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OS NOVOS DESAFIOS DO MERCADO INTERNACIONAL DE GÁS NATURAL

Os novos desafios do mercado internacional de gás natural para a política energética Russa


Por Renato Queiroz e Felipe Imperiano

renato062013O ambiente econômico e energético mundial sofreu grandes transformações a partir do ano de 2008: primeiro, em virtude da crise econômica deflagrada nesse ano; segundo, em razão da expansão da produção de gás natural em formações geológicas não convencionais nos EUA e da crise nuclear japonesa. Devido a isso, a Rússia, como um dos maiores exportadores mundiais de energia, se defronta com novos desafios em função da perspectiva dos EUA se tornarem exportadores de GNL, somado ao decréscimo do consumo de gás na Europa, seu principal mercado consumidor. Em contraposição a esse cenário restritivo no Ocidente, há importantes oportunidades de comércio na região da Ásia-Pacífico com um aumento significativo da demanda energética em países como China, Coréia do Sul, Índia e Japão.

Este artigo busca apresentar questões recentes do mercado internacional de gás natural que trazem desafios à política energética russa. O texto está dividido em três seções. Inicialmente aborda-se o mercado europeu. Em seguida analisa-se o mercado asiático. Essa divisão não só marca um corte espacial desses mercados, como, principalmente, ressalta diferentes dinâmicas econômicas que têm resultados distintos sobre o mercado internacional de gás natural. Por último, na seção conclusiva focam-se as questões que rebatem nas estratégias da política energética da Rússia.

O mercado europeu

O aumento da produção de gás natural nos EUA, através da exploração de reservatórios não convencionais, gerou um diferencial significativo de preços entre o mercado americano e as demais regiões consumidoras no mundo. Conforme o preço do gás produzido internamente caiu e se tornou mais competitivo, o seu consumo aumentou, deslocando outras fontes, como o carvão, os derivados do petróleo e até mesmo a fonte nuclear[i]. O Gráfico 1, abaixo, ilustra a evolução da produção de energia elétrica americana por fonte. Enquanto a geração de energia elétrica por carvão diminuiu 23,1%, entre 2003 e 2012, a geração a gás cresceu 89,4%, no mesmo período. O consumo total de carvão nos EUA, no ano passado, foi 20,5% menor do que em 2008, quando o preço médio do gás natural no Henry Hub atingiu seu pico histórico de US$ 8,85 (BP, 2013).

Gráfico 1: Percentual por fonte de geração líquida de energia elétrica nos EUA entre 2003 e 2012.

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Fonte: Elaboração própria a partir dos dados da EIA

Aliado a um quadro negativo da economia mundial, isso contribuiu para que houvesse um excesso de oferta de carvão no mercado internacional, já que os EUA são o segundo maior produtor de carvão, atrás apenas da China. Com efeito, o seu preço assumiu uma tendência de queda. Concomitantemente, o preço do gás natural comercializado pela Rússia se elevou. Isso permitiu, inclusive, que a receita líquida de vendas da maior exportadora de gás natural do mundo, Gazprom, para a Europa e outros países[ii] crescesse 2,1%, no ano passado, a despeito de uma contração de 4% no volume.

Durante a maior parte de 2012, o índice PEP,que mede os preços de eletricidade em Eur/MWh no mercado spot europeu, manteve-se estável e abaixo do nível de 2011,como mostra a Figura 1.Isso se deve a menores custos de geração provenientes da crescente produção elétrica de renováveis,  à abundante geração hidráulica nos mercados nórdicos e a preços baixos do carvão (EC, 2013).O menor preço da energia, em relação ao ano anterior, e o preço do gás resultaram em não rentabilidade das térmicas a gás, em boa parte do ano de 2012. Nesse mesmo ano, no Reino Unido, a geração elétrica por térmicas a carvão cresceu 40% (EURACOL, 2013) e, na Alemanha, no primeiro semestre do ano, a geração a gás caiu 15%, ao passo que a geração a carvão cresceu 8%, por exemplo (EC, 2013).

Figura 1: Evolução do carvão, gás natural, petróleo e preço médio da energia no mercado atacado europeu.

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Fonte: European Commission (2013)

O alto preço do gás no mercado europeu em relação ao preço do carvão contribuiu, em 2012, para aumento de 23,1% das exportações americanas de carvão para a Europa. Entretanto o preço médio que foi  pago por essas exportações caiu 24,3% (EIA, 2013). Em adição, no curto prazo, as restrições legais, nos EUA, à exportação de GNL, aparentemente, têm impactado de forma indireta o mercado de gás europeu, pois têm liberado a produção norte-americana de carvão para exportação a preços competitivos.  Em um cenário econômico mundial desfavorável, esse  efeito no mercado americano influencia a demanda mundial por carvão, principalmente da China.

A maior parte do gás vendido na Europa está sob contratos com fórmulas que indexam o seu preço ao do petróleo ou de uma cesta de derivados. Estima-se que, em 2011, 58% do gás natural vendido na Europa estava atrelado ao preço do petróleo (BROS, 2012). Esses mecanismos de precificação causam distorções no mercado, uma vez que os preços não oscilam estritamente com respeito às condições de oferta e demanda, gerando, via de regra, preços mais altos dos que nos hubs (pontos) de referência.

A diferença de preços gerada por esses contratos, principalmente quando comparado ao mercado norte-americano, tem se tornado cada vez mais uma questão de conflito, sobretudo em um momento de crise econômica, quando há restrição de gastos e o preço da energia é fundamental para alavancar a competitividade e ajudar na recuperação da economia.

Nesse sentido, os países europeus têm aumentado a pressão para a renegociação de contratos.  Na verdade, ao longo de 2012, e inclusive em 2013, foram anunciados vários acordos da Gazprom com seus principais compradores para a cessão de descontos nos contratos, estimados em alguns bilhões de dólares. Isso mostra que a capacidade russa de impor suas condições foi significativamente afetada. Entretanto pouco progresso foi feito no sentido de haver mudanças estruturais nos mecanismos de precificação.

A Noruega, por sua vez, tem feito sólidas concessões na sua política de precificação. Boa parte dos contratos de exportação do país foi renegociada e os novos contratos da empresa Statoil, que controla 75% das exportações do país, estão sendo negociados somente com indexação ao mercado spot (EC, 2013a). Com efeito, em 2012, as exportações norueguesas para a Europa cresceram 16% (EC, 2013a). Os noruegueses têm sido mais rápidos em se adaptar às condições de mercado, retendo consumidores e, de fato, aumentando o seu marketshare (EC, 2013a). Estima-se que com as recentes renegociações o percentual de gás indexado ao óleo cru e derivados vendido a Europa tenha caído para 55%, em 2012 (BROS, 2012).

O mercado asiático

O comércio mundial de GNL encolheu 1,9%, em 2012, puxado principalmente por uma redução de 27% na importação líquida europeia. A Ásia, por sua vez, expandiu seu consumo em 9,3%[iii], concentrando 70% da demanda global de GNL. Os quatro maiores fornecedores de GNL para o mercado asiático foram Qatar (28,6%), Malásia (14,2%), Austrália (12,4%) e Indonésia (11,2%).

A produção de gás natural nesses países vive um momento diferente. Por um lado, desde 2010, a produção na Indonésia vem caindo, enquanto na Malásia estagnou; por outro lado, a produção do Qatar cresceu fortemente, e a Austrália assumiu a mesma tendência, porém de forma menos acentuada, como indica o Gráfico 2.

Gráfico 2: Produção de gás natural nos principais países fornecedores de GNL para o mercado asiático

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Fonte: Elaboração própria a partir dos dados da BP (2013)

É importante notar que as reservas provadas desse grupo de países são inferiores a 2% das reservas mundiais, excetuando-se o Qatar que tem um share de 13,4% (BP, 2013). Cumpre ressaltar que a Austrália aumentou consideravelmente as suas reservas provadas, que já eram 54% superiores às malaias, no final de 2011 (BP, 2013), além de a sua produção ter experimentado um crescimento excepcional de 8,8%, em 2012 (BP, 2013).

Na Austrália, há três plantas de liquefação em operação, com capacidade total de 24,3 milhões de toneladas por ano (MTPA) e há mais sete projetos em construção, que irão adicionar 61,3 MTPA em capacidade de liquefação (LEDESMA, 2012), ou seja, um acréscimo de 152%. O modesto consumo anual somado à pequena população faz com que seja imperativo o desenvolvimento de projetos voltados para a exportação, a fim de se aproveitar comercialmente as reservas australianas (LEDESMA, 2012). Sua localização é uma vantagem para assegurar a viabilidade econômica dos empreendimentos. O mercado da Ásia-Pacífico tem preços elevados e demanda crescente por gás. Para a Agência Internacional de Energia (IEA), a capacidade de exportação de GNL, na Austrália, pode ultrapassar 70 bcm (milhões de metros cúbicos de gás) após 2015, fazendo com que ela se torne o segundo maior exportador de GNL (IEA, 2012).

Para a IEA, o consumo de gás pode ter um crescimento de 17% até 2017, com o mercado asiático liderando essa expansão, puxada principalmente pela demanda chinesa, que deve se tornar o terceiro maior consumidor mundial de gás, já em 2013 (PAIK, 2012). A China tem planos ambiciosos para o gás. Até 2011, o país tinha cinco terminais de GNL em operação e outros quatro em construção, com capacidade total de cerca de 30 MTPA (PAIK, 2012). No longo prazo, estima-se que a demanda chinesa por GNL traga uma necessidade adicional de 33 bcm, em 2020, e 50 bcm, até 2030, todavia a competitividade de preço do GNL irá ser determinante na sua expansão. Além disso, a forma como se desenvolverá a exploração de shale gas no país irá contrabalançar a demanda por gasodutos e carregamentos de GNL (PAIK, 2012).

A Rússia possui uma planta de liquefação de gás natural[iv], na ilha Sacalina, no Extremo Oriente,cuja capacidade nominal de liquefação é de 9,55 MTPA[v], isto é, 3,4% da capacidade mundial. Quase a totalidade da sua produção está atrelada a contratos de médio e longo prazo, com média de vigência acima de 15 anos e, em sua maior parte, com empresas de gás e geração elétrica japonesas. A exportação de GNL russa aumentou 2,5%[vi], em 2012, e assim sua participação no comércio mundial foi de 4,6%, apenas 0,2% a mais em relação ao ano anterior. De fato, os principais compradores do GNL russo são China, Coréia do Sul e Japão.Em 2012, a Rússia vendeu toda a sua produção para esses países[vii]. O Gráfico 3 mostra a variação entre 2011 e 2012 dos volumes exportados pela Rússia para esses países.

Gráfico 3: Exportação russa de GNL para China, Japão e Coréia do Sul em 2011 e 2012

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Fonte: Elaboração própria a partir dos dados daGIIGNL (2012) e (2013)

Desde 2010, observou-se um descolamento acentuado dos preços dos carregamentos de GNL para a Ásia, em relação ao preço do gás nos mercados europeu, mesmo quando comparados àquele fornecido via gasodutos por contratos de longo prazo com fórmulas de indexação, e, principalmente, ao mercado americano. Esse movimento foi acentuado, em 2011, com a crise nuclear japonesa, em virtude dos efeitos do terremoto de Tohoku, que levou ao fechamento das usinas nucleares do país e, consequentemente, do aumento da demanda por gás natural para a geração elétrica. A Figura 2 mostra a evolução de preços do gás natural nos diferentes mercados, comparado com a evolução do preço do Brent.

Figura 2: Preços do gás natural entre 2007 e maio de 2012

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Fonte: Rogers (2012)

O mercado asiático se tornou mais atrativo para os produtores de gás natural desde então e surgiu uma série de projetos de exportação de GNL, tanto na Rússia, como em outros países. Em maio deste ano, o Departamento de Energia americano (DOE) autorizou a exportação de 1,4 bilhões de pés cúbicos (bcf) por um período de 20 anos para países que não tenham assinados acordos de acordos de livre comércio ,Free Trade Agreement (FTA), com o governo dos EUA, como o Japão.

Internamente, o monopólio das exportações da Gazprom tem sido ameaçado pelo crescente interesse nos mercados asiáticos. A Rosneft, gigante estatal russa produtora de petróleo, e a empresa russa produtora de gás, Novatek, anunciaram, recentemente, o desenvolvimento de estudos de viabilidade de plantas de liquefação, objetivando a exportação para a Ásia. Em fevereiro de 2013, o próprio presidente Putin instruiu autoridades do governo a considerar a gradual liberalização das exportações de GNL (KOYAMA, 2013).

A localização russa, assim como a australiana, representa uma vantagem geográfica importante para o país, além da proximidade que pode gerar relevantes reduções no custo de transporte, evitando-se a passagem de carregamentos pelos estreitos de Ormuz e Malaca, regiões historicamente conflituosas e aumentando a segurança do suprimento.

Cumpre destacar fatos políticos que são sintomas da relevância da Rússia como importante fornecedor de gás natural. Por exemplo, a visita à Rússia do Primeiro Ministro do Japão, Shinzo Abe, no início desse ano (a primeira, em uma década, de um Primeiro Ministro japonês) e a escolha de Moscou como destino da primeira viagem internacional do recém-empossado presidente chinês, Xi Jinping, episódio que contou com importantes anúncios de acordos em projetos de exportação de gás da Rússia para a China.

Historicamente, a Rússia tem divergências políticas com a China e questões territoriais não resolvidas com o Japão desde a Segunda Guerra Mundial, o que impacta sobremaneira os fluxos comerciais entre os países. Os acontecimentos atuais mostram que, em virtude das buscas dos países asiáticos por suprimentos energéticos e da Rússia por novos mercados, há uma sobreposição da política energética em relação a política externa desses países.

Conclusão

Cabe destacar que as estratégias dos russos têm sido manter a situação em que os europeus não possam prescindir de seu gás. Em 2013, por exemplo, entrou em funcionamento a segunda fase do gasoduto Nord Stream, entre a Rússia e a Alemanha, que, através do mar Báltico, vai suprir diversos países da Europa. Nessa mesma estratégia, no final de 2012, foi iniciada a construção da rede de gasodutos denominada South Stream, para levar mais gás russo à Europa, cruzando as águas do Mar Negro, passando por Bulgária, Sérvia, Hungria, Eslovênia e indo até a Itália.

Certamente, em direção oposta, há movimentos buscando menor dependência da União Européia ao gás russo através da  diversificação dos fornecimentos de gás. Nesse contexto, encontram-se os investimentos ucranianos e poloneses na prospecção e extração de gás não convencional; o projeto do gasoduto Nabucco, que visa a trazer o gás da Ásia Central para a Europa e, também, os gasodutos Turquia, Grécia e Itália (TGI) e Trans-Adriático (TAP) que deverão transportar o gás do Azerbaijão até a Itália, através da Grécia.

Nesse jogo de interesses comerciais e geopolíticos, a Rússia busca manter o seu domínio no mercado europeu e tem a consolidação de sua posição estratégica como rota única de transporte do gás da Ásia Central. Pode-se, inclusive, especular que as aproximações políticas de Rússia com a Alemanha e com a China têm como principal motivação essa estratégia comercial, assim como suas ações e parcerias em regiões ricas em gás natural, como o Cazaquistão e o Turquemenistão e até com o próprio Irã.

Como visto anteriormente, a participação russa no mercado asiático é inferior a  países que têm menos reservas provadas. Fica claro, pois, que há uma excepcional oportunidade de expansão do mercado de gás russo na Ásia. Isso não só significa ganhos financeiros com novos negócios, mas também diversificação de mercados, importante para a estabilidade da economia da Rússia, fortemente dependente das exportações para a Europa. Nesse sentido, a emergência de novos players no mercado interno russo, rivalizando no comércio de GNL, pode indicar uma estratégia mais arrojada para desenvolver o mercado asiático, em face do ligeiro progresso da Gazprom (KOYAMA, 2013).

É importante para os países asiáticos observar a relação entre Europa e Rússia, pois, se a sua deterioração pode significar uma atitude mais direcionada ao mercado da Ásia-Pacífico, também pode ter implicações sobre os mecanismos de precificação do gás.

Há que se atentar também para o desenvolvimento da exploração do shale gas no mercado americano, com vista às possibilidades de arbitragem entre mercados. Em suma, o importante para os planejadores energéticos é observar em que nível o boom do shale gas nos EUA pode alterar a equação energética global, influenciando, inclusive, o quadro geopolítico dos países que possuem grandes reservas de gás natural.

Dadas as atuais condições, é razoável imaginar que sejam observadas, nos próximos anos, práticas mais flexíveis por parte dos russos. Há uma clara ameaça ao poder de mercado da Gazprom tanto na Europa, como no seu mercado doméstico, entretanto, por ora, é difícil saber ao certo quais serão os reais impactos futuros na política energética da Rússia.


[i]Quando o preço do gás estava em patamares elevados, cerca de trinta projetos de usinas nucleares estavam sendo planejados nos EUA. Agora estima-se que apenas cinco serão postos em operação até 2020, pois contam com condições favoráveis de financiamento (GOLDMAN, 2012).

[ii]Exceto países da antiga URSS.

[iii] De 153 MT para 167,18 MT

[iv] A Sakhalin Energy InvestCo. tem  participação acionária da Gazprom (50%), Shell (27,5%) e das japonesas Mitsui (12,5%) e Mitsubishi (10%) (GIIGNL, 2012).

[v]Cumpre informar que a produção da planta, em 2012,foi aproximadamente 14% superior a sua capacidade nominal, isto é, 10,86 MT.

[vi]De 10,6 MT para 10,86 MT

[vii] Em 2011, também houve vendas para a Taiwan e Tailândia.

Bibliografia

BP. Statistical Review of World Energy 2012.Disponível em: http://www.bp.com/content/dam/bp/excel/Statistical-Review/statistical_review_of_world_energy_2013_workbook.xlsx. Acesso em: 14 jun. 2013.

BROS, Thuerry. European Gas Supply: on the verge of being mostly spot-indexed. Oxford Energy Forum, n. 89, ago. 2012. Disponível em: http://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/10/OEF_89.pdf. Acesso em: 10 dez. 2012. 

ENERGY INFORMATION ADMINISTRATION (EIA). QuarterlyCoalReportOctober – December 2012. Mar. 2013.Disponível em: http://www.eia.gov/coal/production/quarterly/pdf/qcr.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013. 

EURACOL.Euracoal Market Report 1/2013. Abr. 2013.Disponível em: http://www.euracoal.be/componenten/download.php/3D1366723767.pdf/filename/EURACOAL/520Market/520Report/25201-2013.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.

EUROPEAN COMMISSION (EC). QuarterlyReportonEuropeanElectricityMarkets. Volume5, Issues 3 & 4. 2013.Disponível em: http://ec.europa.eu/energy/observatory/electricity/doc/qreem_2012_quarter3.pdf Acesso em: 14 jun. 2013.

EUROPEAN COMMISSION (EC). QuarterlyReportonEuropeanGasMarkets. Volume5, Issue 4. 2013a. Disponível em: http://ec.europa.eu/energy/observatory/gas/doc/quarterly_report_on_eu_gas_markets_q4_2012.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.

GIIGNL. The LNG Industry in 2012. Mar. 2013. Disponível em: http://www.giignl.org/fileadmin/user_upload/pdf/A_PUBLIC_INFORMATION/LNG_Industry/GIIGNL_THE_LNG_INDUSTRY_IN_2012.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.

GOLDMAN, David. A Glut of Natural Gas Leaves Nuclear Power Stalled. MIT Technology Review, 9 ago. 2012. Disponível em: http://www.technologyreview.com/news/428737/a-glut-of-natural-gas-leaves-nuclear-power-stalled/ Acesso em: 10 dez. 2012.

INTERNATIONAL ENERGY AGENCY.World Energy Outlook 2011.OECD/IEA, 2011.

KOYAMA, Ken. RussiaEnhancingEfforstoDevelop LNG for Asian Market.  Disponível em: http://eneken.ieej.or.jp/data/4871.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.

LEDESMA, David. Australia LNG – Will the growth in LNG production be maintained? Oxford Energy Forum, n. 89, ago. 2012. Disponível em: http://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/10/OEF_89.pdf. Acesso em: 10 dez. 2012.

PAIK, Keun-Wook.China’s Gas Expantion. Oxford Energy Forum, n. 89, ago. 2012. Disponível em: http://www.oxfordenergy.org/wpcms/wp-content/uploads/2012/10/OEF_89.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.

ROGERS, Howard. EuropeanGas Market Outlook. InternationalGas Market Workshop, ago. 2012. Disponível em: http://www.eia.gov/naturalgas/workshop/pdf/Session2_Rogers.pdf. Acesso em: 14 jun. 2013.


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AS CONDICIONANTES PARA O SUCESSO DOS BIOCOMBUSTÍVEIS.

Biocombustíveis só terão sucesso com política pública

Diretor do CBIE crê que combustíveis verdes devam complementar a demanda de petróleo
O futuro dos biocombustíveis passa necessariamente pela adoção de política pública para o setor. Para o diretor do Centro Brasileiro de Infra-Estrutura (CBIE), Adriano Pires, é preciso haver previsibilidade para o segmento atrair investidores. O executivo participou do painel “Cenários 2020: para onde caminham os biocombustíveis”, realizado no Ethanol Summit 2013, que vai até 28 de junho no hotel Grand Hyatt, em São Paulo (SP).
Segundo Pires, o governo brasileiro fez uma opção clara em favor dos combustíveis fósseis ao congelar o preço da gasolina em 2008, além de isentar o recolhimento da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico Combustível (Cide). “Isso representa a renúncia de R$ 22 bilhões desde 2008”, afirma.
Para o executivo, o exemplo norte-americano de adoção gradual de novos combustíveis seria o mais indicado para o mercado brasileiro. “Nos Estados Unidos há parceria entre as petroleiras e os produtores de bicombustível porque o produto se apresenta como complemento e não como competidor”, explica. O executivo informou que em 2020 a participação de biocombustíveis nos EUA será de 19%.
O ex-secretário de Comércio do governo dos Estados Unidos, Carlos Gutierrez, explicou como será adotado o gás de xisto em seu país: passo a passo. Gutierrez disse que não há existe infraestrutura de distribuição do novo combustível, o que limita sua utilização. “Haverá incentivo para a adoção no transporte público e de cargas de curta distância”, explicou.
Para o vice-presidente da Amyris, Joel Velasco, o mercado de biocombustível deve inspirar-se no de petróleo para buscar seu posicionamento. “Metade dos 160 litros de cada barril de petróleo vai para a gasolina. Precisamos pensar em outros mercados”, advertiu durante sua exposição no evento. No entanto, mesmo com as dificuldades de ausência de política de suporte para o setor, Velasco disse que o Brasil ainda é um bom destino para os investidores internacionais interessados em aplicar no desenvolvimento e produção de biocombustíveis.
Ele concorda com o diretor do CBIE sobre a necessidade de políticas públicas “que deem previsibilidade e ao mesmo tempo cobrem metas de produtividade dos investidores. Sem isso, o futuro do etanol fica comprometido”, afirmou Pires.
Fonte: Automotive Business


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CONFERÊNCIA SOBRE ENERGIA NUCLEAR.

Em conferência na Rússia, países discutem papel da energia nuclear

Representantes de mais de 80 países, entre os quais o Brasil, participam a partir de hoje (27) da Conferência Ministerial Internacional sobre Energia Nuclear, promovida pela Agência Internacional de Energia Atômica (Aiea) em São Petersburgo, na Rússia. O evento foi organizado pela estatal russa de energia nuclear, a Rosatom, líder no mercado mundial de tecnologias nucleares. A conferência termina no sábado (29).
O evento pretende discutir o papel da energia nuclear na mitigação das mudanças climáticas, bem como no cenário de crescente demanda global por energia. A questão da segurança das usinas no projeto de ampliação da participação da energia nuclear na matriz energética dos países terá destaque no encontro. De acordo com dados da Aiea, essa fonte de energia deverá ampliar a participação na matriz energética mundial em pelo menos 23% até 2030. Atualmente, 194 usinas nucleares estão em funcionamento no mundo, com capacidade total de 372 gigawatts (GW), informou a assessoria da conferência.
O diretor da Associação Brasileira de Energia Nuclear (Aben), Edson Kuramoto, disse que os países fizeram uma análise da segurança de suas usinas nucleares após o acidente em Fukushima, no Japão. Em março de 2011, um terremoto seguido de tsunami provocou explosões e vazamentos na usina
Segundo ele, os países estão alterando procedimentos de segurança ou fazendo modificações nas próprias unidades nucleares, “de tal modo que aumente a segurança em relação aos fatores que provocaram o acidente de Fukushima”. A iniciativa atende à orientação da Aiea, que fez uma análise detalhada sobre o acidente no Japão e elaborou um relatório com recomendações para ampliar a segurança das usinas em todos os países.
Kuramoto destacou que, no Brasil, a Eletronuclear está investindo na implementação de sistemas de segurança não só para as usinas em funcionamento (Angra 1 e 2), mas também para a Angra 3, atualmente em construção na Central Nuclear Almirante Álvaro Alberto, no município fluminense de Angra dos Reis.
Para o diretor da Aben, o Brasil está bem posicionado em relação à segurança das usinas nucleares. “Principalmente se levarmos em conta que o Brasil não está sujeito a eventos naturais externos que deram início ao acidente de Fukushima”, disse.
Ele salientou que a Eletronuclear levou em consideração, no reforço do sistema de segurança das usinas, a possibilidade de inundações e deslizamento de encostas, em decorrência da forte chuva que costuma atingir a região, principalmente no verão. “Em relação a isso, as usinas brasileiras têm acompanhado o padrão internacional no que se refere às normas de segurança das unidades nucleares.”
Kuramoto defendeu a criação de uma agência independente nos países que desenvolvem energia nuclear, incluindo o Brasil, que responderia pela fiscalização e pelo licenciamento das instalações nucleares. A medida também foi recomendada pela Aiea. Segundo o diretor da Aben, um projeto nesse sentido já está em andamento no Brasil.
Atualmente, a Comissão Nacional de Energia Nuclear (Cnen), por meio de sua Diretoria de Licenciamento e Fiscalização, exerce esse papel. O diretor da Aben acredita, entretanto, que a agência dará mais independência aos trabalhos de fiscalização e licenciamento das usinas nucleares.
Sobre a possibilidade de a estatal russa Rosatom trazer sua tecnologia para o Brasil, Kuramoto avalia que isso poderá dar dinamismo ao setor nuclear nacional, “dependendo de como será encaminhado um acordo com a Rosatom”. Ele lembrou que a estatal russa é um conglomerado industrial que não
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só projeta e constrói usinas nucleares, mas responde também por sua operação. A empresa tem hoje 28 projetos de construção de usinas em andamento, sendo 19 fora da Rússia.
Sobre a participação da iniciativa privada no setor nuclear, o diretor da Aben lembrou que tramita no Congresso uma proposta de emenda à Constituição (PEC) que autoriza o aumento da participação do setor privado dos atuais 49% para 100% na construção e operação de usinas. A estatal Eletronuclear detém a maior participação.
Para ele, a mudança pode ser positiva, no sentido de ampliar o parque nuclear instalado no país. “Representaria uma consolidação da indústria nuclear no Brasil.”
O programa nuclear brasileiro faz parte do planejamento energético para o país até 2030, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética, vinculada ao Ministério de Minas e Energia. Segundo Edson Kuramoto, o país conta com a construção de novas usinas nucleares para aumentar a capacidade de geração de energia instalada.
A energia nuclear não emite gases de efeito estufa em sua geração. Além disso, destacou o diretor, as usinas podem gerar energia em grande escala.
Fonte: Agência Brasil


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USINA DE TRANSFORMAÇÃO DE ENERGIA EM GÁS

Audi inaugura usina de transformação de energia em gás

E-gás é descrito como opção sustentável ao gás natural. Versão do carro A3 pode ser abastecida com esse combustível.
A Audi inaugurou uma usina em Werlte, Alemanha, tornando-se a primeira fabricante de automóveis a desenvolver uma cadeia produtiva de energia sustentável. O combustível é o e-gás, feito a partir de eletricidade “verde” (obtida a partir de sistemas pouco ou nada poluentes), água e dióxido de carbono (CO2).
O gás resultante é praticamente idêntico ao gás natural fóssil (conhecido no Brasil como GNV), diz a montadora. Como o CO2 é matéria-prima para a produção, a Audi afirma que os carros abastecidos com esse combustível terão “emissão neutra”.
O e-gás será distribuído através da rede de gás natural alemã para as estações de abastecimento. A operação deve começar no último trimestre.
Como é a produção
A usina produzirá cerca de 1.000 toneladas métricas de e-gás por ano. Isso corresponde, aproximadamente, ao total de gás carbônico que uma floresta com mais de 220 mil árvores consegue absorver em um ano, afirma a montadora. Água e oxigênio são os únicos subprodutos.
A fabricação ocorre em duas etapas: eletrólise e a metanização (transformação de elementos em gás metano). Na primeira, a usina utiliza um excedente de eletricidade “verde” para dividir a água em oxigênio e hidrogênio.
O hidrogênio poderá, futuramente, movimentar veículos que funcionarem por célula de combustível. No momento, no entanto, na ausência de uma infraestrutura abrangente, uma segunda etapa do processo é realizada diretamente, utilizando o hidrogênio para transformar os elementos em gás metano.
A3 ‘verde’
A previsão é de que o e-gás alimente 1.500 Audi A3 Sportback na versão g-tron, que deve ser lançada no fim do ano. Os modelos 1.4 TFSI cinco portas podem queimar tanto gás natural quanto biometano e o e-gás, além de gasolina. Segundo a Audi, os clientes podem encomendar uma cota de e-gás quando comprarem o carro.
O Audi A3 Sportback g-tron consumirá, em média, menos de 3,5 kg de e-gás por 100 km (28,57 km/kg). As emissões de CO2 são inferiores a 95 gramas por quilômetro.
Apoio do governo
A iniciativa tem apoio do governo alemão. “A instalação da usina de e-gás que nós construímos em Werlte pode se tornar um projeto-modelo para toda a revolução energética, muito além dos limites de nossa empresa”, diz Peter Altmaier, ministro do Meio Ambiente, Conservação da Natureza e Segurança Nuclear.
“A Audi é a única fábrica no mundo com esta tecnologia inovadora. A pesquisa de combustíveis sintéticos e sustentáveis é o núcleo da nossa vigorosa estratégia de e-combustíveis”, afirma Reiner Mangold, chefe de desenvolvimento de produto sustentável.

Em paralelo com a fábrica de e-gás em Werlte, a empresa também opera um centro de pesquisa em Hobbs, nos Estados Unidos, para produção de e-etanol e e-diesel, em colaboração com a Joule. Nesta instalação, microorganismos utilizam água (salobra, salgada ou residual), luz solar e dióxido de carbono para produzir combustíveis de alta pureza. O objetivo estratégico desses projetos é a utilização de CO2 como matéria-prima para combustíveis.
Fonte: G1 – Auto Esporte


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O GÁS DO MAR CÁSPIO NÃO PASSARÁ PELO NABUCO.

O gás do Mar Cáspio não passará pelo Nabucco

O jornal Eleftherotypia evoca o filme West Side Story, o musical de Leonard Bernstein para anunciar a assinatura, a 26 de junho, em Atenas, do contrato para a construção do troço europeu do gasoduto Trans-Adriático (TAP), que em 2018 deverá ligar os campos de Shah Deniz no Arzebeijão ao terminal San Foca (Sul da Itália), passando pela Grécia e pela Albânia, ou seja pela rota do Leste. Construído por um consórcio, composto pela norueguesa Statoil, a suíça Axpo e a alemã E.ON, associadas à britânica BP, permitirá fazer chegar dez mil milhões de metros cúbicos de gás natural à Europa, correspondentes a 10% das necessidades anuais.
No momento do anúncio da conclusão do contrato, o ministro das Finanças grego Yannis Stournaras realçou a criação de 2700 postos de trabalho. Uma boa notícia diz o jornal Eleftherotypia, na sequência do fracasso do processo de privatização do grupo de gás DEPA. O jornal acrescenta que o grupo chinês Cosco, que controla uma parte do porto grego do Pireu, também participará no transporte do gás natural.
A concessão do contrato ao TAP marca uma derrota para o Nabucco West, o consórcio concorrente apoiado pela UE e que passava pela rota do Oeste: Roménia, Hungria, Bulgária e Áustria. “Este projeto existe desde 2002 e deveria converter o grupo petrolífero austríaco OMV num ‘ator global’”, recorda, em Viena, o jornal Die Presse, segundo o qual, todavia,
“Este sonho ainda não se concretizou. As enormes quantidades de gás do Arzebeijão serão transportadas pelo gasoduto da concorrência. O custo do projeto para o OMV [eleva-se a €50 milhões”.
Fonte: Press Europ (EU)


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GÁS DE XISTO E ENERGIA NUCLEAR

“Acreditamos que uma fatia de 25% a 30% da energia nuclear no setor de energia mundial seria ideal”, diz Serguêi Kirienko.
O baixo custo do gás de xisto não será um obstáculo ao desenvolvimento da energia nuclear no mundo. Essa é opinião do presidente da corporação estatal de energia atômica Rosatom, Serguêi Kirienko, que discursou na 17ª edição do Fórum Econômico Internacional de São Petersburgo, na Rússia.
Segundo os participantes de uma das sessões do evento, dos 20 países líderes na produção de gás natural, 15 têm grandes programas de desenvolvimento da energia nuclear.
Os especialistas citam duas razões para explicar isso. Em primeiro lugar, as reservas de urânio vão durar de 100 a 150 anos. Em segundo lugar, ao contrário do petróleo e do gás, as usinas nucleares são menos poluentes se bem cuidadas as questões de segurança.
“É claro que nas regiões onde o metro cúbico do gás de xisto custará entre US$ 30 e US$ 50, ao invés de US$100, ninguém vai construir usinas nucleares”, disse Kirienko. “Porém, a energia nuclear não só pode garantir a estabilidade dos preços dos combustíveis por 60 anos, mas também tem uma grande contribuição a dar para o futuro do país e na criação de empregos.”
Nos anos 1990, acreditava-se que o preço de um barril de petróleo não iria subir acima de US$ 20. Mas há alguns anos, nesse mesmo fórum, foi dito que o preço não iria descer abaixo de US$ 150”, disse Kirienko, para exemplificar a volatilidade dos preços dos hidrocarbonetos.
“Por isso, acreditamos que uma fatia de 25% a 30% da energia nuclear no setor de energia mundial seria ideal”, completou.
Fonte: Gazeta Russa


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RENOVÁVEIS SUPERAM GÁS E ENERGIA

Renováveis superam gás e energia nuclear em 2016

A eletricidade produzida através de fontes renováveis – barragens, eólicas e solar – vai superar a produção através de gás natural e de energia nuclear a partir de 2016, estima o mais recente relatório da Agência Internacional de Energia (AIE).
De acordo com o documento, divulgado hoje, as renováveis são o setor produtor de eletricidade com o crescimento mais rápido e, em 2018, representarão 25% da energia elétrica produzida no mundo. Já o ano passado, e em termos absolutos, a produção de energia renovável atingiu os 4860 TWh, ou seja, mais que o consumo de eletricidade da China.
“À medida que os custos continuam a descer, as fontes de energia renovável começam a ganhar terreno e mérito em relação à geração através de combustíveis fósseis”, disse a diretora executiva da AIE, Maria van der Hoeven na apresentação do relatório em Nova Iorque.
Por exemplo, no Brasil, Turquia ou Nova Zelândia, as renováveis competem bem com as centrais elétricas a gás ou carvão e há casos em que os custos de investir em energia solar está muito próximo de atingir o mesmo que custa para os domésticos, ou seja, sem qualquer risco para o investidor.
Para esta responsável é, contudo, preciso ter em atenção o tipo de políticas que os vários países implementam, sob pena de se perderem investidores. “A incerteza política é a inimiga número um para os investidores. Muitas das renováveis já não precisam de grandes incentivos económicos, mas sim de políticas de longo prazo que tornem o mercado mais previsível e compatível com os seus objetivos financeiros”, disse.
Fonte: Dinheiro Vivo (PT)