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PETROBRAS – Não é uma empresa qualquer.

Petrobras: um olhar para além da crise

A empresa, que caminha para integrar o seleto clube mundial das grandes petrolíferas, percorreu longo caminho no plano político-econômico e técnico-científico para alcançar a posição que ocupa. É preciso enxergar o que está por trás da crise política e o interesse de alguns na sua privatização.

Conteúdo especial do projeto do Brasil Debate e SindipetroNF Diálogo Petroleiro

O panorama internacional da indústria do petróleo demonstra que tanto as empresas estatais como as empresas privadas estão se tornando empreendimentos integrados, englobando não somente os ramos de atividade petrolífera de exploração e produção e seus derivados do “poço ao posto”. A verticalização e a diversificação de seus negócios extrapolam o setor de petróleo e envolvem um sem número de novas fronteiras de expansão.

Basta olhar para as inúmeras teses e artigos sobre o perfil das grandes companhias petrolíferas que fazem parte do seleto clube das chamadas “irmãs do petróleo” (como a Shell e a British Petroleum) para constatar que a verticalização e a oligopolização fizeram com que poucas grandes empresas dominassem o mercado mundial, integrando o upstream (exploração e produção), downstream (refino transporte e distribuição) e a capacidade de autofinanciamento dos seus novos investimentos.

O petróleo não é uma commodity qualquer, trata-se de uma riqueza estratégica e ainda dificilmente substituível. Para se ter uma ideia, relembre-se que em 2010 o consumo mundial respondeu por 85,71 milhões de barris diários, e a estimativa é que para 2035 a demanda seja de 109,7 milhões de barris diários (OPEP, 2011). Segundo os dados da Petroleum Intelligence Weekly, em 2020 o petróleo responderá por 32% da demanda mundial de energia.

Não é difícil imaginar que a Petrobras caminha para estar ao lado do seleto clube mundial das grandes petrolíferas, uma vez que já está posta a base de infraestrutura para a sua sustentação. Em outras palavras, a empresa é desenvolvedora de uma complexa e intrincada rede de extração e produção de petróleo e do desenvolvimento de novas frentes tecnológicas, combinadas ao enorme impacto de suas reservas representadas agora pelo pré-sal.

A descoberta do pré-sal é considerada um dos grandes acontecimentos na indústria mundial do petróleo. Além disto, em 2014, a Petroleum Intelligence Weekly listou o ranking das 50 maiores petrolíferas do mundo, a Petrobras ocupou o 12º lugar.

Uma demonstração desses avanços tecnológicos proporcionados pela Petrobras reside na superação e transposição de desafios tecnológicos impostos pela necessidade de produção de petróleo e gás em águas profundas (primeira em tecnologia de águas profundas e a única empresa de petróleo com mais de 30 anos nessa atividade) e, recentemente, em águas ultraprofundas. A conquista dessa nova fronteira tecnológica motivou avanços antes inimagináveis nas áreas de exploração e produção com estruturas offshore também nunca antes construídas.

Ainda, o desdobramento de atividades da estatal ganha novas frentes de pesquisa e desenvolvimento, por meio da química fina e da biotecnologia, no desenvolvimento de toda a gama de possibilidades de produção de energia limpa (solar, eólica e biomassa – biocombustíveis) e suas tecnologias (bicombustíveis) e no desenvolvimento sustentável de novos materiais.

O desenvolvimento dessas tecnologias é realizado no CENPES (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello), que concentra os cientistas responsáveis pelas pesquisas de novas frentes tecnológicas nas áreas do óleo, gás natural e energia. Até 10 de abril de 2016, a Petrobras havia depositado 1.521 patentes na base do INPI (Instituto Nacional de Propriedade Industrial) do Brasil e 261 na base da USPTO (United States Patent and Trademark Office) dos Estados Unidos.

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Trata-se da maior empresa de desenvolvimento tecnológico do país. Os números dizem ainda mais: são 122 plataformas (64 fixas e 58 flutuantes), investimentos de R$ 76,3 bilhões e lucro líquido de R$ 34,8 bilhões.

O desenvolvimento de tecnologias para a exploração e produção de petróleo, em águas profundas e ultraprofundas, bem como seu refino e obtenção dos derivados, são tarefa complexa. Não somente porque demandam novas soluções e capacidades ligadas diretamente a conhecimentos específicos e transdisciplinares voltados à indústria do petróleo, mas também, por um conjunto de características políticas e econômicas que foram construídas ao longo do tempo e desdobradas a partir de uma nova infraestrutura de conhecimento (a exemplo das universidades públicas), que foram implementadas no país, e que forneceram a base de conhecimento para a viabilização de toda uma cadeia industrial produtiva a partir da formação das redes tecnológicas.

Agora, com a exploração do pré-sal, essa base de conhecimento se expande na mesma medida em que se expandem os avanços dessa nova frente tecnológica.

A estatal percorreu um longo caminho no plano político-econômico e técnico-científico para alcançar a posição que ocupa. Para entender a formação dessa base de conhecimento na área petrolífera do Brasil é preciso recuar no tempo, até 1939, quando, em Lobato, nos arredores da cidade de Salvador, um afloramento de petróleo chamou a atenção do país.

Dois anos depois, a alguns quilômetros dali, o que ainda era uma aposta jorrou de um poço em Candeias às margens da Bahia de Todos os Santos. Esses acontecimentos fizeram nascer um forte apelo popular que deram origem à campanha “o petróleo é nosso” que, anos mais tarde, em 1953, no governo de Getúlio Vargas, resultou na criação da Petrobras, e de toda uma estrutura de ciência e tecnologia que nascera junto com ela.

Além da expansão e consolidação de cursos nas universidades públicas para formar engenheiros e técnicos nessas áreas, como a COPPE-UFRJ (Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia/Universidade Federal do Rio de Janeiro), também foram criados incentivos e financiamentos através do CNPq (Conselho Nacional de Pesquisas) e a Fapesp (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo).

A criação do CENPES se deu em 1968 (consolidou-se como o maior centro de pesquisas da América Latina) com o objetivo de atender às demandas tecnológicas. Esses são apenas alguns de muitos exemplos que foram construídos ao longo do tempo e que transformaram diversos setores da economia em consequência do desenvolvimento da cadeia industrial do petróleo no Brasil.

Portanto, esses mais de 60 anos precedentes de pesquisa e desenvolvimento – resultado de um processo cumulativo de desenvolvimento científico e tecnológico construído ao longo do tempo – nos deixam uma lição: é preciso olhar para o que está por trás da crise política em curso no país, ou seja, o interesse de uma minoria que deseja a todo custo privatizar a Petrobras.

– See more at: http://brasildebate.com.br/petrobras-um-olhar-para-alem-da-crise/#sthash.I9F9h51i.dpuf


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PETROBRAS – Pagamento de nova taxa.

Petrobras terá de pagar taxa de R$ 2,71 por barril de petróleo produzido no Rio

A partir de maio, a Petrobras terá que pagar uma taxa de controle, monitoramento e fiscalização, no valor de R$ 2,71, sobre cada barril de petróleo produzido no Estado do Rio de Janeiro. A regulamentação da Lei 7.182/2015, que instituiu a nova taxação, foi publicada pelo governo fluminense no “Diário Oficial do Estado”, no dia 26.
A interpretação da Secretaria de Fazenda do Estado é que a Petrobras terá que pagar a taxa a partir do próximo mês. Contudo, fontes ouvidas pelo Valor avaliam que a estratégia da estatal é recorrer administrativamente enquanto aguarda que o Supremo Tribunal Federal (STF) julgue a Ação Direta de Inconstitucionalidade (Adin) proposta pela Associação Brasileira de Exploração e Produção de Petróleo (Abep), que representa as maiores petroleiras do país, contra a nova taxa de fiscalização.
As petroleiras BG, Chevron, Petrogal, Repsol Sinopec, Shell e Statoil, por sua vez, estão livres do pagamento da taxação, por terem obtido em março, na Justiça do Rio, uma liminar suspendendo os efeitos da nova legislação.
A lei estadual que criou a taxa de fiscalização foi sancionada em dezembro, junto com a Lei 7.183/2015, que institui a cobrança do ICMS sobre a extração de petróleo no Estado e que também á alvo de contestações judiciais, tanto no STF quanto no Tribunal de Justiça.
A consultoria Wood Mackenzie estima que, juntas, a nova taxa de fiscalização e a cobrança do ICMS sobre a extração vão impor perda de R$ 112 bilhões para as petroleiras. Como consequência, segundo a consultoria, mais de 11 bilhões de barris de petróleo que já foram descobertos podem perder a economicidade, passando a ter fluxos de caixa negativo. A situação é pior considerando o atual patamar de preços do barril.
O risco potencial é que as companhias antecipem o fim da vida útil dos campos atualmente explorados, afirmam os representes da indústria. Nesse caso, o Estado veria queda de R$ 380 bilhões em sua arrecadação.
“Diante deste cenário adverso [queda dos preços do barril de petróleo], há uma competição maior por investimentos. O Brasil, por seu turno, vai na contramão da maioria dos países, que reduziram as taxações para atrair empresas e investidores”, afirmou, em nota, o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).
Fonte: Valor Econômico


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GÁS NATURAL – Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo.

Com a proposta de debater as aplicações do gás natural e a atuação do engenheiro dentro desse mercado, o assessor de planejamento e gestão estratégica da Algás, Gerson Fonseca, participou na manhã dessa terça-feira (26) do V Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo da Universidade Federal de Alagoas (UFAL).
A palestra ministrada por Gerson apresentou aos futuros engenheiros de petróleo conhecimentos gerais sobre o gás natural canalizado e suas diferentes possibilidades de uso. A ocasião também ficou marcada por uma breve apresentação sobre a atuação da Algás e uma explanação das matrizes energéticas brasileira e alagoana.
“Aproximar-se da academia e marcar presença em eventos como o V Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo é uma oportunidade para apresentar aos alunos a importância do gás natural no nosso cenário energético. Reforça também o compromisso da Algás em contribuir ativamente para o desenvolvimento do Estado”, completou Gerson.
Segundo ele, os alunos do curso de Engenharia do Petróleo observaram e analisaram as vantagens do gás natural em suas diversas aplicações, como também conheceram um pouco sobre as possibilidades de atuação do profissional de engenharia nesse segmento.
Para o estudante do 5° período de engenharia de petróleo da UFAL, Jônathas Nunes, a palestra proporcionou um maior aprendizado sobre os recursos energéticos alagoanos. “Gerson apresentou pra gente um novo campo de visão da matriz energética do estado. Com isso, conhecemos melhor as demandas e as áreas de atuação do profissional de engenharia de petróleo em Alagoas”, relatou Jônathas.
A participação do assessor de planejamento da Algás no evento foi concluída com uma mesa redonda para debater sobre o futuro das indústrias do petróleo e do gás natural no Brasil.
Fonte: Algás


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ENERGIA NUCLEAR – Angra 3.

Processo de investigação interna está terminando e obra poderá ser retomada.
O presidente da Eletronuclear, Pedro Figueiredo, manteve para o final de 2020 a previsão de entrada em operação comercial da usina de Angra 3. Atualmente, as obras da usina estão paralisadas por conta de investigações no âmbito da operação lava jato e também, segundo ele, por problemas de financiamento, entre outras questões.
Figueiredo comentou que as obras da usina só serão retomadas quando as investigações que estão sendo feitas internamente terminarem; quando ficar provado que o orçamento da usina é razoável e, para isso, foi contratada a consultoria Deloitte; e quando forem cancelados os contratos considerados fraudulentos. “Já estamos cancelando esses contratos”, disse o executivo que participou nesta quarta-feira, 27 de abril, do lançamento do caderno de Energia Nuclear da FGV Energia.
O secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata, disse que está confiante na retomada das obras. “A Eletrobras está chegando ao final dessas investigações e devemos retomar a obra”, apontou.
Figueiredo, da Eletronuclear, afirmou ainda que a usina nuclear é essencial para equilibrar uma matriz que contará cada vez mais com fontes como eólica e solar, mas que o modelo de construção das nucleares está ultrapassado. “Não tem condições de demorar 20 anos para construir uma usina”, comentou. Figueiredo disse ainda que a Eletronuclear está fazendo estudos para estender a vida útil de Angra 1 para 60 anos. “Nos Estados Unidos já há estudos para estender por 80 anos”, afirmou.
Fonte: CanalEnergia


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PETROBRAS – Um plano entreguista em gestação.

Eventual governo Temer estuda rever regime de partilha de petróleo.

Marco em queda. Com a mudança em estudo, devem cair regras como a reserva de 30% de todos os campos do pré-sal para a Petrobras, a política do conteúdo nacional e a obrigatoriedade de a estatal ser operadora única das áreas de exploração e produção do produto
O regime de partilha na exploração dos campos de petróleo do pré-sal deverá ser revisto num eventual governo de Michel Temer, segundo fontes próximas ao vice-presidente. Uma decisão final ainda será discutida com aquele que vier a ser escolhido para a pasta de Minas e Energia, mas a tendência é a retomada do modelo antigo de concessões.
Com isso, deverão cair regras inspiradas no modelo “Brasil grande”, como a reserva de 30% de todos os campos do pré-sal para a Petrobras. Além dessa regra, a ideia é acabar com a política de conteúdo local e a obrigatoriedade de a Petrobras ser operadora em todos os campos de exploração.
Todas essas medidas foram bandeiras fincadas pelo governo petista. Com a descoberta do pré-sal – exploração e produção de petróleo a 7 mil metros de profundidade na Bacia de Santos, em 2007 –, o então governo de Luiz Inácio Lula da Silva suspendeu os leilões de petróleo em toda a região para estipular novas regras.
As licitações, que seguiam o modelo de concessão – no qual o concessionário tem direito sobre toda a produção –, passaram para o de partilha, com alíquotas mais altas de royalties e a participação obrigatória da Petrobras como operadora. Já há projetos tramitando no Congresso que propõem a retirada do direito de participação mínima de 30% da estatal (do senador tucano José Serra), e para restabelecer o regime de concessão (do deputado petebista Arnaldo Faria de Sá).
O entendimento é que essas regras, que foram pilares no marco regulatório criado pelo governo do PT, representam um encargo muito pesado para a estatal. A participação da Petrobras, nesse nível, é considerada “inviável”. Já em relação à política de conteúdo local, a avaliação é que ela encarece a produção no País. E o objetivo é reduzir o chamado “custo Brasil”.
O modelo de partilha foi testado apenas uma vez no País, em 2013, com o leilão do campo de Libra, e não houve concorrência. Apresentou-se apenas um candidato, um consórcio formado pela Petrobras, as chinesas CNOOP e CNPC, a francesa Total e a Angloholandesa Shell.
Também continua sobre a mesa a ideia de enxugar a estatal – um processo que já está em andamento. A BR Distribuidora, por exemplo, deverá ser vendida. Outros ativos poderão entrar na mira.
Com isso, o objetivo da equipe de Temer é destravar os investimentos no setor de óleo e gás, cuja retração pesou fortemente na queda do Produto Interno Bruto (PIB) no ano passado. A aposta é que, assim, a economia possa engatar uma primeira marcha.
A melhoria do ambiente para investimentos não só em petróleo, mas também nas concessões – com a mudança de regras que afastaram o setor privado, como a fixação de taxas de retorno e uma forte interferência estatal nos negócios –, é parte de uma estratégia que visa a atrair investimentos externos.
Fonte: O Estado de S.Paulo


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ENERGIA RENOVÁVEL – Necessidade de ampliar investimentos.

Energia renovável requer aportes de US$ 1,3 trilhão

Para atingir a redução da temperatura global e de gases de efeito-estufa, o caminho mais fácil seria ampliar os investimentos em energias renováveis, para que essas fontes dobrassem sua atual participação no consumo final energético do planeta alcançando 36% em 2030. Isso exigiria que os investimentos anuais em geração de energia, aquecimento e biocombustíveis deveriam pular de US$ 360 bilhões em 2015 para US$ 1,3 trilhão em 2030, segundo o estudo “Roteiro para a Energia do Futuro Renovável”, publicado recentemente pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, sigla em inglês). De acordo com o relatório, os gastos ambientais evitados são entre quatro a 15 vezes superiores à ampliação dos investimentos em fontes renováveis de energia, com destaque para usinas eólicas e solares, cujos custos estão em queda. Para que isso ocorra, será preciso que os países coordenem seus marcos regulatórios e estimulem o ingresso dessas fontes na matriz. Um exemplo dos desafios pode ser visto no Brasil.
No Brasil, a matriz elétrica contrasta com o mundo: aqui as energias renováveis correspondem a 42,5% da matriz energética brasileira, com destaque para as usinas hidrelétricas e o etanol que abastece a frota de veículos a passeio e caminhões; já quando se considera apenas a geração de energia elétrica, a participação das energias renováveis é ainda maior: quase 85% da energia elétrica gerada no país é de fontes renováveis. No mundo desenvolvido, menos de 20% da matriz energética é oriunda de fontes limpas.
Um destaque recente no Brasil tem sido crescimento da participação das energias renováveis alternativas à geração hidrelétrica, como a eólica, a solar e a biomassa. Em dez anos, esse tipo de energia renovável cresceu 30%, passando de 2,8% de toda a oferta de energia interna em 2004 para 4,1% em 2014, segundo os dados mais recentes. E essa participação poderá ser crescente: em 2024, a energia hidroelétrica poderá responder por 58%, as eólicas, 11%, a solar, 3% (hoje as usinas solares respondem por menos de 0,1%).
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê que até 2024 cerca de 1,2 milhão de unidades consumidoras passem a produzir sua própria energia, totalizando 4,5 gigawatts (GW) de potência instalada. Na Alemanha, esse tipo de geração responde por 17,5 gigawatts de capacidade. Mas para que as previsões se convertam em realidade há diversos obstáculos a serem superados.
Hoje, por exemplo, o setor elétrico convive com um problema: sobrecontratação de energia. As chuvas razoáveis desse ano e a recessão econômica estão deixando as distribuidoras com mais energia do que a demanda. Nas estimativas de Luiz Barroso, sócio da PSR, as distribuidoras hoje estão com cerca de 10% de sobrecontratação. Em março de 2011, quando elas contrataram energia nos leilões A-5 (energia a ser entregue neste ano), as estimativas dos analistas era de que o Brasil crescesse 4,5% em 2016, enquanto hoje as previsões são de queda de 3,8% do PIB. A queda da economia se junta à entrada em operação de novas usinas, como Belo Monte e térmicas, o que pode levar a uma sobreoferta de 12 GW médios em 2017 e 2018, nas estimativas da PSR.
Nos últimos anos, o setor tem contratado cerca de dois mil megawatts de capacidade de usinas eólicas, mas a sobrecontratação pode reduzir esse ímpeto. “As eólicas continuarão ganhando espaço na matriz, entre 2013 e 2015, 40% da energia comercializada nos leilões foi delas, o desafio é, diante desse cenário de sobrecontratação, manter a contratação de dois mil megawatts por ano, para manter a cadeia produtiva, que se tornou importante na indústria de energia mundial”, afirma Diogo Berger, superintendente de Project finance do Santander. Há outro ponto: a energia solar vem dando seus primeiros passos, mas ainda há desafios. “O desafio da solar é o câmbio, já que boa parte das máquinas é importada, e a montagem da cadeia de fornecedores, é preciso fazer com que isso ande mais rápido”, observa Berger. O início da fonte na matriz deve ser marcado por alguns percalços.
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No leilão de contratação das primeiras usinas solares, em novembro de 2014, foram contratados pouco mais de mil megawatts desses empreendimentos, com preço médio de R$ 215, a um câmbio de R$ 2,6.
A validade dos créditos para compensação junto à distribuidora também sofreu alterações, estendida de 36 para 60 meses. Supermercados, shoppings, postos de gasolina, operadoras de telecomunicações são algumas das empresas que poderão avaliar investimentos na área. “A geração distribuída, as renováveis, a eficiência energética vão ganhar espaço, assim como o mercado livre pode crescer, é preciso que a regulação acompanhe as mudanças e que elas preservem o setor”, observa Karin Luchesi, vice-presidente de Operações de Mercado da CPFL Energia.
Fonte: Valor Econômico


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ENERGIA RENOVÁVEL – Adoção de critérios econômicos.

Renováveis podem receber sinal econômico favorável.

O caminho para ampliar a adoção de fontes renováveis na matriz global passa pela adoção de critérios econômicos que mensurem o impacto ambiental de todas as fontes quando se busca a contratação, sistemas de energia mais flexíveis, como a rede inteligente de energia, que permitam maior uso de usinas eólicas e solares e estímulo a veículos mais eficientes e que consumam mais biocombustíveis. Esses são os principais pontos recomendados pelo estudo “Roteiro para a Energia do Futuro Renovável”, publicado recentemente pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, sigla em inglês).
A reunião sobre o clima, realizada em Paris, em dezembro, poderá mudar uma regra existente no mercado de energia: quando a cotação do barril de petróleo disparava, investimentos em energias renováveis eram acelerados, quando o preço caía, os incentivos eram reduzidos. Hoje isso pode ter mudado. O sinal econômico favorável às fontes renováveis poderá vir da nova postura de grandes investidores, que estão cada vez mais interessados em observar os impactos das mudanças climáticas sobre seus negócios. Nos Estados Unidos, fundos de pensão como o New York State Common Retirement e o de aposentados da Universidade da Califórnia, já começaram a exigir das petroleiras nas quais investem informações sobre como as empresas se preparam para a economia de baixo carbono. Para Lavinia Rocha de Hollanda, coordenadora de Pesquisa da FGV Energia, o cenário energético mundial mudará nas próximas três décadas com uma preocupação crescente em relação ao aquecimento global. “O mundo caminha para um avanço das energias renováveis e é um caminho sem retorno em um ambiente em que a precificação do carbono ganha alcance”, destaca.
“O petróleo funcionou por décadas como preço diretor das fontes de energia, mas agora podemos assistir ao início do fim dessa era, com as medidas de Paris tendo realmente efeito”, diz o ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP) Helder Queiroz. Segundo ele, a velocidade de penetração de novas tecnologias, como o carro elétrico e a energia solar, o que reduziria o consumo de petróleo, dependerá da criação de políticas públicas de incentivo para essas fontes. Em dezembro, os 195 países representados na Conferência do Clima em Paris chegaram a um acordo, que valerá a partir de 2020, obrigando a participação de todas as nações no combate às mudanças climáticas. O acordo faz referência a esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5ºC. “A velocidade da adoção depende de estímulo em um momento em que o mundo está crescendo a um ritmo inferior ao da década passada, mas os riscos ambientais são maiores”, diz.
Outro ponto a ser observado é a mudança da matriz de transportes. No Brasil, que responde por 3% do consumo de derivados no mundo, metade da demanda energética se origina do setor de transportes, com as rodovias respondendo por 60% da circulação de mercadorias. A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que, em 2035, o petróleo, o gás natural e o carvão fornecerão 75% da energia consumida em todo o mundo.
O desafio do Brasil será destravar diversificar a matriz de transportes e deslanchar um novo ciclo de investimentos no setor sucroalcooleiro, atingido pelo alto endividamento e pela política de controle dos preços dos derivados de petróleo, vigente entre 2009 e 2013. Mais de 60 usinas de açúcar e álcool fecharam as portas nos últimos quatro anos, e o país teve de importar etanol de milho dos Estados Unidos, em alguns momentos, para abastecer a frota interna. “O mercado mundial de biocombustíveis também não decolou, o que reduziu o incentivo aos produtores nacionais, que agora se encontram em um momento delicado”, destaca Daniel Rocha, diretor executivo da Accenture Strategy e líder da indústria de energia.
Desde 1990, o Brasil tem assistido a mudanças nas emissões de gases de efeito estufa. A queda nas taxas de desmatamento da Amazônia se combinou ao aumento da frota de veículos e ao predomínio dos caminhões movidos a diesel para transportar mais da metade das cargas produzidas no país. Resultado: o setor de energia representa 29% das emissões totais, quase o triplo dos 11% em 2003. Enquanto no mundo o carvão é o principal emissor, no Brasil o petróleo é a principal fonte de
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poluentes globais, respondendo por 72% das emissões de dióxido de carbono em 2013, ainda segundo o relatório do Observatório do Clima, divulgado em agosto do ano passado.
“O Brasil é um país sobre rodas e isso demandará muitos anos para ser revertido”, afirma o coordenador do núcleo de logística e supply chain da Fundação Dom Cabral, Paulo Resende. O desafio que se coloca é diversificar a matriz de transportes – ampliando o uso de outros modais, como hidrovias, ferrovias, cabotagem – e avançar no uso de etanol e biodiesel nos tanques de caminhões e máquinas pesadas. O modal rodoviário consome cinco vezes mais que o ferroviário e sete vezes mais que a cabotagem. A demanda pelo etanol será crescente, podendo saltar dos atuais cerca de 25 bilhões de litros para algo entre 47 ou 68 bilhões em 2020. Sem maior produção local, será preciso aumentar a importação de etanol vindo dos Estados Unidos, menos competitivo, ou usar mais derivados de petróleo, também importados, já que a Petrobras, para recuperar suas contas, vem reduzindo os investimentos em refino.
Fonte: Valor Econômico


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ERA DO CARVÃO CHEGOU AO FIM.

Por Délcio Rodrigues *
Nos últimos anos, 49 empresas carboníferas pediram falência em todo o mundo. Agora em abril foi a vez da líder global deste mercado, a Peabody Energy, seguir o mesmo caminho. Não se trata apenas de falências empresariais ou de um solavanco econômico: estes são os sinais mais claros de que estamos vivendo o fim de uma era. A era do carvão chegou ao fim.
O fim do carvão está se dando de forma tão rápida que não conseguiu ser previsto por boa parte dos analistas econômicos. A combinação de mudanças no ritmo econômico de grandes consumidores, a competição com outras fontes e políticas ambientais cada vez mais restritivas, nascidas da necessidade de descarbonizar a economia até o fim do século, colocaram uma pá de cal naquele que já foi o combustível mais barato da história da humanidade.
Invertendo uma longa série histórica, o comércio internacional de carvão tem caído nos dois últimos anos. O ponto de inflexão ocorreu em 2014, quando se observou a primeira queda absoluta dos volumes comercializados e informações preliminares mostram que o mesmo deve ter se repetido em 2015.
O maior fundo soberano do mundo, o da Noruega, que acumula US$ 860 bilhões, anunciou em meados deste abril a primeira lista de empresas de mineração de carvão e de geração de energia com base neste combustível que serão excluídas do seu portfólio de investimentos, seguindo um banimento do investimento em carvão determinado em fevereiro pelo governo daquele país. Entre as 52 empresas excluídas estão gigantes do carvão como a American Electric Power, a China Shenhua Energy, a indiana Tata Power e a Peabody Energy Corp.
As importações de carvão da Índia diminuíram 15% em 2015 e, nas duas maiores economias do mundo, EUA e China, o quadro do setor é o mesmo: declínio de atividades, fechamento de minas e demissão de funcionários.
O declínio da indústria carbonífera nos EUA é resultado da competição com o gás natural e as fontes de energia eólica e solar, além das novas regras ambientais que buscam cortar as emissões de gases de efeito estufa. De acordo com a Agência Internacional de Energia, em apenas cinco meses, de novembro de 2013 a março de 2014, seis Estados aposentaram termelétricas que, somadas, geravam 5,4 GW, eletricidade suficiente para abastecer mais de 3,5 milhões de casas.
Na China, as termelétricas a carvão estão operando com apenas 50% da capacidade instalada por conta da redução da demanda por energia elétrica e das políticas de limitação do uso de carvão em regiões próximas às grandes concentrações populacionais do leste do país. Há menos de um mês o governo central comunicou a 15 províncias que deveriam parar a construção de novas termelétricas a carvão. Agora, busca reduzir maciçamente a aprovação destas: de acordo com relatos da imprensa chinesa, a Agência Nacional de Energia vai introduzir um mecanismo que deve impedir sua construção em 28 das 31 províncias da China continental. A China também tem promovido fortemente fontes alternativas de energia como a solar, a eólica e a hídrica e é recordista global em investimentos em solar e eólica.
Na contramão do cenário internacional, o Brasil tem incompreensivelmente se aproximado do carvão. Enquanto o governo chinês limita a expansão das termelétricas a carvão em seu território, empresas chinesas investem nesta tecnologia suja em terras brasileiras: a Power China é sócia no projeto de construção de uma termelétrica a carvão de 600 MW orçada em US$ 1 bilhão em Pedras Altas, no sul do Rio Grande do Sul. Além dos chineses, os franco-belgas da Engie, que controla no Brasil a Tractebel Energia, constroem neste momento em Candiota, também no Rio Grande do Sul, a Usina Pampa Sul de 680 MW e investimentos previstos de R$ 1,8 bilhão.
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Os projetos de Pedras Altas e de Candiota vão na contramão das tendências mundiais do setor de energia e são questionáveis para os investidores no longo prazo, como inúmeros investidores e alguns líderes da indústria internacional de energia já perceberam. Ian Dunlop, ex-executivo de uma série de empresas de petróleo, gás e carvão, ao concorrer em 2014 à presidência do Conselho da BHP Billington, uma das maiores mineradoras mundiais, afirmava que sua plataforma era a necessidade da BHPB tomar a liderança no enfrentamento dos riscos e oportunidades que as mudanças climáticas apresentam para os acionistas da empresa.
Sobre o desaparecimento da Peabody Energy, Dunlop disse que o episódio destaca uma mudança estrutural fundamental, que é a rápida remodelagem dos mercados energéticos mundiais em resposta às mudanças climáticas induzidas pelo homem. Segundo Dunlop, essa mudança só vai se acelerar dado o alarmante aumento médio da temperatura global. Em todo mundo, o movimento de desinvestimento no carvão já superou a marca dos US$ 3,5 bilhões e continua avançando.
Os investimentos em carvão em solo brasileiro surpreendem tanto por irem na contramão do mundo – e das metas assumidas no acordo climático de Paris no final do ano passado – como pelo fato de não fazerem sentido do ponto de vista econômico. O país tem uma das matrizes energéticas mais limpas do planeta, tem recursos naturais em praticamente todo o seu território e também tecnologia para aumentar a oferta de eletricidade a partir de fontes mais limpas e modernas, como a energia eólica e a solar.
Assim como em outros setores, temos que planejar nossa matriz energética olhando para a frente e não para o passado. A era do carvão, símbolo da revolução industrial iniciada em meados do século XVIII, chegou ao fim. Nossa geração tem o privilégio de testemunhar a aurora de uma nova era na história da humanidade: a era das energias limpas e renováveis. Com tamanho potencial, o Brasil não pode se furtar a ser um dos protagonistas desse movimento. Não podemos mais admitir que ainda se cogite o uso de carvão para produzir energia em nosso país.
* Délcio Rodrigues é físico, consultor da área de clima e membro do Conselho do Instituto Vitae Civilis
Fonte: Valor Econômico


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ARÁBIA SAUDITA -Investimentos em fontes de energia renováveis.

Por Rasheed Abou-Alsamh*
A Arábia Saudita por muitos anos tem dito que quer se diversificar além da produção de petróleo, que é responsável por 70% da renda anual do país. Com a queda brusca do preço do barril no mercado internacional — de mais de US$ 100 em meados de 2014 para mais ou menos US$ 45 hoje —, o governo se vê obrigado a achar novas fontes de renda.
Com isso em mente, já anunciou que vai introduzir um imposto de consumo de 4%a5% em 2018, em conjunto com os outros países do Conselho de Cooperação do Golfo. Isso, por si só, já foi uma surpresa para a população saudita, que não está acostumada a pagar impostos de renda e consumo. Um imposto de renda ainda está fora de cogitação por causa do acordo entre a família real e a população, que, em troca de não pagar o tributo, dará seu apoio quase incondicional aos governantes.
Por décadas, parte deste acordo foi o subsídio ao preço dos combustíveis, à energia elétrica e à água, levando a uma situação em que muitos sauditas começaram a desperdiçá-los. Com a crise econômica, o governo aumentou o preço da gasolina, em dezembro, e as tarifas de energia elétrica e água, em fevereiro. Isso causou severas críticas nas mídias sociais. O preço da água subiu 500% de uma só vez, o que levou o rei Salman bin Abdulaziz a demitir o ministro de Água e Energia Elétrica, Abdullah Al Hasin, na semana passada. Segundo na linha de sucessão, o príncipe Mohammed bin Salman, também conhecido como MBS, se queixou do ministro, dizendo que a adoção da nova tarifa por Hasin não tinha sido satisfatória.
Ano passado, o rei Salman delegou ao seu filho MBS a tarefa de achar novos meios de cortar gastos e aumentar a renda. Trabalhando com um verdadeiro exército de funcionários públicos e consultores americanos e europeus, o príncipe, que é também o ministro da Defesa, elaborou um plano de ação chamado Visão 2030.
Numa entrevista de 40 minutos ao canal de noticias Al-Arabiyah na segunda feira, MBS divulgou seu plano de reformas econômicas para garantir o futuro do país até 2030. Para tentar aumentar a renda vinda de áreas não petrolíferas, o príncipe anunciou que menos de 5% do capital da estatal de petróleo — a Saudi-Aramco, que é a maior empresa de petróleo do mundo — seria oferecido a acionistas comuns na bolsa local e em Nova York. Estima-se que a Aramco valha mais de US$ 2 trilhões. Ele afirmou que um fundo soberano de US$ 2 trilhões vai ser instituído para investir em ações das melhores empresas do mundo. Com isso, espera-se ter uma renda anual de US$ 100 bilhões.
MBS também disse que quer aumentar a contribuição de pequenas e médias empresas para o PIB, de 20% para 35%, e baixar a taxa de desemprego de 11,6% para 7%. E destacou que mulheres são uma parte importante da economia local, formando mais de 50% dos estudantes em universidades. Mas afirmou que quer ver a participação feminina na força de trabalho crescer de 22% para 30%, apenas oito pontos percentuais, em 15 anos. Talvez isso seja uma admissão das dificuldades que mulheres sauditas ainda enfrentam para entrar no mercado de trabalho.
Numa outra entrevista, o príncipe admitiu que o governo não vai interferir no sentido de deixar mulheres dirigirem, afirmando que a sociedade terá que dizer quando está pronta para isso. A Arábia Saudita é o único país do mundo que ainda proíbe mulheres de dirigir.
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O príncipe afirmou que quer investir mais na extração de produtos minerais como fosfato, ouro, cobre e urânio. Ele planeja aumentar os investimentos em fontes de energia renováveis, especialmente a solar, reduzindo o consumo nacional de petróleo usado para gerir energia elétrica.
E deseja desenvolver a indústria local de armas e armamentos, ressaltando que apenas 2% do dinheiro direcionado a equipamentos militares são gastos no reino. A Arábia Saudita é hoje a terceira maior compradora de armas no mundo, gastando US$ 87 bilhões somente em 2015 com aviões caça e mísseis dos Estados Unidos e da Europa.
Num país com 50% da população abaixo de 25 anos, MBS, que tem 31, está agradando à juventude com seu jeito descontraído de falar sobre sua vida pessoal e os anseios dos sauditas mais jovens, que querem uma sociedade mais aberta e moderna. Numa entrevista reveladora à Bloomberg, o príncipe disse que deixava a mulher educar seus filhos e que trabalha 16 horas por dia. No dia em que ele anunciou o plano Visão 2030, mais de 13 milhões de mensagens em árabe comentando o plano foram postados no Twitter. Isso não é nenhuma surpresa, já que os sauditas são os maiores usuários per capita do Twitter na região.
Vários críticos já disseram que duvidam que o reino consiga atingir todas as metas anunciadas por MBS. Mas ninguém disse que vai ser fácil. E esses pessimistas de plantão parecem estar satisfeitos somente quando veem o reino se dar mal. Isso é fruto de pura inveja. Eu acho que as metas são ambiciosas, mas atingíveis. Ao contrário de muitos que dizem que o mundo vai parar de usar o petróleo de um dia para outro, não acho que isso vá acontecer. Estão anunciando o fim do petróleo há 30 anos, e não vejo uma queda significativa no uso desse bem precioso.
* Rasheed Abou-Alsamh é jornalista
Fonte: O Globo


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PETRÓLEO – Produção brasileira.

Produção brasileira deve chegar a 3,4 milhões de barris/dia em 2021.

Volume previsto pela AIE representa um aumento de 40% em relação à extração do país em 2015.
A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que a produção de petróleo anual brasileira chegará a 3,4 milhões de barris/dia em 2021. O volume representa um aumento de 40% em relação à extração do país em 2015, que ficou em 2,4 milhões de barris/dia.
O vice-diretor Executivo da agência, Paul Simons, apresentou os dados este mês, durante um evento no Rio de Janeiro. Apesar da alta esperada para a produção, a AIE prevê continuidade na queda da demanda de óleo do país.
De acordo com a agência, a previsão é de que o consumo brasileiro de óleo fique em 3,1 milhões de barris/dia em 2017. Nos anos seguintes, uma melhoria econômica poderia interromper a queda da demanda, chegando em 2021 aos mesmo níveis do ano passado.
A projeção atual da AIE para a demanda global este ano é de um crescimento menor do que o de 2015. A agência prevê que o consumo de óleo aumentará 1,2 milhão de barris/dia globalmente em 2016, frente ao crescimento de 1,8 milhão de barris/dia de 2015.
Fonte: Brasil Energia