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NOVA FORMA DE ENERGIA: O HIDRATO DE METANO NO SOLO DO ÁRTICO.

No solo ártico, uma nova fonte de gás

Cientistas do Japão e dos Estados Unidos comunicaram que estão chegando mais perto de explorar uma nova fonte de energia: o hidrato de metano, uma forma cristalina de gás natural encontrado no solo do Ártico e no leito dos oceanos.
À temperatura ambiente, o cristal emite um calor intenso, o que lhe rendeu o apelido de “gelo inflamável”, e faz dos estimados 19,8 quatrilhões de metros cúbicos da substância espalhados pelo mundo uma fonte de combustível com potencial imenso, contendo mais energia do que todo o conjunto do petróleo e gás já descoberto, segundo pesquisadores do Serviço Geológico dos EUA.
A produção comercial do hidrato de metano deve demorar pelo menos uma década – se é que vai se realizar. Estão em testes diversas tecnologias para extrair o gás, mas até agora nenhum método já foi aperfeiçoado, e o preço continua proibitivamente alto. Mas a grande demanda por energia na Ásia, que está estimulando projetos gigantescos para liquefazer gás natural na Austrália, no Canadá e na África, também está impulsionando os esforços para extrair os aglomerados de hidrato de metano congelado, misturados aos sedimentos em camadas profundas do leito marinho.
A maior preocupação é que o sedimento que contém o hidrato de metano é inerentemente instável, o que implica que um acidente de perfuração pode desencadear um deslizamento de terra e liberar grandes quantidades de metano, um poderoso gás de efeito estufa, que subiria borbulhando através do oceano até a atmosfera.
As empresas de exploração de petróleo e gás que montam plataformas de perfuração em águas profundas normalmente procuram evitar os depósitos de hidrato de metano, disse Richard Charter, membro do grupo ambientalista The Ocean Foundation, que há muito estuda os hidratos de metano.
Mas o governo do Japão – onde o custo do gás natural é atualmente de US$ 16 por milhão de B.T.Us, quatro vezes o custo nos EUA – prometeu iniciar a exploração comercial de hidrato de metano em 2023, após um teste bem-sucedido de perfuração feito em março.
Nesse teste, realizado pelo governo ao largo da costa sul da principal ilha do Japão, Honshu, uma plataforma perfurou quase 600 metros abaixo do leito marinho. Equipamentos especiais reduziram a pressão em torno dos cristais de hidrato de metano, dissolvendo-os em forma de água e gás, e, em seguida, bombeou cerca de 119.000 metros cúbicos de gás para a superfície. Embora não fosse uma quantidade tão grande, bastou para convencer os pesquisadores japoneses de que é possível extrair mais gás natural.
Se o Japão concretizar sua intenção de produzir gás natural de maneira econômica a partir dos depósitos de hidrato de metano no seu litoral, poderia iniciar um boom de gás natural equivalente ao atual boom gerado pelas reservas de gás de xisto na América do Norte, diz Surya Rajan, analista da IHS CERA.
O sucesso no desenvolvimento dos hidratos de metano poderia prejudicar megaprojetos de gás natural liquefeito, tais como o Gorgon, projeto de US$ 50 bilhões na Austrália liderado pela Chevron Corp., dizem especialistas.
“Isso me faria pensar melhor antes de investir bilhões de dólares num terminal de exportação de GNL”, diz Christopher Knittel, professor de aspectos econômicos da energia no MIT, Instituto de Tecnologia de Massachusetts.
Nem todos creem que o custo possa baixar a ponto de tornar o hidrato de metano comercialmente viável. Mas muitos países, em especial na Ásia, planejam tentar. A China vai sediar uma conferência internacional sobre o hidrato de metano em 2014.

A Índia está estudando uma iniciativa para extrair a vasta quantidade de hidrato de metano descoberta em 2006 no seu litoral, no Oceano Índico, segundo o Serviço Geológico dos EUA (USGS, na sigla em inglês).
Nos EUA, cientistas exploraram em maio a parte norte do Golfo do México para mapear parte dos 190 trilhões de metros cúbicos de aglomerados de hidrato de metano que, segundo se acredita, jazem no fundo do mar. O consórcio de Liderança Oceanográfica, grupo de pesquisa sem fins lucrativos, está tentando convencer o Departamento de Energia dos EUA a lhe emprestar um navio de pesquisa de perfuração para realizar mais testes.
“Há uma quantidade enorme de pessoas no mundo trabalhando nessa área”, diz Carolyn Ruppel, chefe do projeto de hidratos de gás do USGS. “Muitos países estão entrando no jogo.”
Fonte: The Wall Street Journal

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ÁRABES INVESTEM EM ENERGIA RENOVÁVEL

Árabes investem bilhões em energia renovável

Dois dos maiores produtores de petróleo do mundo estão preparando a primeira grande iniciativa no Oriente Médio rumo à energia renovável, planejando usinas de energia solar que necessitarão mais de US$ 1,5 bilhão em financiamentos até o fim de 2014.
A Arábia Saudita, maior membro da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), e os Emirados Árabes Unidos (EAU), o quarto maior do grupo, estão com planos para gerar mil megawatts de capacidade baseada em energia solar, o suficiente para eletrificar 200 mil casas. A expansão exigirá tomada de empréstimos e créditos à exportação, disse Vahid Fotuhi, presidente da Emirates Solar Industry Association, com sede em Dubai.
Governos em todo o Oriente Médio e no Norte da África consideram o sol e a energia eólica como cruciais para a satisfação das necessidades de crescentes populações e economias, e a Arábia Saudita está liderando a iniciativa. Os produtores de petróleo querem desenvolver energias renováveis para economizar mais petróleo bruto para exportação, ao passo que os países que dependem de combustível importado veem a energia verde local como uma alternativa mais barata. O apoio estatal a usinas geradoras de eletricidade e um crescimento na demanda regional de energia da ordem de 5% ao ano significam que empresas como a Abu Dhabi National Energy podem tomar empréstimos a taxas que são 100 pontos base, ou 1 ponto percentual, menores do que as pagas pela espanhola Abengoa Solar SA.
Os investimentos renováveis no Oriente Médio e no norte da África cresceram 40% no ano passado, para US$ 2,9 bilhões de dólares, segundo a Agência Internacional de Energia Renovável (Irena). Os gastos em mais de cem projetos em desenvolvimento, inclusive aqueles de energia solar, eólica e geotérmica, poderão disparar para cerca de US$ 13 bilhões em poucos anos, disse na segunda-feira a Irena, com sede em Abu Dhabi, em relatório divulgado em associação com o governo dos EAU e um grupo de pesquisas denominado Rede de Políticas Energéticas Renováveis.
A Arábia Saudita, maior exportador de petróleo do mundo, planeja investir mais de US$ 100 bilhões para gerar cerca de 41 mil megawatts de energia solar, ou um terço da sua produção energética total, em 2032. Atualmente, a Arábia Saudita tem uma capacidade geradora originada de energia solar de cerca de 16 megawatts, um nível que coloca o reino atrás do Egito, Marrocos, Argélia e dos EAU, segundo a Bloomberg New Energy Finance. Abu Dhabi anunciou planos de construção de uma usina que empregará tecnologia fotovoltaica, que utiliza painéis para converter a luz solar diretamente em eletricidade. Fotuhi, da Emirates Solar Industry Association, disse que os primeiros contratos para uma série de projetos atualmente em fase de planejamento serão definidas no próximo ano.
Fonte: Valor Econômico


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INVESTIMENTOS EM ENERGIA NO BRASIL.

R$ 1 trilhão de investimentos em energia nos próximos dez anos

R$ 1 trilhão de investimentos na área de energia. Esse é o valor previsto dos empreendimentos no PAC para esse setor nos próximos dez anos, segundo o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão. É um número muito expressivo que dá conta dos desafios e do que vem sendo feito pelo governo nessa área.

Lobão ainda disse que o primeiro leilão do pré-sal, que ocorre em outubro, “é um grande negócio” para os empresários. “Os empresários praticamente não correm risco. É quase impossível colocar uma sonda no pré-sal e não extrair petróleo.”

O ministro também deixou claro que os fundos setoriais têm recursos para pagar indenizações às empresas do setor elétrico que aderiram ao pacote de renovação antecipada das concessões de geração e transmissão. Reportagem do Estadão de ontem havia sustentado que não haveria recursos para isso.

A renovação antecipada das concessões possibilitou baixar o preço das contas de luz. Mas o governo teve que indenizar as empresas pelos ativos ainda não totalmente depreciados.

“Os fundos setoriais têm recursos e naquilo que eventualmente não tiver, nós acudiríamos de outro modo, temos o fundo setorial, mas também temos o Tesouro Nacional”, disse Lobão.


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CUSTO DE ANGRA 3

 

Custo de Angra 3 pode ultrapassar R$ 13 bilhões, segundo Eletronuclear

Prazo para conclusão das obras da usina nuclear também foi alterado de 2016 para 2018. O custo final da construção da usina nuclear de Angra 3, no Rio de Janeiro, pode superar a estimativa atual de R$ 13 bilhões devido a atrasos nas obras e contratações da unidade, segundo o assessor da presidência da Eletronuclear, do grupo Eletrobras, Leonan Guimarães.

A reportagem é publicada pelo portal Ig com informações da agência Reuters, 30-07-2013.

A projeção de custo da usina foi reavaliada recentemente de aproximadamente R$ 10 bilhões para R$ 13 bilhões e o prazo de conclusão passou de 2016 para 2018. A atualização dos custos incluiu correção de preços pelo IPCA.

Durante o processo de construção, houve uma série de problemas nos processos licitatórios da usina, alterando custos e prazos.

“Por uma série de fatores esse cronograma não vem sendo cumprido. A própria mudança para 2018 já nos obriga rever o contrato da obra civil. Quando se estende uma obra dessas um aumento de custo vai acontecer”, disse Guimarães.

Segundo ele, o aumento será percentualmente pequeno e não terá a mesma proporção da última revisão. Ao final do ano, quando se tiver uma definição sobre o contrato de montagem eletromecânica da usina, a Eletronuclear terá uma noção mais clara sobre novos prazos e custos, adicionou.

Um dos contratos mais importantes da usina, a escolha do consórcio que vai fazer a montagem eletromecânica, é mais um motivo de atraso e de disputa judicial. A entrega das propostas comerciais para a definição do consórcio vencedor pelo serviço deveria ter ocorrido em 24 de julho, mas foi adiado e não tem prazo oficial para acontecer. O processo está em análise no Tribunal de Contas da União (TCU).

“A empresa vencedora tem que estar no canteiro de obras já em janeiro de 2014. Se isso não acontecer vai complicar (o prazo de conclusão em 2018)”, disse Guimarães.


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EXPLORAÇÃO DE GÁS NÃO CONVENCIONAL SERÁ DISCUTIDA EM ENCONTRO INTERNACIONAL>

14º Encontro Internacional de Energia será realizado nos dias 5 e 6 de agosto no hotel Unique, em São Paulo
A produção de gás não convencional está prestes a ser explorada no Brasil. Mas o País está preparado para isso? Essa é uma das questões a serem discutidas no 14º Encontro Internacional de Energia, promovido pela Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), nos dias 5 e 6 de agosto, no hotel Unique, na capital paulista.
A modalidade já é explorada nos Estados Unidos, obtendo sucesso com o aumento de produção, que barateou fortemente o preço do gás natural, atraindo investimentos, gerando empregos e ajudando o país a sair da crise em que estava desde 2008. No Brasil, o gás está prestes a ser explorada. A Agência Nacional do Petróleo (ANP) marcou para os dias 30 e 31 de outubro de 2013 o primeiro leilão de gás xisto.
“Queremos avaliar qual o papel do gás não convencional na oferta mundial de gás natural, entender como foi a trajetória dos Estados Unidos para exploração, analisar perspectivas pra o Brasil e avaliar se o País terá uma virada de jogo com aconteceu com os americanos”, afirmou Carlos Cavalcanti, Diretor do Departamento de Infraestrutura (Deinfra) da Fiesp.
Tendo ou não sucesso na exploração de gás não convencional, para a iniciativa ser viável o Brasil terá que definir um conjunto de regras e políticas que fomentem a atividade no seu início, como a criação de um marco regulatório específico e legislação própria.
Serviço:
14º Encontro Internacional de Energia
Data: 5 e 6 DE AGOSTO – das 8h30 às 18h
Local: Centro de Convenções do Hotel Unique – Av. Brigadeiro Luis Antônio, 4700 – Jd Paulista – São Paulo
Fonte: Agência Indusnet Fiesp


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BG APOSTA NO BRASIL E NA AUSTRÁLIA

O BG Group reiterou que está bem encaminhado para concluir seus projetos na Austrália e Brasil dentro do prazo e orçamento, e mostrou disposição em ampliar os investimentos, apesar de o lucro trimestral ter diminuído com a queda na produção e dos preços do petróleo.
A empresa de petróleo e gás manteve a previsão de lucro anual, embora tenha reconhecido que a produção do terceiro trimestre vai ser afetada pelas atividades de manutenção programadas no Mar do Norte e por problemas na administração de reservatórios de gás no Egito.
O executivo-chefe da empresa, Chris Finlayson, disse estar “acompanhando com atenção o Egito” e que até agora está satisfeito com os esforços para enfrentar a queda na produção e para manter as exportações de gás natural liquefeito (GNL) do país dentro do esperado. Em 2012, o Egito representou 20% da produção do grupo 15% dos lucros.
Finlayson acrescentou que a avaliação das perfurações no Brasil indicou mais potencial nos campos em que o BG está investindo com a Petrobras. Na Austrália, o projeto de GNL em Curtis Island, em Queensland, de US$ 20,4 bilhões, teve 75% dos poços perfurados, com o início da produção sendo esperado para o fim de 2014.
Os investimentos em bens de capital, concentrados na Austrália e Brasil, subiram de US$ 2,4 bilhões para US$ 2,6 bilhões na comparação entre o segundo trimestre de 2012 e o deste ano.
O plano de gastos em bens de capital do BG para os próximos dois anos gira em torno a US$ 12 bilhões anuais. Depois, o investimento vai encolher, enquanto os fluxos de caixa desses projetos importantes começarem a impulsionar as contas do grupo. O BG encerrou junho com endividamento líquido de US$ 11 bilhões.
O BG atualizou as estimativas de gás bruto recuperável nos campos na Tanzânia, que eram de 10 trilhões a 11 trilhões de pés cúbicos, para 13 trilhões de pés cúbicos. Finlayson disse que houve progresso nas conversas com o governo e a Statoil, que opera um bloco adjacente rico em gás, para que se chegue a um plano conjunto para exportar GNL no país.
As receitas consolidadas caíram de US$ 4,6 bilhões para US$ 4,4 bilhões entre o segundo trimestre de 2012 e o deste ano. O lucro, excluindo itens extraordinários e variações cambiais, caiu de US$ 1,8 bilhão para US$ 1,7 bilhão. O lucro antes dos impostos, afetado em 2012 por baixa contábil de US$ 1,3 bilhão, foi de US$ 519 milhões para US$ 1,4 bilhão.
Fonte: Valor Econômico


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ENERGIA – FUTURO AGORA

Futuro agora

Ao longo dos próximos meses, técnicos da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), órgão estatal de planejamento do setor de energia, se debruçarão sobre o Plano Nacional de Energia (PNE) 2050, o planejamento do setor para as próximas quatro décadas, buscando identificar a potencial composição da matriz energética até 2050, o consumo e a demanda da população. A expectativa é de que o estudo possa ser concluído e divulgado ao público no próximo ano.
Detentor de uma das matrizes energéticas mais limpas do mundo, baseada no etanol e na hidreletricidade, o país terá como desafio manter a trajetória sustentável ao longo dos próximos anos, o que não será fácil. No setor de cana-de-açúcar, será preciso destravar um ciclo de investimentos para que o país possa atender à demanda crescente. O Brasil tem atualmente 5,5 habitantes por veículo, enquanto nos EUA essa paridade é de 1,6, na Europa, de 1,9, e na Argentina, de 3,7. Já, no setor elétrico, 70% do potencial hidrelétrico está na região Amazônica, em que nos últimos anos tem prevalecido a construção de usinas a fio d’água.
“Estamos iniciando as discussões para o PNE 2050 e nossa intenção é de que ele seja publicado no primeiro semestre de 2014. Queremos privilegiar as fontes renováveis”, afirma o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim. “O Brasil tem um desafio positivo e diferente do resto do mundo. Nossa matriz é mais renovável do que a dos outros países e podemos ter várias saídas ainda para mantê-la nessa posição”, destaca Nivalde de Castro, coordenador do Grupo de Estudos do Setor Elétrico da UFRJ. As fontes renováveis representam 45% da energia produzida, por conta do etanol e das hidrelétricas, percentual muito acima dos 10% apurados nos países que integram a Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE).
Apesar da posição privilegiada, o futuro apresenta vários obstáculos. O primeiro deles se refere à hidreletricidade, que representa cerca de 80% da geração de energia elétrica no país. Desde a década de 1990, por conta de pressões ambientais, o Brasil tem privilegiado investimentos na construção de hidrelétricas sem grandes reservatórios de armazenagem. “Antes tínhamos reservatórios que permitiam que pudéssemos guardar água por dois ou três anos. Sem isso, viramos reféns da chuva”, afirmou o físico José Goldemberg, professor do Instituto de Eletrotécnica e Energia da Universidade de São Paulo (USP).
Neste ano, com os reservatórios nos níveis mais baixos nos últimos dez anos, para aumentar a segurança no abastecimento, o governo tem recorrido à geração de gás natural para térmicas e já sinalizou com a contratação de carvão para construir novas térmicas nos próximos anos. “A sustentabilidade da matriz elétrica, hoje calcada na geração hidrelétrica, está em xeque, o que evidencia a importância de se investir em biomassa de cana-de-açúcar para gerar eletricidade, por exemplo”, destaca o físico.
Mesmo com reservatórios menores, a construção de hidrelétricas enfrenta dificuldades. Exemplo pode ser visto na usina de São Manoel, no rio Teles Pires. O governo tenta há mais de dois anos obter licenciamento para o empreendimento. Em outubro de 2011, durante processo de audiência pública de discussão da obra, quatro funcionários da Funai, dois da EPE e um antropólogo foram sequestrados pela tribo indígena Kururuzinho, que não quer a usina. “Se conseguirmos avançar com as hidrelétricas, mesmo que sejam a fio d’água, será um progresso, mas temos visto muitas dificuldades. São Manoel não tem reservatório e seu impacto sobre a comunidade indígena é nulo”, diz Tolmasquim.
Esse tipo de problema pode reduzir a participação dessa fonte ao longo das próximas décadas. Isso é o que aponta estudo da FGV Projetos sobre o cenário do setor elétrico até 2040. “Começamos a viver uma transição na matriz de energia elétrica, o custo marginal de expansão hidrelétrica será crescente e a fronteira de expansão, no Cerrado e na Amazônia, trará uma grande sensibilidade ambiental, então deveremos ver uma diversificação maior de fontes”, afirma Otavio Mielnik,
23
coordenador do estudo. Com base em três cenários e em diferentes projeções de crescimento da demanda até 2040, a participação das hidrelétricas, hoje em cerca de 80%, poderá cair para 57% a 46% da geração de energia elétrica.
“Energia de usinas eólicas, de biomassa de cana e nucleares deverão ganhar espaço”, ressalta. O gás natural poderá ampliar sua presença. Portaria da Agência Nacional do Petróleo (ANP) determina que, a partir de 2015, a queima de gás terá de ser apenas de 3% nos campos de petróleo. Isso se combina ao cenário do pré-sal, em que há gás associado ao óleo. “O gás terá de ser mais usado, mas existem algumas incógnitas, como o custo de transporte e a eventual adoção de novas regras ambientais, já que a emissão de dióxido de carbono poderá ser precificada nas fontes em algum momento do futuro, o que poderá ter impacto”, destaca o especialista da FGV Projetos.
Outro desafio será dosar o avanço gradual de cada fonte alternativa na matriz, permitindo que cada uma consiga espaço de forma equilibrada ao longo dos anos. As Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCH), vedetes do setor elétrico no início da década de 2000, agora passam por um momento de entressafra. Os projetos de biomassa de cana também estão com baixa atratividade, enquanto o destaque está com as usinas eólicas. Entre dezembro de 2009 e dezembro de 2011, foram contratados 6.759 MW de capacidade instalada de eólica, que poderá chegar até o fim da década com potência superior a 12 mil MW, o tamanho de Itaipu.
Destravar um ciclo de investimentos no setor sucroalcooleiro, que responde por cerca de 20% da energia nacional principalmente do abastecimento de etanol, é outra questão importante. Estima-se que a demanda pelo combustível poderá saltar dos atuais 22 bilhões de litros 47 a 68 bilhões de litros em 2020. Em 2012, o país registrou um déficit de 4,6 bilhões de litros no etanol hidratado. Esse déficit poderá aumentar quase cinco vezes até o fim da década.
Fonte: Valor Econômico