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).

29 agosto 2020

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

14 agosto 2020

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

01 agosto 2020

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