02 maio 2021

Em entrevista concedida em 16/04/21, o presidente da Shell no Brasil confirmou o interesse da empresa em novos projetos no país (onde opera há mais de 100 anos) em diferentes áreas ligadas à energia, com destaque para o gás natural. Já com um empreendimento em construção, a UTE Marlim Azul, de 565 GW, uma parceria com a Mitsubishi e a Pátria Investimentos - a primeira térmica a usar gás do pré-sal - a Shell deverá comercializar o combustível no mercado livre a partir do início de 2022. Assim que outorgados, serão executados projetos de usinas solares e eólicas onshore, enquanto aguarda a viabilização da contrução de eólicas offshore, uma prioridade mundial da empresa.
O uso do GNL no Brasil está em rápida expansão - até há pouco tempo restrito a três terminais de regaseificação da Petrobras no Ceará, Bahia e Rio de Janeiro, já é hoje disponível em Sergipe, e em breve chegará a Pernambuco, Sta.Catarina e Pará, em grande parte graças à ação da norueguesa Golar, adquirida pela americana New Fortress Energy em janeiro/21. Em Barcarena, no trecho paraense do rio Amazonas, o GNL será recebido em um terminal de regaseificação, e fornecido à Hydro, controlada pela também norueguesa Norsk Hydro, que ali opera uma refinação de alumina, a Alunorte. Além de substituir o óleo combustível hoje usado pela Hydro, e alimentar uma termelétrica local, o GNL será disponibilizado ainda em forma líquida a outros consumidores próximos. Um passo á frente na preservação ambiental da região.
O pico da demanda global por petróleo, um tema muito discutido há dez anos atrás, volta a ganhar atenção com as fortes oscilações desta época de pandemia. Recente estudo da Bloomberg para o banco Goldman Sachs prevê que o principal setor consumidor, os transportes (43%), começará a reduzir sua demanda em 2026, face ao crescimento dos veículos elétricos - mas o consumo total continuará em pequena elevação, especialmente com o uso mais nobre do produto, como matéria prima da petroquímica. A IEA, International Energy Agency, talvez a mais conceituada previsora, fala em estabilidade após 2030, contra estimativas da BP (já estaríamos no pico), ou da Wood Mackensie, que vê o ponto de inflexão em 2023. De qualquer forma, um alerta para que sejamos mais rápidos em desenvolver nossas grandes reservas.
O Amazonas tem no momento uma expressiva elevação no uso do gás natural - sua distribuidora estadual, a Cigás, apresentou no primeiro semestre de 2021 um crescimento de 75,7% no número de consumidores, chegando a 5,3 mil ligações em Manaus e outros cinco municípios, e espera quadruplicar o total de clientes até 2025, com pesado investimento em redes de tubulação. Entre os consumidores, estão sete termelétricas, totalizando 960 MW, o que faz da Cigás a terceira maior em volume de vendas entre as distribuidoras regionais do país. Por outro lado, a oferta de gás também deverá expandir-se - a Eneva procura clientes para seu GNL a ser produzido no campo de Azulão, e a New Fortress Energy, que adquiriu a Golar Power, faz pesquisa semelhante para a venda de GNL a partir do terminal fluvial em construção em Barcarena,PA.
A geração elétrica a partir de fonte eólica no Brasil vem superando as estimativas, e ao final do primeiro trimestre de 2021 (1T21) chegou a 18 GW de capacidade instalada, ou 10,3% da matriz elétrica do país, a segunda maior entre as fontes, só perdendo para as hidrelétricas. De acordo com a ABEEólica (Associação Brasileira de Energia Eólica), temos hoje 695 parques e 8.300 aerogeradores em operação, cuja construção foi possível graças ao crescente complexo fabril brasileiro, às condições favoráveis de financiamento e ao baixo custo da energia produzida, amplamente aproveitado pelo mercado livre. Também segundo a ABEEólica, em 2024 teremos 28 GW instalados, apenas considerando os leilões já realizados, e sem ter tangenciado o potencial eólico offshore, cujos ventos ( e consequentes fatores de capacidade) são ainda superiores aos excelentes ventos terrestres brasileiros.

14 abril 2021

Segundo o Boletim Mensal da ANP, referente a fevereiro/21, a produção de petróleo e gás natural no país teve no período a média de 3,643 milhões boed, dos quais 2,819 milhões b/d são de petróleo (5,1% a menos na comparação anual), e 131 milhões m³/d de gás natural (aumento de 1,7%, na mesma base comparativa). A produção proveniente do pré-sal chegou a 2,596 milhões boed, representando 71,3% do total - isto com apenas 118 poços em operação. Apesar do crescimento da produção de outros campos do pré-sal, como Búzios, onde estão alguns dos poços recordistas de produtividade, o campo de Tupi (ex-Lula) ainda liderou, com 901 mil b/d de petróleo e 41,9 milhões m³/d de gás natural.
O hidrogênio sempre esteve incluído entre as fontes sustentáveis de geração elétrica, mas até dois anos atrás eram poucos os investimentos na sua viabilização comercial. Não mais - com os avanços recentes do hidrogênio verde (assim chamado por ser obtido por eletrólise da água, e não de hidrocarbonetos, como o gás natural), há no momento uma verdadeira corrida aos novos projetos de produção de energia elétrica a partir do hidrogênio. Segundo a Rystad Energy, conceituada consultora e pesquisadora, temos hoje 76 GW de capacidade instalada em projeto nos cinco continentes, incluindo EUA, Alemanha, França, Austrália, Coréia do Sul, Japão, e principalmente China, para onde estão voltados os olhos da comunidade tecnológica. A transição energética pode mudar de rumo.
A Irena, International Renowable Energy Agency, sediada nos Emirados Árabes, uma associação de 160 países para o desenvolvimento de fontes renováveis de energia, divulgou nestes dias seu relatório de 2020, que demonstra a notável expansão destas fontes na matriz elétrica mundial. No ano, foram novos 260 GW de capacidade instalada, 50% a mais que em 2019, contra apenas 60 GW de aumento em projetos de fontes fósseis. As eólicas quase dobraram sua potência, seguidas de perto pelas solares, ambas impulsionadas principalmente pela China e EUA, onde gigantescos parques são constantemente inaugurados. O aumento, entretanto, foi generalizado e, além da Ásia e América do Norte, incluiu a África, Oceania e América do Sul, com destaque para o Brasil.
A sanção presidencial ao novo marco legal do mercado de gás natural, em 08/04/21 (Lei 14.134/21), embora tenha tido sua comemoração ofuscada pelo enorme aumento no preço do insumo fornecido pela Petrobras às distribuidoras, consolidará as modificações já visíveis nos vários setores da atividade. No clima da abertura, a NTS - Nova Transportadora do Sudeste, controlada pela Brookfield, que já buscava novos clientes para conectá-los à sua rede, abriu chamada pública para ofertas de suprimento de novos fornecedores, produtores ou importadores de GNL, a partir de 2022. Em outro movimento, a NTS negocia com as outras duas grandes transportadoras da país, a TBG, operadora do GasBol, e a TAG - Transportadora Associada de Gás, controlada pela Engie, para uma eventual chamada pública integrada, que cobriria o território nacional.
Como nossos leitores estão informados, Sta.Catarina tem seu suprimento de gás natural limitado ao GasBol , e este já atingiu seu limite há tempos. Pressionada pela forte demanda não atendida, a distribuidora local, a SCGás, vê no aporte de GNL importado a solução mais viável e rápida para este problema - o Terminal Gás Sul (TGS), a ser operado pela Golar, projetado para armazenar e regaseificar GNL em São Francisco do Sul, será capaz de aumentar em 50% a oferta atual. O GNL recebido e regaseificado poderá ser parcialmente injetado no GasBol, usado para geração elétrica ou, ainda como GNL, transportado em veículos adequados até o interior do Estado, uma das especialidades da Golar. O empreendimento, em fase de licenciamento ambiental, está orçado em R$ 500 milhões, e poderá trazer até R$ 320 milhões anuais aos cofres de Sta.Catarina.
Apesar da forte pressão que sofre em várias partes do mundo, a geração elétrica a carvão continua apresentando crescimento na Índia e em países menos desenvolvidos da Ásia e África, pela ampla disponibilidade do combustível, baixo custo e facilidade de manuseio. No Japão, que está em processo de redução das próprias emissões, há uma forte indústria de fabricação de usinas a carvão, que são exportadas para estes países com o apoio e financiamento do Governo japonês. Atendendo aos apelos da ONU e de outras instituições, este apoio será retirado a partir de abril/21, e só será concedido em casos em que for possível comprovar a falta de outras opções. Algo positivo no difícil caminho da descarbonização do planeta (em inglês).

28 março 2021

O suprimento de gás natural em Sta. Catarina é praticamente limitado pelo volume recebido do GasBol, o que tem retardado a expansão da distribuidora local - em fevereiro/21, a SC Gás vendeu apenas 2,141 milhões m³/dia, face a uma crescente demanda não atendida. Com a liberação do mercado, a SC Gás e outras distribuidoras sulinas lançaram em início de março/21 uma Chamada Pública, incluindo o biogás/biometano entre as possibilidades de suprimento - uma boa oportunidade de desenvolvimento desta fonte, que tem em Sta, Catarina um potencial de produzir até 3 milhões m³/dia, segundo estudo da universidade estadual, a UFSC, em razão da ampla geração de resíduos orgânicos provenientes da pecuária e agricultura do Estado. Uma solução com efeitos positivos na economia, no meio ambiente e na meta da SCGás de levar o gás natural ao interior catarinense.
Nos leilões de energia nova A-3 e A-4, a serem realizados em junho/21 pela EPE, cadastraram-se 1.841 empreendimentos, dos quais 1.447 figuram nos dois leilões. O total oferecido chega a 66.862 MW de potência instalada, surpreendentes 38% da atual matriz elétrica brasileira. A fonte solar, favorecida em nosso país com excepcional insolação, dominará os leilões, com 1.050 projetos, totalizando 41,8 GW, seguida pela eólica, igualmente beneficiada pelos ventos onshore de nosso território (700 parques, 22,6 GW). Há ainda pequenos projetos hidrelétricos (61 usinas, totalizando 1GW), e térmicos (30 instalações, 1,3 GW). O Nordeste, onde temos as melhores condições climáticas, concentra os novos projetos - Bahia (596), R.G.do Norte (259), Ceará (193) e Piauí (189). O panorama nordestino está mudando.
A SCGás, como a grande maioria das distribuidoras regionais brasileiras de gás natural, priorizou na primeira década deste século a área litorânea do país para o desenvolvimento de sua estrutura de transporte, dada a facilidade de oferta e localização dos principais consumidores. A partir de 2010, entretanto, a distribuidora catarinense iniciou seu projeto de interiorização do uso do combustível, visando atingir 16 municípios distantes do litoral, através da construção de um gasoduto de 230 km, o Serra Catarinense, ousado para o porte da SCGás à época. Dez anos depois, com investimento de R$ 130 milhões, foram lançados 100 km, ligando milhares de clientes, e agora o trecho que falta, equacionado no orçamento da empresa, será construído até 2025, chegando a Lages, o ponto mais distante. Um considerável esforço, que terá amplo efeito na economia do Estado.
Antecipando-se à aprovação do novo marco regulatório do gás natural pelo Congresso, a Assembleia Legislativa do Amazonas promulgou em 10/03/21 sua "lei do gás", que permite a distribuição de gás natural no Estado por outras empresas além da Cigás, inclusive em forma de GNL.A permissão é muito favorável à Eneva que, incentivada por resultados econômicos excelentes, investe pesado na região - com o projeto Azulão-Jaguatirica II seguindo como previsto, a empresa planeja distribuir GNL e condensado, partindo inicialmente do próprio campo de Azulão, cujas reservas são bem maiores que o exigido pela térmica em construção em Boavista, RO. Além disto, se a Eneva concluir as negociações com a Petrobras para a compra dos ativos de Urucu, terá também a possibilidade de comercializar a produção que excede à escoada pelo gasoduto Urucu-Coari -Manaus, volume hoje, reinjetado, por falta de consumidores.
A aprovação do novo marco legal do gás natural pelo Congresso, em 17/03/21, foi recebida com otimismo pelos especialistas e agentes do setor. Em entrevista, Cláudio Frishtac, da Inter.B Consultoria, responde aos principais questionamentos sobre os efeitos da nova lei, avaliando que, nos próximos dez anos, algo como US$ 60 bilhões serão investidos em produção, escoamento e consumo do combustível. A projeção baseia-se na redução pela metade prevista no preço do gás, decorrente principalmente do aproveitamento dos 55% do gás produzido no pré-sal, hoje reinjetados por falta de infraestrutura de escoamento. Um dos demais efeitos destacados pelo economista foi a possibilidade de grande expansão do uso domiciliar do gás natural, hoje restrito a menos de 5 milhões de residências, contra quase 66 milhões servidas por GLP ou, ainda pior para o meio ambiente, 14 milhões que usam lenha.
A Equinor (antiga Statoil) tem o Brasil como principal foco para investimentos em O&G fora de seu país, a Noruega. Entre os novos projetos está o desenvolvimento do campo offshore BM-C-33, no pré-sal da bacia de Campos, onde é parceira da Repsol Sinopec (35%) e Petrobras(10%). O projeto inclui um FPSO, operando a 200 km do litoral e a 2.900 m de lâmina d'água, que processará o gás, o condensado e o óleo extraídos, este último a ser carregado em navios. O gás natural será escoado em gasoduto até as instalações da Petrobras em Cabiúnas,RJ, onde será tratado e conduzida à malha nacional - um volume de cerca de 16 milhões m³/dia, expressivo em relação à atual oferta de gás. A recente aprovação da liberação do mercado de gás no Brasil foi fundamental para a decisão de implantação do projeto.
A participação da iniciativa privada no mercado de gás natural brasileiro vem produzindo efeitos visíveis em vários setores da atividade, entre eles o transporte do combustível em gasodutos. A NTS- Nova Transportadora do Sudeste, controlada por um fundo da Brookfield (82,35%) desde 2017, é um bom exemplo - na área operacional, a empresa encerrará em julho/21 seu contrato com a Transpetro, e assumirá a operação da rede com seu pessoal, a partir de um novo centro de controle, e criou uma estrutura comercial para trabalhar com vários clientes, inclusive conectando-os à rede por ramais de tubulação. Uma chamada pública, iniciada nestes dias, identificará os novos clientes, com os quais a construção e operação dos ramais será negociada. O projeto mais maduro é a ligação das novas unidades de processamento de gás (UPGNs) do polo GasLub (ex-Comperj), no Rio de Janeiro.
O hidrogênio é em geral obtido a partir de hidrocarbonetos, como o metano do gás natural, e seu maior consumo atual é a amônia, base dos fertilizantes nitrogenados. Mais recentemente, como noticiamos, o chamado "hidrogênio verde", obtido da eletrólise da água, vem crescendo como uma das fontes sustentáveis de geração elétrica. Informa-se agora que o hidrogènio foi aprovado em testes feitos na usina siderúrgica de Duisburgo,da Thyssenkrupp, ao ser injetado em um alto forno da empresa, substituindo o carvão como agente redutor do minério de ferro, com drástica redução do CO² produzido no processo. Um forte passo na transformação da indústria siderúrgica rumo à desejada neutralidade climática (em inglês).

28 fevereiro 2021

Entre as diferentes fontes de geração elétrica sustentáveis, o hidrogênio verde (o que não provém de fontes fósseis, como o gás natural), até agora em segundo plano, deverá assumir em breve papel de destaque no esforço de transição energética e descarbonização da economia, especialmente na Europa - a União Européia está disponibilizando grandes somas para os chamados projetos importantes de interesse europeu comum (IPCEI, na sigla em inglês). Neste sentido, a alemã Siemens Energy e a francesa Air Liquide uniram-se para o desenvolvimento em larga escala da tecnologia da produção de hidrogênio utilizando eletrolizadores PEM, dispositivos que efetuam a eletrólise da água, liberando H² através de uma membrana. Também na Espanha, há notícias do interesse da Endesa, do grupo Enel, em desenvolver 23 projetos de obtenção de hidrogênio verde e a consequente geração elétrica, um investimento estimado em 2,9 m
Com a recente abertura do mercado de gás natural, associada ao desinvestimento de ativos da Petrobras, criaram-se condições para a ampliação de nossa rede de gasodutos, claramente insuficiente para a expansão do consumo do combustível. A TAG - Transportadora Associada de Gás, adquirida em junho/19 pela Engie (65%) e por um fundo canadense (35%) - a maior rede de gasodutos do país, com 4.500 km de dutos de transporte atravessando dez Estados - já se movimenta neste sentido, e realiza no momento um mapeamento visando identificar interessados em receber seu gás via gasodutos, os quais deverão formalizar suas intenções até 10/03/21, primeira etapa do processo de construção de novos dutos. A TAG já obteve contratos de fornecimento a duas fábricas de fertilizantes, na Bahia e em Sergipe, e visa agora grandes consumidores, como a GNA, no Porto do Açu, RJ, e a Celse, com a UTE Porto de Sergipe. A empresa calcula investir até R$ 1,5 bilhões em novos dutos nos próximos cinco anos.
A EDF - Electricité de France, fundada em 1946 como estatal, e desde 2014 com 30% de capital privado, é hoje o maior gerador de energia elétrica da Europa (22% do total), e tem atuação mundial, chegando a 120 GW de capacidade instalada, com 158 mil colaboradores. No Brasil desde 1996, seu principal ativo no país é a UTE Norte Fluminense, em Macaé, RJ (827 MW), mas tem vários outros interesses, como a participação na hidrelétrica de Sinop, MT (402 MW), as empresas Citelum (iluminação pública) e Framatome (engenharia), e a EDF Renováveis, que em breve operará 1 GW de usinas eólicas e solares. Decidida a expandir-se na geração elétrica no Brasil, a EDF deverá participar dos leilões de energia nova em junho/21 com projetos de térmicas a gás natural, além de efetivar a ampliação da Norte Fluminense com uma segunda UTE, de 1.713 MW (já com licença prévia concedida), e vários novos projetos eólicos e solares. Mais um grande player internacional torna-se um macro-investidor no Brasil.
A ANP, através seu Painel Dinâmico de Produção de Petróleo e Gás Natural, informa que, em janeiro/21, a produção brasileira de petróleo foi de 2,870 milhões b/d, um aumento de 5,26% sobre o mês anterior, e a de gás natural chegou a 136,33 milhões m³/dia, mais 7,36%, na mesma comparação (3,737 boed no somatório). A agência informa também que nada menos de 50% do total foi obtido em dois mega-campos do pré-sal, Tupi (ex-Lula) e Búzios, nos quais a produtividade tem alcançado recordes, com poços extraindo acima de 60 mil boed - o que contribui para a contínua queda do preço de extração, agora abaixo de US$ 3/barril. A produção brasileira segue fortemente concentrada no offshore do Estado do Rio de Janeiro, que no período respondeu por 79,86% do total do petróleo e 61,30% do gás natural.
A geração elétrica a partir de fonte eólica em operação no Brasil chegou a 18 GW de capacidade instalada no início de fevereiro/21, a segunda maior de nossa matriz elétrica (10,3%), só inferior às hidrelétricas. São 695 parques eólicos, todos onshore, com mais de 8.300 aerogeradores, segundo informa a ABEEólica - Associação Brasileira de Energia Eólica, acrescentando que, até 2024, apenas contando os leilões já realizados, a fonte eólica avançará para 28 GW. As vantagens econômicas que os grandes consumidores de energia têm no mercado livre são o fator mais relevante nesta forte expansão, tornada viável pela instalação no país de um modeno parque de fabricação de componentes, e criação de um eficiente sistema de financiamento. Os ventos brasileiros, entre os melhores do mundo, certamente concorrem para a notável performance do setor.
As novas condições do mercado brasileiro de gás natural deverão trazer, entre outras consequências favoráveis ao setor, forte incentivo à produção de biogás/biometano a partir de aterros sanitários e resíduos orgânicos, agrícolas e pecuários. Nosso potencial, como é sabido, é dos maiores do mundo, estimado pela Abiogás, Associação Brasileira do Biogás, em 120 mihões/m³/dia, mas apenas 365 mil m³/dia são hoje produzidos comercialmente em oito usinas, das quais somente três entregam biometano no padrão exigido pela ANP para injeção à rede de distribuição de gás natural. Efetivadas as novas condições, a Abiogás visualiza um mínimo de mil plantas em operação até 2030, distribuídas em todo o país e produzindo 32 milhões m³/dia de biometano, com investimento de R$ 50 bilhões. Uma contribuição substancial, tanto no ponto de vista econômico quanto ambiental.
Mantidas as atuais condições do mercado brasileiro de gás natural, que permitem a produção, tratamento, transporte e comercialização do combustível por empresas privadas, e aprovados os novos marcos regulatórios hoje no Congresso, o futuro do gás natural no país parece promissor. Recente relatório do BNDES, o "Gás para o Desenvolvimento - Perspectivas da Oferta e da Demanda", indica que a oferta nacional, hoje em torno de 50 milhões m³/dia ( volume efetivamente entregue ao consumo, diferença entre a produção, cerca de 135 milhões, e a reinjeção, consumo no local da produção, queima e perdas), poderá chegar a 100 milhões até 2030. Este avanço virá principalmente do gás do pré-sal, hoje em boa parte reinjetado por falta de estrutura de escoamento, de produção terrestre disseminada e de facilidades para importação, que deverão baixar o preço atual para algo como US$ 4 a 6 por milhão Btu. O relatório estima que, nesta faixa de preço, todos os segmentos do mercado terão expressiva alta, especialmente o industrial, que poderá consumir até 70 milhões m³/dia.
Atualmente já existem treze gasodutos ligando os campos produtores de gás natural russos aos consumidores europeus, mas a conclusão muito próxima de mais um, o Nord Stream 2, está causando grande polêmica entre a União Européia e EUA, de um lado, e a Alemanha e Rússia do outro. São no total 1,222 km, grande parte sob o mar Báltico, em 48 polegadas, capazes de transportar 151 milhões m³/dia de gás (50 bilhões/ano), dos quais faltam apenas160 km a lançar, e onde já foram investidos cerca de dez bilhões de euros. O gasoduto reforçaria a posição russa no suprimento de gás à Europa, reduziria a importância (e as rendas) da Ucrânia e Polônia no mercado, e restringiria as chances americanas de colocar na Europa sua crescente produção de GNL. Agravando a situação, o preço do gás natural no continente europeu está em baixa, temporariamente em razão da pandemia, mas estruturalmente pelo contínuo avanço das renováveis, que parece acentuar-se ao longo do tempo (em inglês).

09 fevereiro 2021

Com seu projeto Azulão-Jaguatirica em bom andamento, a Eneva visa agora outra ambiciosa meta: fornecimento de gás natural (GNL) e condensado nas regióes Norte e Nordeste do país, e já procura contato com possíveis clientes. O projeto segue o que já está em curso - caminhões especializados partirão das instalações de liquefação de Azulão, ou de novas unidades a serem construídas em Parnaíba, no Maranhão (onde a empresa tem reservas de 35,7 bilhões m³), ou ainda de outros campos terrestres em lotes arrematados pela empresa nas bacias do Amazonas e Solimões. As próprias distribuidoras regionais de gás natural canalizado da região poderão ser clientes da Eneva, dentro do que permite o regulamento do novo mercado brasileiro de gás.
Um levantamento divulgado em 19/01/21 pela Bloomberg New Energy Finance (BNEF) mostra que, em 2020, os recursos investidos no mundo em descarbonização - energia renovável, transporte elétrico, captura e armazenamento de carbono (CCS), aquecimento elétrico - chegaram a US$ 501 bilhões, 9% mais que no ano anterior, apesar da Covid 19. A maior parte do total investido foi em energia renovável (US$ 303,5 bilhões), com destaque para a fonte solar, com o maior crescimento até agora observado (inclusive no Brasil), mas houve também expressivo aumento em veículos elétricos e estruturas associadas. O relatório da BNEF assinala ainda que as novas tecnologias em áreas como captura e armazenamento de carbono, hidrogênio e aquecimento elétrico, embora tenham tido crescimento no ano, tiveram aportes muito abaixo do que seria necessário para o desenvolvimento pleno do potencial que representam.
A IEA-International Energy Agency, ligada à OCDE e com sede em Paris, um dos mais pretigiosos órgãos de informações sobre energia, constatou que, em 2020, o consumo mundial de gás natural, ainda que que tenha demonstrado ser mais resiliente que o petróleo, reduziu-se em 274 milhões m³/dia (100 bilhões m³/ano) em relação a 2019, a maior queda anual até agora registrada pela instituição. Neste ano, segundo a IEA, deverá haver uma recuperação modesta, um aumento de 300 milhões m³/dia, 2,8% da demanda total, sem grandes retomadas, podendo inclusive haver nova queda em alguns mercados. O GNL, entretanto, parece fugir a este panorama - depois de ter volumes e preços mínimos no auge da pandemia, recuperou-se rápido, atingindo valores recordes no início de 2021,
A Ternium, a maior produtora de aço da América Latina, com mais de 12,3 milhões de toneladas de aço por ano (mta), está presente no país através da Usiminas e, desde setembro/17, também pela usina construída pela Thyssen Krupp em Santa Cruz, RJ, hoje Ternium Brasil. Com a abertura do mercado de gás natural brasileiro, a empresa, que já vinha utilizando biogás/biometano de usinas próximas, pretende substituir o coque usado na redução do minério por gás natural - com esta troca, a produção atual de 4,7 mta de aço poderá chegar a 5,2 mta, com expressiva redução das emissões de carbono, um importante diferencial para uma empresa que exporta 90% de sua produção. A decisão depende da aprovação da Nova Lei do Gás, hoje no Legislativo, que deverá permitir sensível queda no preço muito elevado do combustível, atualmente em US$ 12/milhão Btu.
Informações recentes da ANP indicam que, alavancada pelo Pré-Sal, que respondeu por 68,1% do total, com custos competitivos e excelente qualidade, a produção brasileira de O&G teve em 2020 um ano de recordes - média diária de 3,74 milhões boe, um acréscimo de 5,22% sobre 2019, e notáveis 52,71% a mais que há uma década, em 2010. Da produção de 2020, 2,94 milhões b/d são de petróleo, e 127,4 milhões m³/dia de gás natural, este apresentando crescimento de 102,8% na comparação decenal. Outros dados interessantes divulgados pela ANP são a redução da participação da Petrobras no total, que caiu de 92,67% em 2010 para 74,1% em 2020, e a reativação da produção terrestre de petróleo, parcialmente privatizada nos últimos anos, que em 2020 atingiu 11,54 mil b/d, um aumento de 71,36% na comparação com 2019.
O setor elétrico brasileiro tem atraido investidores estrangeiros nestes últimos anos, entre eles grandes players de origem européia, como a francesa Engie, a espanhola Iberdrola (Neoenergia), a italiana Enel e a portuguesa EDP. Estudo divulgado recentemente pela Universidade de Boston, entretanto, mostra que os chineses são, com folga, os principais investidores no setor - nada menos que US$ 36,5 bilhões foram aplicados por firmas chinesas no país nos últimos anos, tanto em geração quanto transmissão e distribuição de energia elétrica. 14 empresas de origem chinesa operam hoje no pais, lideradas pela State Grid (US$ 20,4 bi), CTG (9,85 bi), CGN (2,19 bi) e Spic (1,10 bi). Foram, segundo o estudo, 176 transações, que deram aos chineses participação integral ou parcial em 304 usinas, totalizabdo 16,7 GW, próximo a 10% de nossa matriz elétrica.
Com seus caminhões movidos a GNV ou biometano já se aproximando de cem unidades entregues, a Scania apresentou neste início de fevereiro/21 o primeiro ônibus com o mesmo tipo de motor, colocando o país no já extenso grupo de usuários de veículos pesados a gás natural. O ônibus, um modelo K 320 4x2, tem motor de 320 hp em ciclo Otto (não uma adaptação do motor diesel), que atende às exigências da Euro 6, mais rigorosas que a anterior, ainda vigente no país. Montado em carroceria Marcopolo, o ônibus estará a serviço da Gerdau - que já opera veículos a GNV da Scania, inclusive caminhões pesados para transporte de minério de ferro - e rodará 190 km por dia em Charqueadas,RS, ampliando o esforço do grupo siderúrgico em reduzir sua contribuição às emissões atmosféricas.
Como ocorre anualmente, a EPE - Empresa de Pesquisa Energética promoverá em junho/21 dois leilões para empreendimentos de geração elétrica a partir de fonte térmica, restritos a gás natural e carvão nacional, para operação em 2025 (leilão A-4) e 2026 (A-5). O cadastramento, encerrado em 01/02/21, relacionou 88 novas usinas, totalizando cerca de 41 GW de capacidade instalada, a serem construídas nas cinco regiões do país, quase 90% acionadas a gás natural, algo como duas vezes a atual participação do gás na matriz elétrica brasileira - talvez um efeito da posição competitiva que é esperada para o combustível após a abertura do mercado e da aprovação do novo marco regulatório. Veja o mapa por região, notando que foi permitida a inscrição da mesma usina nos dois leilões.

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.