19 janeiro 2021

De acordo com a SIGA - Sistema de Informações de Geração, da Aneel, o Brasil terminou 2020 com 174,4 GW de potência instalada, um acréscimo de 4,9 GW no ano, valor superior em 820 MW ao previsto inicialmente pela Agência. As térmicas lideraram entre as fontes energéticas - 2.235 MW foram instalados no periodo, com destaque para a UTE Porto de Sergipe I, com 1.551 MW de potência, a maior usina a gás natural da América Latina. Os ventos foram a segunda fonte mais utilizada, com 1.722 MW, seguidos da solar fotovoltaica, com 793 MW - ambas dominaram nos últimos meses do ano, com a eólica respondendo por nada menos que 69,4% das novas instalações em dezembro/20. Os números da SIGA confirmam a elevada qualidade da nossa matriz elétrica em termos ambientais - 74,6 % da eletricidade do país é gerada por fontes sustentáveis.
A primeira unidade do que será um grande hub de gás natural no norte fluminense, a térmica GNA I, entrou em fase de comissionamento, e deverá operar comercialmente ainda neste primeiro semestre de 2021. Com capacidade instalada de 1.338 MW, a GNA I é pouco menor que a UTE Porto de Sergipe I, de 1.551 MW, inaugurada em março/20, mas o parque térmico do Porto do Açu deverá chegar a 3 GW com a GNA II, em fase inicial de construção. A empresa GNA, uma associação da BP, Siemens e Prumo Logística, opera também o terminal de regaseificação de GNL adjacente, um FRSU com capacidade de 21 milhões m³/dia, cuja primeira carga está sendo usada no comissionamento.
Paradas programadas de plataformas operando no Pré-sal, e necessidades operacionais, por razões sanitárias e outras, foram as razões apontadas para a redução da ´produção brasileira de O&G em novembro/20 - foram extraídos 3,550 milhões boed, menos 4,0% que no mês anterior (3,692 milhões), segundo o Boletim editado mensalmente pela ANP. Do total, 2,755 milhões b/d foram de petróleo (- 4.1%) e 126 milhões m³/dia de gás natural (- 2,9%). Há destaques positivos, como a produção do poço 9 ATP 1, no campo de Atapu, na bacia de Santos, com 57,3 mil boed, só perdendo para o já famoso 7 BUZ 10, no campo de Búzios, com notáveis 65,2 mil boed. Mais uma vez, o Pré-sal superou dois terços do total, com extração de 2,412 milhões boed, obtidos de apenas 116 poços em operação.
A diversificação das fontes e dos agentes supridores de gás natural às distribuidoras regionais, possibilitada pela abertura do mercado, já se estende às empresas nas várias regiões do país - Sulgás, SCGás e Compagás, no Sul, GásBrasiliano, no Sudeste, e MSGás, no Centro-Oeste, seguem os passos das nordestinas, e estão lançando Chamada Pública para aquisição de até 6 milhões m³/dia de gás. A CP22 prevê uma primeira etapa, de 3,5 milhões, em 2022/23, chegando aos 6 milhões a partir de 2024. Um grande estímulo à produção nacional a partir de reservas terrestres, como já ocorreu na Bahia, aos investidores em biogás/biometano e aos importadores de GNL - o aproveitamento do enorme volume de gás associado do nosso offshore ainda dependerá dos grandes investimentos em infraestrutura de escoamento, não esquematizados até o momento.
A ExxonMobil, maior empresa privada mundial na área de O&G, chegou ao Brasil em janeiro de 1912, com o nome de Standard Oil, e aqui teve décadas de destacada atuação como Esso, como lembram os mais antigos. Após fusão com a Mobil em final de 1999, a ExxonMobil ficou ausente do mercado brasileiro entre 2009 e 2013, mas hoje é um dos maiores investidores no país, com participação integral ou parcial em 28 blocos offshore, sendo operadora em 17 deles. Nestes dias, a empresa recebeu autorização para iniciar perfurações em blocos das bacias de Santos e Campos. A sonda contratada já está no país, para uma campanha de três anos e seis poços, em lãmina dágua de 2,6 a 3,1 km - um importante reforço na imensa tarefa da exploração do pré-sal.
O ano de 2020, em que as atividades econômicas sofreram retração em razão da Covid-19, foi entretanto o mais proveitoso até agora para a geração elétrica solar fotovoltaica no país - segundo informa a Absolar (Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica), o crescimento anual do setor foi de notáveis 64%, fruto de investimentos de R$ 13 bilhões no período. Já são 7,5 GW de potência instalada, dos quais 3,1 GW em geração centralizada e 4,4 GW em geração distribuída, responsáveis pela criação de 224 mil postos de trabalho desde que se iniciaram as instalações, em 2012. As razões para este boom são principalmente as vantagens proporcionadas às grandes empresas pelo mercado livre de energia elétrica, e a economia individual e financiamento barato para os consumidores residenciais ou comerciais, que hoje já são mais de 350 mil, em todas as regiões do país.
O mercado de gás natural brasileiro, agora aberto à iniciativa privada, ganhou um de seus maiores investidores com a entrada, anunciada em 14/01/21, da New Fortress Energy (NEF), um grupo americano fundado em 2014 com o propósito de construir e operar infraestruturas de GNL em escala mundial. Presente na Europa, América da Sul e Caribe, a NEF já opera 5 terminais de regaseificação, e chegará a 21 até o final deste ano. O investimento agora anunciado atingirá US$ 5 bilhões, dos quais US$ 3,1 bilhões são para a compra da Hygo, um empreendimento da Golar Power e do fundo Stonepeak, com várias operações de utilização do GNL no país, incluindo a UTE Porto de Sergipe I, onde opera um FRSU e participa do empreendimento, e outros terminais de GNL em Pernambuco, Sta. Catarina e Pará. Acordos foram também fechados para a aquisição pela NEF da Golar LNG Partners (US$ 1,9 bilhões), que opera 4 navios transportadores de GNL e seis FRSUs. A transação ainda compreende outros ativos no Brasil, como usinas térmicas.
O crescimento da geração eólica no Brasil continua superando as expectativas. Segundo o Boletim Mensal da Geração Eólica, do ONS - Operador Nacional do Sistema Elétrico, referente a novembro/20, a capacidade instalada ao final do período chegou a 16,662 GW, algo como 9,5 % da matriz eléttrica brasileira, com mais de 650 parques em operação - e poderá chegar a 24 GW em três anos, de acordo com previsão da ABEólica. Além das condições excepcionais dos ventos brasileiros, com fator de capacidade verificada de 77,5%, o impulso vem das inovações tecnológicas, algumas capazes de alterar a escala das atuais instalações, como ocorreu no porto holandês de Rotterdam. O gigantesco aerogerador da General Electric, cujo rotor tem 220 m, é capaz de alimentar uma cidade de porte médio - um novo patamar em tecnologia e de custo da energia gerada (em inglês).

26 dezembro 2020

Embora as termelétricas sejam individualmente as maiores consumidoras de gás natural, estudos recentes, feitos pela CNI (Confederação Nacional da Indústria) e pelo BNDES, concluem que, para alcançar a demanda desejada de 250 milhões m³/dia, o vetor principal deverá ser a indústria. Este segmento do mercado, que hoje está estacionado em uma demanda de cerca de 40 milhões m³/dia, poderá atrair investimentos de US$ 31 bilhões, multiplicando o consumo de gás em seus setores intensivos em energia, como química, siderurgia e papel e celulose, entre outros. A condição básica para que isto aconteça é o preço - nosso gás hoje está na casa de US$ 14 por milhão de Btu (MBtu) e, segundo os especialistas, somente será competitivo, com demanda forte e constante, se chegar a US$ 7/MBtu. Só neste nível será possível atrair investimentos privados capazes de aproximar nossos escassos 9 mil km de gasodutos de transporte dos 30 mil da Argentina - ainda assim, vendo de longe os 500 mil km em operação na América do Norte.
O complexo do Porto do Açu, em São João da Barra,RJ, um empreendimento da Prumo Logística, controlada pela americana EIG, tem como objetivo tornar-se um hub de petróleo e gás natural - próximo aos grandes campos do pré-sal, cresce no apoio às atividades de exploração de óleo, e terá em breve o maior conjunto termogerador do país. Em sociedade com a BP e a Siemens, a Prumo criou a GNA - Gás Natural Açu, que, além de um terminal de regaseificação de GNL ( que deverá entrar em testes ainda este ano), operará no início de 2021 a UTE GNA I, de 1,3 GW, e construirá em seguida a GNA II, de 1,7 GW, para a qual já há uma provisão de R$ 4,5 bilhões. Ainda na área de gás natural, os planos incluem o recebimento de gás do pré-sal, tratamento e injeção á rede, alimentando diretamente indústrias com o combustível. Segundo informações recentes dos diretores da empresa, outras atividades serão incorporadas ao complexo, como os fertilizantes - além da importação, já iniciada com o cloreto de potássio, o Porto do Açu pretende sediar fabricas de fertilizantes que usem o gás natural como matéria-prima, como os nitrogenados - uma aproximação com o agro-negócio, área de maior potencial no panorama econômico brasileiro
A Cigás, Companhia de Gás do Amazonas, tem apenas dez anos de operações, mas neste período registrou expressivo crescimento - pelo ranking da Abegás, a Cigás é hoje a terceira maior entre as 23 distribuidoras de gás natural do país em volume de vendas, 4,89 milhões m³/dia. Esta média, obtida com rede de distribuição ainda reduzida (142 km), e apenas 4,3 mil clientes, deve-se ao atendimento a sete termelétricas em Manaus, totalizando 760 MW, convertidas para uso de gás natural a partir da inauguração, em 2009, do gasoduto Urucu-Coari-Manaus, talvez o duto de construção mais difícil do país - são ao todo 663 km em plena selva amazônica, a maior parte em 20 polegadas, transportando até 5,5 milhões m³/dia do Polo Arara, na bacia do Solimões, à capital do Estado. A Cigás está investindo pesadamente para ampliar suas vendas além de gás termelétrico - já abastece indústrias da Zona Franca, estende sua rede a residências e comércios em Manáus, busca atender a novos municípios, e em breve participará do sistema Azulão-Jaguatirica II. Uma empresa em expansão.
A matriz elétrica brasileira, atualmente, um pouco acima de 175 GW de capacidade instalada, poderá expandir-se em até 55 GW nos próximos dez anos, segundo a versão preliminar do Plano Nacional de Energia (PDE) 2030, colocado nestes dias em consulta pública pela Empresa de Pesquisa Energética - EPE. Cerca de dois terços do acréscimo são das fontes renováveis solar (20 GW) e eólica (16 GW), e outros 15 GW de gás natural - não há previsão de novas hidrelétricas, apenas ampliações em algumas usinas. Quanto à carga elétrica, que no mês de novembro/20 foi de 71 GW médios na medição do ONS, deverá chegar no final da década a 93,8 GW médios no cenário de referência, podendo ultrapassar 100 GW médios caso a presente crise sanitária seja vencida nos próximos meses.
A utilização de veículos pesados acionados a gás natural, já consolidada em países desenvolvidos e também em muitos em desenvolvimento, inclusive na América Latina, é a partir de 2020 uma realidade no Brasil - caminhões a gás fabricados pela Scania começaram a ser entregues desde maio/20, e hoje já 70 veículos estão em operação no país, transportando vários tipos de mercadorias. Agora, no que será o teste mais severo, a empresa acaba de entregar um caminhão modelo 6410 6x4 para uso extremamente pesado - transporte de minério de ferro em uma unidade de mineração da Gerdau, um trabalho contínuo de 24 horas por dia, 7 dias por semana.O caminhão pode rodar com GNV, GNL e biometano, ou com qualquer mistura entre eles, com vantagens econômicas e ambientais, especialmente uma sensível redução na emissão de CO² em relação ao diesel. Desta forma, enquadra-se no esforço da Gerdau, compromissada em diminuir o impacto ambiental de suas operações, dentro do objetivo mais amplo de um programa ESG em andamento.
A produção de gás natural do pré-sal brasileiro, hoje acima de 80 milhões m³/dia, ainda não está nas cogitações dos empreendedores de usinas termelétricas brasileiras - segundo a Abraget (Associação Brasileira de Geradores Termelétricos), dos seis projetos contratados em leilões de energia, que totalizam 4.492 MW, apenas um, a UTE Marlim Azul, de 510 MW, será abastecida pelo gás do offshore. Entre as demais, as GNA I e II, no Porto do Açu, RJ (2900 MW), e a Novo Tempo, em Barcarena, PA (605 MW), usarão GNL importado, e as Parnaíba I e II, no Maranhão (477 MW), operarão com gás de campos terrestres. A razão para estas escolhas está no custo da infraestrutura necessária - as rotas de escoamento existentes, Rotas I e II, e a que está em construção, Rota 3, têm sua capacidade (47 milhões m³/dia) já contratada, e não poderão colaborar no escoamento para as UTEs. Marlim Azul, entretanto, utilizará infraestrutura disponível na região de Macaé, inclusive a UPGN de Cabiúnas, uma vantagem competitiva que terá que ser generalizada para o efetivo uso termelétrico do nosso gás offshore
Dentro dos programas de desinvestimento e de abertura do mercado de gás natural, a Petrobras prossegue na alienação dos seus gasodutos de transporte. Iniciada em abril/17, com a venda da NTS - Nova Transportadora do Sudeste (2.050 km) à Brookfield, a alienação continuou com a TAG - Transportadora Associada do Nordeste (4,500 km) à Engie Brasil, operações que colocaram mais de US$ 13 bilhões nos cofres da estatal. Agora, inicia-se a primeira etapa da venda da TBG, Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (GasBol, 2.593 km) e da TSB - Transportadora Sul Brasileira de Gás (apenas 50 k m de um projeto de 565 km). Permanecem com a Petrobras, entre outros, os dutos de escoamento do Pré-sal (Rotas 1,2 e 3), também já cogitados para privatização.
A pernambucana Copergás, uma das cinco maiores distribuidoras de gás natural do país em volume de vendas (4,8 milhões m³/dia, incluindo termelétricas), é também uma das que mais se destaca em novas operações viabilizadas pela recente abertura do mercado. Entre elas, está a diversificação da aquisição do combustível - por chamada pública aberta em 17/09/20, agora finalizada, a empresa receberá até 1 milhão m³/dia da Shell, vencedora da concorrência. Outra iniciativa, em parceria com a Golar Power, será a interiorização do uso do gás via GNL - a partir do terminal de recebimento de GNL do Suape, será abastecida uma rede de distribuição em construção em Petrolina, no sertão do Estado, e o mesmo acorrerá brevemente em Garanhuns, no agreste. Anúncio feito nestes dias indica que o GNL abastecerá também o distrito industrial de Ipojuca, não muito distante de Recife.

07 dezembro 2020

A cearense Cegás é uma das mais ativas e inovativas entre as 23 distribuidoras de gás natural do país. Com rede de tubulação de 547 km, serve hoje a 22 mil clientes em 12 municípios, terá mais 27 km ainda neste ano, e planeja, em cinco anos, adicionar outros 335 km e cerca de 40 mil novas ligações. Em evento realizado em Fortaleza em 23/11/20, seu presidente informou sobre o projeto da empresa de ter parte substancial do fornecimento de gás a partir de biometano, ou gás natural renovável (GNR), iniciado em 2018, e que hoje representa 16% do consumo de gás não-térmico, o que fez da Cegás a primeira distribuidora a usar comercialmente esta fonte. Além de suas visíveis vantagens ambientais e de sustentabilidade, o uso do GNR injetado à rede dá a possibilidade de atendimento a outros pontos do Estado, como Sobral e Limoeiro do Norte, onde instalações de biogás/biometano estão sendo projetadas.
São impressionantes os números da geração solar fotovoltaica no Brasil, apresentados recentemente pela Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica - o país ultrapassou 7 GW de potência instalada. No segmento de geração centralizada (UFVs de grande porte), chegou-se a 3 GW, operando em nove Estados, produzindo energia abaixo de US$ 21/MWh - nelas já foram investidos R$ 21 bilhões, e muito mais virá a curto prazo, na esteira do mercado livre de energia. No segmento de geração distribuída, são 331 mil unidades conectadas à rede, totalizando 4 GW nas cinco regiões do Brasil, um investimento de cerca de R$ 15 bilhões. Na soma das capacidades instaladas de geração centralizada e distribuída, a fonte eólica é a sexta em nossa matriz elétrica, à frente das usinas a carvão e nucleares.
Os ventos brasileiros têm demonstrado qualidade excepcional, permitindo alcançar valores acima de 80% do fator de capacidade, mesmo considerando que todos os parques em operação são terrestres. Medições recentes apontam para condições semelhantes no offshore do país - a EPE estima que, somente na faixa entre zero e 50 m de profundidade, nosso litoral tenha potencial de 700 GW, quatro vezes a capacidade instalada de toda a atual matriz elétrica. Dois dos maiores players internacionais em energia já se posicionaram para a exploração deste potencial, representando 86% dos 15 GW que estão hoje em fase de licenciamento - a norueguesa Equinor, com dois parques totalizando 4 GW, e a espanhola Iberdrola (considerada a empresa com maior experiência nesta área), através sua controlada Neoenergia, com 9 GW. Há, entretanto, um longo caminho para que estes investimentos possam realizar-se - definição de restrições e regulamentos pelas autoridades brasileiras, e estudos mais detalhados que apontem as melhores soluções para a especificidade de nosso offshore.
A interiorização do uso do gás natural, uma meta recorrente nos planos de quase todas as distribuídoras regionais do país, pouco avançou nestes primeiros vinte anos de disponibilidade do combustível - as cidades próximas ao litoral ainda respondem hoje por grande parte do consumo. Uma iniciativa da norueguesa Golar Power deverá, porém, modificar esta situação a curto prazo - a partir de GNL importado ou obtido no país, caminhões equipados com containeres refrigerados partirão de terminais portuários ou de instalações locais de biogás/biometano, levando GNL ou BioGNL até cidades do interior, onde serão regaseificados e distribuídos em redes de tubulação. Petrolina, no sertão de Pernambuco, já em 2021 terá sua rede de gás natural, construída e operada pela Copergás, inicialmente de 6,2 km atendendo ao distrito industrial, e em seguida mais 30 km lançados por toda a cidade. Um passo concreto para a interiorização desejada.
O Plano Estratégico da Petrobras para os próximos cinco anos (PE 2021-2025), aprovado pelo Conselho da empresa em 25/11/20, reflete em vários aspectos os efeitos da crise econômica provocada pela Covid-19, e a consequente incerteza no consumo e preço do petróleo. Assim, a estatal decidiu reduzir o ritmo do crescimento da produção de O&G em todo o período - em 2021, meta de 2,75 milhões boed, contra 2,9 milhões anteriores, em 2025, meta de 3,3 milhões boed em vez dos 3,5 milhões previstos hoje. Com a redução das metas de produção, os investimentos também serão menores -US$ 55 bilhões em cinco anos, e não mais os US$ 75,7 bilhões do Plano anterior, uma redução expressiva de 27,3%. Da soma aprovada, US$ 32 bilhões serão destinados ao pré-sal, prioridade máxima da empresa, onde 13 novos FPSOs deverão entrar em operação no quinquênio. A dívida líquida deverá ter queda de 15% no periodo, e a venda de ativos (hoje cerca de 50 estão sendo negociados) ganhará ainda maior impulso. Atenção redobrada com o meio ambiente, aderência crescente aos compromissos do ESG e foco nos acionistas são também objetivos da Petrobras.
Em seu mais recente Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, referente a outubro/20, a ANP informa que, no mês, a produção brasileira de O&G ficou praticamente estável na comparação mensal - 3,692 milhões boed, contra 3,695 milhões em setembro/20. Deste total, a produção de petróleo foi de 2,784 milhões b/d (menos 1,1% que no mês anterior), e a de gás natural atingiu 130 milhões m³/dia, 3,8% maior na mesma comparação. Como tem ocorrido, o pré-sal, embora com redução de 2%, esteve perto dos 70% do total - 2,535 milhões boed, sendo 2,013 milhões b/d de óleo e 82,9 milhões m³/dia de gás. O Boletim destaca a expressiva produção do campo de Tupi (ex-Lula), ainda o maior do país, com 882 mil b/d de petróleo e 38,7 milhões m³/dia de gás, e a redução da queima deste combustível, 13% menor que no mesmo mês de 2019.
A italiana Enel, fundada em 1962 pela fusão de empresas menores, é um dos maiores players internacionais em energia - presente em 34 países, tem mais de 90 GW de capacidade instalada de geração, e 2 milhões de km de redes de distribuição. No Brasil, já controlando a Ampla, no Rio de Janeiro, e a Celg, em Goiás, adquiriu a Eletropaulo, tornando-se a maior distribuídora elétrica do país, com 17 milhões de clientes. Em 24/11/20, o grupo italiano apresentou seus planos para o período 2021-2030, no qual a Enel deverá investir 160 bilhões de euros, visando acelerar a transição energética rumo às fontes renováveis, e à eliminação do carvâo - 70 bilhões de euros serão aplicados em geração eólica e solar fotovoltaica. O Brasil deverá receber R$ 32 bilhões, grande parte através da Enel Green Power, que já opera ou constrói 1,5 GW de geração eólica e 980 MW de solar fotovoltaica no país, e pretende muito mais.
Um dos maiores projetos mundiais dos últimos anos chega ao final, cumprindo um dos seus principais objetivos - trazer gás natural da Ásia Central à Europa sem passar pela Rússia e Ucrânia. O SGC - Southern Gas Corridor, cujo último trecho foi agora concluído, é composto por três gasodutos, totalizando 3.420 km, desde o mar Cáspio até a costa italiana. São eles o CSP - Caucasian South Pipeline, de 692 km, do Azerbaijão (que tem 2,6 trilhões m³ de reservas de gás) à fronteira da Turquia, o TANAP - Trans Anatolian Pipeline, de 1 850 km, até o mar Egeu, e o TAP - Trans Adriatic Pipeline, agora em operação comercial, com 878 km, atravessando a Grécia e Albânia e chegando a Apulia, no litoral sul da Itália. Um investimento de US$ 40 bilhões, envolvendo sete países e diversas empresas, privadas e estatais, um exemplo positivo de cooperação internacional (em inglês).

20 novembro 2020

A geração distribuída (GD), assim chamada quando a energia é produzida e consumida no mesmo local pelo próprio produtor, vem apresentando crescimento sem precedentes no Brasil em 2020 - antes mesmo de acabar o ano, dobrou o valor inicial de 2 GW de potência instalada. Segundo a ABGD, Associação Brasileira de Geração Distribuída, mesmo com as restrições econômicas decorrentes da Covid-19, o setor cresceu a partir de diferentes fontes, como a solar fotovoltaica (a maior responsável pela duplicação), biogás, biomassa e eólica, e tende à expansão no futuro próximo. Ainda de acordo com a ABGD, a principal razão é a redução no custo da energia consumida, obtida com a maior eficiência, menor investimento e financiamento barato das instalações, mas já é possível notar a crescente preocupação do consumidor pela sustentabilidade do que utiliza.
Comemorando dez anos de publicação de seu Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, a ANP informou na edição nº 121, referente a setembro/20, que o Brasil está agora entre os dez maiores produtores mundiais de O&G. Os números do mês mostram uma produção total no país de 3,695 milhões de boed, sendo 2,909 milhões b/d de petróleo e 125 milhões m³/dia de gás natural, valores inferiores em 0,6 e 2,8% na comparação anual, reduções relacionadas com paradas de duas plataformas no pré-sal e a continuação da interrupção da produção em 32 campos, por restrições impostas pela Covid-19. O pré-sal, com 117 poços em atividade, cresceu 13% em um ano, e responde por 70% do total obtido, mais de 2 milhões b/d de petróleo, em grande parte exportado. Quase a metade desta produção (935 milhões) vem do campo de Tupi (ex-Lula), embora o FPSO mais produtivo esteja no campo de Búzios, o maior reservatório em águas profundas do mundo.
A UTE Uruguaiana, com potência instalada de 640 MW, na fronteira entre Brasil e Argentina, foi uma das primeiras térmicas a gás natural construídas no país - baseada no fornecimento argentino do combustível, foi inaugurada em dezembro de 2000, e operou regularmente até 2004, quando iniciou-se uma crise de suprimento de gás no país vizinho, que levou a Repsol/YFP a interromper o fornecimento. Desde então, operou algumas vezes em caráter emergencial, por períodos de não mais de três meses, e está desligada desde 2015. Noticia-se agora a venda da usina pela atual proprietária, a AES, à Mercúrio Comercializadora e à Urca Energia, que fecharam acordo com um operdor argentino para o fornecimento do gás. O momento parece propício, com a seca no sul que reduziu o volume de água das hidrelétricas que abastecem a região.
A Gaspetro, que controla 19 distribuidoras regionais de gás natural, tem desde 2015 seu capital dividido entre a Petrobras (51%) e a japonesa Mitsui (49%). Dentro do seu programa de desinvestimentos, desde julho/20 a estatal colocou sua participação à venda, sendo a sócia japonesa a candidata mais provável, inclusive tendo direito de preferência. Tal não aconteceu, e informa-se agora que também a Mitsui colocou sua parte na Gaspetro à venda. Considerando, como temos noticiado, o volume crescente de vendas de quase todas as distribuidoras, e sua posição econômica em geral positiva, já se apontam novos controladores, como a Compass, do grupo Cosan, que controla a maior distribuidora do país, a Comgás, e tem substanciais projetos de aproveitamento do gás do pré-sal paulistano.
A Golar Power Latam, controlada pela norueguesa Golar LNG e pelo fundo Stonepeak, é no momento um dos nossos grandes investidores. Já operando o Terminal de Regaseificação de GNL de Aracaju,SE, e com FRSUs alugados à Petrobras, a Golar está empenhada em levar a disponibilidade de GNL a todo o país até 2022. Para alcançar esta meta ambiciosa, a empresa terá, além de parte do GNL recebido em Sergipe, um terminal próprio no Suape,PE, que operará em 2021, outro em Barcarena, PA, e projeta mais um, em Sta.Catarina. Destes pontos, o GNL será distribuído por cabotagem e em caminhões equipados com iso-containers. Em paralelo, a Golar produzirá GNL a partir de biometano obtido de aterros sanitários ou de resíduos agropecuários, um deles já operando em S.Paulo, e de gás natural de poços terrestres maduros na Bahia e R.G. do Norte. Na distribuição do GNL, a Golar terá a parceria da Alliance GNLog e das ditribuídoras regionais de gás natural.
O campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos, justifica amplamente os R$ 61,4 bilhões pagos pela Petrobras (90%) e dois consorciados chineses no leilão dos excedentes da cessão onerosa, em dezembro/19. Hoje, como foi dito no 3º Forum Técnico Pré-Sal Petróleo, promovido pela PPSA em 17/11/20, é o principal ativo da Petrobras, responsável por 600 mil b/d, 27% do total produzido pela empresa, com apenas quatro FPSOs em operação - o campo tem a plataforma mais produtiva do país, a BUZ 10, que alcançou a média excepcional de 69,6 mil b/d em setembro/20. Até o final da década, com mais oito FPSOs da chamada nova geração, que incorporam diversas inovações tecnológicas, deve chegar a 2 milhões m³/dia, ainda com menor custo de extração e redução nas emissões poluentes, atmosféricas e marítimas.
O biogás, produzido pela decomposição anaeróbica da matéria orgânica, é hoje uma das fontes energéticas renováveis que mais de desenvolve, tanto para geração elétrica distribuída quanto, como biometano, para uso equivalente ao gás natural. Nosso potencial de produção de biogás, avaliado em 232 milhões m³/dia (84,6 bilhões/ano), é um dos maiores do mundo, face ao volume de resíduos orgânicos provenientes da agricultura, pecuária e grandes centros urbanos. Seu uso, entretanto, não atinge 5% deste volume, e uma das razões é o acesso às informações e inovações tecnológicas que se multiplicam em países mais desenvolvidos. No sentido de torná-las mais acessíveis, formou-se recentemente uma parceria entre o GEF Biogás Brasil, um órgão do Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovações (MCTI), e o BEP (Brasil Energy Program), do Fundo de Prosperidade do Reino Unido, que visa apoiar a sustentabilidade energética em países em desenvolvimento. Um passo positivo na aceleração do uso do biogás brasileiro.
A Alemanha importou em 2019 um volume médio de 290 milhões m³/dia (110 bilhões m³ no ano) de gás natural, dos quais 151 milhões vieram da Rússia, 74 da Noruega e 65 da Holanda. Deste total, 246 milhões m³/dia foram consumidos no país, e o restante repassado aos vizinhos, diz a Rystad, uma conceituada consultoria. Face à determinação dos dirigentes alemâes de fechar até 2022 suas usinas nucleares, e as a carvão até 2038, háverá necessidade de ampliar as importações em pelo menos 40 milhões, que terão de vir da Rússia ou dos EUA, pois a produção holandesa está em queda, e a da Noruega estacionária - e os candidatos a este novo suprimento são o gasoduto Nord Stream 2, gás russo via mar Báltico, ou o GNL americano, regaseificado em terminais alemães. Ainda segundo a Rystad, se a decisão for baseada em fatores comerciais, o Nord Stream ganhará - nas atuais condições, o gás russo poderá ser entre 3 a 4 dólares mais barato, mediante contratos de longo prazo com volumes pré-fixados (em inglês).

04 novembro 2020

A Raizen, associação do Grupo Cosan com a Shell, tem demonstrado ser uma empresa inovadora nos diferentes setores em que participa, e a inauguração em 16/10/20 da usina Bonfim, em Guariba,SP, confirma esta tendência. A partir de vinhaça e torta de filtro, subprodutos do processamento da cana de açúcar, a usina tem capacidade instalada de 21 MW, mas o biometano que produz poderá também ser injetado na rede de distribuição de gás natural, usado como GNV em veículos ou ainda liquefeito e comercializado como GNL. Uma parceria com a GeoEnergia (formando a Raízen Biogás), a usina Bonfim é a primeira que usa esta matéria-prima, cujo potencial, segundo disse na ocasião o ministro de Minas e Energia, pode chegar a 45 milhões m³/dia de biogás.
Um ano após a abertura de encomendas para sua nova linha de veículos pesados a gás natutal, a Scania comemora a venda de 50 caminhões movidos com este combustível, 18 deles, tipo G 340 4x2, para a PepsiCo. Desta forma, encerra-se uma longa fase em que o país, mesmo contando uma indústris automotiva desenvolvida, e até fábrica de motores a gás (exportados), não dispunha deste tipo de veículo para sua rede logística, atrás mesmo de nossos vizinhos latino-americanos. Os caminhões pesados Scania, vocacionados para médias e longas distâncias, não são adaptações de veículos a diesel - seus motores ciclo Otto foram projetados para uso de GNV, biometano ou mistura de ambos, assegurando performance semelhante ao diesel, porém 20% mais silenciosos e, sem dúvida, muito menos emissores de poluentes ambientais.
A Petrobras divulgou em 20/10/10 as informações sobre o desempenho operacional da empresa no terceiro trimestre de 2020 (3T20), que mostram números favoráveis, inclusive recordes, apesar das restrições impostas pela Covid-19. A produção média de petróleo e gás natural (O&G), de 2,95 milhões boed, foi 5,4% maior que em 3T19, com grande contribuição do pré-sal, que superou em 32% os dados dos primeiros nove meses ano anterior, com um notável recorde obtido no poço BUZ-10, no campo de Búzios - 69,6 mil boed, registrados em setembro/20. Outros recordes foram alcançados, como na exportação de petróleo, que chegou à média de 1,066 milhão b/d e, pouco comum, nas vendas de asfalto. Os dados do 3T20 permitem prever que a média de produção em 2020 atinja 2,84 milhões boed, acima do limite superior das metas fixadas pela estatal para o período.
Confirmando o momento favorável que atravessa, a geração eólica no Brasil apresentou nestes dias novos recordes - chegou a responder por 18,6% da carga do SIN, com o pico de 12.140 MW em 17/10/20. Este recorde, diferentemente dos anteriores, decorreu da alta performance não somente no Nordeste, a que já nos acostumamos, mas também no Norte e no Sul do país, atestando a excelência dos nossos ventos. Outro número impressionante foi o fator de capacidade obtido na ocasião - 79,3%, a ser comparado com a média mundial, que não excede 30%. Em plena expansão, com novos fabricantes de equipamentos aqui se instalando, e contínua evolução tecnológica, a fonte eólica já representa 9.5% da nossa matriz elétrica, e provavelmente aumentará esta participação, mesmo se confirmada a redução dos atuais incentivos.
O Grupo Cosan, através sua controlada Compass Gás e Energia, já opera a Comgás, a maior distribuidora brasileira de gás natural, e agora projeta aumento substancial da oferta de gás à região Sudeste, com seu projeto Rota 4. Com investimento previsto de R$ 11,5 bilhões, a Compass planeja a construção de dois gasodutos - o Rota 4 A, totalmente marítimo, de 275 km, ligando os campos produtores do offshore santista a Praia Grande,SP, e o Rota 4 B,de 313 km (sendo 294 km no mar), que também trará gás da bacia de Santos, desta vez para Itaguaí,RJ. O total transportado, 21 milhões de m³/dia, aproxima-se das atuais vendas das distribuidoras da região, um aumento relevante da oferta. No momento, o projeto Rota 4 está em licenciamento ambiental, e as expectativas são de operação em quatro anos.
O projeto Jaguatirica II, da Eneva, vem despertando interesse dos agentes do setor de gás natural, não apenas pelo arrojo - o gás extraído do campo de Azulão, na bacia do Amazonas, é tratado e transformado em GNL no local, transportado por mil km em veículos especializados, e usado em térmica de ciclo combinado em Boavista,RO - mas também pelas soluções inovadoras que apresenta. Uma delas é o sistema de medição, de responsabilidade da concessionária amazonense Cigás. A estação de medição, com cerca de 10 ton e 20 m de comprimento, já em Azulão, será instalada entre a UPGN e a unidade de liquefação. Um sistema de automação permite que as variáveis do processo, como pressão, temperatura e vazão, sejam monitoradas no Centro de Controle Operacional da distribuidora, em Manaus. Com ritmo acelerado, o Projeto Jaguatirica II tem seu comissionamento e testes previstos para início de 2021.
Embora as projeções da IEA indiquem uma queda de 7% no consumo mundial de petróleo em 2020, a China importou, nos primeiros nove meses do ano, 13% a mais que em igual período de 2019, talvez aproveitando os preços baixos para formar estoques. O crescimento das compras chinesas foi bem aproveitado pelo Brasil, que para lá exportou até setembro/20 um total de 33,69 milhões ton, 15,6% a mais na comparação anual. Com as exportações de setembro, de 4,49 milhões (contra 2,96 milhões em set/19), passamos a ser o terceiro maior fornecedor de petróleo à China, atrás apenas da Arábia Saudita e Rússia, superando tradicionais exportadores, como o Iraque. Nada mal para um país que, até alguns anos, figurava na lista de importadores do combustível.
A abertura do mercado brasileiro de gás natural, tornada efetiva com o compromisso assumido pela Petrobras com o CADE em 2019, mostra seus efeitos nos vários aspectos da atividade. Na sequência da ação da Bahiagás, adquirindo gás proveniente de fornecedor local, outras distribuidoras regionais preparam-se para fazer o mesmo, como a SCGás, Sulgás e Copergás. Em fase de expansão das vendas (já é a quarta maior do país, com 4,8 milhões de m³/dia), especialmente no segmento residencial, a distribuidora pernambucana concluiu chamada pública, aberta em setembro/20, com a seleção de seis empresas (EBrasil, Golar, Oncorp, Shell, Total e a própria Petrobras), e inicia a fase de negociação com cada uma. Serão dois lotes, um de 750 mil m³/dia, via gasodutos, e outro de 1milhão de m³/dia, importado via terminal de regaseificação de GNL. Com este reforço, a Copergás espera acelerar seu plano de interiorização do uso do gás natural.

15 outubro 2020

Uma das mais interessantes iniciativas na área de gás natural no Brasil é a distribuição pelo interior do país de gás liquefeito de biometano (BioGNL), que utilizará o biogás/biometano proveniente de várias fontes (aterros sanitários, resíduos agrícolas ou da pecuária), liquefeito no local da produção e distribuido em forma de GNL. Para tanto, a Golar Power, grande investidora no país, abriu em 01/10/20 uma chamada pública para a aquisição de 5 milhões de m³/dia de biometano, que serão liquefeitos e levados aos consumidores em iso-containers instalados em caminhões ou barcaças, e regaseificados ou utilizados como GNL. O projeto, que conta com a participação da BR Distribuidora e da Alliance GNLog, deverá incentivar o uso do enorme potencial brasileiro de biogás, estimado em 120 milhões de m³/dia de biometano
O mais recente Boletim Mensal da Produção de Petróleo e Gás Natural, da ANP, referente a agosto/20, voltou a registrar recordes na produção de O&G no país, tanto no pré-sal quanto no total nacional. No pré-sal foram extraídos 2,776 milhões boed, mais 1,4% na comparação mensal e 14,4% na anual. Do total, 2,201 milhões b/d são de petróleo, e 91,368 milhões m³/dia de gás natural, ambos recordes - isto com apenas 117 poços em operação. Incluindo todos os produtores, a média de agosto/20 chegou a 3,927 milhões boed, sendo 3,087 milhões b/d de óleo, e 134 milhões m³/dia de gás, todos recordes, mesmo com 33 campos ainda paralizados pela Covid-19. O campo de Tupi, ex-Lula, manteve a liderança, com 1,004 milhão b/d de petróleo e 44,5 milhões m³/dia de gás, embora o FPSO mais produtivo esteja em Búzios - a P-77, que com quatro poços obteve 165,6 milhões b/d de óleo na média do mês.
A expansão no Brasil da geração elétrica a partir de fonte eólica e solar atingiu tal ímpeto que, somente em 2020, a Aneel já concedeu outorga a 220 projetos, somando 8,4 GW de capacidade instalada, um ritmo inesperado quando comparado a períodos anteriores. Além dos já conhecidos fatores que concorrem para este crescimento, como o custo da energia gerada e a adequação à agenda ambiental, social e empresarial (ESG, na sigla em inglês), o que mais causa esta acumulação de projetos é a MP 998/20, que só garante descontos de tarifas de transmissão e distribuição aos empreendimentos de fontes incentivadas (eólica, solar, biomassa e PCH) cujas outorgas tenham sido solicitadas até 01/09/21, com operação em até 48 meses. Embora ainda não convertida em lei, a MP 998 gerou uma corrida que pode acarretar inconvenientes financeiros e técnicos aos muitos e excelentes empreendedores do setor.
O compromisso da Petrobras com o CADE, estabelecido em 08/07/19, de promover ativamente a abertura do mercado brasileiro de gás natural, já visível em várias atividades do setor, teve no final de setembro/20 dois eventos significativos. Um deles é o contrato assinado com a Shell, Repsol Sinopec e Petrogal, pelo qual estas empresas poderão compartilhar a intraestrutura de escoamento do gás que produzem no pré-sal, usando qualquer das rotas da estatal, e processá-lo nas UPGNs existentes, negociando livremente a remuneração dos serviços - hoje, os 17% da produção nacional que estas empresas extraem é necessáriamente vendido à Petrobras. Um segundo passo, também no sentido de aumentar a participação de novos agentes, foi a abertura das propostas de arrendamento do terminal de regaseificação de GNL da Bahia (21 milhões m³/dia), cujo resultado ainda não é conhecido.
Um balanço feito pela ANP sobre o destino do gás natural produzido no país nos primeiros oito meses de 2020 mostra de forma clara a insuficiência da atual rede de escoamento, especialmente do Pré-sal - da produção média de 127,95 milhões m³/dia, foram reinjetados 54,51 milhões m³/dia (13,3 bilhões m³ em 244 dias), ou 42,6% do total. Do restante, 11,6% foram consumidos na própria produção, 2,8% foram queimados e apenas 43,0% do total chegou às UPGNs para processamento e distribuição. Nossa rede de gasodutos, hoje de 9,4 mil km, realmente diminuta quando comparada aos 497 mil km americanos, ou mesmo aos 16 mil km argentinos, terá que ser fortemente ampliada para que esta distorção seja reduzida - o que tornou-se viável com as mudanças nas regras do setor, recém aprovadas na Câmara - permissão para a construção de dutos por agentes privados, e o compartilhamento da infraestrutura existente com terceiros, mediante remuneração livremente pactuada.
Como temos noticiado, as distribuidoras de gás natural pouco sentiram com as restrições econômicas da Covid-19, e já retornaram aos níveis pré-pandemia - em vários casos, como o da catarinense SCGás, ultrapassaram o volume de vendas do início do ano. Alavancada pelas 300 indústrias em 64 municípios que usam seu gás, a empresa teve recentemente um pico recorde de entregas, de 2,38 milhões m³/dia, acima do volume que recebe da Petrobras, de 2,1 milhões - o que, além de ter que pagar um sobrepreço, é inviável a médio prazo, por incapacidade física do GasBol. De imediato, a SCGás deve fazer uma chamada pública para injeção de biometano na rede, o que atenuará o deficit previsto de 600 mil m³/dia, e eventualmente receber GNL de um terminal no litoral do Estado - mais gás via gasoduto demandaria de quatro a cinco anos, prazo incompatível com a grande demanda não atendida, já existente hoje.
A norueguesa Equinor, que chegou ao Brasil em 2001 como Statoil, já investiu US$ 10 bilhões no país, e deverá aplicar mais US$ 15 bilhões até 2030 - fomos um dos poucos países em que a empresa não cortou seu orçamento com a queda do mercado de O&G, face às restrições da Covid-19. Apesar de continuar operando e investindo em petróleo e gás, o foco declarado da Equinor são as fontes renováveis, que terão seus investimentos elevados em trinta vezes nos próximos dez anos. No momento, já com um complexo solar no Ceará e várias medidas de substituição do diesel por gás natural, a Equinor aguarda a autorização ambiental para seu mega-projeto de dois parques eólicos offshore, no litoral do Rio de Janeiro e do Espírito Santo, que terão capacidade instalada de 4,2 GW, algo como 70% de todas as eólicas construidas no mundo em 2019. Um novo patamar para as renováveis no país.
Com a queda sem precedentes do consumo mundial de gás natural no primeiro semestre, e o ressurgimento da Covid-19 que vem ocorrendo na segunda metade de 2020, a demanda global pelo combustível deverá ser reduzida em 3% na comparação anual, diz a IEA em seu novo relatório Global Gas Security Review 2020. A redução, que corresponde a 328 milhões m³/dia (120 bilhões/ano), é menor que a prevista anteriormente (4%), mas continuará a ser a maior até agora registrada neste mercado. O declínio mais expressivo ocorre na Europa, Ásia e América do Norte (que representam 80% do mercado), e afeta principalmente os suprimentos via gasodutos, embora o fornecimento de GNL também tenha caído, em particular nas exportações americanas, concentradas no Golfo do México (em inglês).

01 outubro 2020

A geração elétrica a partir de fontes renováveis tem tido um extraordinário crescimento em todo o mundo nos últimos cinco anos, especialmente em 2019, quando elas responderam por 45% da capacidade instalada das novas usinas - entre os principais fatores que levaram a este crescimento, destacam-se a eficiência cada vez maior, que resulta em menores custos, e os baixos níveis de emissões, que contribuem para o movimento mundial de descarbonização. Recente estudo da CCEE - Câmara de Comercialização de Energia Elétrica - que considera, entre vários fatores, os custos médios dos leilões, conclui que o menor custo final da energia gerada no Brasil neste periodo ficou com a fonte eólica - R$ 195/MWh, obtido em final de 2019, e certamente menor ainda em 2020. Resta saber como ficará o ranking futuro, face às rápidas quedas no custo da fonte solar , e a um possível corte nos subsídios.
Com os preços do GNL em níveis baixos, seu consumo vem crescendo em países importadores, como o Brasil e várias nações européias, eventualmente em detrimento da importação via gasodutos. Nestas condições, aumenta o número ou a capacidade dos terminais de regaseificação, como é o caso do TR-BGUA, na baía da Guanabara, cuja capacidade de regaseificação passará dos atuais 20 milhões de m³/dia para 30 milhões. O TR-BGUA é do tipo ilha, com dois berços de atracação, um para o FSRU (Floating Storage Regaseification Unit) e outro para o navio supridor, além de 15 km de gasodutos. No teste da nova capacidade, concluído recentemente, foi realmente alcançada a desejada marca de 30 milhões de m³/dia, um novo recorde mundial de regaseificação com FSRUs, atestado por sociedade classificadora internacional.
A abertura do mercado de gás natural à entrada de novos agentes tem movimentado diferentes setores da atividade, um deles o fornecimento do combustível, seja por produção própria ou por importação. Neste quadro, o recente contrato da Bahiagás com a Alvopetro, para suprimento de gás obtido no Recôncavo baiano, animou as similares de outros cinco Estados do Nordeste, que estão lançando uma chamada pública para contratação de 2,406 milhões de m³/dia de gás natural, um volume ponderável comparado à soma de suas vendas. O total a ser fornecido divide-se entre Copergás (1 milhão de m³/dia), Cegás (600 mil), Sergás (300 mil), Algás (270 mil) e Potigás (236 mil). Cada empresa terá sua própria forma de contratar, com prazos variando de dois a cinco anos, e o gás poderá vir de campos terrestres convencionais, de importação de GNL ou de produção local de biogás/biometano
O campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, é hoje o foco principal das atenções - e dos investimentos - da Petrobras. Considerado o maior campo de águas profundas do mundo, Búzios poderá, quando plenamente desenvolvido, produzir 2 milhões de b/d de petróleo, volume próximo do total hoje obtido por todo o pré-sal. Seus poços podem produzir até 60 mil b/d de óleo de alta qualificação técnica, valorizado no mercado internacional. Seguindo o plano de desenvolvimento, a Petrobras está negociando com a holandesa SBM o afretamento do sexto FPSO para o campo, que será a maior unidade produtora a operar no offshore brasileiro - 225 mil barrís diários de petróleo e 12 milhões de m³/dia de gás natural. Duas outras plataformas já têm seu processo de contratação iniciado, e outras quatro completarão as doze hoje previstas.
São Paulo é, de longe, o Estado brasileiro que mais consome gás natural - suas três distribuidoras, Comgás, GasBrasiliano e Naturgy Brasil respondem por quase um terço do total de vendas das 23 distribuidoras em operação. Sua produção, entretanto, é reduzida, e complementada por importação da Bolívia ou de outros Estados - projetos de uso do grande volume de gás de seu offshore ainda não se concretizaram. Um empreendimento da Compass Gás e Energia, do grupo Cosan, que controla a Comgás, deverá contribuir para a mudança deste panorama - trata-se do TRSP, Terminal de Regaseificação de S.Paulo, que deverá abastecer com folga a Baixada Santista. O projeto compreende um FSRU no litoral santista, capaz de movimentar 3,4 milhões de ton/ano de GNL, e um gasoduto de 8 km que levará o gás até o city-gate de Cubatão. O TRSP está orçado em R$ 460 milhões, com previsão de operar em 2023.
O compromisso das grandes petroleiras mundiais com medidas efetivas de redução do impacto que causam nas mudanças climáticas vem sendo amplamente discutido nos últimos dias, a partir do relatório divulgado pelo instituto de pesquisas americano Oil Change International (OIC), com apoio da consultoria Rystad Energy - nenhuma delas tem um plano de sustentabilidade que se coadune com o que foi estabelecido no Acordo de Paris, e quase todas estarão produzindo mais combustíveis fósseis em 2030. Entre elas está a Petrobras, cujo objetivo prioriza a produção de O&G a partir do pré-sal, uma meta que, sem dúvida, tem ampla justificativa econômica e empresarial. Conforme apresentação feita aos seus colaboradores em 17/09/20, a empresa não está programando investimentos em energia renovável nos próximos dez anos, a não ser a instalação de turbinas eólicas flutuantes, que suprirão energia para o pré-sal.
Como temos informado aos nossos leitores, o ritmo de crescimento da geração elétrica fotovoltaica no Brasil tem superado as expectativas, mesmo em tempos de Covid -19. Segundo dados da Absolar - Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica - além das centrais geradoras, que atendem às grandes empresas (cuja capacidade instalada já supera 3 GW), a geração solar fotovoltaica distribuida é usada hoje em 294 mil residências comércios, indústrias e prédios públicos em cinco mil municípios, totalizando 3,5 GW. Ainda segundo a Absolar, há contratos para os próximos quatro anos de mais 4,5 GW, um investimento de R$ 25,8 bilhões. Como vetores deste boom, além de sermos um dos países que mais recebe irradiação solar, podem ser citadas as muitas empresas que importam, fabricam ou montam nossos sistemas fotovoltaicos, e os esquemas de financiamento que fazem as instalações serem acessíveis à renda média brasileira.
A russa Gazprom não parece ter sentido os efeitos da Covid-19, nem a pressão do GNL americano barato sobre os mercados europeus - até agosto/20, na comparação anual, suas vendas internas cresceram 5%, e as exportações aumentaram surpreendentes 12%. A empresa está construindo neste ano mais 2.350 km de gasodutos, e espera chegar ao final de 2020 com 71,4% do país suprido de gás natural. Para os próximos cinco anos, a Gazprom planeja 24.400 km de novos dutos, elevando a cobertura para 75% do território russo. Entre estes projetos destaca-se o gasoduto Power of Siberia 2, que levará o gás da península de Yamal, no Ártico siberiano, ao oeste da China, atravessando a Mongólia - serão 137 milhões de m³/dia (50 bilhões por ano), cerca de cinco vezes o nosso GasBol. Em seu trajeto, o Power of Siberia 2 levará o uso do gás natural a novas regiões da Sibéria, potencializando o desenvolvimento de seu extenso território (em inglês).

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).