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NOVA CAPACIDADE DE GERAÇÃO DE ENERGIA NO MUNDO.

Nova capacidade de geração chegarão a US$ 7,7 trilhões até 2030

Nas Américas, aportes em novas usinas devem atingir US$ 1,3 trilhão para a construção de mais 943 GW
Os investimentos em nova capacidade de geração no mundo devem alcançar US$ 7,7 trilhões em todo o mundo até 2030, segundo novo estudo divulgado pela Bloomberg New Energy Finance nesta terça-feira, 1º de julho. Do montante, 66% vão para tecnologias renováveis, incluindo hidreletricidade. Dos US$ 5,1 trilhões destinados a renováveis, US$ 2,5 trilhões serão injetados na região Ásia-Pacífico, US$ 816 bilhões nas Américas, US$ 967 bilhões na Europa e US$ 818 bilhões no Oriente Médio e África.
Serão instalados mais 5.579 GW de capacidade, sendo que 60% serão de fontes renováveis. Os destaques serão a energia eólica e solar, de acordo com a BNEF. Esta última passará por uma “pequena revolução” nos próximos 16 anos devido à crescente atratividade, levando a maior acumulação de investimentos já vista entre 2013 e 2026. Nos países desenvolvidos, os paineis fotovoltaicos para residências e negócios serão os mais utilizados, já nos países em desenvolvimento serão as usinas o principal motor de desenvolvimento da fonte.
A energia eólica, por sua vez, ganhará mais 1.046 GW de capacidade instada no mundo no período. Os parques eólicos onshore vão dominar, ficando com algo em torno de 15% dos investimentos globais em energia entre 2013 e 2026. Enquanto, os parques offshore, segundo a consultoria internacional, continuarão precisando de apoio de políticas públicas.
As fontes fósseis terão uma adição de 1.583 GW em novas usinas a carvão, gás e óleo. A grande maioria, 80%, ficará nos países em desenvolvimento que esperam um aumento significativo da demanda de energia e com uso das reservas domésticas com custo mais baixo. Com isso, o parque fóssil continuará responsável por boa parte da geração de energia no mundo – 44% em 2030, ante 64% em 2013. Já eólica e solar fotovoltaica crescerão de 3% para 16% do total de geração no mesmo período.
Nas Américas, a BNEF espera um total de investimento de US$ 1,3 trilhão em nova capacidade de geração, com um aporte importante, de US$ 314 bilhões, em térmicas a gás, em decorrência da forte expansão do shale gas na América do Norte. Em seguida virão a fotovoltaica para telhados (rooftop) US$ 231 bilhões, e eólicas onshore US$ 200 bilhões. Outras fontes que serão contempladas são nuclear, hidreletricidade, biomassa, eólica offshore e solar de larga escala.
No total, serão adicionados no hemisfério ocidental 943 GW, dos quais 522 GW nos Estados Unidos, 341 GW na América Latina e 80 GW no Canadá. As fontes renováveis, excluindo a hidreletricidade, vão aumentar a participação na capacidade de geração de 7% em 2012 para 28% em 2030, enquanto as usinas a carvão vão cair de 21% para 9%. Mas estas últimas serão responsáveis por 17% da geração total de energia no continente, contra 26% em 2012.
Na América Latina, serão construídos 102 GW em capacidade instalada de energia solar, 71 GW de energia eólica e 103 GW de outras renováveis como hidreletricidade e biomassa. Já as fontes fósseis terão mais 48 GW instalados na região. Nos EUA, serão acrescentados mais 275 GW de renováveis, 134 GW de térmicas a gás natural e 10 GW de nuclear. Já as térmicas a carvão, verão uma redução de 109 GW no parque instalado até 2030.
No mundo, a China serão o maior mercado para nova capacidade instalada, totalizando 1 mil GW construídos até 2030. Para acessar o site do estudo em inglês, clique aqui.
Fonte: Agência CanalEnergia

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ENERGIA EÓLICA – Gigantes do mar.

Gigantes ao mar

Mercado eólico europeu se volta para o offshore e aposta em aerogeradores de até 8 MW, em alturas de mais de 150 metros do nível do mar
A indústria eólica europeia está se voltando para o mar em busca de novos suprimentos de energia elétrica. Em 2013, instalou 34% mais de capacidade offshore do que no ano anterior. É o maior crescimento em duas décadas e contrasta com o onshore, que sofreu queda de 12%.
Foram ligados à rede de 13 complexos, com 1.567 MW, de acordo com a European Wind Energy Association (EWEA). A Grã-Bretanha, líder do setor, contribuiu com 47% do total, e a Dinamarca – o primeiro país do mundo a montar um parque eólico offshore, o Vindeby, em 1991 – ficou em segundo, com 22% das instalações. 4
A Europa é hoje a maior produtora de energia eólica offshore do mundo, com a Grã-Bretanha servindo de plataforma para mais da metade da capacidade instalada. O continente fechou 2013 com 69 complexos e 2.080 aerogeradores conectados à rede elétrica. Os 6.562 MW instalados produzem, em um ano, cerca de 24 TWh, segundo a EWEA.
Somados aos parques em terra, que ainda somam maior capacidade instalada, o continente tira dos ventos, em média, energia suficiente para cobrir cerca de 8% do consumo dos 28 países da União Europeia (UE).
Rumo ao mar
É no Oceano Atlântico e nos mares do Norte e Báltico que estão as grandes oportunidades de expansão. O potencial onshore é limitado por condições técnicas, ambientais e sociais. Empresas têm dificuldade de conseguir pontos vantajosos para as turbinas, enfrentam resistência para a aprovação de seus planos e, frequentemente, são bloqueadas por comunidades, preocupadas com o impacto visual das instalações e o ruído causado pelas pás dos aerogeradores.
Já na costa, as restrições são menores, e os ventos menos obstruídos. A despeito da imensa área da Europa, a disponibilidade de ventos com velocidade média acima de 4 m/s (em patamar de dez metros de altura), o mínimo necessário para a operação eficiente dos geradores, é bastante reduzida em terra.
Consequentemente, várias companhias se voltam para os projetos marítimos, segmento que absorveu, em 2013, investimentos estimados entre € 4,6 bilhões e € 6,4 bilhões. A maior parte da atual capacidade está na costa da Grã-Bretanha (56%) e Dinamarca (19%), tirando proveito dos fortes ventos do Mar do Norte.
Essa extensão do Oceano Atlântico que cobre cerca de 750 mil km2 e margeia vários países é o epicentro dos projetos do setor. O Mar do Norte, hoje, é base para mais de dois terços da capacidade já instalada e dos dois maiores complexos éolicos offshore do mundo: London Array (175 geradores, 630 MW, o suficiente para abastecer 500 mil moradias) e Greater Gabbard (140 geradores, 504 MW), ambos na parte britânica do mar.
Greater Gabbard, aliás, deverá em breve perder a posição, com a entrada neste ano, também no litoral da Grã-Bretanha, do complexo Gwynt y Môr. A um custo de € 2 bilhões, o parque se tornará o segundo maior projeto de geração de energia elétrica offshore, capaz de produzir 576 MW de eletricidade, com 160 unidades.
Mais longe da costa
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O uso da área offshore terá de crescer mais ainda para a UE alcançar a meta de gerar de fontes renováveis 20% de seu consumo de energia em 2020 (o setor eólico pode contribuir com cerca de 15%-17% da energia fornecida). O grupo tenta reduzir a dependência dos combustíveis fósseis, diminuir drasticamente a poluição do ar – cerca de dois terços das emissões de gás estufa vêm do setor de energia, segundo a International Energy Agency (IEA) – e estabelecer um quadro diversificado de ofertas energéticas renováveis.
Para que a indústria offshore possa aumentar significativamente o suprimento de energia, suas novas instalações deverão ser construídas bem mais longe da costa. Poucas estão operando em distâncias superiores a 80 km; a maioria está localizada a uma média de 29 km e profundidades em torno de 16 m, segundo a EWEA.
Construí-las mais afastadas tem vantagens: amplo espaço, melhor fluxo de ventos e a possibilidade de usar geradores grandes. No entanto, os problemas e desvantagens são igualmente representativos: dificuldades técnicas com as condições hostis do mar aberto, incluindo a instalação, que exige mais tempo, por causa das adversidades do tempo e das grandes ondas. Soma-se a isso os custos dos equipamentos, que requerem robustez maior, e os de manutenção. As conexões tornam-se também mais caras com o aumento da profundidade, e a distância até as bases em terra encarece a interligação com a rede de distribuição.
Consequentemente, projetos de longa distância requerem investimentos duas a três vezes maiores que os onshore, revela a IEA. Reduzir custos tornou-se, portanto, umas das grandes preocupações da indústria offshore. Para a Grã-Bretanha, que atrai o maior número de complexos eólicos marítimos, o objetivo é diminuir o peso dessa carga em 30% até o fim da década. Isso implica parques com grande capacidade de produção. No ano passado, a média dos projetos offshore na Europa foi de 485 MW, 78% maior do que em 2012.
Turbinas robustas
A fim de atender à crescente demanda, os construtores de turbinas internacionais estão investindo em modelos mais eficientes e de maior escala. Com essas unidades mais avançadas, reduz-se o custo dos projetos, uma vez que são necessários menos aerogeradores para produzir a mesma energia.
O tamanho médio das turbinas eólicas offshore em 2013 foi de 3,9 MW (EWEA), e está aumentando. A alemã Siemens, fabricante de cerca de 60% das turbinas offshore da Europa, cujo domínio do mercado foi alcançado com o modelo de 3,6 MW, vai ampliar a potência dos equipamentos.
Com 11 turbinas de 6 MW já instaladas na Dinamarca, a Siemens vai entregar mais 35 unidades para o complexo britânico Westermost Rough Offshore. Com três pás de 75 m, que varrem uma área de 18,6 mil m2, os aerogeradores vão prover uma capacidade instalada de 210 MW.
Do outro lado do Mar do Norte a dinamarquesa Vestas está testando, desde janeiro, uma turbina de potência ainda maior – a V164-8.0 MW. Pesando 375 t e movendo pás de 35 t, que se estendem por 80 metros, a nova turbina ficará instalada em uma torre de 164 metros acima do nível do mar. A máquina está montada temporariamente em terra para facilitar os testes, mas seu uso é específico para o ambiente offshore.
O primeiro usuário da turbina poderá ser a Dong Energy, operadora de vários parques eólicos na Europa, entre os quais o gigantesco London Array. A empresa pretende usar 32 unidades V164-8.0 MW no parque Burbo Bank Extension, adicionando 259 MW aos 90 MW já existentes.
O projeto está tramitando no governo, e a companhia confirmou que o modelo da Vestas é o preferido para as novas instalações, embora uma decisão final só deva ser tomada no fim do ano. A expectativa é de que os trabalhos de montagem do complexo possam começar em 2015.
O interesse da Dong de empregar uma turbina dessa magnitude é um só: reduzir custos. A iniciativa faz parte da política de redução de custos que o grupo vem implementando. O objetivo é chegar a
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uma redução de 35% a 40% no preço da energia eólica que produzirá nos projetos aprovados em 2020.
Fonte: Revista Brasil Energia


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BIOMASSA GANHA ESPAÇO.

Geração com resíduos ganha importância inédita e tende a ampliar espaço na matriz, diante de reservatórios hídricos à míngua e preços nas alturas
O fantasma do racionamento de eletricidade assombra o país pela primeira vez desde 2001, expondo fragilidades no planejamento e na gestão dos recursos de geração. Ainda não faltou suprimento, mas isso tem um custo que será pago, cedo ou tarde, pela população, seja como cliente, seja como contribuinte.
Entretanto, diferentemente do consumidor residencial, há setores empresariais que ainda podem escolher a forma de seu suprimento elétrico. E para não ficar ao sabor da flutuação dos preços no mercado livre, também impactados pela escassez hídrica, um seleto clube de companhias pode optar pela produção própria.
É o que vem acontecendo em segmentos como petroquímica e papel e celulose, nos quais a biomassa, em diferentes opções, vem ganhando preferência para geração. E, fugindo do conceito tradicional de aproveitamento de resíduos, surgem milhares de hectares de matéria vegetal – madeira e sorgo, em especial – cultivada exclusivamente para queima em caldeiras e produção de energia elétrica, a fim de abastecer plantas industriais e até gerar excedentes para comercialização no mercado de curto prazo.
A busca da indústria por segurança energética está impulsionando gradativamente essa fonte, que, historicamente, tem sua maior expressão no setor de etanol e açúcar. Dados de 2013 da União da Indústria da Cana-de-Açúcar (Unica) dão conta de que a contribuição das usinas de cana para a oferta elétrica foi da ordem de 1,7 mil GW médios. Suficientes para preservar 7% da água dos reservatórios das hidrelétricas do subsistema Sudeste/Centro-Oeste.
Informações preliminares do Balanço Energético Nacional (BEN) de 2014 – com números de 2013 – mostram que a participação das biomassas na matriz elétrica saiu de 6,8%, em 2012, para 7,6%, no ano passado. E hoje, segundo aponta a Aneel, já responde por 8,4% da capacidade instalada do país, com 11,5 mil MW, quase uma Itaipu, cuja potência é de 14 mil MW.
Há mais 1,8 mil MW outorgados pela agência que talvez pudessem sair mais rapidamente do papel, não fosse a situação delicada do setor sucroenergético e a insistência do governo em privilegiar a modicidade tarifária, ao estipular o preço-teto da modalidade nos leilões oficiais. No último leilão A-3, em junho, nenhum empreendimento térmico conseguiu negociar produção a R$ 133/MWh.
Para o mercado, esse valor não reflete os benefícios relativos da fonte, como a proximidade dos centro de carga e a regularidade do suprimento. Por isso, acreditam que a biomassa também não deveria concorrer diretamente com a eólica.
‘Em pé’
Agora, porém, a indicação é de que esse ambiente desfavorável para biomassa deve começar a mudar. O governo já dá sinais de que o atual quadro de escassez, somado à falta de hidrelétricas com reservatórios, deve ampliar a base térmica. Assim, a biomassa também vai ter papel mais relevante na matriz elétrica.
A versão mais recente do Plano Decenal de Energia, o PDE 2022, elaborado pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), prevê que, até esse horizonte, estejam disponíveis 22,1 mil GW médios somente das usinas de etanol e açúcar, levando em conta que, além do bagaço, também se utilize a palha do canavial. Essa estimativa parte de uma safra de 995 milhões de t de cana em 2022. No entanto, no horizonte 2014/2015, a safra mal chegará a 580 milhões de t. “No leilão A-5, de setembro
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próximo, haverá uma oportunidade importante para as térmicas a biomassa”, diz o presidente da EPE, Maurício Tolmasquim.
Segundo ele, o governo pretende estipular um preço-teto bastante interessante para o produto térmico, como forma de atrair empreendimentos movidos a carvão e GNL. Essa condição deverá favorecer não somente as usinas de cana, como também plantas alimentadas com madeira. “O projeto a cavaco de madeira tem se mostrado muito competitivo. É quase como uma usina de base, que pode funcionar o ano todo ou quando necessário. Nesse caso, pode-se revender ou exportar a madeira”, descreve Tolmasquim.
Independentemente do preço, o A-5 também tem caído nas graças dos investidores, porque conta com outra vantagem fundamental: é uma forma de manter os projetos “em pé”. Como se implanta uma usina a biomassa em dois anos e meio, em média, o tempo entre a partida da planta e a necessidade de entregar energia no mercado regulado (ACR) é aproveitado para comercializar a produção no mercado livre (ACL).
A concorrência também movimenta os fornecedores. Companhias como ABB, Siemens e Areva Renewables estão na expectativa de que os negócios venham a ser retomados e se preparam para abocanhar novos contratos.
Tradicional fornecedora do setor sucroenergético, a Areva Renewables já negocia com boa parte dos empreendedores que têm projetos inscritos no A-5, conta André Salgado, presidente da empresa no Brasil. Ele frisa, contudo, que também está de olho em usinas a cavaco de madeira. Alguns engenheiros da companhia acabam de voltar da França, onde começou a funcionar um equipamento criado para torrefação de madeira. A ideia é montar um protótipo para testes no Brasil e disponibilizá-lo ao mercado em breve.
José Nardi, gerente de Mercado e Vendas da Unidade de Sistemas de Integração da ABB, vê no A-5 uma possibilidade interessante para os investidores. No intervalo de tempo entre a conclusão da usina e a entrega de energia ao mercado regulado, vender energia no mercado livre equilibraria as receitas, já que o preço do megawatt-hora nos certames oficiais ainda não é o ideal.
Em relação aos retrofits, Nardi aconselha cautela. A depender da idade e do estado da planta, a reforma pode não compensar. Diferentemente dos projetos de expansão, nos quais boa parte das instalações existentes é aproveitada, a troca de caldeira e turbina leva a uma série de outras despesas, que podem acabar inviabilizando a empreitada.
Fonte: Revista Brasil Energia


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PETROBRAS – Curva de Produção.

O futuro do pré-sal: Novas unidades darão contribuição significativa à curva de produção

A contribuição do pré-sal será decisiva para alcançarmos as metas estabelecidas pelo nosso Plano de Negócios e Gestão para o período de 2014 a 2018. Se hoje o pré-sal responde por aproximadamente 22% do total da produção de 2,1 milhões de barris de petróleo por dia, em 2018 responderá por 52% do total produzido, que deverá chegar a 3,2 milhões de barris por dia. Serão 19 novas unidades de produção instaladas no pré-sal da Bacia de Santos até o final de 2018.
Ainda em 2014, duas novas plataformas entrarão em operação no pré-sal da Bacia de Santos: os FPSOs Cidade de Mangaratiba, em Iracema Sul, e Cidade de Ilhabela, em Sapinhoá Norte. Cada uma dessas plataformas terá capacidade de produzir até 150 mil bpd.
Para o quarto trimestre de 2015, planejamos colocar em produção o FPSO Cidade de Itaguaí, que irá operar na área de Iracema Norte, na Bacia de Santos, com capacidade de até 150 mil barris por dia. Para 2016, estão programados o FPSO Cidade de Maricá, em Lula Alto, e o FPSO Cidade de Saquarema, em Lula Central, cada um com capacidade de até 150 mil bpd, e o FPSO Cidade de Caraguatatuba, em Lapa.
Além disso, entrarão em operação oito FPSOs do tipo “replicante” (conjunto de plataformas que utilizam o mesmo projeto de engenharia), sendo que o primeiro tem o primeiro óleo previsto para 2016 na área de Lula Sul. O primeiro dos quatro FPSOs programados para operar nas áreas da Cessão Onerosa também está previsto para 2016 na área de Búzios. Para completar os 19 sistemas programados para a Bacia de Santos, será instalado, em 2018, um sistema de produção em Carcará. Com a contribuição desses projetos, nossa expectativa é que produção de petróleo exclusivamente nas áreas do pré-sal, em 2017, ultrapasse a barreira de 1 milhão de barris por dia.
Fonte: Blog Fatos e Dados


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PETRÓLEO – JIHADISMO E INDÚSTRIA PETROLÍFERA.

 

PETRÓLEO – Jihadismo e indústria petrolífera.

 

 

Jihadismo e indústria petrolífera, por Thierry Meyssan

 
 
 
Enquanto os média ocidentais apresentam o Emirado islâmico no Iraque e no Levante como um grupo de jihadistas recitando o Corão, este iniciou a guerra do petróleo no Iraque. Com a ajuda de Israel, o EIIL cortou o aprovisionamento da Síria e garantiu o roubo do petróleo de Kirkuk pelo governo local do Curdistão. A venda será assegurada pela Aramco, que camuflará este desvio aumentando a produção «saudita».
 
Para a imprensa atlantista o Emirado islâmico no Iraque e no Levante (EIIL), que acaba de invadir o Norte e o Oeste do Iraque, é um grupo de jihadistas animado pela sua fé, o Corão numa mão e a kalachnikov na outra. Para aqueles que sofreram as exacções deles, nomeadamente na Síria, é um exército privado – composto de mercenários dos quatro cantos do mundo e enquadrado por oficiais norte-americanos, franceses e sauditas— que divide a região, para melhor permitir o seu controlo pelas potências coloniais.
 
Se concebermos os membros do EIIL como crentes armados, não se consegue imaginar que por trás do seu ataque estão escuros interesses materiais. Mas, se admitirmos que se trata de bandidos manipulando a religião, para dar a ilusão que Alá abençoa os seus crimes, teremos que estar mais atentos.
 
Ao mesmo tempo que vai vertendo lágrimas de crocodilo pelos milhares de vítimas iraquianas desta ofensiva, a imprensa atlantista alarma-se pelas consequências deste novo conflito sobre o preço do petróleo. Em alguns dias o barril voltou a subir até aos $ 115 US, quer dizer o preço ao nível de setembro de 2013. Os mercados ficaram preocupados aquando dos combates pela refinaria de Baiji, perto de Tikrit. Na realidade esta refinaria só produz para o consumo local, que poderia entrar rápidamente em escassez de carburante e de eletricidade. A alta do petróleo (preço- ndT) não é imputável à interrupção da produção iraquiana, mas sim à perturbação dos fornecimentos. Ela não durará pois, já que os mercados são excedentários
 
A castanho: a zona invadida pelo EIIL ( mapa As-Safir )
Arábia Saudita anunciou que ia aumentar consideravelmente a sua produção para mitigar a baixa da oferta, consequente à interdição de comercialização pelo EIIL. Mas os especialistas estão cépticos e sublinham que o reino nunca produziu muito mais que 10 milhões de barris por dia.
 
A imprensa atlantista que nega o apadrinhamento da Otan (ao EIIL-ndT), explica, eruditamente, que o EIIL ficou repentinamente rico ao conquistar poços de petróleo. O que era já o caso no Norte da Síria, mas que ela não tinha notado. Ela esforçara-se por tratar as lutas entre a Frente al-Nosra e o Emirado islâmico como uma rivalidade exacerbada pelo «regime», quando estas visavam o apoderar-se dos poços de petróleo.
 
Entretanto levanta-se uma questão à qual a imprensa atlantista nunca responde: como podem os terroristas vender petróleo no mercado internacional, tão controlado por Washington? No mês de março os separatistas líbios de Bengazi falharam a tentativa de venda do petróleo que tinham capturado. A marinha de guerra dos E.U. havia interceptado o navio-tanqueMorning Glory e tinha-o reconduzido à Líbia [1].
 
Se a Frente al-Nosra e o EIIL são capazes de vender petróleo no mercado internacional, é porque a isso são autorizados por Washington e estão ligados a companhias petrolíferas, com escritórios públicos estabelecidos.
 
O acaso fez com que o congresso mundial anual das companhias petrolíferas se realizasse, de 15 a 19 junho, em Moscovo (Moscou-Br). Pensava-se que lá se ia falar da Ucrânia, mas tratou-se apenas do Iraque e da Síria. Soube-se que o petróleo roubado pela Frente al-Nosra na Síria é vendido pela Exxon-Mobil (a sociedade dos Rockefeller que reina sobre o Catar), enquanto o do EIIL é explorado pela Aramco (EUA / Arábia Saudita). Lembremos, de passagem, que durante o conflito líbio, a Otan tinha autorizado o Catar (quer dizer a Exxon-Mobil) a vender o petróleo dos «territórios libertados» pela al-Qaida.
 
Podemos, portanto, ler os combates actuais —tal como todos os do século XX no Próximo-Oriente— como uma guerra entre as companhias petrolíferas. [2] O facto de o EIIL ser financiado pela Aramco basta para explicar que a Arábia Saudita afirme ser capaz de compensar a baixa da produção iraquiana: o reino simplesmente colocará o seu selo sobre os barris roubados para os legalizar. 
 
 
 


 
 
 
 
 
 
 

O êxito do EIIL permite-lhe controlar os dois principais oleodutos: de um lado para Banias, e que aprovisiona a Síria, enquanto o outro transporta o crude para o porto turco de Ceyhan. O Emirado Islâmico cortou o primeiro, causando cortes de energia adicionais na Síria, mas, estranhamente, deixa funcionar o segundo
 
É que este gasoduto é usado pelo governo local, pró-Israelita, do Curdistão, para exportar o petróleo que acaba de roubar em Kirkuk. Ora, tal como expliquei na semana passada [3], o ataque do EIIL é coordenado com o do Curdistão afim de cortar o Iraque em três pequenos estados, de acordo com o mapa da remodelagem do «Próximo-Oriente alargado», estabelecido pelo estado-maior norte-americano em 2001, que o exército dos E.U. não conseguiu impôr em 2003, mas que o senador Joe Biden fez adoptar pelo Congresso em 2007. [4]
 
O Curdistão iniciou as suas exportações de petróleo, de Kirkuk, via oleoduto controlado pelo EIIL. Em poucos dias foi capaz de carregar dois navios-tanques em Ceyhan, fretados pela Palmali Shipping & Agency JSC, a empresa do bilionário turco-azeri Mubariz Gurbanoğlu. Entretanto, depois que o governo de al-Maliki— que não foi ainda derrubado por Washington— emitiu uma nota denunciando este roubo, nenhuma das companhias trabalhando habitualmente no Curdistão (Chevron, Hess, Total) ousou comprar este petróleo.
 
Não conseguindo encontrar comprador, o Curdistão declarou-se pronto a vender os seus carregamentos a metade do preço, 57,5 dólares o barril, continuando sempre o seu tráfico. Dois outros navios-tanque estão à carga, sempre com a bênção do EIIL. O facto do tráfico continuar, na ausência de saída, mostra que o Curdistão e o EIIL estão convencidos que conseguirão vender, portanto que o seu tráfico dispõe dos mesmos apoios de Estado: Israel e Arábia Saudita.
 
A possível divisão de Iraque em três não deixará de refazer as cartas do petróleo. Diante do êxito do EIIL, todas as companhias petrolíferas reduziram o seu pessoal. Alguns muito mais que os outros: é o caso da BP, da Deutsch Shell (a qual emprega o xeique Moaz al-Khatib, o geólogo ex-presidente da Coligação nacional síria), da Türkiye Petrolleri Anonim Ortakligi (TPAO), e das companhias chinesas (Petrochina, Sinopec e CNOOC).
 
Os perdedores são, portanto, os Britânicos, os Turcos e, sobretudo, os chineses que eram, de longe, os primeiros clientes do Iraque. Os vencedores são os Estados Unidos, Israel e a Arábia Saudita.
 
Os jogos não têm, pois, nenhuma relação com um combate pelo «verdadeiro Islão»
 
 
Tradução
 
Fonte
 
[1] «Fuerzas estadounidenses abordan el tanquero “Morning Glory” en el Mediterráneo » («O Pentágono vistoria o “Morning Glory” no Mediterrâneo»-ndT), Red Voltaire , 18 de marzo de 2014.
 
[2] «Irak, las páginas borradas de la historia» («Iraque, as páginas de história apagadas»-ndT), por Manlio Dinucci, Il Manifesto, Red Voltaire , 19 de junio de 2014.
 
[3] «Washington relança seu projecto de partição do Iraque», por Thierry Meyssan, Traduction Alva, Al-Watan, Rede Voltaire, 16 de junho de 2014.
 
[4] «La balcanización de Irak» («A balcanização do Iraque»-ndT), por Manlio Dinucci, Il Manifesto, Red Voltaire , 18 de junio de 2014.