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O QUE ATRAI AS EMPRESAS CHINESAS.

Energia elétrica e petróleo atraem empresas chinesas

Empresas chinesas exercem papel importante nos mercados brasileiros de petróleo e eletricidade e essa presença deve se intensificar nos próximos anos. Niu Haibin, diretor-adjunto do Shanghai Institutes for International Studies (SIIS), diz que a China busca ampliar sua segurança energética e para isso realiza um trabalho simultâneo de diversificar suas fontes de energia, reduzindo a dependência do carvão mineral, e de desenvolver novos fornecedores. “O Brasil é um parceiro interessante para a China, tem grande potencial em biocombustíveis, hidroeletricidade e petróleo com o pré-sal. Mas precisa de meios financeiros para explorar esses recursos e infraestrutura logística. A China pode contribuir nas duas áreas”, diz.
A estabilidade institucional brasileira também é um atrativo. Em seu esforço por atrair novos parceiros energéticos, Haibin avalia que a China tem assumido riscos mais altos que o aceito por outros países, negociando e estabelecendo laços com fornecedores localizados em países em situação de conflitos internos e externos. “No Brasil as instituições estão consolidadas”, diz.
O radar das estatais chinesas de petróleo e gás elegeu o Brasil logo após a descoberta do potencial do pré-sal. Os primeiros investimentos significativos se deram em 2010 com a aquisição pela Sinopec de 40% da operação da espanhola Repsol no país, por US$ 7,1 bilhões. Entre os ativos adquiridos estão dois campos petrolíferos já em operação e outros dois em desenvolvimento no pré-sal. Ainda em 2010, a Sinochem, outra chinesa, fez sociedade com a Statoil no campo de Peregrino, na bacia de Campos. O contrato foi de US$ 3,07 bilhões.
Em 2012, a Sinopec foi novamente às compras, adquirindo 30% dos ativos da portuguesa Galp Energia no Brasil, por US$ 4,8 bilhões, passaporte para a exploração de 20 blocos de petróleo, entre eles os campos de Lula e Cernambi, ambos na bacia de Santos. Em 2013, as estatais CNPC e CNOOC, com 10% cada, participaram do consórcio vencedor do leilão do campo de Libra, no pré-sal, o maior já descoberto no Brasil.
Hoje os chineses já produzem 50 mil barris diários de petróleo no Brasil, além de aquisições no mercado local. A compra mais relevante se deu por meio de uma operação triangular realizada em 2010, na qual o Banco de Desenvolvimento da China realizou um empréstimo de US$ 10 bilhões à Petrobras. Em troca, a brasileira comprometeu-se a fornecer 200 mil barris diários para a Sinopec por dez anos.
Edmar Fagundes de Almeida, especialista em petróleo e professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), diz que o modelo de empréstimo em troca de petróleo não deve prosperar na relação energética entre Brasil e China. “Foi uma ação pontual, em um momento no qual a Petrobras podia se endividar. Hoje essa opção não seria bem aceita no mercado financeiro”. Para ele, a principal estratégia chinesa no Brasil é o investimento direto, por meio de compra de ativos já maduros ou em novos leilões do pré-sal.
A presença chinesa no mercado brasileiro de energia elétrica se dá nos segmentos de geração e transmissão. A Three Georges, a maior geradora hidrelétrica do mundo, adquiriu os negócios da portuguesa EDP em 2011 e, no início de 2014, comprou um terço da hidrelétrica de São Manoel, que será construída no rio Teles Pires, na divisa entre Mato Grosso e Pará, com capacidade instalada de 700 MW. Em transmissão, a chinesa State Grid é parceira da Eletrobras no linhão de 800 kv de tensão que ligará a hidrelétrica de Belo Monte, no Pará, passará por Tocantins, Goiás e Minas Gerais, num total de 2100 quilômetros. O investimento previsto é de R$ 4,4 bilhões e a concessão é de 30 anos.
Mauricio Aredes, doutor em energia elétrica e professor da UFRJ, diz que a capacidade tecnológica chinesa em transmissão de energia será importante para o Brasil implementar os linhões que ligarão as novas hidrelétricas em construção no Norte do país com os principais centros consumidores. Hoje
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a linha de transmissão de maior tensão no Brasil é a de Itaipu, com 600 kv e 810 quilômetros de extensão. “Apenas a China hoje tem experiência em operações com 800 kv e eles já estão desenvolvendo tecnologia e programam colocar em operação em 2015 linhas de transmissão com 1100 kv”, diz Aredes. A transmissão em tensões mais elevadas e em corrente contínua, como programada para Belo Monte, gera economia e permite uma redução de perdas no trajeto.
Apesar de ser grande o potencial brasileiro em biocombustíveis e em energia alternativas, principalmente eólica, solar e geradas a partir de biomassas, ainda não há nenhum investimento chinês nesses segmentos de mercado. A constatação é da consultora Camila Ramos, diretora da Clean Energy Latin América (CELA). A China, no entanto, é o maior investidor global em energias alternativas, tendo executado um programa de US$ 61,2 bilhões em 2013. O país asiático é o maior gerador mundial de energia eólica e o segundo em energia fotovoltaica.
Para Camila, são dois os principais fatores que inibem os investimentos chineses em energia alternativa no Brasil. Em bioenergia, as restrições legais de compra de terras por estrangeiros. Em energia eólica e solar, a exigência de 60% de conteúdo local nos equipamentos financiados pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que atendem a 90% do parque gerador dessas energias. “Teremos que atrair não só o capital chinês, mas também as fábricas chinesas para o Brasil”, diz.
Fonte: Valor Online


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ANEXAÇÃO DA CRIMÉIA AUMENTA POTENCIAL ENERGÉTICO DA RÚSSIA.

Anexação da Crimeia aumenta potencial energético da Rússia

Quando a Rússia tomou a Crimeia, em março, também adquiriu uma zona marítima com superfície mais de três vezes maior que a área terrestre e com o direito a recursos submarinos que potencialmente valem trilhões de dólares.
A iniciativa também estende as fronteiras marítimas da Rússia, dando a ela o domínio de vastas reservas de óleo e gás e desferindo um golpe devastador às esperanças de independência energética da vizinha Ucrânia.
A Rússia o fez sob os termos de um acordo internacional que confere aos países a soberania sobre áreas distantes até 370 quilômetros de sua costa. Os russos não tinham conseguido acesso aos recursos energéticos da área num pacto que tinha fechado com a Ucrânia dois anos antes.
“Isso é importantíssimo”, disse Carol R. Saivetz, especialista em Eurásia no Programa de Estudos de Segurança do Massachusetts Institute of Technology (MIT). “Priva a Ucrânia da possibilidade de desenvolver os recursos e os entrega à Rússia. Torna a Ucrânia mais vulnerável à pressão russa.”
Em Moscou, um porta-voz do presidente Vladimir Putin disse que não existe ligação entre a anexação e os recursos energéticos. “Diante de todo o potencial que a Rússia possui, não há interesse nisso”, disse Dmitri Peskov.
A Exxon Mobil, Royal Dutch Shell e outras grandes empresas petrolíferas já estudaram o mar Negro, e alguns analistas de petróleo dizem que seu potencial é comparável ao do mar do Norte.
O geólogo marinho William B.F. Ryan, do Observatório Terrestre Lamont-Doherty da Universidade Columbia, em Nova York, disse que a área que a Rússia passa a controlar lhe garante potencialmente as melhores reservas de petróleo do mar Negro.
Analistas dizem que as sanções econômicas podem adiar a exploração russa de suas áreas anexadas dos mares Negro e de Azov, por reduzir seu acesso a financiamento e tecnologia ocidental.
Mas disseram que a Rússia já tinha assumido o controle da subsidiária na Crimeia da empresa nacional de gás da Ucrânia, o que lhe garante equipamentos de exploração no mar Negro.
“A Rússia está disposta a agir agressivamente”, disse Vladimir Socor, membro sênior da Fundação Jamestown, grupo de pesquisas de Washington que acompanha os assuntos eurasianos. “Ela já tomou duas perfuratrizes.”
Não é de hoje que países com saída para o mar Negro enxergam seu leito como fonte de energia, principalmente devido a sucessos na exploração de águas rasas.
As perspectivas de resultados enormes subiram muito dois anos atrás, quando um navio que fazia perfurações na costa da Romênia localizou um grande campo de gás em águas de mais de meio quilômetro de profundidade.
Em abril de 2012, Putin, que na época era o primeiro-ministro russo, assinou um acordo com a gigante energética italiana Eni para explorar a zona econômica russa no nordeste do mar Negro. Ryan estimou a área da zona, antes da anexação da Crimeia, em 67 mil quilômetros quadrados, mais ou menos o equivalente à superfície da Lituânia.
Em agosto, a Ucrânia anunciou um acordo com um grupo liderado pela Exxon para extrair óleo e gás das águas do mar Negro. A equipe da Exxon tinha oferecido mais que a empresa russa Lukoil. O
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escritório estatal de geologia ucraniano disse que o desenvolvimento do campo custaria até US$ 12 bilhões (R$ 26,5 bilhões).
Ryan estima que a zona marítima em volta da Crimeia tenha acrescentado 93 mil quilômetros quadrados à área do mar controlada pela Rússia. O acréscimo equivale a mais de três vezes a superfície terrestre da Crimeia.
A zona da Romênia no mar Negro tinha sido adjacente à da Ucrânia. “Romênia e Rússia serão vizinhas”, observou em 24 de março o jornal “Romania Libera”, de Bucareste. A manchete dizia que a fronteira marítima poderia tornar-se “uma potencial fonte de conflito”.
Mas o jornal romeno citou analistas como tendo dito que outros países que têm saída para o mar Negro -Geórgia, Turquia, Bulgária e Romênia-reconheceriam a anexação “para evitar conflitos”.
Analistas dizem que a ação da Rússia também poderá alterar a rota que será seguida pelo gasoduto South Stream, poupando dinheiro, tempo e dificuldades de engenharia a Moscou. O gasoduto, ainda a ser construído, deve levar gás russo para a Europa.
Originalmente, a Rússia traçou uma rota tortuosa que passava por águas da Turquia. Agora ela poderá fazer com que o gasoduto siga um trajeto mais direto, passando por seu território recém-adquirido no mar Negro. Empresas petrolíferas dizem que seus acordos com a Ucrânia estão no limbo. “Não as vejo fechando acordos novos neste momento”, disse Saivetz, do MIT.
Fonte: The New York Times


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GÁS RUSSO – “Armadilha chinesa”.

Especialista russo em gás diz que Ucrânia caiu na “armadilha chinesa”

Contrato da Rússia com a China pode mudar quadro de apoio europeu à Kiev
O especialista russo Yuri Korolchyuk, membro do Conselho Observador de Estratégias Energéticas, comentou os possíveis desdobramentos para a Ucrânia do recente acordo de gás entre Rússia e China. Um documento de US$ 400 bilhões que prevê o envio anual de 38 bilhões de metros cúbicos de gás russo ao país asiático, durante 30 anos.
“Com a assinatura do acordo de gás entre Rússia e China a questão ucraniana é colocada em segundo plano pela União Europeia. A reorientação parcial da Rússia para o mercado de gás da China, e, em perspectiva, da Coreia do Sul e do Japão, anulará as tentativas da União Europeia em obrigar a Rússia a baixar os preços do gás. Afinal, agora a Gazprom ganhou um mercado de gás alternativo e de maiores perspectivas”.
“A Ucrânia caiu na ‘armadilha’ chinesa, que é favorável à Rússia. Agora, os problemas ucranianos e, antes de tudo, a solução da questão da dívida de gás da Naftogas, deixarão de ser tão atuais para a União Europeia. Afinal, a Europa também terá que salvar a própria pele. A última declaração rígida do Primeiro-Ministro interino ucraniano, Arseni Yatsenuyk, tachando de inviáveis quaisquer conversações entre Ucrânia e Rússia, representa uma última tentativa de pressionar a União Europeia e de a atrair para o lado da Ucrânia, inclusive na questão do gás”.
“Antes do acordo chinês, a posição da União Europeia podia ser resumida como isenta. Agora, a União Europeia ficará tentando não estragar de vez suas relações com a Gazprom e passará a se distanciar cada vez mais da questão de gás ucraniana. Desde já, a União Europeia induz banalmente a Ucrânia a pagar sua dívida com a Rússia pelo gás de 2013 e do primeiro trimestre de 2014. A União Europeia, junto com o FMI, ajudará a Ucrânia oferecendo empréstimos, que terão de ser pagos, mas não negociará junto à Rússia um novo preço de gás para a Naftogás, como deseja a Ucrânia. Os países da União Europeia estão preocupados, antes de tudo, com eles mesmos e com os preços de gás aos seus consumidores e não com os habitantes e as indústrias da Ucrânia. Na verdade, pelo que parece, a Ucrânia está sendo novamente deixada frente a frente com o ‘sanguinário’ monopolista de gás da Rússia”.
“Mas a Ucrânia ainda corre um outro grande perigo. O acordo da Gazprom com a China prevê que a Rússia receba dos chineses um investimento de US 20 bilhões para a produção de gás, além de um adiantamento no valor de US$ 25 bilhões. Com esses recursos a Gazprom poderá iniciar a construção da ‘Corrente do Sul’ sem o apoio inicial da União Europeia. E isso ameaça a Ucrânia com a perspectiva de perda do volume de trânsito de gás até 40 ou 50 bilhões de metros cúbicos”.
Fonte: Diário da Rússia


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GERAÇÃO ELÉTRICA – Usina a fio d’água amplia desafios.

Usina a fio d’água amplia desafios

A construção de usinas hidrelétricas a fio d’água, com menor capacidade de armazenamento plurianual, aumenta o desafio de gerenciar o sistema elétrico e cria a necessidade de expansão do parque térmico do país.
Para o diretor-geral do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), Hermes Chipp, é importante observar que o uso de geração térmica tem crescido mesmo quando as chuvas estão perto da média histórica.
“A geração térmica é necessária para o atendimento no horário de ponta no fim do período seco, principalmente quando a temperatura sobe. É preciso começar a discutir se faremos hidrelétricas com reservatórios ou se as térmicas irão operar na base”, destacou.
Sem construção de usinas com grandes reservatórios, o sistema tem sofrido mais oscilações. Em 2012, no fim do período úmido, os reservatórios estavam em 72%. No fim do ano, caíram abaixo dos 40%. Em 2013, o índice de deplecionamento foi de 22%. “Vai ser preciso mais térmica, não tem milagre”, disse.
Entre 2013 e 2018, é prevista a entrada de 20 mil MW de capacidade hídrica no sistema, sendo que 99% dessas usinas não têm reservatórios. “Isso cria uma grande volatilidade e não dá para fazer a operação só com eólica”, comentou.
Ambientalistas têm criticado a posição do Brasil de empregar as termelétricas em vez de outras formas de geração de energia alternativas. Essa matriz, que utiliza o carvão como matéria-prima, é altamente poluente e pode contribuir para elevação das emissões de gases do Brasil.
Essa mudança da matriz elétrica traz outra questão: os benefícios de investimentos do setor para outros segmentos, como navegação de rios, captação de água ou irrigação em bacias, ficará mais difícil e poderá se tornar mais restrita. “Pode-se ver uma restrição do uso múltiplo das usinas hidrelétricas, porque irá se buscar maior uso dos reservatórios para aumentar a armazenagem e elevar a eficiência do sistema”, avaliou.
Há outra questão a ser observada: grandes usinas hidrelétricas estão e estarão sendo construídas na região Norte, enquanto a maior parte do consumo está concentrada nas regiões Sudeste, Sul e Nordeste. Isso criará a necessidade de transferência de grandes blocos de energia entre as regiões. “Isso aumenta o risco de grandes ocorrências no sistema, cria a necessidade de ampliação dos troncos de transmissão entre regiões e abre a discussão se vale a pena pagar a adoção de sistemas de contingência dupla nas interligações para reduzir os riscos de ocorrências”, observou.
Para Marco Antônio Oliveira, diretor da PSR Consultoria, se o país quiser aumentar a matriz energética com riscos menores, será preciso instalar térmica na base. “Se quiser andar com nível de risco mais baixo, será preciso 15% de térmica. Se olharmos a diferença na geração do período úmido para o seco, você vai ter problema no período seco para operar o sistema. A gente tem que inserir térmicas flexíveis para manter até o nível de participação que ela tem hoje”, defendeu Oliveira.
Ele destacou que as eólicas ganharão espaço na matriz, mas são uma fonte intermitente. “Sua operação é complicada, elas são variáveis, não se pode contar com elas em horários de ponta, porque pode não ventar, por isso teremos de ter mais térmicas”, observou.
Oliveira estima que a demanda por energia elétrica crescerá 3,6% por ano até 2020 e 2,8% anuais entre 2021 e 2030, quando a demanda, hoje em 66 mil MW, deverá pular para 114 mil. Na matriz de 2030, ele estima que 65% sejam gerados por usinas hidrelétricas, 11,4% por plantas eólicas e 12,5% por gás natural.
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“Deverá haver uma perda de 10% da regularização dos reservatórios das hidrelétricas, o que mostra um cenário de volatilidade”, destacou. Entre 2014 e 2017, a consultoria prevê uma oferta apertada no balanço entre oferta e demanda, entre 4% a 6%. “Os preços estarão estressados no mercado livre até o fim da década, porque os reservatórios demoram a se recuperar e as hidrelétricas estão perdendo a capacidade de armazenar água.”
Para o secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do Ministério de Minas e Energia, Altino Ventura Filho, o gás natural irá ampliar sua presença na matriz ao longo dos próximos anos.
A estimativa é de que o insumo energético pule dos atuais 7,8% para 10,4%, enquanto as hidrelétricas deverão perder espaço: caindo dos atuais 77% para 69%. No conjunto das fontes renováveis, além das eólicas, um dos destaques deverá ser a fonte solar, que deverá ter um leilão reserva específico no segundo semestre. De acordo com dados do secretário, as fontes renováveis no mundo corresponderam a 13,4% da matriz de energia em 2013, enquanto no Brasil 40,5% da energia é gerada por fontes não fósseis.
Fonte: Valor Econômico


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UMA JANELA PARA A GERAÇÃO SOLAR

Uma janela para a geração solar

Alta das tarifas abre oportunidade para fonte ganhar espaço na matriz e o governo confirma leilão para o segundo semestre
O cenário de escassez de energia no Brasil, desenhado, sobretudo, para este ano e o próximo, abre uma janela de oportunidade para a energia solar fotovoltaica ganhar terreno no país. A queda do custo dos painéis e módulos solares, a redução do preço de instalação e o aumento das tarifas de energia, estimado em até 35%, podem sustentar um crescimento explosivo para a fonte, seja por geração distribuída ou centralizada – o governo já afirmou que vai contratar energia fotovoltaica no próximo leilão de reserva no segundo semestre.
A entrada em larga escala da fonte na matriz elétrica brasileira precisa, porém, superar barreiras como a tributação, a necessidade de financiamento para instalação dos projetos e o tempo de payback, além da capacitação de mão de obra especializada e do desenvolvimento da cadeia produtiva. A boa notícia é que, em muitos estados, quando se olha o custo nivelado da energia (custos do investimento, em manutenção, quantidade de energia produzida e taxa de retorno), a fonte solar fotovoltaica já tem paridade com a tarifa cobrada pelas distribuidoras.
O Centro Brasileiro de Energia e Mudanças Climáticas (CBEM) fez uma análise com dados das 15 maiores distribuidoras do país. O CBEM simulou cenários variando o investimento (de R$ 5,5/Wp a R$ 9/Wp) e a taxa de desconto (7% a 10%). O centro empregou ainda, de forma otimista, os mesmos valores para custos de O&M (0,5%) e fator de decaimento do módulo (0,8%). Na comparação, também observou fatores como custo da operação, radiação local, vida útil do módulo e taxa de desconto.
O estudo revela que já existe paridade da energia solar fotovoltaica com as tarifas das concessionárias Cemig (Minas Gerais), Coelba (Bahia) e Celpe (Pernambuco), por exemplo, com preço de instalação na faixa de R$ 6/Wp (ver gráfico), tendo-se uma tarifa de R$ 0,50. Os estados com menor viabilidade, de acordo com o CBEM, seriam São Paulo (Eletropaulo e CPFL) e Santa Catarina (Celesc).
As tarifas mais elevadas – e a tendência é de que cresçam ainda mais em todo o país – traz outro fator positivo para a evolução da fonte solar: a redução do tempo médio de retorno do investimento no projeto. Com o aumento previsto das tarifas, estima-se que o retorno médio caia de 12 anos para sete ou oito anos.
“Quando se analisa o custo nivelado da energia, considerando as premissas econômicas, vê-se que a fonte fotovoltaica já é viável em muitos lugares”, observa Osvaldo Soliano Pereira, diretor do CBEM. Ele frisa que São Paulo é o estado de menor viabilidade, por ter tarifas mais baixas e menor nível de radiação solar.
Solução para escassez
Possível de ser instalada em pouco tempo, a energia fotovoltaica tem uma oportunidade de ouro, via geração distribuída. A solução, de forma rápida, pode adicionar um bloco de energia complementar, no lugar da adoção de medidas para corte de carga voluntário. Num cenário de escassez de energia até 2015, o incentivo à instalação de painéis solares nas residências ajudaria a reduzir o consumo.
“Seria mais barato do que pagar os custos da atual escassez e de um possível racionamento”, observa Leontina Pinto, da Engenho Consultoria. Para isso, acrescenta ela, é preciso abrir linhas de crédito específicas e fazer uma ampla divulgação incentivando a instalação da geração fotovoltaica.
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A percepção do mercado é de que a energia solar fotovoltaica tem ainda outro caminho para crescer: ganhando escala com os leilões de energia. Isso, porém, depende de decisões governamentais, que gerem demanda para impulsionar a indústria, como aconteceu com a energia eólica.
“Por sua vez, a expansão por geração distribuída depende menos de decisão política e mais de forças de mercado, cada vez mais presentes”, diz Rafael Kelman, diretor da consultoria PSR. Ele avalia que 2013 e 2014 serviram de aprendizado, tanto para instaladores quanto para as concessionárias de energia.
O fato é que os números evoluíram pouco nos dois primeiros anos após a publicação da resolução 482, que estabeleceu as regras para mini e micro geração, que abre espaço para a fonte fotovoltaica. O país conta, atualmente, com pouco mais de 100 unidades instaladas, num total de 9 MW, entre residências e estádios de futebol. Somente em 2012, a Europa instalou 12 mil MW nos tetos das casas.
“Como qualquer produto novo, será necessária uma base mínima de instalações e experiências positivas para o mercado solar fotovoltaico decolar. E isso está acontecendo”, ressalta Kelman, para quem a crise energética atual terá um impacto grande no futuro da energia solar no país. “O segundo semestre de 2014 e, principalmente, o ano de 2015 prometem”, acrescenta.
Vai ter leilão
O governo já estuda incluir em seu planejamento a geração fotovoltaica na matriz. Levantamento preliminar da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) indica a contratação de um bloco de 3,5 mil MW (cerca de 600 MW médios) até 2018, o que representa quase 10% dos 38 mil MW de geração nova previstos para o período.
A indicação, que depende ainda de aprovação do Ministério de Minas e Energia (MME), deverá fazer parte da revisão do Plano Decenal 2023, da EPE. Na estimativa de Soliano, do CBEM, nos próximos 10 anos pode-se chegar a um bloco de energia fotovoltaica de 7 mil MW a 8 mil MW, via leilões, além de cerca de 5 mil MW em residências e instalações comerciais.
O caminho para atingir essa meta é a realização de leilões específicos para a fonte, como o de reserva, pretendido para este ano. “Serão três produtos. Um eólico, outro solar, em que a solar disputa com a solar, e outro de resíduos sólidos”, afirmou Maurício Tolmasquim, presidente da EPE, durante seminário da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp). “Vai acontecer com a solar o mesmo fenômeno que vimos com a eólica.”
Não resta dúvida de que, no começo, essa energia será mais cara, para atrair potenciais investidores. Entretanto, existe uma tendência muito grande de queda de preços no mercado internacional. “Com o aumento da escala, o preço vai cair também no Brasil”, aponta Tolmasquim. O mercado estima em R$ 250/MWh um valor atrativo para viabilizar os projetos de geração fotovoltaica nos leilões – apenas R$ 10 abaixo do preço do leilão A-0, realizado no final de abril, para cobrir a exposição das distribuidoras.
O que se busca é fazer com que os leilões específicos, ao incorporarem novos blocos de energia fotovoltaica, criem demanda para permitir a produção dos painéis no país. Um caminho já buscado para viabilizar a estratégia envolve financiamento via Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) para criar melhores condições para os futuros leilões da fonte, o que está nos planos da EPE.
Ao contrário do desenvolvimento da energia solar fotovoltaica na Europa, o governo não quer basear sua expansão por aqui via subsídios. Afinal, o Brasil, diferentemente dos países europeus, tem opções de fontes cujo custo da energia é mais barato, como a hidrelétrica e a eólica. A postura do MME é fazer a energia solar entrar na matriz de forma estruturada.
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“A saída não é essa, mas isso não quer dizer que, na fase inicial, não se crie algumas facilidades para o desenvolvimento da fonte”, comenta Altino Ventura Filho, secretário de Planejamento e Desenvolvimento Energético do ministério.
Fonte: Revista Brasil Energia


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EUROPA ENFRENTA SÉRIO DESAFIO EM ABASTECIMENTO ENERGÉTICO.

A Europa enfrenta uma “séria” ameaça para seu abastecimento energético, com queda na demanda de gás e redução de quase 30% da sua capacidade de produção nos próximos dois anos, de acordo com informações do grupo Cedigaz divulgadas nesta segunda-feira.
A demanda por gás na União Europeia registra queda de um terço nos últimos três anos devido à competição com as importações de carvão mais barato dos Estados Unidos, ao uso crescente de fontes de energia sustentáveis e a uma demanda mais fraca, informou o Centro Internacional de Informação sobre Gás Natural.
O preço do carvão recuou 32% entre meados de 2011 e o final do ano passado, perdendo espaço para o abastecimento de gás de xisto americano.
Ao mesmo tempo, o aumento nos preços do petróleo puxaram os preços do gás a 42% entre 2010 e 2013.
Como resultado, o gás tem perdido espaço rapidamente no mercado energético europeu, e 30% da capacidade de produção de gás pode ser desativada entre 2015-2016, segundo a associação.
“O paradoxo europeu: apesar das inúmeras vantagens do gás sobre o carvão, os preços do carvão e do CO2 ditam a preferência pelo carvão”, afirma a Cedigaz no relatório.
“A demanda por gás recuou 51 bilhões de metros cúbicos nos últimos três anos, um total anual equivalente ao mercado de gás da França. Em contraste, a demanda de gás cresceu 10% entre 2010 e 2012.”
O desafio adicional para o abastecimento energético na Europa é que as antigas usinas de carvão devem ser fechadas em razão de normas ambientais mais rigorosas e pelo desenvolvimento de energias renováveis.
A Cedigaz advertiu que as regulações da UE em emissões poluentes podem representar um corte entre 65 e 70 gigawatts (GW) da capacidade energética de carvão no período 2020-2023.
“No total, uma capacidade de 115-120 GW, que representa um terço da capacidade gerada por gás e carvão na UE, está sendo suspensa ou sob o risco de interrupção, o que representa um sério desafio para a segurança do abastecimento”, diz o relatório.
A fim de evitar a potencial crise energética, a organização indicou uma nova estrutura de mercado, incluindo o crescimento no preço do CO2 pago pelas empresas, a redução no preço do gás e a retomada de confiança no mercado para atrair investimentos.
“Na falta de um sinal no preço do carbono, o retorno da demanda por gás na matriz energética da UE não está prevista para esta década”, afirma o relatório.
Fonte: AFP


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CHINA TENTA GARANTIR FUTURO ENERGÉTICO.

China tenta garantir futuro energético

Seja por meio de diplomacia, investimento ou força, a China está se empenhando ao máximo para suprir sua crescente demanda por energia.
O governo chinês mostrou esse desejo quando fechou um acordo de 30 anos com a Rússia envolvendo gás natural e no tenso embate com o Vietnã motivado por uma plataforma chinesa de extração de petróleo no disputado mar do Sul da China.
Ambos os acontecimentos demonstram a atuação vigorosa de Pequim na busca por energia, estratégia política e econômica com implicações importantes para o restante do mundo.
“O crescimento dinâmico da economia chinesa está remodelando o mercado global de fontes de energia. As implicações econômicas e estratégicas disso ainda estão se delineando”, disse Mark J. Finley, gestor-geral da BP para mercados de energia globais e economia dos Estados Unidos.
A única opção da China é suprir suas necessidades de energia indo além de suas fronteiras. Segundo a Opep, a China consumiu 10,1 milhões de barris de petróleo por dia no ano passado –um nono do total mundial–, mas só produziu 4,2 milhões de barris por dia.
A China tem obtido resultados variáveis com a extração em plataformas marítimas e tem sido lenta ao explorar os supostamente vastos recursos de gás de xisto domésticos.
Esses depósitos no subsolo são bem mais profundos que os dos EUA e ficam em formações geológicas ainda pouco estudadas.
Atualmente a China tem operações, investimentos ou projetos de energia na África, no Oriente Médio e nas Américas do Sul e do Norte.
Sua demanda também deu um alento a produtores de carvão seriamente afetados pela queda da demanda nos Estados Unidos e em outros países industrializados.
A dependência da China por importações envolve desafios de política externa. Ou seja, o país precisa recorrer a áreas instáveis do mundo para suprir suas necessidades.
A China importa grande parte de seu petróleo da região do golfo Pérsico e pelo estreito de Ormuz, onde a segurança está a cargo da Marinha dos Estados Unidos. A China conta com cerca de 500 mil barris por dia do Irã.
No entanto, as sanções americanas ao Irã tornaram esse país uma fonte menos confiável de petróleo. Ao mesmo tempo, a China tem recebido remessas menores de petróleo bruto da Líbia, do Sudão e do Sudão do Sul. O Departamento de Energia dos EUA relatou recentemente que a China substituiu com presteza essas fontes em declínio por importações de Omã, Emirados Árabes Unidos, Angola, Venezuela, Rússia e Iraque.
NOVAS ESTRATÉGIAS
As relações da China com países ricos em energia variam muito. A situação no Vietnã parece extrema, com navios de ambos os países se atacando, e as forças navais chinesas usando canhões de água contra as vietnamitas. As reivindicações da China por águas asiáticas sob disputa despertaram protestos de seus vizinhos, assim como do governo Obama.
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Mas no Iraque, onde a China é o maior cliente de petróleo e as petroleiras chinesas investem pesadamente em alguns dos maiores campos petrolíferos, os chineses preferem não se envolver nos conflitos sectários do país. Nem parecem ansiosos para desafiar a influência dos EUA na região.
A China também se tornou um ator importante na América Latina, área tradicionalmente muito influenciada pelos EUA. A China está estreitando laços com os governos de ideologia socialista do Equador e da Venezuela, os quais são financiados pelo petróleo e buscam se distanciar dos EUA.
No Equador, a China virou uma espécie de banco para o governo, concedendo empréstimos que beiram 60% do que a administração precisa, em troca de remessas de petróleo. Empresas chinesas vendem petróleo equatoriano pelo mundo, incluindo para os EUA.
A petroleira estatal da Venezuela está saldando uma dívida com a China, de US$ 40 bilhões em empréstimos feitos nos últimos seis anos, com uma grande parcela de seus 600 mil barris de petróleo exportados por dia.
A África é um lugar mais difícil para investir e mostra os limites da influência chinesa.
No ano passado, o Chade suspendeu por tempo indeterminado as atividades da estatal Empresa Nacional de Petróleo da China devido a vazamentos de petróleo ao sul da capital, N’Djamena. Funcionários do governo do Chade afirmaram que os chineses obrigaram trabalhadores locais a limpar as águas sem proteção adequada.
A Sinopec, subsidiária de outra petroleira chinesa, foi forçada a pagar US$ 400 milhões ao Gabão em janeiro para resolver o que o governo disse ser uma violação de contrato em um campo petrolífero em sua costa. O primeiro-ministro Li Keqiang destacou o interesse duradouro da China pela África visitando quatro países em maio, incluindo Angola e Nigéria, que são ricas em petróleo.
O novo acordo de gás com Moscou deverá reforçar a Rússia e a China em termos econômicos e políticos. Isso ajudará Pequim a diminuir sua dependência de rotas de trânsito inseguras e países instáveis. E também garantirá um mercado de energia para a Rússia se a Europa quiser substituir a energia russa por importações de outros países.
A partir de 2018, a Rússia poderá fornecer 38 bilhões de metros cúbicos de gás natural anualmente -ou seja, mais de 15% da demanda atual- para a China. Talvez o aspecto mais importante do acordo seja possibilitar que a China use menos carvão e gere mais energia elétrica com gás natural.
“A população chinesa vai apreciar a capacidade de se industrializar sem ondas de névoa tóxica”, disse Jim Krane, especialista em energia na Universidade Rice em Houston.
“E o mundo aplaudirá a redução das emissões de gás carbônico se o gás mais limpo puder diminuir drasticamente o consumo de carvão na matriz energética da China.”
Fonte: The New York Times — texto extraído da Folha de S. Paulo


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RESERVATÓRIOS BAIXOS JÁ AFETAM ENERGIA PRODUZIDA NO BRASIL.

A falta de chuva não afetou apenas o abastecimento de água e o sistema Cantareira, mas também a produção de energia no Brasil. Encerrando o dia de palestras no Fórum de Sustentabilidade, já na tarde desta segunda-feira (2), o ex-reitor da Universidade de São Paulo e atual presidente da Comissão de Sustentabilidade da Fecomercio/SP, José Goldemberg, analisou o perfil energético do Brasil.
Segundo Goldemberg, em 2012, 54% da energia gerada no país era não renovável. As hidrelétricas, acrescentou, ficaram muito vulneráveis a mudanças climáticas, o que fez com que o governo tenha de usar as termelétricas como alternativa.
“Houve uma diminuição no tamanho dos reservatórios de cada hidrelétrica por pressão de ambientalistas, por pressão de movimentos sociais, porque os reservatórios alagam grandes áreas e, principalmente, porque custa caro e as empresas não querem fazer. É conveniente para as empresas não cuidar de seus reservatórios”, disse Goldemberg.
O pesquisador afirmou que desde 1985 houve uma queda na relação entre a produção de energia e a área de reservatórios. Enquanto a potência e a demanda por energia elétrica continuaram crescendo exponencialmente ao longo dos anos, o volume de água disponível cresceu pouco, especialmente depois de 2000.
As termelétricas utilizadas quando a seca atingiu as hidrelétricas nos últimos anos, diz Goldemberg, não são muito confiáveis. “Algumas queimam carvão e petróleo, e não gás, o que não é muito bom para o meio ambiente. Outras operaram no máximo de suas capacidades.”
Em relação a mais recente escassez pela qual o Estado de São Paulo passa, Goldemberg é pessimista. “Sabe Deus o que vai acontecer no final do ano se não chover. A possibilidade de que falte energia elétrica é real, absolutamente real.”
Fonte: Folha Online


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ENERGIA ELÉTRICA – Precisamos conversar sobre os reservatórios.

Precisamos conversar sobre os reservatórios

A opção pelas hidrelétricas a fio d’água nos últimos anos está cobrando um preço alto. Depois da crise, começam a surgir propostas para rever os estudos das bacias para reverter tendência no futuro
Os alicerces da expansão de qualquer matriz energética que se queira sólida e eficiente são fundados em três elementos vitais: segurança, preço competitivo e sustentabilidade. As grandes hidrelétricas, com reservatórios, forneceram essas condições ao longo de todo o século passado ao Brasil. Na última década, porém, o país optou pelas usinas a fio d’água, atendendo a uma demanda pela redução do impacto ambiental. A atual crise energética, no entanto, está levando planejadores e especialistas a repensar essas decisões e retomar o debate sobre os reservatórios.
Praticamente todas as potências econômicas exploram ao máximo seus recursos energéticos, para convertê-los em desenvolvimento e riqueza. É o que os Estados Unidos estão fazendo com o gás não convencional, por exemplo. Ou o que os europeus e a China fizeram com o carvão.
No caso brasileiro, o potencial hídrico para geração elétrica aparece como diferencial, sobretudo de hidrelétricas com reservatórios. Só que, por aqui, a receita não vem sendo aplicada como no exterior. Até 2007, as hidrelétricas tinham uma área alagada média de 0,51 km2 por megawatt instalado. Desde então, esse volume caiu para 0,06 km2/MW.
Com isso, o sistema elétrico nacional está cada vez mais dependente do regime de chuvas, pois sua capacidade de acumular água e regularizar o fornecimento teve um baque acentuado, com a opção pelas usinas sem reservatório. Nos períodos de seca, como o atual, os efeitos dessa mudança ficam mais evidentes.
Atualmente, os reservatórios hidrelétricos, quando cheios, são capazes de garantir a geração por 5,4 meses. Em 2021, projeta-se uma redução para apenas 3,35 meses. Para compensar isso, a solução, empregada desde meados de 2012, é o uso mais intenso da geração térmica, que é mais cara. Somente neste ano, pode chegar a um custo adicional estimado em R$ 20 bilhões.
Além do alto custo, o risco de racionamento coloca à baila novamente o debate sobre usinas com reservatórios versus usinas a fio d’água. Uma questão que precisa de resposta: o país vai abrir mão de vez de sua capacidade de armazenamento, tendo ainda dois terços do potencial hidrelétrico de 250 GW a explorar? Como a maior parte está na região amazônica, fatores ambientais e sociais vão pesar na decisão.
Tanto pela questão das mudanças climáticas, como pelos vários usos da água, como para geração de energia, a ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira, não tem dúvida de que o país precisa encarar novamente este debate. O caminho indicado por ela envolve o diálogo entre os planejamentos setoriais e o ambiental.
“A área ambiental tem de ter serenidade para um debate com dados técnicos. Preciso de dados na mesa”, indica a ministra, acrescentando que nem toda hidrelétrica construída nos últimos anos exigiria reservatório. “Sou favorável às melhores condições de projetos que combinem menor impacto ambiental com melhor resultado de eficiência energética”, diz.
Propostas na mesa
Um caminho possível é fazer a revisão dos inventários já elaborados e também analisar novas alternativas de divisão de quedas dos cursos d’água estudados. O objetivo da proposta do Comitê Brasileiro de Barragens (CBDB) é reverter a tendência de redução da capacidade de armazenamento dos reservatórios das hidrelétricas planejadas ou em construção, medida que também afeta os outros usos da água, como navegação, irrigação e controle de enchentes.
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“O aumento da capacidade de armazenamento no SIN (Sistema Interligado Nacional) com a construção de usinas com reservatórios passa por uma mudança nas premissas do planejamento da expansão da geração e seus resultados no longo prazo”, comenta Luciano Varella, do CBDB.
A recomendação de revisar os inventários das bacias é um dos pontos da carta que o comitê e outras seis entidades da área de engenharia encaminharam à Presidência da República no final de 2013. Até agora, nada de resposta. E pior: nada de debate.
De 2007 para cá, o país inventariou 13 bacias hidrográficas, localizadas nas regiões Norte, Centro-Oeste e Sul, e identificou 83 aproveitamentos hidrelétricos capazes de adicionar à matriz cerca de 47 mil MW, se tirados da gaveta. O que chama a atenção no que foi inventariado é o tamanho dos reservatórios, a maioria deles com pouca capacidade de armazenamento.
A questão também está no documento “Uma Agenda Positiva para o Setor Elétrico Brasileiro”, relatório técnico preparado pela PSR para o Fórum das Associações do Setor Elétrico (Fase), que também foi entregue ao governo. Além de vencer o preconceito contra as usinas com reservatórios e melhorar a coordenação institucional para que as avaliações sobre custos dos projetos sejam feitas de forma objetiva, o documento indica outros caminhos.
Entre as sugestões estão planejar as usinas com uma visão integrada dos recursos hídricos, a ser feita na fase de estudos de inventário e de viabilidade; e fazer o inventário já com audiências públicas e incluindo alternativas, levando em conta custos e restrições socioambientais.
“A proibição a priori de que se construam novos reservatórios é a pior solução para o país, pois impede o aproveitamento racional de um recurso natural essencial, limitando o potencial de desenvolvimento do país”, aponta o documento da PSR, citando que os três maiores projetos da década – Belo Monte, Santo Antônio e Jirau, que somam cerca de 18 mil MW – não possuem reservatórios de regularização a montante.
Autocensura
Os números não deixam dúvidas sobre o desenho futuro do sistema. Entre 2007 e 2013, 12 hidrelétricas foram licitadas, somando potência total de 22.037,4 MW. Nove delas, entre as quais projetos estruturantes como Santo Antônio (3.150,4 MW), Jirau (3.300 MW) e Belo Monte (11.233,10 MW), são a fio d’água. Somente Baixo Iguaçu, de 350 MW (PR), São Roque, de 135 MW (SC), e Sinop, de 400 MW (MT), têm reservatórios de acumulação.
Isso levanta algumas hipóteses sobre a escolha da melhor alternativa para os projetos. Uma delas é que, em função do embate ambiental, esteja havendo uma autocensura, para descartar logo no nascedouro a opção pelo uso de reservatório. Daí a proposta de revisão de inventários de bacias ser bem-vinda, pois, entre as muitas opções oferecidas por um estudo, pode haver possibilidade de construir uma usina com reservatório.
“Nos rios ainda pouco ou não desenvolvidos, seria salutar revisitar o inventário, a fim de selecionar a alternativa ótima de queda, à luz da visão de que reservatório não é crime”, aponta Jerson Kelman, ex-diretor da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e da Agência Nacional de Águas (ANA).
Outra hipótese é que não se esteja considerando o conceito de aproveitamento ótimo, até mesmo como forma de reduzir o custo do projeto. No entanto, lembra Romeu Rufino, diretor-geral da Aneel, o conceito não é, necessariamente, ter o máximo de aproveitamento de energia.
“Há projetos que, para aproveitar o máximo de energia, teriam de contar com um reservatório muito grande, com impacto ambiental que talvez inviabilize o investimento”, explica Rufino, destacando o desafio de buscar recuperar a capacidade de armazenamento quando se tem de caminhar para a região Amazônica.
Visão equivocada
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Na marcha para a Amazônia, claro, não se pode pensar em reservatórios gigantes, como os de Sobradinho, no rio São Francisco, ou os das usinas de Furnas, no rio Grande, quando a legislação ambiental era bem menos restritiva. Nos locais possíveis de fazer isso, alagando áreas maiores, os impactos socioambientais (em áreas indígenas e de reservas florestais, por exemplo) e os custos tornariam o empreendimento inviável.
Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), diz que existem possibilidades de construir usinas com reservatórios na Amazônia, mas elas são cada vez menores. Afinal, numa região plana, seria preciso inundar uma área muito grande.
Para ele, esta é uma decisão que não é apenas do setor elétrico, devendo ser analisada por outras óticas, como a ambiental, a social e a econômica. “A sociedade tem de discutir, pois não se pode tomar uma decisão unilateral”, diz Tolmasquim, que vibra quando consegue levar uma usina a fio d’água a leilão.
Aliás, há quem considere equivocada a visão negativa sobre as usinas a fio d’água. É o caso de Roberto d’Araújo, diretor do Ilumina. Para ele, a construção de usinas com reservatórios não vai resolver a atual insegurança hídrica, vivida por conta do rápido esvaziamento dos atuais reservatórios.
“Se conseguir aumentar essa capacidade em 20%, ou seja, um novo reservatório do São Francisco, o sistema volta a ter o conforto que tinha em 2003, que era de seis meses em relação ao consumo”, argumenta d’Araújo, para quem o atual sistema precisa operar com os reservatórios mais cheios. “Isso significa, no fundo, rebaixar todas as garantias físicas, que estão muito altas”, acrescenta.
Fonte: Revista Brasil Energia


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CARVÃO “SUJO” DOS EUA.

União Europeia cede espaço para o carvão ‘sujo’ dos EUA

Ao mesmo tempo em que enfrenta uma fiscalização regulatória mais severa no mercado interno, o carvão “sujo” e indesejável dos Estados Unidos está sendo adotado por um dos mercados de energia mais limpos do mundo: a União Europeia.
Na maior usina de energia do Reino Unido, operada pelo Drax Group PLC, uma pequena montanha negra de carvão, com um milhão de toneladas, fica na base de doze torres de resfriamento de 114 metros de altura.
Grande parte consiste de carvão com alto teor de enxofre, vindo do subsolo das planícies dos Estados de Illinois e Indiana ‒ exatamente o tipo de combustível com elevado nível de emissões que vem sendo minuciosamente fiscalizado pelos reguladores e pelas cortes dos EUA.
Recentemente, a Suprema Corte americana decidiu em favor do cumprimento de normas que exigem que usinas em 28 Estados reduzam as emissões de carvão que acabam cruzando as fronteiras e atingindo outros Estados.
Muitas usinas americanas já estavam reduzindo as emissões, antecipando-se às regras mais rígidas da Agência de Proteção Ambiental que entrarão em vigor em 2015. Agora, a decisão da Suprema Corte pode afetar 1.000 usinas na parte leste dos EUA, que podem precisar instalar mais controles de poluição ou reduzir o consumo de carvão.
São tempos difíceis para a indústria mundial de carvão, atingida nos últimos anos por normas regulatórias, pelo boom de extração de gás de xisto nos EUA e pelos preços mais baixos causados pela desaceleração da demanda da China. Hoje o carvão gera cerca de 39% da energia elétrica nos EUA, em comparação com 55% em 1990.
A baixa demanda doméstica nos EUA renovou o foco nas exportações, que estão a caminho de um recorde ‒ o terceiro ano consecutivo com mais de 100 milhões de toneladas. Os 28 países da UE importaram 47,2 milhões de toneladas de carvão dos EUA no ano passado, ante 13,6 milhões de toneladas em 2003. As exportações para o Reino Unido aumentaram dez vezes nesse período. No ano passado, os EUA só ficaram atrás da Rússia no fornecimento de carvão à Europa.
A decisão da Alemanha de eliminar gradualmente a energia nuclear, tomada após o desastre na usina de Fukushima, no Japão, em 2011, também tornou o país um comprador importante de carvão americano, principalmente por ser um produto tão barato.
“Antes da crise financeira, a Europa ficava feliz em favorecer o meio ambiente, mas quando a economia começou a não ir bem, eles não estavam preparados para aceitar um preço alto pela energia”, então os consumidores de energia voltaram para o carvão, diz Daniel Rohr, analista da Morningstar Inc.
Desde 2003, as importações alemãs de carvão americano subiram de menos de um milhão de toneladas para mais de 15 milhões de toneladas. Um porta-voz da E.ON SE, a maior concessionária de energia e gás natural da Alemanha, informou que compra dos EUA anualmente mais de quatro milhões de toneladas de carvão, ou 17% do total adquirido, ante 800.000 toneladas em 2010. A E.ON opera usinas em vários países europeus.
Embora as vendas tenham declinado nas últimas semanas devido a níveis de estoque mais elevados, a indústria do carvão americana aposta na UE como bom cliente de longo prazo. Várias mineradoras americanas, como a Foresight Energy LLC e a Arch Coal Inc., abriram recentemente novos escritórios de vendas no continente europeu.
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O campeão dos lucros, respondendo por cerca de um terço das exportações dos EUA, ante quase nada há 10 anos, tem sido o carvão com alto teor de enxofre, extraído de espessos veios de carvão nos Estados de Illinois e Indiana. Ele é enviado por quase 1.300 quilômetros pelo rio Mississippi abaixo, até um terminal no Golfo do México. De lá segue através do Atlântico até pessoas como Dave Docker, chefe de compras de combustível da Drax, que adquire nove milhões de toneladas de carvão por ano nos mercados globais.
Docker diz que o carvão de Illinois e Indiana, rejeitado em alguns lugares dos EUA devido ao alto teor de enxofre, representa uma alternativa mais barata do que o carvão de minas europeias próximas, mesmo incluindo o custo do transporte.
Phil Gonet, presidente da Associação do Carvão de Illinois, diz que as condições geográficas ajudam a manter os preços baixos. “Nosso carvão é de fácil extração e estamos bem ao lado de dois rios que podem levar o carvão para qualquer lugar do mundo”, diz ele, referindo-se aos rios Mississipi e Ohio. Gonet argumenta que a bacia carbonífera de Illinois é uma alternativa viável para um combustível com uma boa relação entre custo e benefício, devido a uma nova tecnologia de lavagem que remove o enxofre das emissões das usinas.
A Bacia de Illinois, localizado nos Estados de Illinois, Indiana e partes do Kentucky, possui algumas das jazidas de carvão mais ricas do mundo, mas seu alto teor de enxofre e cinzas fez com que esse carvão fosse rejeitado após a aprovação da Lei do Ar Limpo, em 1970. Em 2002, a mineração em Illinois atingiu seu nível mais baixo desde a Grande Depressão.
Foi então que algumas empresas, lideradas em grande parte por dois operadores privados, Chris Cline e Robert Murray, abocanharam várias minas pagando preços baixos. Os compradores apostaram ‒ corretamente, como se viu depois ‒ na tecnologia de lavagem capaz der remover quase todo o enxofre. Contaram também com o apetite de mercados no exterior, como o Reino Unido.
No ano passado, a Foresight Energy, empresa de Cline e principal fornecedora da Drax, ofereceu seu carvão na Europa por apenas US$ 65 a tonelada, incluindo o frete, em comparação com US$ 80 a tonelada de minas britânicas próximas à usina da Drax.
Para Docker, o baixo custo do carvão é uma salvação. Ele já fez várias outras melhorias nas operações da usina, em especial instalando a nova tecnologia de eliminação do enxofre, mudanças que permitem à Drax queimar um carvão “sujo”, muito barato, e mesmo assim atender às estritas leis ambientais da UE.
Tara Connolly, ativista do Greenpeace em Bruxelas, diz que o carvão sujo não deveria ser queimado, por mais barato que seja, e que as cotas permitidas simplesmente dão às empresas licença para continuar poluindo, apenas um pouco menos.
As cotas permitiram que os EUA “exportasse emissões para a Europa”, diz. Segundo ela, seria melhor uma proibição total do carvão sujo em favor de fontes alternativas de energia como a eólica, solar e de biomassa.
Fonte: The Wall Street Journal