUs) alugadas à Petrobras, a Golar já opera uma unidade semelhante junto à UTE Porto de Sergipe, tem contrato para outra no Suape, em Pernambuco, e poderá ainda ter mais uma no Pará - e nestas locações, a empresa irá comercializar o gás excedente (após suprir as UTEs) por via rodoviária ou cabotagem. Para alimentar seus diversos pontos de consumo e venda a terceiros, a Golar obteve em 13/07/20 a autorização do MME para importação de até 11 milhões de m³/dia de GNL de vários países, inclusive Argentina, durante três anos, ampliando ainda mais o escopo de suas atividades no Brasil.
Como nossos leitores estão informados, em junho/20 a Petrobras vendeu 90% da TAG-Transportadora Associada de Gás, para a Engie Brasil e sua controladora francesa GDF (que ficaram com 65%), em parceria com o fundo canadense CDPQ (35%), por valor acima de US$ 8 bilhões. Agora, dentro do objetivo de concentrar-se nas atividades principais, a estatal cedeu os 10% que ainda mantinha para o mesmo grupo, por R$ 1 bilhão. A TAG tem a maior infraestrutura de gasodutos do país, cerca de 4.500 km, ao longo do litoral do Sudeste e do Nordeste, além do duto Urucu-Coari-Manaus. A capacidade de transporte está totalmente contratada com a própria Petrobras por prazo de 11anos, e vem sendo, no dizer da Engie, uma operação bem sucedida.
Ao divulgar os resultados do segundo trimestre de 2020 (2T20), a Petrobras mostrou um bom desempenho operacional, apesar da queda nos preços do petróleo e da retração da demanda por derivados, consequências da Covid-19. Sua produção de O&P no período, com média de 2,802 milhões de boed, superou em 6,4% a de 2T19, embora tenha caído 3,7% em relação ao trimestre anterior. Um destaque do 2T20 foram as exportações - graças à qualidade do petróleo do pré-sal (em especial seu baixo teor de enxofre), mas também às iniciativas bem sucedidas na área comercial, o volume exportado foi recorde, chegando a 1 milhão de b/d. e a venda externa de derivados superou em 22% a do primeiro trimestre do ano.
O campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, está a 180 km do litoral, a 5 mil m de profundidade, tem área de 850 km² e reservatórios de 480m de espessura - o maior campo de O&G em águas profundas do mundo. Objeto de aquisição milionária ( R$ 61,4 bilhões) feita em final de 2019 pela Petrobras (90%), em parceria com as chinesas CNOOC (5%) e CNODC (5%), o campo já opera com quatro FPSOs, produzindo em julho deste ano 844 mil boed, 20% do total obtido pela estatal. Novas plataformas entrarão em operação para o completo desenvolvimento do campo, que deverá chegar a 2 milhões de boed - neste sentido, em 23/07/20 a Petrobras anunciou o ínicio do processo de contratação de mais três FPSOs, dois dos quais poderão ser feitos em estaleiros brasileiros. Um grande passo, pois há oito anos não havia encomendas de plataformas no país.
Com a Covid-19, a demanda por energia elétrica na Europa caiu em cerca de 7% no primeiro semestre deste ano. Entretanto, em um movimento que terá repercussão além do final da pandemia, a redução pesou apenas sobre a geração a partir de fontes fósseis, chegando a 18%, enquanto houve crescimento das fontes renováveis (hidráulica, solar e eólica), surpreendentes 11% no período - elas agora representam 40% da matriz elétrica europeia, contra 34% das fontes fósseis. Com este novo panorama, segundo o grupo ambientalista britânico Ember, as emissões de CO² no continente caíram 23% no semestre - uma esperança de que nosso futuro ambiental seja menos nebuloso (em inglês).

23 julho 2020

Na bacia do rio Solimões, no Amazonas, estão os maiores campos terrestres de gás natural do país, descobertos na década de oitenta - uma área de mais de 700 mil km². A região produz hoje acima de 11 milhões de m³/dia, metade dos quais são reinjetados, por falta de capacidade de escoamento do gasoduto Urucu-Coari-Manaus (5,5 milhões de m³/dia) e por consumo ainda restrito ao longo do percurso e na capital amazonense. Acelerando sua concentração em áreas de alta rentabilidade, como o pré-sal, a Petrobras está iniciando processo para a alienação dos ativos da bacia do Solimões, constituídos por sete campos produtores, infraestrutura de tratamento (UPGNs) e apoio operacional, conforme comunicação feita em 26/06/20. A empresa cita como exemplo bem sucedido a privatização do campo de Azulão, na bacia do rio Amazonas, arrematado pela Eneva e hoje em pleno desenvolvimento.
O ritmo de ampliação da capacidade instalada de geração eólica e solar no Brasil tem surpreendido, mesmo considerando o baixo custo da energia produzida e vantagens ambientais - segundo a Aneel, cada uma destas fontes representou 18% do total agregado no primeiro semestre de 2020. A principal razão é o mercado livre (ACL, Access Control List, ou Ambiente de Contratação Livre), que atrai principalmente empresas consumidoras intensivas de energia, fortemente favorecidas pelo menor custo de geração eólica e solar. Neste mercado em alta, um bom exemplo é a Casa dos Ventos, um dos maiores construtores e operadores eólicos do país, com mais de 1,1 GW em parques já em funcionamento, com clientes como Vale, Vulcabrás e Tivit, e mais 1,5 GW em várias fases de execução - e que acaba de assinar mais um contrato para 95 MW com a mineradora Anglo American
Com a redução do consumo mundial de petróleo, causada pelas restrições às atividades econômicas decorrentes da Covid-19, e a consequente queda nos preços do combustível, houve cortes na produção e nos investimentos de quase todas as empresas produtoras, principalmente nas de grande porte internacional. Neste contexto, ganha destaque a recente declaração da vice-presidente da controlada brasileira da Equinor (antiga Statoil), que afirmou a manutenção do plano de investimentos no país, de US$ 15 bilhões, mesmo diante da perspectiva de preços baixos por longo tempo. Em especial, será mantido o ritmo do Projeto Bacalhau, no antigo campo Carcará, no pré-sal da bacia de Santos, onde operará o maior FPSO do offshore brasileiro, da japonesa Modec, capaz de produzir 220 mil barris de petróleo e 15 milhões de m³ de gás natural diariamente. No Projeto Bacalhau, o maior da Equinor fora da Noruega, a empresa tem a ExxonMobil e a Petrogal como parceiras.
O Estado do Rio de Janeiro tem forte presença no setor de O&G brasileiro - segundo a ANP, é de longe o maior produtor estadual de petróleo (69% do total) e de gás natural (48%), tem os principais laboratórios e instalações da Petrobras e demais grandes empresas, e lidera o consumo de gás no segmento automotivo (GNV). A relevância do Estado do Rio poderá acentuar-se ainda mais, atraindo investimentos de até R$ 45 bilhões, segundo estudo recentemente divulgado pela Firjan - indústrias de fertilizantes nitrogenados (em que o gás natural é matéria prima), cerâmica, vidro e siderurgia são algumas das potenciais consumidoras do gás do offshore fluminense, hoje em grande parte reinjetado. Entretanto, para que isto ocorra, diz a Firjan, é essencial a aprovação no Congresso do marco regulatório do setor (PL 6.407), e a definição das regras do mercado livre de gás, hoje em tramitação na agência reguladora do Estado.
Dentro do programa de desinvestimento de ativos não ligados à atividade principal, a Petrobras vem acelerando a venda de sua participação em unidades de geração elétrica, começando pelas de menor potência ou uso de combustíveis mais poluentes. Assim, já tendo iniciado em maio/20 o processo de alienação de quatro térmicas a óleo, totalizando 578 MW, a empresa agora anuncia a venda de sua parte em mais seis usinas, cuja capacidade instalada soma 682 MW. Duas delas, a óleo combustível, estão em Pernambuco ( 49,7 e 381,2 MW), uma a diesel em Goiás (140,3 MW), uma bi-combustível no Amazonas (85,4 MW), e duas pequenas hidrelétricas, de 11,9 e 14,0 MW, no Tocantins. Como o porte das unidades à venda deve atrair investidores de menores recursos técnicos e administrativos, a Petrobras declara-se à disposição para dirimir dúvidas ou prestar informações adicionais que se tornem necessárias, inclusive orientação para a elaboração e encaminhamento das propostas.
Nesta época de confinamento domiciliar, o segmento residencial do mercado de gás natural, que já era o mais estável e de melhor retorno, ganha ainda mais destaque pelo acréscimo de volume - e as distribuidoras regionais aumentam seus investimentos na área. A mineira Gasmig é um bom exemplo, com a aplicação de R$ 80 milhões este ano somente na rede de tubulação de Belo Horizonte, incluindo mais de 17.900 novos clientes residenciais (até fim de 2019 eram 42 mil). O presidente da empresa, ao comentar seu plano de expansão, lembrou as vantagens do gás natural sobre o GLP - segurança maior, queima mais limpa, fornecimento contínuo, evitando armazenagem de gás nas residências, trânsito urbano menor de caminhões, e a mais atrativa das vantagens - 40% a menos no custo.
O enorme volume de gás natural produzido a partir do shale oil&gas americano, especialmente na região do Permiano (no Texas e Novo México), que provocou forte baixa nos preços do gás natural, possibilitou a formação de um polo exportador de GNL no litoral do golfo do México, e tornou o país um dos principais fornecedores mundiais do combustível. É tão grande o poder de competição do GNL americano que ele está deslocando o abastecimento de gás via gasodutos na Europa, como ocorre na Espanha. Neste país, em maio/20 o GNL vindo dos EUA foi o principal fornecedor do gás importado (26,7% do total), deslocando a Argélia de sua tradicional liderança neste mercado, via um gasoduto sob o Mediterrâneo. A Naturgy, a maior importadora espanhola, agora exige da Sonatrach, estatal argelina, uma redução de preços que não ocorre há décadas (em espanhol).
Apesar da evolução negativa da aceitação do carvão como fonte de geração elétrica (carvão térmico), face aos comprovados danos ambientais que causa, ainda hoje ele responde por 40% da produção mundial de eletricidade, em razão da ampla distribuição global de suas reservas, estimadas em 870 bilhões de ton, e das facilidades de extração, transporte e utilização que o fazem manter-se competitivo. Entre os cinco países maiores consumidores de carvão está o Japão, que obtém dele cerca de um terço de sua energia elétrica - são 140 usinas em operação, e mais uma dúzia em construção. Agora, sob forte pressão mundial, o Governo japonês anuncia que, até 2030, desativará cem usinas, as mais antigas e poluentes, concentrando-se em fontes energéticas renováveis. Um grande desafio, mesmo para a terceira maior economia do mundo (em inglês).

25 junho 2020

A divulgação do Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, da ANP, referente ao mês de abril/20, ainda não mostra os eventuais efeitos da Covid-19 na produção brasileira de O&G. Se bem que houve ligeira redução na comparação mensal (-0,5%), tivemos considerável aumento anual (+13,7%), com um total de 3,738 milhões de boed, sendo 2,958 milhões de b/d de petróleo e 124 milhões de m³/dia de gás natural. O pré-sal vai assumindo maior participação (2,059 milhões de b/d de óleo e 86 milhões de m³/dia de gás), atingindo 69,5% do total - isto com apenas 113 poços em operação. O campo de Lula, um dos maiores do mundo, já chega a 1,033 milhões de boed, mas em breve terá um competidor, o campo de Búzios, que agora opera o FPSO mais produtivo do país.
Adriano Pires, do CBIE - Centro Brasileiro de Infra Estrutura, vê como muito positivo o engajamento do BNDES no projeto do novo mercado de gás natural, lançado pelo Governo Federal em 2019 com o Termo de Compromisso da Petrobras com o Cade, abrindo mão de seu virtual monopólio neste mercado - a recente publicação do relatório intitulado "Gás para o desenvolvimento" pelo grupo de infraestrutura do Banco, expõe com clareza os gargalos para a viabilização do projeto, e aponta caminhos para superá-los. A longa experiência do BNDES na construção de modelos de desenvolvimento de setores da nossa economia poderá compatibilizar o enorme volume de gás associado ao petróleo do pré-sal, hoje em grande parte reinjetado, com a insuficiência da rede de escoamento (dutos e UPGNs) e a exiguidade do atual mercado consumidor.
Os diferentes investimentos que a Prumo Logística e seus associados vêm executando no Porto do Açu,RJ tiveram seu ritmo reduzido em face da Covid-19, mas continuam dentro dos limites da segurança. Em 12/06/20, chegou ao porto o navio BW Magna, um FRSU (Floating Regaseification Storage Unit), que receberá as cargas de GNL importado a serem usadas nas duas UTEs em construção, a GNA I, de 1.388 MW, já com mais de 90% concluídos, e a GNA II, em fase inicial - e ainda sobrará muito gás dos 21 milhões de m³/dia que o navio regaseifica. A empresa GNA, além da Prumo, tem a participação da Siemens, que forneceu as turbinas e demais equipamentos, e da BP, que suprirá o GNL.
A capacidade instalada de geração eólica, hoje em 16 GW, chegará a 24,2 GW em quatro anos, considerando apenas os leilões já realizados e contratos firmados no mercado livre, diz o Boletim Infovento, da Abeeólica - Associação Brasileira de Energia Eólica, divulgado em 15/06/20. Com os números atuais, a fonte eólica representa 9,3% da matriz elétrica brasileira, só atrás da fonte hidráulica - são 637 parques em 12 Estados, com 7.736 aerogeradores, todos onshore. Ainda segundo a Abeeólica, o forte avanço de 2019 (+ 15,5%) decorreu, principalmente, dos investimentos destinados ao mercado livre, com grandes parques no litoral e interior do Nordeste, tendência que deve continuar, mesmo com a queda da demanda por energia elétrica hoje observada.
O atraso tecnológico e ambiental de não termos veículos pesados (caminhões e ônibus) a gás natural, que nos colocava em posição de inferioridade em relação aos nossos vizinhos sul americanos, não mais existe. Em 17/06/20, a Scania entregou ao Grupo Charrua, do R.G. do Sul, o quinto caminhão movido a GNV/biometano fabricado no Brasil, e já tem outros 23 comercializados, apesar da lentidão dos negócios nesta fase de Covid-19. O caminhão, modelo R 410, é equipado com motor do ciclo Otto da moderna Tecnologia de Nova Geração da Scania, e não uma adaptação de motor diesel para uso de gás, e assim sua operação emite apenas uma fração do CO² do equivalente diesel. Além da redução das emissões danosas ao meio ambiente, o R 410 tem nível de ruído 20% menor, uma vantagem em serviços urbanos.
A compra de 90% da TAG (Transportadora Associada de Gás) pela franco-belga Engie e um fundo canadense de pensões, feita em final de 2019 pelo elevado valor de US$ 8,6 bilhões, tem se revelado um bom investimento, diz o CEO da empresa no Brasil, Eduardo Sattamini - o custo do financiamento está mais baixo que o previsto, houve liberação de empréstimo da BNDES, as obras continuam em andamento (embora em ritmo menor, com a Covid-19), e há possibilidade de adquirir os 10% restantes da Petrobras. A Engie Brasil, sucessora da Tractebel, é a maior geradora privada de energia do país, com 31 plantas totalizando 7.866 MW instalados (6,2% de nossa matriz elétrica), e segue investindo em renováveis e linhas de transmissão.
Com o final do contrato de fornecimento de gás boliviano à Petrobras, que deverá ser renovado apenas em parte, e dentro dos planos do Governo de abrir o mercado de gás natural à iniciativa privada, o MME deu autorização em 16/06/20 para que a Comercializadora de Gás, uma empresa do Grupo Cosan, contrate a importação de gás da YPFB. A autorização é para volumes de até 5 milhões de m³/dia, que serão utilizados para suprir a demanda das distribuidoras de gás canalizado do Sul e Sudeste do país, inclusive a Comgás, outra empresa do Grupo Cosan. O gás virá pelo Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), e será entregue na fronteira entre os dois países, no Estado de Mato Grosso do Sul.
A EIA - US Energy Information Agency, em seu relatório STEO - Short-Term Energy Outlook, de jun/20, diz que o mercado internacional de petróleo encaminha-se, mais rápido que o previsto, para uma situação de equilíbrio, com a recuperação acelerada da demanda (menos isolamento social) e o declínio mais acentuado da produção (acordo entre os produtores). Em maio/20, o consumo global foi de 82,9 milhões de barris diários (mb/d), mais 2,9 mb/d que o estimado, e a produção teve corte adicional de 0,5 mb/d -o que elevou o preço do Brent para próximo de US$ 40/ por barril. Mesmo com a melhora já observada, entretanto, o ano ficará longe de favorável ao petróleo - a EIA prevê para 2020 um consumo global médio de 92,5 mb/d, 8,3 mb/d de redução na comparação anual (em inglês)

08 junho 2020

A capacidade instalada de geração eólica no Brasil já ultrapassa 15 GW, e caminha para bem mais, graças aos excepcionais ventos que sopram em grande parte do território nacional. No entanto, diferindo dos demais países de produção expressiva, todos os parques geradores eólicos em operação no país, e mesmo os em construção, são onshore - ainda que distantes centenas de quilômetros do mar, há numerosas instalações de grande efíciência. Estudo recente da Universidade de Sta.Catarina (UFSC) sobre o potencial do offshore brasileiro poderá mudar o panorama, atraindo investidores para nossa costa - medições feitas por método considerado conservador indicam, entre zero e 100 m de profundidade, um potencial eólico de 1,3 TW (terawatts), e se considerarmos as 200 milhas da Zona Econômica Exclusiva, podemos chegar a surpreendentes 7,2 TW. Norte e Nordeste são destaques, mas há ventos de sobra em todo o nosso litoral.
O propósito anunciado em 2019 pelo Governo, de tornar o gás natural um produto de amplo consumo nacional, reduzindo seu custo com a entrada de novos agentes econômicos no mercado, parece mais próximo de realizar-se. O BNDES, através seu setor de Infraestrutura, propõem-se a financiar os elevados investimentos necessários à utilização do gás do pré-sal - gasodutos e UPGNs - sem os quais o gás associado ao petróleo tem que ser reinjetado ou queimado. O banco dispõem-se ainda a financiar o consumo, especialmente o industrial, como papel e celulose, siderurgia, fertilizantes e química, e também o automotivo, visando o transporte urbano.
O campo de Urucu, descoberto há 35 anos na bacia do Solimões, Amazonas, é o maior produtor terrestre de gás natural do país, acima de 11 milhões de m³/dia. O escoamento da produção, entretanto, está limitado à capacidade do gasoduto Urucu-Coari-Manáus, de 5,5 milhões de m³/dia (recém vendido à Engie), o que obriga à reinjeção de cerca de metade ou mais do volume extraído. Uma pequena parte deste gás tem agora um novo consumidor - foi inaugurada a UTE Coari, um empreendimento do grupo Siemens e da distribuidora local. Com capacidade instalada de 40 MW, operando em ciclo combinado (gás e vapor), a UTE Coari substituirá a energia hoje obtida do diesel, atendendo com vantagens econômicas e ambientais aos 85 mil habitantes da cidade.
A Petrobras segue rápido no objetivo de cumprir os compromissos assumidos com o Cade, relativos à abertura do mercado de gás natural para a iniciativa privada. Segundo informa a BNamericas, a estatal está entrando em contato com as empresas que já produzem o combustível no país (33 firmas, diz a ANP), oferecendo a possibilidade de acesso às suas Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs), um passo decisivo para que os produtores privados possam comercializar o gás que produzem - hoje, sem este acesso, toda a produção é vendida à Petrobras. São 14 UPGNs instaladas no país, capazes de tratar 93,3 milhões de m³/dia, bem acima dos cerca de 60 milhões disponíveis para as vendas das distribuidoras.
Em webinar realizado em 02/06/20, o presidente da EPE ( Empresa de Pesquisa Energética) informou que não há necessidade de novos contratos de usinas em 2020, face à expressiva redução da demanda provocada pela Covid-19, correspondente a uma queda de 5 GW de capacidade instalada, extensível a um horizonte de médio prazo. Embora ainda tenha que confirmar o cancelamento dos leilões já programados, o MME já os suspendeu. Como se sabe, a capacidade instalada de geração elétrica brasileira já ultrapassa 170 GW, e crescerá substancialmente com as unidades em construção - só em gás natural, temos 3 GW prestes a operar (UTEs GNA-1,no Porto do Açu,RJ, e Porto de Sergipe,SE), além de várias usinas de fontes renováveis, como eólicas, solares e a biomassa.
A Shell está no Brasil desde 1913 - começou como Anglo Mexican Petroleum Products - e recentemente elegeu nosso país como um dos seus princioais focos nos próximos anos. Neste contexto, apesar do difícil panorama econômico que temos pela frente, o empresa decidiu iniciar ainda em junho/20 a construção da térmica Marlim Azul, de 565 MW, em Macaé - um empreendimento de US$ 700 milhões, no qual a Shell tem como sócios a Mitsubishi e a Pátria Investimentos. A UTE Marlim Azul tem significado especial no parque gerador térmico brasileiro, pois sua fonte, o gás natural, virá do nosso offshore - a primeira utilização deste enorme recurso por empresas privadas.
A produção de O&G do pré-sal brasileiro segue em crescimento, impulsionada pela qualidade do óleo extraído, mesmo em um ambiente global de restrições ao consumo e produção de combustíveis. Com o aumento do volume de petróleo extraído, cresce a necessidade de mais navios-tanque para o offloading (escoamento do óleo das plataformas às embarcações), hoje feito com 20 navios, que realizam cerca de 1800 offloadings por ano. Assim, a Petrobras contratou quatro novos navios, feitos sob medida na Coréia do Sul, o primeiro com chegada prevista para julho/20, e os demais nos meses seguintes. Com o Eagle Petrolina e seus três similares, a capacidade de escoamento de petróleo das plataformas, que hoje é de 2,067 milhões de b/d, chegará a 2,262 milhões de b/d quando à plena operação.
Depois de oito anos de crescimento, o mercado mundial de GNL teve nos primeiros meses de 2020 uma queda de 2,7%, ou 3 milhões de ton na comparação anual, informa a consultoria Wood Mackenzie. Com a forte expansão da oferta nos últimos anos, especialmente proveniente da liquefação do shale gas no Golfo do México (mas também de novas unidades na Austrália, Qatar, Rússia e outros países), o GNL já vinha com preço em baixa, mas agora temos cancelamentos de cargas - vinte delas nos USA. A redução da demanda é mais expressiva no Japão, o maior importador mundial, mas deverá ampliar-se na China e Europa, mesmo com a redução no suprimento por gasodutos que já ocorre nestes mercados, face ao preço competitivo do GNL (em inglês).

27 maio 2020

No momento em que a oferta mundial de petróleo excede largamente a demanda, a qualidade do produto torna-se elemento fundamental na competitividade - e neste aspecto o petróleo do pré-sal tem sido favorecido, entre outros pontos por seu baixo teor de enxofre, como temos noticiado. Perfurações recentes feitas no campo de Búzios, arrematado em 06/11/19 pela Petrobras (90%), em consórcio com as chinesas CNOOC (5%) e CNODC (5%), mostram petróleo de ótima qualidade, diz a empresa, a mesma já exibida em perfurações anteriores - e os volumes são abundantes, com a consequente redução no custo de extração
A redução nas atividades econômicas do país, consequente das restrições impostas pela Covid-19, poderá acarretar queda de até 18% na demanda por energia elétrica neste ano, diz estudo recém apresentado pela consultoria Kearney. Entre outras formas de avaliação, o estudo aponta a chamada elasticidade histórica do consumo de energia em relação ao PIB, que no Brasil tem sido da ordem de três vezes. Desta forma, no cenário mais crítico de queda do PIB, que poderá alcançar 6 % no ano caso as restrições permaneçam até julho/20, a redução na demanda por energia elétrica atingiria 18 % - o que, entre vários outros efeitos negativos, manteria a geração termelétrica quase inativa, operando apenas por inflexibilidade.
Como se sabe, a cotação internacional do gás natural é regulada pelo preço Henry Hub, expresso em dolares americanos por milhão de Btu (unidade térmica britânica), sendo que 1 mil m³ de gás contém 36 milhões de Btu. Com a redução geral de preços causada pela Covid-19, o Henry Hub entrou em forte queda - apenas entre 05/05/20 e 13/05/20, caiu de US$ 2,167/milhão Btu para US$ 1,771, redução de 17%. Como, desde janeiro/20, no contexto do Novo Mercado do Gás, o preço do gás fornecido pela Petrobras às distribuidoras é calculado pela cotação internacional, houve uma queda de 15% nos cinco primeiros meses do ano, mesmo considerando o forte aumento do dolar no periodo.
Mesmo nas condições adversas do momento, com a paralização de parte substancial da economia brasileira, a Petrobras prosegue com seu plano de desinvestimento de ativos, agora focando em unidades do parque termelétrico. Em 13/05/20, divulgou o início do processo de alienação de quatro usinas, totalizando 578 MW de potência instalada. Três delas, no Polo Camaçari, na Bahia - Arembepe (150 MW), Bahia 1 (32) e Muricy (147) - operam com óleo combustível, mas poderão ser convertidas para uso de gás natural. A quarta, a UTE Canoas, no R.G.do Sul (249 MW), já é bi-combustível. A empresa informa que todas estão em condições plenamente operacionais, e que o banco Goldman Sachs conduzirá as etapas seguintes do processo de alienação.
O Grupo Cosan, com forte presença no agro-negócio, distribuição de combustíveis (Raízen) e transporte (Rumo), tem voltado a atenção para o mercado de gás natural, onde já participa com destaque através da Comgás. Depois de anunciar em março/20 a Compass Gás e Energia, visando a privatização das distribuidoras regionais e térmicas a gás, a Cosan obteve agora autorização do MME para que outra controlada, a Comercializadora de Gás S/A, importe até 5 milhões de m³/dia de gás boliviano, em um contrato de três anos. O gás, que virá através do gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), e será entregue na fronteira entre os dois países, atenderá à demanda do mercado livre e de distribuidoras do Sul e Sudeste da país.
No primeiro trimestre do ano (1T20), os efeitos da Covid-19 não foram sentidos nas vendas das 23 distribuidoras regionais de gás natural - houve até um pequeno aumento de 2,82% na comparação anual, se bem que em grande parte motivado por expressivo crescimento do consumo termelétrico. Dados preliminares relativos ao 2T20, entretanto, apontam para cenário bem diferente, com forte queda global, em nível inédito nestes vinte anos de contínuo progresso. Segundo a Abegás, dados já apurados fazem prever redução de 35 a 40% nas vendas ao setor industrial, 40% no automotivo (GNV), e até 60% no comercial, o segmento mais afetado pelas medidas de isolamento. Agravando a situação, registra-se aumento na inadimplência, ainda não compensado por medidas já discutidas com o Governo Federal e BNDES.
A indústria do fracking do shale oil&gas já esteve perto de instalar-se no Brasil - há alguns anos, uma licitação da ANP teve várias áreas concedidas, em cinco diferentes regiões do país. Impedidas de iniciar os serviços, principalmente por pressões ambientais, as concessionárias não chegaram a montar seus canteiros de obras, e ficamos vendo de longe o sucesso da tecnologia nos EUA (Eagle Ford, Bakken e Permiano) e na vizinha Argentina (Vaca Muerta). Agora, quando os produtores de shale oil&gas estão em crise (seus custos de extração são mais altos que dos produtores convencionais), abre-se nova oportunidade no país, pelo menos no nível de conhecimento e viabilidade econômica - um projeto-piloto, incluído no plano de revitalização da exploração terrestre, o REATE, do MME, deverá facilitar o licenciamento ambiental e outras medidas que possibilitarão, no futuro, a exploração de nossas extensas reservas de shale oil&gas.
A EIA - US Energy Information Administration divulgou nestes dias seu STEO - Short Term Energy Outlook de maio/20, uma das mais conceituadas previsões sobre o mercado mundial de O&G. Nele vemos que a demanda mundial por petróleo, que em 2019 foi em média de 100,7 milhões de barris diários (b/d), deverá cair este ano para 92,6 milhões, uma redução de 8,1%, em face das restrições impostas pala Covid-19. A produção acompanhará a demanda, e afetará países não membros da OPEP (especialmente Rússia, EUA e Canadá, mas também Brasil e Noruega, entre outros), além dos países integrantes do grupo. Mesmo com produção menor, os preços deverão cair, da média de US$ 64/barril obtida em 2019 para US$ 34, uma queda de 47%. Para o gás natural, a EIA prevê uma redução bem menor - 3,7% na comparação anual, mas também com preço médio menor e diminuição das exportações americanas de GNL. Um futuro não muito brilhante (em inglês).