PETROBRAS É AUTORIZADA A IMPORTAR GNL ATÉ 2018

PETROBRAS É AUTORIZADA A IMPORTAR GNL ATÉ 2018 

O Ministério de Minas e Energia autorizou nesta segunda-feira, 11 de maio, a Petrobras a importar gás natural liquefeito. Segundo Portaria nº 191, publicada no Diário Oficial da União, a estatal poderá adquirir GNL no mercado de curto prazo, sem um fornecedor previamente definido. O volume autorizado foi de 25 milhões de metros cúbicos por ano, equivalente a 41 milhões de metros cúbicos de gás natural por dia.

O GNL será destinado a atender a demanda brasileira, exceto na região Norte e no estado do Mato Grosso. O gás será transportado por navios metaneiros e deverá ser entregue nos terminais marítimos do Rio de Janeiro, Ceará e Bahia. A presente autorização terá validade até 31 de janeiro de 2018.

Wagner Freire

Fonte: Canal Energia

Portaria nº 191, de 8 de maio de 2015

O MINISTRO DE ESTADO DE MINAS E ENERGIA, no uso das atribuições que lhe confere o art. 87,parágrafo único, incisos II e IV, da Constituição, tendo em vista o disposto no art. 36 da Lei n 11.909, de 4 de março de 2009, no art. 53 do Decreto n 7.382, de 2 de dezembro de 2010, no art. 5 da Portaria MME n 232, de 13 de abril de 2012, e o que consta dos Processos ANP n 48610.007279/2012-42 e MME n 48000.001136/2012-13, resolve:

Art. 1 Autorizar a empresa Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras, com endereço na Avenida República do Chile n 65, Centro, Rio de Janeiro-RJ, e inscrita no CNPJ/MF sob o n 33.000.167/0001-01, a exercer atividade de importação de Gás Natural Liquefeito -GNL, no mercado de curto prazo, denominado spot, com as seguintes características:

I - País de Origem: o GNL será adquirido pela Petrobras no mercado de curto prazo denominado spot, sem um fornecedor previamente definido;

II - Volume Autorizado: 25 milhões de m³ de GNL/ano, equivalentes a 41 milhões de m de Gás Natural por dia;

III - Mercado Potencial: demanda de Gás Natural no Brasil, exceto na Região Norte e no Estado de Mato Grosso;

IV - Transporte: marítimo por meio de Navios Metaneiros; e

V - Locais de Entrega no Brasil: Terminal Marítimo da Baía de Guanabara, no Estado do Rio de Janeiro, Terminal Marítimo do Porto de Pecém, no Estado do Ceará, Terminal Marítimo da Bahia, na Baía de Todos os Santos, no Estado da Bahia, onde também estão localizadas as Estações de Regaseificação de GNL.

§ 1 As Especificações Técnicas do Gás Natural deverão estar de acordo com a Resolução n 16, de 17 de junho de 2008, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis - ANP, ou regulamentação superveniente.

§ 2 A presente autorização terá validade até 31 de janeiro de 2018.

§ 3 A presente autorização limita-se, exclusivamente, à importação de Gás Natural na forma Liquefeita - GNL, ficando a distribuição local do Gás Natural, de acordo com o estabelecido no art. 25, § 2 , da Constituição da Republica Federativa do Brasil.

Art. 2 A autorizada deverá apresentar à ANP os documentos denominados Contratos Principais de Compra e Venda, do inglês Master Sale and Purchase Agreements, ou MSA, assinados com os potenciais fornecedores de GNL, respeitados os prazos e condições estabelecidos no art. 8 da Portaria MME n 232, de 13 de abril de 2012.

Parágrafo único. A ANP poderá requerer documentos complementares que julgar necessários.

Art. 3 A autorizada deverá apresentar à ANP, até o dia vinte e cinco de cada mês, relatório detalhado sobre as operações de importação realizadas no mês imediatamente anterior.

§ 1 Os relatórios atinentes à atividade de importação de GNL deverão conter informações detalhadas para cada operação dos navios utilizados no transporte do produto, além de outros dados que vierem a ser solicitados pela ANP, a seguir elencadas:

I - país de origem e data do carregamento do GNL;

II - volume de GNL carregado no navio transportador e seu equivalente na forma gasosa;

III - quantidade de energia correspondente ao volume carregado;

IV - poder calorífico do Gás Natural carregado;

V - quantidade de energia consumida (boil-off) e retida no navio transportador e taxa diária de energia consumida (boil-off) em relação ao total carregado (percentual por dia);

VI - local de entrega e data de descarga do GNL;

VII - volume de GNL descarregado do navio transportador;

VIII - quantidade de energia correspondente ao volume de GNL descarregado;

IX - identificação do navio transportador;

X - preços de compra do GNL importado calculados no ponto de internalização do produto; e

XI - volume total importado desde a vigência desta Portaria.

§ 2 A ANP publicará, em seu sítio na internet -www.anp.gov.br, as informações referidas neste artigo que devam ser divulgadas para conhecimento geral.

Art. 4 A autorizada deverá informar também, à ANP, a ocorrência de quaisquer alterações indicadas nos incisos a seguir, mediante encaminhamento de nova Ficha Cadastral e respectiva documentação comprobatória, respeitados os prazos e condições estabelecidos no art. 10 da Portaria MME n 232, de 2012:

I - dados cadastrais da autorizada;

II - mudança de endereço de matriz ou de filial relacionada com a atividade de importação de GNL;

III - inclusão ou exclusão da filial na atividade de importação de GNL; e

IV - alterações ocorridas que comprometam as informações remetidas à ANP quando do encaminhamento do requerimento inicial de autorização para importação de GNL.

Art. 5 A autorizada deverá atender, permanentemente, os requisitos estabelecidos na legislação sobre comércio exterior.

Art. 6 A autorização para o exercício da atividade de importação de GNL será revogada, entre outras hipóteses, em casos de:

I - extinção judicial ou extrajudicial da sociedade ou consórcio autorizado;

II - requerimento da sociedade ou consórcio autorizado; ou III - descumprimento da legislação aplicável.

Art. 7 O não atendimento ao disposto nesta Portaria sujeita o infrator às penalidades previstas na Lei n 9.847, de 26 de outubro de 1999, ou em legislação superveniente, sem prejuízo das demais sanções cabíveis.

Art. 8 A Autorização, de que trata o art. 1 , fica condicionada à manutenção das condições para o exercício da atividade de importação de Gás Natural na forma Liquefeita, à época de sua outorga, desde que comprovadas pela Empresa.

Art. 9 Esta Portaria entra em vigor na data de sua publicação.

Art. 10. Ficam revogados:

I - a Portaria MME n 30, de 30 de janeiro de 2013;

II - a Portaria MME n 345, de 8 de outubro de 2013; e III - o art. 2 da Portaria MME n 417, de 25 de novembro de 2013.

EDUARDO BRAGA

DOU 11/05/2015

Governo brasileiro quer substituir diesel utilizado em termelétricas por gás natural

O Ministério de Minas e Energia prepara um estudo para viabilizar a substituição do óleo diesel atualmente utilizado em usinas termelétricas por Gás Natural Liquefeito (GNL).

Brasília - O Ministério de Minas e Energia prepara um estudo para viabilizar a substituição do óleo diesel atualmente utilizado em usinas termelétricas por Gás Natural Liquefeito (GNL). De acordo com o ministro de Minas e Energia, Eduardo Braga, atualmente há cerca de 2,5 mil megawatts (MW) gerados a custos muito altos.

"Queremos fazer um estudo para substituir por um combustível mais barato e mais adequado do ponto de vista ambiental. Entre eles, o GNL, que hoje está sobrando no mercado internacional e tem preço altamente competitivo", disse Braga. Conforme o ministro, o custo de geração de energia térmica com diesel é R$ 600 por MW, enquanto o com GNL é R$ 210.

Outra medida a ser adotada pelo governo é o aumento para 48 meses do prazo para que as distribuidoras de energia paguem pelos empréstimos tomados para cobrir gastos extras com uso de termelétricas. Para o ministro, a medida diluirá o reajuste para os consumidores. Segundo ele, o governo também está preparando uma campanha para informar os consumidores sobre o sistema de bandeiras tarifárias, que repassa para a conta de luz o custo mais alto do uso de energia térmica.

Nesta sexta-feira (30), Braga participa de uma reunião do conselho do Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), que apresentará relatório sobre falta de energia registrada em vários estados na semana passada.

Segundo o ministro, um banco de capacitores da linha de transmissão estava sem funcionar corretamente. "Aquela linha tinha de estar funcionando com contingenciamento. Tínhamos de reduzir a quantidade de energia que passa pela linha por causa da inexistência do banco de capacitores", disse. Segundo ele, os capacitores foram reestabelecidos esta semana.

Eduardo Braga lembrou que a situação atual do setor elétrico é diferente da registrada no sistema de abastecimento de água, já que a transmissão de energia é possível de uma região para a outra.

Ressaltou que os reservatórios do Sul e do Norte estão mais cheios e que essas regiões podem transmitir energia para outras. "Temos vários mecanismos para remanejar energia e equilibrar os estoques hídricos nos reservatórios do Sudeste, Centro-Oeste e Nordeste. Por enquanto, isto ainda não pode ser feito no setor de abastecimento de água", concluiu. Agência Brasil

Fonte: 

Preço do gás natural terá novo reajuste amanhã

O preço do gás natural produzido no Brasil terá um aumento médio de 1,57% a partir de amanhã, em mais um passo na estratégia da Petrobras para recuperar as perdas provocadas pela defasagem nos preços dos combustíveis no Brasil. Oferecido ao mercado com descontos entre 2011 e 2013, o gás natural nacional para uso não-termelétrico acumula alta de 6,5% desde que a empresa retomou os reajustes, no início do ano. Distribuidoras e consumidores reclamam dos aumentos em um período de perda de competitividade com relação à indústria americana, beneficiada pelo crescimento da produção de reservas não convencionais.

“O novo aumento é uma sinalização ruim para o mercado e tem impacto direto na competitividade da indústria”, diz o presidente da Associação das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás), Augusto Salomon. Nos Estados Unidos, país que experimenta o maior ritmo de crescimento da produção do combustível, os preços oscilam em torno dos US$ 6 por milhão de BTU (unidade britânica de poder calorífico). No Brasil, o preço praticado no primeiro trimestre, último dado disponibilizado pela Petrobras, foi de US$ 8,7 por milhão de BTU.


A Petrobras pratica preços diferentes de acordo com a origem do gás natural que vende ao mercado — nacional, boliviano ou importado sob a forma de gás natural liquefeito (GNL). O gás nacional era o único que tinha preço congelado, resultado de uma política para encontrar novos consumidores em um período de pouco uso de térmicas no país. Hoje, com as térmicas operando a plena carga e pesadas perdas com a importação de GNL a preços de até US$ 18 por milhão de BTU, a companhia põe em prática um programa de redução progressiva dos descontos, que foram iniciados em 2011.


Em nota enviada ao Brasil Econômico, a Petrobras argumenta que o gás nacional é competitivo em relação a outros mercados, como o europeu continental (US$ 11,3 por milhão de BTU), o britânico (US$ 10,1 por milhão de BTU) e o chinês (US$ 12,3 por milhão de BTU), mas admite a vantagem para o consumidor americano. “Desde a última atualização de preços antes da concessão de descontos, em fevereiro de 2011, até agosto de 2014, o preço médio do gás natural para uso não-termelétrico aumentou 6,5%, enquanto que a inflação acumulada no País entre fevereiro de 2011 e junho de 2014 foi de 21,9% (IPCA)”, diz o texto.

O aumento dessa quinta-feira afeta principalmente as distribuidoras de Nordeste, Minas Gerais, Rio e Espírito Santo, uma vez que os estados do Sul e São Paulo, este parcialmente, são abastecidos com gás boliviano. A data do repasse ao consumidor e o valor do reajuste varia de acordo com os contratos de concessão e de suprimento de cada distribuidora — em alguns casos, a alta no preço do combustível chega aos 4%. Para a Abegás, a retirada dos descontos prejudica ainda a competição com outros combustíveis, que têm preços congelados há mais tempo, como o gás liquefeito de petróleo (GLP, o gás de cozinha). “Os combustíveis substitutos do gás natural vêm sendo subsidiados e tendo até preços congelados, o que cria uma distorção imediata na produção industrial”, reclama Salomon.

Para a Petrobrás, o gás mantém condições de competir com seu principal concorrente. “Hoje, seu preço equivale a 70% do valor do óleo combustível”, calcula a empresa. No primeiro trimestre, a companhia experimentou um crescimento de 20% nas importações de GNL para suprir as térmicas a preços menores do que os pagos pelo combustível. A compra de GNL mais caro eliminou parte dos ganhos extras com a venda de energia no mercado de curto prazo, levando o resultado da área de gás e energia a uma queda de 41,3% em relação ao mesmo período do ano anterior.

Fonte: Brasil Econômico

Petrobras vai rever compra de gás natural boliviano

Agência Estado

A Petrobras não tem intenção de negociar neste momento com a Bolívia o contrato de fornecimento de gás natural de importação, em média, de 30 milhões de metros cúbicos diários, segundo o diretor de Gás e Energia da estatal, José Alcides Martins. A renegociação poderá ocorrer no futuro, afirmou o executivo, que participa do 15º Seminário sobre Gás Natural, promovido pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás Natural (IBP).

Também presente ao evento, Helder Queiroz, diretor da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), disse que tem discutido o modelo atual de utilização do gás natural pelo setor elétrico e pela indústria com o Ministério de Minas e Energia e com a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel).

"É necessário dar previsibilidade aos agentes em relação à utilização do gás, dado que o posicionamento de qualquer agente depende dos passos da Petrobras. O monopólio da Petrobras na indústria do gás funciona como uma barreira. Mas o marco atual do gás foi pensado para um número maior de agentes", disse Queiroz, complementando que a ANP vai apoiar a entrada de novos agentes. Até novembro, a agência visa completar a regulamentação na área de gás natural.

João Carlos de Luca, presidente do IBP, deu o exemplo de um projeto de instalação de gasodutos no mar, que poderá concorrer com a malha operada pela Petrobras. Ele não deu, contudo, mais informações sobre o projeto.

Compra antecipada

De acordo com Alcides, desde o fim do ano passado, a Petrobras utiliza como estratégia a compra antecipada de gás natural liquefeito (GNL) para aproveitar a demanda térmica no Brasil. A intenção, segundo o executivo, é utilizar os momentos em que o gás está mais barato no exterior para trazê-lo como insumo das usinas térmicas, que, no País, estão supervalorizadas.

O gás é adquirido com dois anos de antecedência, em média, e é entregue em lotes mensais. Assim, a Petrobras consegue garantir a geração térmica e evitar multas da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) por, eventualmente, não ter matéria-prima para produzir eletricidade. Ao mesmo tempo, aproveita as oportunidades de preço no mercado internacional de gás e também os altos custos do megawatt-hora (MWh) no mercado livre brasileiro, contou Alcides.

Outra estratégia na área de gás, relatou o executivo, está para ser fechada em breve. Segundo Alcides, há um pré-acordo com uma empresa do setor de energia para que a Petrobras abra espaço de utilização de um dos seus terminais de regaseificação. A empresa cujo nome não foi revelado, teria assim a oportunidade de trazer gás liquefeito do exterior para regaseificá-lo no Brasil e, em seguida, abastecer a sua térmica no País, que poderia ser instalada próxima do terminal para facilitar a estrutura de transporte.

Segundo Alcides, o gás a ser importado abastecerá uma das térmicas que participarão do leilão A-5, anunciado nesta segunda-feira, 02, pela Empresa de Pesquisa Energia (EPE), que ocorrerá neste ano, com entrega da energia prevista para 2019. O diretor da Petrobras não informou o nome da empresa com a qual negocia, mas afirmou que há grandes grupos do setor elétrico, como a GDF Suez e a Endesa, que estariam aptas ao negócio.

fonte: DIÁRIO DE PERNAMBUCO

Gás natural, uma estaca no pacto federativo

Há muito se discute a necessidade de se repensar o mercado de gás natural no Brasil, de forma a torná-lo um insumo mais competitivo para os setores produtivos, propiciando a sua expansão e o aumento da participação do energético na matriz nacional.

Esta necessidade torna-se ainda mais urgente quando se observa que, nos últimos dez anos, o mercado mundial de gás natural passou por uma série de mudanças, como o desenvolvimento da produção de gás não convencional e o aumento do comércio internacional de Gás Natural Liquefeito (GNL). Essas mudanças transformaram a dinâmica mundial do mercado de gás natural, com aumento da oferta e redução do preço do produto.

Um planejamento estratégico para o transporte de gás natural

Artigo de Adriano Pires, diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) e Marcio Balthazar da Silveira, sócio da NATGAS.

Recentemente a EPE divulgou que estuda com a Petrobras a possibilidade de abrir espaço no novo terminal de regaseificação da Bahia para um contrato de GNL de longo prazo atrelado ao fornecimento à termeletricidade, e que, segundo estimativa preliminar, será possível usar de 2 milhões a 4 milhões de m3/dia da capacidade desse terminal. Segundo a EPE, “esta é uma possibilidade a mais para tentar viabilizar o insumo para térmicas a gás natural (para produtores ligados à Apine) no leilão A-5”.

O GNL é um modal de transporte em que exportadores usualmente solicitam contratação firme e regularidade de suprimento programada. Flexibilidades são possíveis, mas custam mais caro. Quanto mais estável e regular a contratação, melhores as condições comerciais de suprimento, o que efetivamente não combina com o perfil ou curva de demanda para térmicas a gás.

Não é razoável supor que produtores independentes de energia possam assumir a contratação de GNL e se envolver em negociações comerciais complexas e prolongadas com a meta de buscar uma improvável conciliação de valores de venda de energia elétrica no país aos requisitos de flexibilidade de suprimento e valores de aquisição do gás natural liquefeito no mercado internacional.

Falta de gás da Petrobras trará mudança em pregão de energia

Diário do Sudoeste

FolhaPress
Por Denise Luna
RIO DE JANEIRO, RJ, 12 de setembro (Folhapress) - O presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Maurício Tolmasquim, informou que o leilão de energia previsto para o final do ano pode ficar sem oferta de térmicas a gás natural, por falta do combustível.
Em reunião com a Petrobras, Tolmasquim foi informado que a empresa não terá gás natural disponível para atender mais usinas térmicas além das atuais, e que teria que importar mais GNL (Gás Natural Liquefeito) para isso.
A empresa porém se dispôs a abrir um espaço no terminal de regaseificação de GNL que está sendo construído na Bahia para uma eventual importação por outra empresa.
"Eles falaram que poderiam abrir um espaço para importação de 2 a 3 milhões de metros cúbicos diários, mas temos que ver agora se tem alguém interessado em entrar no leilão com esse compromisso de importação", disse Tolmasquim após palestra no Energy Summit 2013.
A importação de GNL pela Petrobras, para atender o fornecimento a usinas térmicas é um dos fatores que tem prejudicado a situação financeira da companhia, que também importa gasolina e diesel a preços internacionais e revende mais barato no mercado interno, com defasagens em torno dos 30%.
Tolmasquim ressaltou que além de importar GNL, para algum projeto de usina térmica a gás natural entrar no leilão de energia do final do ano o investidor teria também que já ter uma licença para o projeto.
"Teria que ter uma conjunção de fatores para ter usina de gás no leilão, estamos vendo se vamos incluir essa novidade de importação de GNL", disse o executivo.
O leilão de energia para entrega em 2018 (A-5) está previsto para dezembro e vai oferecer projetos de geração de energia a partir do vento (usinas eólicas), biomassa, carvão e pela primeira vez, solar. Tolmasquim disse que é cedo para dizer se a alternativa de importação de GNL vai garantir a presença de usinas a gás natural, mas que está se esforçando para manter a matriz no leilão.

Gás caro traz carvão de volta às usinas

O alto custo do gás natural utilizado nas usinas térmicas do Brasil obrigou o governo a incluir projetos que usam carvão como combustível no próximo leilão previsto para agosto, disse hoje (04) o presidente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), Maurício Tolmasquim.

Os leilões periódicos de energia não permitiam a presença de usinas térmicas a carvão desde 2008, por seu alto grau poluente. A pior seca dos últimos 50 anos no final de 2012 acendeu a luz amarela do setor, que, segundo Tolmasquim, não pode prescindir de usinas térmicas por questão de segurança. "Vimos agora nesse período de seca como precisamos das térmicas", disse o executivo.

Ontem, 34 usinas térmicas a diesel e óleo foram desligadas, após operarem continuamente desde outubro de 2012 para evitar o racionamento de energia no país. As unidades desligadas correspondem a dois terços do custo de todas as térmicas do país, e vão gerar uma economia de R$ 1,4 bilhão por mês por estarem fora do sistema.

O próximo leilão, com compra de energia para 2018 (chamado A-5) será em agosto. Um segundo leilão, também com compra de energia para daqui a cinco anos está previsto para o final deste ano, possivelmente em dezembro, segundo Tolmasquim.

Apesar da expectativa de que os campos gigantes do pré-sal contribuam para fornecer gás para a matriz energética, Tolmasquim afirmou que a maior parte desse gás será reinjetado para aumentar a produção de petróleo desses campos, e por isso não é possível contar com ele.

Já o GNL (Gás Natural Liquefeito) importado pela Petrobras para garantir a operação das usinas térmicas do país tem saído muito caro, segundo o executivo.

Agora, a aposta do governo é o próximo leilão de gás natural convencional e não convencional previsto para novembro.

"Não podemos ficar contando com um gás que não existe ainda. O consumo residencial e comercial de energia tem aumentado na ordem de 6%, não podemos arriscar", disse Tolmasquim durante evento sobre energia na Fundação Getúlio Vargas.

Ele afirmou que, apesar de ter banido o carvão, a segurança do sistema é mais importante. "Pode ser que o leilão de gás natural mude esse cenário, mas temos que estar garantidos."

fonte: http://www.correiodoestado.com.br/noticias/gas-caro-traz-carvao-de-volta-as-usinas_186998/

Angola exporta ao Brasil 1ª carga de gás natural liquefeito

Johanesburgo, 16 jun (EFE).- Angola começou a produzir gás natural liquefeito e fretou neste domingo em direção ao Brasil a primeira carga deste recurso natural, anunciou em comunicado a empresa Angola LNG, que lidera o projeto de extração. 

A primeira carga foi adquirida pela empresa pública angolana Sonangol, que o vendeu à Petrobras, segundo a imprensa especializada do setor. Esta primeira carga de gás natural liquefeito viaja em um dos navios com capacidade de 160 mil metros cúbicos da empresa Sonangol. "A expectativa é

Superporto do Açu terá terminal de GNL e unidade da Wärtsilä

Com capacidade para 10 milhões de metros cúbicos por dia, o terminal de GNL contará com uma unidade regaseificadora e poderá atender a unidade Termoelétrica da MPX que será construída no Superporto do Açu

A LLX obteve a Licença Prévia e de Instalação para construção de um terminal de GNL (Gás Natural Liquefeito) no Superporto do Açu. A licença foi concedida pelo Instituto Estadual do Ambiente (Inea). O terminal de GNL estará localizado no terminal onshore (TX2) entre o lado norte do quebra-mar e a entrada do canal. Com capacidade para 10 milhões de metros cúbicos por dia, o terminal de GNL contará com uma unidade regaseificadora e poderá atender a unidade Termoelétrica da MPX que será construída no Superporto do Açu, além de empresas que se instalarão no Complexo Industrial. A LLX também divulgou a assinatura de contrato com a Wärtsilä Brasil para instalação de uma unidade industrial no canal do TX2, numa área de 29.300 m². A unidade irá produzir grupos geradores de energia e motores para navios, além de oferecer soluções e serviços nas áreas de energia e propulsão marítima. “A decisão da Wärtsilä de instalar sua primeira unidade industrial brasileira no Superporto do Açu demonstra a atratividade do empreendimento para grandes grupos lideres globais em seus segmentos. Esta escolha pelo Açu traduz a geração de valor criada entre suas vantagens competitivas e as sinergias de empresas do mesmo cluster para o desenvolvimento dos seus negócios no Brasil”, destaca Marcus Berto, Diretor Presidente da LLX.

fonte: http://www.ebx.com.br/pt-br/Atualidades/Paginas/NoticiaDetalhes.aspx?IdNoticia=161 

Preço do gás nacional para distribuidoras será mantido

A Petrobras decidiu manter no reajuste trimestral deste mês os descontos aplicados sobre o preço do gás natural nacional nos city-gates, confirmaram algumas distribuidoras. Com a redução das margens de comercialização de gás natural, por conta do efeito cambial sobre os custos de importação e a maior participação do GNL no mix de suprimento da petroleira, havia o temor no mercado de que a petroleira fosse eliminar os descontos.

Com a decisão da Petrobras, o preço do gás natural no ponto de entrega se mantém praticamente inalterado pelo menos pelos próximos três meses, período de validade dos reajustes dos contratos. Segundo as distribuidoras, o preço do gás foi reajustado apenas na terceira e quarta casas decimais.

O gás nacional é negociado nos pontos de entrega a US$ 8,4 o MMBTU (Sudeste) e US$ 8,5 o MMBTU (Nordeste). De acordo com os dados mais atualizados do MME, de novembro, a molécula sem a dedução valeria entre US$ 12,4 o MMBTU e US$ 12,6 o MMBTU.

A área de Gás & Energia da Petrobras encerrou 2012 com lucro líquido de R$ 1,63 bilhão, uma queda de 47% frente ao resultado apurado no ano anterior, de R$ 3,1 bilhões. O desempenho inferior foi influenciado principalmente pela redução das margens da companhia, diante da importação recorde de GNL – a preços aquecidos no mercado spot - para suprimento às térmicas.

fonte: energiahoje

http://www.guiaoilegas.com.br/pt/site_extras_detalhes.asp?id_tb_extras=480570

Notícias

Petra Energia marca para abril testes para explorar gás de xisto no ... Especialista em grandes áreas virgens ou de baixo conhecimento geológico, a Petra Energia é pioneira no Brasil na exploração do gás não. economia.estadao.com.br/.../negocios+energia,petra-energia-m...

PETRA ENERGIA SE PREPARA PARA TESTES PIONEIROS ... O Brasil pode estar diante de uma grande oportunidade em matéria de gás natural. A Petra Energia, pioneira no Brasil na exploração de gás de xisto vai ... www.petronoticias.com.br/archives/22437

Kiev procura independência energética Gás de Xisto, pode A Ucrânia prepara-se para iniciar um processo de industrialização das suas reservas de Xisto, de onde o país poderá começar a extrair gás natural. www.areamilitar.net/noticias/noticias.aspx?NrNot=1277

Plataforma de gás natural do Irã afunda no Golfo Pérsico Paraná-Online Uma plataforma de gás natural construída por um filiada da Guarda Revolucionária do Irã afundou no Golfo Pérsico, afirmou a agência de notícias iraniana Mehr, em um revês para os esforços do país DE responder a sanções internacionais. A plataforma de ... Veja todos os artigos sobre este tópico »

Petrobras entrega primeira carga de gás para a Usina Termelétrica ... EBC Rio de Janeiro - A Petrobras informou hoje (30) que iniciou a entrega da primeira carga de gás natural liquefeito (GNL), com 34 milhões de metros cúbicos, à Companhia de Gás do Estado do Rio Grande do Sul (Sulgás) para o abastecimento da Usina ... Veja todos os artigos sobre este tópico »

Angola: Produção de gás natural pode pôr fim à queima deste combustível no país

O especialista angolano em energia, José Alexandre, defendeu a produção de Gás Natural Liquefeito (LNG), para o consumo, como solução à queima deste produto nos blocos 0,1,2,14,15,17 e 18 localizados na zona marítima do país. Em declarações hoje à Angop, sobre gás natural liquefeito e suas vertentes, José Alexandre afirmou que no caso do projecto Angola LNG, cujas reservas estimadas são em mais de dez triliões de pés cúbicos, é fundamental que se opte pela sua produção e exportação. Realçou o facto do gás natural ser uma fonte energética que agride menos o meio ambiente, em comparação com o petróleo e o carvão mineral. Alertou para o facto de ser um produto de origem fóssil, o que o leva a contribuir, negativamente, com a sua combustão para o efeito estufa. Referiu que o gás natural encontrado em jazidas, normalmente, está associado ao petróleo. Constitui reservas finitas, e, conforme pesquisas realizadas pela IEA (Agência Internacional de Energia), caso se mantenha o ritmo de consumo médio da última década, as jazidas de gás natural irão se esgotar em 100 anos.  FONTE: Angop

ABERTURA AO EXTERIOR FOI DETERMINANTE

Primeiro carregamento de gás natural em Junho

A conclusão do primeiro carregamento de gás natural liquefeito a partir do Projecto Angola LNG, terá lugar em Junho próximo, referiu terça-feira o ministro dos Petróleos, Botelho de Vasconcelos, na intervenção que produziu na Conferência Internacional sobre Petróleo e Gás. Botelho de Vasconcelos adiantou que o início do carregamento está previsto para este mês, mas que a conclusão apenas ocorrerá em Junho próximo. Num comunicado divulgado quarta-feira pela Sonangol e citado pela Angop, a Angola LNG revelou que o navio-tanque ‘Sambizanga’ de transporte de Gás Natural Liquefeito (LNG) já se encontra na planta do terminal de exportação do Projecto Angola LNG, localizado no Soyo, onde, nos próximos dias, irá realizar testes preliminares de atracagem e conexão do sistema, tendo em vista o primeiro carregamento previsto para o mês de Junho. O comunicado adianta que a introdução do gás de alimentação na planta de LNG teve lugar no dia 15 de Março deste ano (2012), como parte do programa de testes dos equipamentos. Ainda de acordo com o comunicado da Angola LNG, seguir-se-ão agora os testes e o arranque das unidades de liquefação, prevendo-se que a produção de LNG se inicie nos finais do segundo trimestre de 2012.

Angola: Bruxelas autoriza "joint venture" para empresa de gás liquefeito (GNL)

Bruxelas, 16 mai (Lusa) -- A Comissão Europeia autorizou hoje a operação de controlo comum da empresa produtora de gás natural liquefeito (GNL) em Angola por diversas companhias, entre as quais os "gigantes" europeus BP, ENI e Total.

Depois de analisar os contornos da operação de "joint venture", Bruxelas concluiu que a mesma não levantará problemas de concorrência, face à modesta fatia de mercado que a empresa comum deverá deter, à presença de diversos concorrentes credíveis no mercado, e à manutenção das possibilidades de acesso dos concorrentes aos terminais de regaseificação.

A empresa Angola LNG, controlada pela empresa britânica BP, pelos italianos da ENI e pelos franceses da Total, assim como pelos norte-americanos da Chevron e pela empresa angolana Sonangol, transformará o gás natural em gás natural liquefeito e exportá-lo-á para o mundo inteiro, aponta o executivo comunitário.

Ler mais: http://expresso.sapo.pt/angola-bruxelas-autoriza-joint-venture-para-empresa-de-gas-liquefeito-gnl=f726379#ixzz1v2xv3cU0

Riscos injustificados

Os gigantes petrolíferos BP, ExxonMobil e ConocoPhillps tencionam investir na construção de um gasoduto no Alasca. O projeto visa exportar gás liquefeito para a região asiática.

Segundo os dados preliminares, o gasoduto custará mais de 40 milhões de dólares. Os peritos avaliam ceticamente estes planos. As exigências de ambientalistas e as condições difíceis de extração de gás podem tornar este projeto pouco

A indústria de gás natural no Brasil: os desafios para o novo Governo

O desenvolvimento recente da indústria de gás natural no Brasil ocorreu num contexto de relativa escassez de gás nacional. As reservas e a produção brasileira eram modestas, e em sua grande maioria proveniente de campos gás associado pertencentes à Petrobras. Por isto mesmo, a difusão do gás natural no país só se alavancou com o contrato de importação da Bolívia que viabilizou a construção do gasoduto Bolívia-Brasil.

Sem gás para novos projetos

SCGás negocia uma ampliação no limite de distribuição do combustível no Estado; oferta atual mal comporta outros empreendimentos. Federações das indústrias dos estados do Sul afirmam que é necessária expansão imediata de 5% na oferta.

O abastecimento de gás natural em Santa Catarina está muito próximo do limite.

O pico de consumo diário do ano passado, registrado em julho, foi de 2,07 milhões de metros cúbicos (m3), dentro da margem de tolerância do contrato da SCGás com a Petrobras, de 2 milhões de m3.

Na prática, se o Estado atrair duas grandes empresas, com 600 empregados cada, ou cinco de médio porte, com 350 funcionários, não haveria como fornecer gás natural aos novos projetos.

O cálculo leva em conta um estudo inédito da Federação do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), que aponta um consumo médio diário de grandes e médias indústrias de 87 mil e 25,8 mil m3.

Mesmo que nenhum novo projeto entre na equação, basta que o crescimento da demanda mantenha o nível atual para que a situação se torne crítica. O consumo médio diário saltou de 1,58 milhão de m3 em 2009, para 1,84 milhão de m3 no período entre janeiro e outubro do ano passado. Neste ritmo, alcançaria 1,97 milhão de m3 em 2012.

O limite de abastecimento afeta especialmente a indústria do Estado, que responde por 78% do gás natural distribuído pela SCGás - a fatia do GNV (gás veicular) é de 20% e o restante é absorvido pelos segmentos residencial e comercial.

E não poderia ter vindo num momento pior. Em 2011, a criação de novas vagas desacelerou 66% e a produção recuou 0,4%. Além disso, o custo do combustível influencia diretamente nos preços da indústria cerâmica, por exemplo, que perde competitividade no cenário internacional.

Na avaliação do presidente da Câmara de Energia da Federação das Indústrias de SC (Fiesc), Ütmar Müller, o suprimento do gás natural à indústria local vive momento crítico. A entidade reuniu-se com as federações do Paraná e do Rio Grande do Sul, segunda-feira, para discutir o assunto. Foi criado um grupo de trabalho que apresentará, dentro de 15 dias, um plano de ação com sugestões para ampliar o abastecimento na região Sul.

- Precisaríamos de uma expansão imediata de 5%, considerando as oscilações e os picos de consumo. Hoje, estamos no limite. Temos que mobilizar os governos estaduais para o risco, que já existe, de perdermos oportunidades para mais industrialização - avalia Müller.

Um limitador importante na oferta de gás é que os estados do Sul são abastecidos apenas pelo insumo boliviano, transportado pelo gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol).

Para mudar este quadro, as três concessionárias do Sul preparam um levantamento sobre os investimentos históricos da indústria da região e projeções futuras de consumo. Este documento será apresentado em reunião, dia 7 de fevereiro, na Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado (Abegás). A idéia é unir forças para negociar com a Petrobras.

O objetivo da SCGás é conseguir ampliar em 50% o limite de distribuição no Estado em um prazo de 10 anos. A empresa diz que as negociações com a Petrobras estão avançadas e um acordo pode ser fechado ainda no primeiro semestre.

Para tanto, a estatal teria que elevar a capacidade de operação da estação de compressão de Siderópolis ou de Biguaçu. Isso permitiria reduzir a pressão do gás boliviano a fim de distribuí-lo para os consumidores finais. Além disso, seriam necessários investimentos em dois dos três trechos do Gasbol.

Outra alternativa seria a instalação de um terminal de regaseificação de Gás Natural Liquefeito (GNL) em SC. A futura presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster, disse, no ano passado, que a construção de uma nova planta será discutida apenas em 2013.

Uma nova ameaça à competitividade

A indústria catarinense já paga caro pelo preço do gás, acima do que é cobrado em 14 de 23 países integrantes de uma pesquisa feita pela Federação das Indústrias do Estado do Rio (Firjan). E os preços poderão ser elevados duas vezes este ano. Para fevereiro, a SCGás pede um aumento de 9,7% para todos os segmentos de consumidores do Estado.

O custo do gás é mais um dos fatores que retiram a competitividade da indústria catarinense nos mercados brasileiro e internacional. Por isso, a Federação das Indústrias de SC (Fiesc) encaminhou um ofício para o governador de SC solicitando que ele vete o aumento solicitado pela SCGás. Segundo a federação, Raimundo Colombo pode fazer isso, já que o governo é acionista majoritário da concessionária.

A pesquisa da Firjan avalia o preço de 18 distribuidoras de gás natural no Brasil em relação à média de outros 23 países para uma indústria que consumia 50 mil metros cúbicos do insumo em agosto de 2011.

De acordo com o levantamento, uma empresa com este perfil em SC pagava 118.21% a mais do que a média dos três países emergentes mais importantes no cenário internacional atual. Enquanto na Rússia, China e Índia o valor era de US$ 7,25 por 1 milhão de BTU (unidade de calor britânica) em SC o preço era de US$ 15,82.

Em relação à média dos 23 países pesquisados, o gás para a indústria catarinense saia 10,24% mais caro.E isso porque os valores da Firjan não levaram em conta o aumento das tarifas do gás, de 7,75%, repassado, em outubro do ano passado, para indústrias que consomem mais de mil metros cúbicos por dia, clientes comerciais e de GNV.

O presidente da Câmara de Energia da Fiesc, Otmar Muller, diz que setores como o de vidro e cerâmico, para os quais o preço do insumo tem um impacto relevante nos custos, perderam a competitividade.

- Nós pagamos entre 8% e15% a mais no gás natural do que indústrias na Itália e na Espanha – avalia.

Chineses pagam 17% menos por gás

Forte concorrente dos produtos catarinenses, especialmente cerâmicos, as indústrias da China conseguiam comprar 1 milhão de BTU por US$ 13,52 em agosto do ano passado, valor 17% inferior ao das indústrias catarinenses. Comparado com outros estados, o gás natural em SC seria o terceiro menor do país antes do aumento de outubro.

- Minas Gerais e o Mato Grosso do Sul também consomem gás importado, que é mais barato do que o nacional. Para estes estados, o preço fica mais baixo do que em SC porque eles têm um custo menor de transporte – explica Cristiano Prado, gerente de Competitividade Industrial e Investimentos da Firjan.

Ainda de acordo com o estudo, SC teria a quarta maior margem praticada no mercado atrás apenas da Paraíba, do Rio Grande do Sul e do Paraná. Ela representaria 23,7% da tarifa cobrada das indústrias em agosto do ano passado.

Mas, segundo a SCGás, esta margem teria caído com o aumento da commodity. A margem, em dezembro teria caído com o aumento da commodity. A margem, em dezembro, teria caído para 10,97%. Na opinião de Prado, é difícil avaliar se as margens adotadas pelas diferentes concessionárias são adequadas ou não.

De acordo com a SCGás, o aumento das tarifas, de 9,7% para vigorar a partir de fevereiro, representaria apenas parte do repasse referente ao aumento do custo de aquisição do gás que, segundo a concessionária, teria subido quase 50% entre o final de 2010 e o de 2011.

O presidente da Câmara de Energia da Fiesc questiona o aumento do preço do combustível do preço do combustível alegado pela companhia SCGás.

- Gostaria de ver uma documentação que comprovasse essa elevação de 50%. Tivemos oscilações de câmbio e do preço do petróleo no período, mas nada que chegasse a tanto – ressalta.

Fonte: Gasnet