Negócios: preço do gás afeta competitividade

Por Flavio Oliveira (flavio.oliveira@redebahia.com.br)

Estudo inédito da Confederação Nacional da Indústria (CNI) ao qual a coluna teve acesso aponta a necessidade da adoção de políticas de preço subsidiado para o gás natural como forma de garantir maior competitividade à indústria nordestina. O texto aponta que na década de 2000 o consumo desse combustível foi estimulado e houve esforço da Petrobras para estruturar uma infraestrutura capaz de facilitar sua distribuição. Resultado: a participação do gás saltou de 3% na década de 1990 para 11% em 2012. O crescimento da demanda, contudo, não foi acompanhado pelo aumento da oferta e o combustível encareceu. Ainda segundo o estudo, o futuro não traz alento pois os investimentos do pré-sal não serão suficientes para atender ao crescimento do consumo. As perspectivas são ainda piores: a produção de gás natural - inclusive no Recôncavo baiano - está estagnada. De 2003 a 2012 as reservas provadas de gás natural na região cresceram apenas 0,5% contra 87% no resto do país. E a produção regional cresceu 4% frente a um aumento nacional de 63%. Diante da situação, uma das saídas adotadas pela indústria é a importação de gás natural. No entanto, esta operação também tem como problema o preço do combustível.

Preço do gás afeta competitividade - II

Entre as propostas sugeridas pela CNI no estudo está a adoção de medida governamentais para estimular o investimento e a competição na parte da cadeia de petróleo antes do refino para viabilizar a entrada de novas empresas no mercado. Também é sugerido que as empresas que operam no pré-sal sejam estimuladas a escoar e comercializar o gás associado ao petróleo, o aumento da produção em terra com maior frequência das rodadas de licitação de blocos de petróleo; e desenvolvimento de um mercado livre de gás natural. Para a Bahia, em particular, a principal sugestão da CNI é para o governo incentivar a exploração de gás não convencional (shale gas) em reservas de grande potencial nas áreas maduras do Recôncavo. O documento lembra que estudo preliminar da ANP diz que o potencial de shale gas na bacia do Recôncavo é de 20 trilhões de pés cúbicos. Cada unidade de pé cúbico equivale a 28,31 litros.

Fonte: Correio 24hs

SHALE GAS - Estamos no caminho certo na exploração do shale gas ?

Por Autor: Luis Olavo Dantas, GasNet, set/2014

Não há dúvidas de que a produção de petróleo e gás natural a partir de fontes não convencionais, como o shale oil&gas, está revolucionando a economia americana em vários aspectos. Na área do petróleo, a enorme produção proveniente destas fontes reduziu drasticamente as importações, e em breve o país será um exportador líquido, com consequências não apenas no balanço cambial, mas até na posição geopolítica. No gás, o preço ao consumidor industrial, na faixa de US$ 4/milhão Btu, reergueu, entre outros setores, a petroquímica, provocando migração de fábricas para o país, mudou a participação do carvão na matriz elétrica, e está transformando os terminais de regaseificação de GNL em unidades de liquefação. Até a emissão de poluentes atmosféricos melhorou, e hoje os EUA aproximam-se mais de um modelo ambiental que os europeus.

Entretanto, apesar de já há vários anos ser nítido o efeito da exploração de fontes não convencionais americanas, ainda não foi possível, a não ser no Canadá, replicar com sucesso a experiência em outros paises. Recente artigo que publicamos em nosso site ("Shale Game", The Economist, 30/08/14), mostra a decepção com os resultados obtidos na China, o país que detém as maiores reservas mundiais de gás não convencional. A despeito dos esforços das grandes petroleiras chinesas, e da extrema necessidade de reduzir a poluição ambiental causada pela geração elétrica a carvão, prevê-se agora que em 2020 o shale gas responderá somente por 1% do consumo chinês de energia. Fatores geológicos e geográficos são os principais inibidores do progresso das fontes não convencionais da China.

Razões como profundidade, permeabilidade e dureza das rochas, distância dos centros de consumo, deficiência de água, rede de gasodutos reduzida, oposição de grupos locais ou dos governos, regulamentação pouco atrativa, carência de meios ou de mão de obra, financiamento inadequado e até possibilidade de abalos subterrâneos são alegadas nas várias partes do mundo onde empreendedores ousados ou entidades estatais tentaram, sem resultados positivos, reproduzir o modelo americano. Parece que, apesar de já estarmos na metade da segunda década do que foi chamado de "o século do gás natural", as benesses do produto só surgem no continente norte-americano.

Diante dessas dificuldades, é razoável refletir sobre as decisões tomadas no Brasil com relação ao desenvolvimento das reservas não convencionais de gás, e compará-las com o que fazem outros países, especialmente sul americanos. Nosso principal passo neste sentido foi o leilão de 240 blocos de áreas terrestres com potencial para gás, convencional ou não, realizado em novembro/13, e que resultou na negociação de 72 deles com diferentes empresas, privadas ou estatais. Entre elas, entretanto, não estavam os grupos com experiência comprovada na especialidade, principalmente as muitas empresas americanas ou internacionais que perfuram mais de 20 mil poços produtores por ano nos EUA. Os concessionários dos blocos leiloados no Brasil, ainda tímidos pela complexidade das técnicas de perfuração horizontal e "fracking', provavelmente passarão por extensa fase de aprendizado até superarem a perplexidade inicial, acrescida do pouco conhecimento geológico da maior parte das áreas licitadas e dos temores das populações vizinhas.

Em contraste, paises do Cone Sul parecem ter seguido caminho diferente. Muito se tem comentado sobre a formação argentina de Vaca Muerta, no Departamento de Neuquén, já em início de operação. Com reservas capazes de suprir as necessidades de gás natural do país por vários anos, a estatal YPF mantém contratos de exploração com diversas empresas estrangeiras detentoras de conhecimento da atividade, que trabalham em cooperação com firmas argentinas. Em que pesem as grandes dificuldades técnicas e logísticas do empreendimento, agravadas pela delicada situação cambial do país, já há uma produção incipiente e expectativas positivas a médio prazo.

No Chile, a trajetória a ser seguida é semelhante.Temos noticiado frequentemente a política chilena de aproximação com os EUA, que culminou com a assinatura recente de um Tratado de Livre Comércio entre os dois países. A partir deste estreito relacionamento, o Chile poderá beneficiar-se da importação de GNL proveniente de shale gas americano, a preços competitivos, e em breve os terminais de regaseificação chilenos receberão navios vindos de Sabine Pass, Luisiânia, onde um antigo terminal de importação de GNL foi redirecionado para liquefação e exportação. Além disto, a estatal ENAP, signatária dos contratos de importação, está trazendo empresas americanas comprovadamente experientes em shale gas, para atuação na formação Magallanes, no sul do país, onde os primeiros passos para a exploração desta enorme reserva estão em andamento.

Conhecendo os muitos esforços mundiais despendidos na difícil tarefa de explorar gás não convencional, e a limitação dos recursos técnicos e empresariais que podem ser mobilizados no Brasil para esta atividade, parece-nos - pelo menos no momento atual - que a escolha brasileira da forma de exploração e produção não é a que mais rapidamente apresentará resultados. E eles são urgentes - de alguma forma, temos que deter a migração de nossas indústrias para o norte, restabelecendo sua capacidade de competir suprindo-as com insumos baratos e abundantes, como o shale gas americano.

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Comissão rejeita suspensão de leilão para explorar gás natural e de xisto

A Comissão de Minas e Energia rejeitou o Projeto de Decreto Legislativo 1409/13, dos deputados do Psol Chico Alencar (RJ) e Ivan Valente (SP), que susta normas do governo federal que garantiram a venda de blocos para exploração de gás natural e gás de xisto.

As normas que a proposta quer sustar são a Resolução 6/13, do Conselho Nacional de Política Energética; a Portaria 181/13, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP); e o Edital da 12ª Rodada de Licitações para a outorga dos contratos de concessão, ocorrida em novembro de 2013.

A ANP arrecadou, na 12ª rodada, R$ 165,2 milhões em bônus de assinatura de contratos de concessão. Dos 240 blocos ofertados, foram arrematados apenas 72 para exploração de gás em terra, distribuídos em sete bacias. A Petrobras levou a maioria (49) sozinha ou em consórcio.

De acordo com o relator, deputado Eduardo Sciarra (PSD-PR), a ANP é o órgão técnico responsável pela exploração de gás e realizou debates prévios antes de decidir sobre a exploração. Sciarra afirmou que a exploração do gás de xisto pode beneficiar a sociedade, em especial a população carente, pela redução no preço do gás de cozinha e da energia elétrica, nas usinas termelétricas.

“Não se trata exclusivamente da questão ambiental, mas também da exploração de uma fonte de energia barata e limpa, com potencial para suprir grande parte de nossa demanda por décadas”, ressaltou Sciarra. O relator afirmou que a legislação atual já tem de salvaguardas suficientes para garantir a proteção ao meio ambiente.

O Aquífero Guarani, maior fonte de água doce da América do Sul, é situado logo acima de boa parte das reservas de xisto da bacia do Paraná.

Antes do leilão de novembro, várias entidades sociais defendiam que fossem feitos estudos mais aprofundados sobre o impacto da exploração do gás de xisto, o que não ocorreu.

Fraturamento hidráulicoA técnica para extração dos gases é o chamado fraturamento hidráulico. A diferença entre essa técnica e a perfuração tradicional é que ela consegue acessar as rochas sedimentares de xisto fino no subsolo e, consequentemente, explorar reservatórios que antes eram inatingíveis. Por uma tubulação imersa em quilômetros no subsolo é despejada uma mistura de grandes quantidades de água e solventes químicos comprimidos. A grande pressão provoca explosões que fragmentam a rocha.

“Embora inédito no Brasil, o fraturamento hidráulico vem sendo usado com sucesso em diversos países, em especial nos Estados Unidos”, disse.

Tramitação
A proposta ainda será analisada pelas comissões de Finanças e Tributação; e de Constituição e Justiça e de Cidadania. Depois, seguirá para análise do Plenário.

Fonte: Agência Câmara/ Ambiente Energia

ANP REGULAMENTA FRATURAMENTO HIDRÁULICO EM RESERVATÓRIOS NÃO CONVENCIONAIS

A Resolução ANP nº 21/2014, que regulamenta as atividades de perfuração seguida de fraturamento hidráulico em reservatório não convencional, tem como objetivo estabelecer requisitos para a exploração de gás não convencional dentro de parâmetros de segurança operacional que assegurem a proteção à saúde humana e ao meio ambiente. Publicada no Diário Oficial da União, em 11/4, a Resolução recebeu 150 comentários e sugestões enquanto esteve em consulta pública por 30 dias, a partir de 17 de outubro de 2013.

A técnica de perfuração seguida de fraturamento hidráulico é utilizada para a produção de hidrocarbonetos (petróleo e gás natural) a partir de rochas com baixíssima permeabilidade, denominadas de reservatórios não convencionais. Com a publicação da resolução 21/2014, as empresas ficam obrigadas a cumprir diversas exigências específicas para realização deste tipo de operação.

Para que a ANP aprove a perfuração e o fraturamento hidráulico em reservatório não convencional também será necessária a comprovação, por meio de testes, modelagens e estudos, que a atividade se dará sem prejuízo ao meio ambiente e à saúde humana.

AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS

RESOLUÇÃO ANP Nº 21, DE 10.4.2014 - DOU 11.4.2014

A DIRETORA-GERAL da AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS - ANP, no uso de suas atribuições legais, tendo em vista a Resolução de Diretoria nº 345, de 9 de abril de 2014,

Considerando que a ANP tem como finalidade promover a regulação, a contratação e a fiscalização das atividades econômicas integrantes da Indústria do Petróleo, do Gás Natural e dos Biocombustíveis, nos termos do art. 8º, caput, da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997;

Considerando que compete à ANP fazer cumprir as boas práticas de conservação e uso racional do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis e de preservação do meio ambiente, nos termos do art. 8º, inciso IX da Lei nº 9.478, de 06 de agosto de 1997, bem como, garantir o fornecimento de derivados de petróleo em todo o território nacional, nos termos do § 2º do art. 177 da Constituição Federal; e

Considerando a necessidade de se estabelecer os requisitos essenciais e os padrões de segurança operacional e de preservação do meio ambiente para a atividade de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, torna público o seguinte ato:



Art. 1º Ficam estabelecidos, pela presente Resolução, os requisitos a serem cumpridos pelos detentores de direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural que executarão a técnica de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

Parágrafo único. Para fins desta Resolução e seus anexos ficam estabelecidas, além das definições constantes da Lei nº 9.478/1997, da Lei nº 12.351/2010, dos Contratos de Concessão e do Contrato de Partilha de Produção, as definições a seguir:

I - Agente de Sustentação: material granular utilizado no fraturamento hidráulico para sustentar a fratura, impedindo seu fechamento após a interrupção da injeção do fluido de fraturamento e possibilitando a obtenção de um canal permanente de fluxo entre formação e poço, depois de concluído o bombeio de fluido e propagação da fratura. São exemplos: as areias, as areias tratadas com resina, os grãos cerâmicos e a bauxita.

II - Análise de Riscos: processo analítico sistemático, alinhado com as melhores práticas de engenharia, e produto de estudo de equipe multidisciplinar qualificada, no qual são identificados os perigos potenciais do conjunto de atividades a serem desenvolvidas e determinadas, qualitativamente ou quantitativamente, a probabilidade de ocorrência e as consequências de eventos potencialmente adversos, bem como os possíveis impactos ao homem e ao meio ambiente, indicando os critérios de aceitação de risco adotados, bem como as medidas para a prevenção e mitigação dos cenários identificados.

III - Aquífero: corpo hidrogeológico com capacidade de acumular e transmitir água através de seus poros, fissuras ou espaços resultantes da dissolução e carreamento de materiais rochosos.

IV - Área sob Contrato: Bloco ou Campo objeto de um Contrato de Concessão, Contrato de Cessão Onerosa ou Contrato de Partilha de Produção.

V - Barreira de Segurança: conjunto de elementos capazes de conter ou isolar os fluidos dos diferentes intervalos permeáveis.

VI - Bottom Hole Assembly (BHA): configuração e componentes da extremidade inferior da coluna de perfuração.

VII - Bottom Hole Pressure (BHP): pressão exercida no fundo do poço.

VIII - Blowout Preventer (BOP): conjunto de válvulas posicionado na cabeça de poço cuja função é impedir o fluxo inadvertido de fluidos de dentro do poço para o ambiente externo.

IX - Ciclo de Vida do Poço: período durante o qual são desenvolvidas as atividades de projeto, construção, completação, produção e abandono do poço.

X - Corpo Hídrico Subterrâneo: volume de água armazenado no subsolo.

XI - Efluente Gerado: fluido de retorno resultante do fraturamento hidráulico (flowback), podendo conter substâncias oriundas do Reservatório Não Convencional e do fluido de fraturamento.

XII - Fase de Poço: intervalos de poço com mesmo diâmetro de revestimento.

XIII - Formation Integrity Test (FIT): teste de absorção realizado para verificar a integridade da formação a uma pressão predeterminada.

XIV - Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional: técnica de injeção de fluidos pressurizados no poço, em volumes acima de 3.000 m³, com objetivo de criar fraturas em determinada formação cuja permeabilidade seja inferior a 0,1mD (mili Darcy), viabilizando a recuperação de hidrocarbonetos contidos nessa formação.

XV - Gerenciamento de Mudanças: processo organizacional para assegurar que as mudanças permanentes ou temporárias a serem efetuadas nas Operações, procedimentos, padrões, instalações ou pessoal sejam avaliadas e gerenciadas anteriormente à sua implementação, de forma que os riscos advindos dessas alterações permaneçam em níveis aceitáveis.

XVI - Indicadores Proativos: indicadores capazes de medir resultados e fazer prognósticos em fases suficientemente precoces, que possibilitem interromper o curso evolutivo, reverter o processo e evitar o fato.

XVII - Indicadores Reativos: indicadores capazes de medir resultados após a ocorrência dos eventos.

XVIII - Leakoff Test (LOT): teste realizado com o objetivo de determinar a pressão de absorção da formação.

XIX - Microssísmica: técnica de medição passiva de sismos de pequena escala, naturais ou induzidos, que ocorrem no subsolo, causados por agentes naturais ou artificiais.

XX - Plano de Emergência: conjunto de medidas que determinam e estabelecem as responsabilidades setoriais e as ações a serem desencadeadas imediatamente após um incidente, bem como definem os recursos humanos, materiais e equipamentos adequados à prevenção, controle e resposta ao incidente.

XXI - Reservatório Não Convencional: rocha de permeabilidade inferior a 0,1 mD, contendo hidrocarbonetos, onde se executa fraturamento hidráulico visando à produção desses hidrocarbonetos.

XXII - Responsável Técnico Designado: pessoa formalmente designada como responsável pela atividade, que tem competência para o exercício da profissão nas funções e atribuições definidas pelo Operador, em conformidade com a regulamentação profissional vigente no país.

XXIII - Sistema de Gestão Ambiental: parte do sistema de gestão global que inclui estrutura organizacional, atividades de planejamento, responsabilidades, práticas, procedimentos, processos e recursos para desenvolver, implementar, atingir, analisar criticamente e manter a política ambiental definida pelo Operador.

XXIV - Step Rate Test-Teste realizado previamente à operação de fraturamento hidráulico no qual um fluido é injetado por um período definido, em sequências de taxas de bombeio crescentes. O resultado é utilizado para identificar parâmetros da operação de fraturamento, tais como pressão e vazão necessárias para uma operação bem sucedida.

Sistema de Gestão Ambiental

Art. 2º O Operador deverá estabelecer e garantir o fiel cumprimento de um Sistema de Gestão Ambiental que atenda às Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.

Art. 3º O Sistema de Gestão Ambiental deverá conter um plano detalhado de controle, tratamento e disposição de Efluentes Gerados provenientes das atividades de perfuração e Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

Parágrafo único. A água utilizada deverá ser preferencialmente Efluente Gerado, água imprópria ou de baixa aceitação para o consumo humano ou dessedentação animal, ou água resultante de efluentes industriais ou domésticos, desde que o tratamento a habilite ao uso pretendido.

Art. 4º O Operador, ao desenvolver o projeto de Fraturamento Hidráulico para Reservatório Não Convencional, deverá garantir a proteção dos corpos hídricos e solos da região.

Art. 5º O Operador deverá estabelecer e divulgar os Indicadores Reativos e Proativos, bem como as metas de responsabilidade social e ambiental.

Art. 6º O Operador deverá também publicar em seu sítio eletrônico:

I - Relatório anual de avaliação dos impactos e dos resultados das ações de responsabilidade social e ambiental;

II - Relação de produtos químicos, com potencial impacto à saúde humana e ao ambiente utilizados no processo, transportados e armazenados, contemplando suas quantidades e composições;

III - Informações específicas sobre a água utilizada nos fraturamentos, nominando claramente origem, volume captado, tipo de tratamento adotado e disposição final;

Dos estudos e levantamentos necessários para aprovação das operações de perfuração seguida de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional pela ANP

Art. 7º Para que a ANP aprove o Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, o Operador deverá garantir, por meio de testes, modelagens, análises e estudos, que o alcance máximo das fraturas projetadas permaneça a uma distância segura dos corpos hídricos existentes, conforme as Melhores Práticas da Indústria do Petróleo.

§ 1º Fica vedado o Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional em poços cuja distância seja inferior a 200 metros de poços de água utilizados para fins de abastecimento doméstico, público ou industrial, irrigação, dessedentação de animais, dentre outros usos humanos.

§ 2º Somente será aceita a aplicação do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional em poços que sejam integralmente revestidos nos intervalos anteriores ao Reservatório Não Convencional.

§ 3º O Operador deverá realizar a análise da influência do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional do poço em questão sobre os poços adjacentes, de modo a evitar efeitos sinérgicos ou cumulativos indesejáveis.

Art. 8º A aprovação do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional pela ANP dependerá da apresentação pelo Operador, com antecedência mínima de 60 (sessenta) dias do início da perfuração, dos seguintes documentos:

I - Licença ambiental do órgão competente com autorização específica para as Operações de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, quando aplicável;

II - Outorga ou autorização para a utilização dos recursos hídricos, conforme legislação aplicável;

III - Laudo fornecido por laboratório independente, acreditado pelo INMETRO, para os corpos hídricos superficiais (reservatórios artificiais ou naturais, lagos e lagoas) e poços de água existentes em um raio de 1.000 metros horizontais da cabeça do poço a ser perfurado, contendo, além das análises porventura exigidas pelo órgão ambiental competente: (i) data da coleta; coordenadas dos pontos de coleta, e métodos utilizados na coleta; (ii) data da realização das análises, método de análise utilizado e resultados obtidos; e

(iii) identificação do responsável pela análise;

IV - Projeto de poço para Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, conforme descrito no Anexo I desta Resolução, podendo ser contemplado em um mesmo projeto um conjunto de poços de características semelhantes;

V - Declaração de Responsável Técnico Designado pela empresa de que o projeto atende aos requisitos legais aplicáveis e que foram realizados os testes, modelagens, análises e estudos, alinhados com as melhores práticas de engenharia, os quais permitiram concluir que, sendo executado o projeto, os riscos de falhas preexistentes serem reativadas ou das fraturas geradas alcançar qualquer Corpo Hídrico Subterrâneo existente foram reduzidos a níveis toleráveis; e

VI - Estudos e avaliação de ocorrências naturais e induzidas de sísmica.

§ 1º O detentor de direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural poderá solicitar aprovação da realização de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional em poços já perfurados, desde que esses poços atendam a todos os requisitos da presente Resolução.

§ 2º Nos casos previstos no parágrafo anterior, a documentação listada neste artigo deverá ser apresentada 60 (sessenta) dias antes da data prevista para o início do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

§ 3º No laudo a que se refere o inciso III deste artigo devem constar, no mínimo, os parâmetros descritos no Anexo II.

§ 4º O projeto de poço para fraturamento contemplará:

I - projeto de poço com Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional;

II - simulação de fraturas; e

III - Análises de Riscos.

Art. 9º A partir da entrega do projeto de poço contemplando Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional o Operador compromete-se a cumpri-lo fielmente.

§ 1º Caso seja necessário realizar alterações no projeto de fraturamento Hidráulico Não Convencional antes do início da perfuração dos poços, o Operador deverá submeter tais modificações, o respectivo gerenciamento de mudanças, bem como sua análise de riscos, à aprovação da ANP.

§ 2º Caso, durante a perfuração do poço ou execução do fraturamento hidráulico, seja necessário realizar alterações no projeto de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, o Operador deverá registrar as modificações, incluir as respectivas justificativas e informar imediatamente a ANP.

Projeto de poço com Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional

Art. 10. As especificações do projeto de poço e do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional devem identificar os riscos relacionados, visando à garantia da integridade durante todo o Ciclo de Vida do Poço, inclusive após o seu abandono.

Art. 11. O Programa de revestimento e cimentação deverá considerar os seguintes aspectos:

I - Deverão ser informados os parâmetros críticos da cimentação, tais como densidade da pasta, tempo de endurecimento, controle de perda de fluidos, pressões de fundo durante o bombeio e desenvolvimento de resistência à compressão;

II - Após a pega do cimento, o revestimento deve ser testado com pressão e tempo de duração do teste apropriado, no sentido de garantir que a integridade do revestimento será adequada aos objetivos do projeto;

III - Deverá ser realizado o LOT/FIT a cada início de Fase do Poço posterior à descida do revestimento de superfície no sentido de verificar a integridade das formações subsequentes;

IV - Os revestimentos devem ser dimensionados de modo a suportar as tensões previstas durante seu Ciclo de Vida, incluindo-se as operações de injeção de fluidos para o fraturamento hidráulico, e ser constituídos de material resistente aos fluidos produzidos, injetados e recuperados;

V - A cimentação deverá impedir a migração de fluidos das formações mais profundas para qualquer Corpo Hídrico Subterrâneo por meio das estruturas de poço e/ou pela área adjacente à cimentação;

VI - Perfilagem a poço aberto, contemplando, no mínimo, potencial espontâneo, raios gama, resistividade, densidade, sônico e calibre, com o cotejamento e a confirmação da presença de aquíferos e demais descrições litológicas. Caso limitações técnicas inviabilizem a realização ou obtenção de dados confiáveis, o Concessionário deverá informar à ANP e justificar a supressão do perfil em questão;

VII - Após a cimentação ou término da Fase de Poço seguinte deverão ser realizadas corridas dos perfis de avaliação da cimentação nas formações a serem fraturadas e em trecho com comprimento tecnicamente adequado das formações adjacentes, cujos laudos deverão ser assinados pelo Responsável Técnico Designado pela empresa, que deverá também atestar que o trabalho atingiu parâmetros aceitáveis qualitativamente e, quando for o caso, quantitativamente;

VIII - O topo do cimento deverá ser explicitado, bem como os resultados dos testes hidrostáticos para a cimentação;

IX - Garantir a existência e integridade de, pelo menos, duas Barreiras de Segurança independentes, solidárias e testadas, isolando as formações porosas e/ou formações contendo hidrocarbonetos e a superfície; e

X - Garantir, por no mínimo 5 (cinco) anos, o armazenamento do registro das pressões do anular durante o Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

§ 1º Alterações de premissas, dificuldades operacionais e outros quesitos que venham a resultar em mudanças no projeto ou nos procedimentos operacionais deverão ser devidamente geridos por meio do sistema de Gerenciamento de Mudanças estabelecido.

§ 2º O projeto de poço deverá prever abandono que respeite o critério de duas Barreiras de Segurança permanentes, independentes e solidárias, capazes de isolar as formações porosas das formações portadoras de hidrocarbonetos e da superfície.

§ 3º No revestimento de superfície poderá ser feita a avaliação indireta da cimentação a partir das seguintes condições: retorno comprovado do cimento à superfície, comprovação da existência de cimento entre o colar e a sapata, realização de FIT ou LOT ou técnica de avaliação da cimentação equivalente.

Simulação de fraturas

Art. 12. O Operador deverá aplicar método de modelagem utilizando dados geomecânicos, alinhado com as melhores práticas de engenharia, para realizar a simulação das operações de fraturamento.

Parágrafo único. O Operador somente poderá dar continuidade ao projeto caso seja insignificante a possibilidade de que as fraturas geradas ou que a reativação de eventuais falhas preexistentes se estenda até intervalos não permitidos, tais como Corpos Hídricos Subterrâneos e poços adjacentes.

Análises de Riscos

Art. 13. As Análises de Riscos deverão contemplar todas as fases e operações, implementando-se as ações identificadas para o controle e redução da possibilidade de ocorrências de incidentes.

Parágrafo único. Caso a ANP considere que o método de Análise de Risco adotado pelo Operador não identifica adequadamente os riscos e/ou as ações para mitigá-los, será exigida a realização de nova Análise de Risco, pelo método indicado pelo órgão regulador.

Art. 14. O Operador deverá considerar nas Análises de Risco os cenários de comunicação entre poços devido às Operações de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

Art. 15. As Análises de Riscos deverão ser aprovadas pelo Responsável Técnico Designado.

Execução das Operações

Art. 16. O Operador deverá implementar procedimentos operacionais para o Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, com instruções claras e específicas para execução das atividades com segurança, levando em consideração as especificidades operacionais e a complexidade das atividades, em conformidade com os requisitos do item 17 - Operação e Processo do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural - SGI anexo à Resolução ANP nº 02/2010, no que couber.

Art. 17. O Operador, previamente à operação de Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional, deverá realizar testes a partir dos quais se obtenham as pressões requeridas para início, propagação e fechamento de fraturas, tais como, testes de injetividade, microfraturamentos e "step rate tests", comparando os valores resultantes com aqueles previstos no projeto de fraturamento e refazendo as modelagens e simulações, se for o caso.

Art. 18. O Operador deverá avaliar e demonstrar que os parâmetros esperados do Reservatório Não Convencional, contidos na descrição do poço (Anexo I), foram encontrados, a fim de permitir à ANP concluir se o Reservatório se qualifica como Reservatório Não Convencional.

Parágrafo único. Caso os parâmetros encontrados não estejam dentro dos limites de erro definidos, os estudos que tiveram por base aqueles parâmetros previstos deverão ser revisados.

Art. 19. As linhas de alta pressão utilizadas no Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional deverão estar certificadas quanto à sua integridade, dentro do prazo de validade e serem testadas antes de cada operação.

Parágrafo único. Os relatórios atestando sua integridade e contendo as respectivas datas de validade deverão ser mantidos pelo Operador durante 5 (cinco) anos e encaminhados à ANP sempre que solicitados, no prazo de 48 (quarenta e oito) horas, se outro não for especificado em notificação.

Art. 20. Os parâmetros de bombeio (pressão máxima admissível) deverão ser definidos a partir do limite de ruptura do revestimento, da pressão de Operação dos equipamentos de cabeça de poço e de superfície, e dos demais riscos identificados na Análise de Riscos.

Art. 21. Os parâmetros de fundo (BHP máxima admissível) deverão ser definidos para as diferentes condições de operação, considerando-se razão gás-óleo (RGO), proporção de sedimentos e água (BSW), entre outros, conforme o caso.

Art. 22. Deverão ser aplicados ao Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional os requisitos do Item 15 - Inspeção de Equipamentos e Tubulações e do Item 16 - Manutenção de Equipamentos e Tubulações do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural - SGI, anexo à Resolução ANP nº 02/2010, no que couber.

Art. 23. Durante as etapas de canhoneio e estágios de fraturamento, o Operador deverá empregar microssísmica ou outros métodos comprovadamente equivalentes para demonstrar que os limites inferior e superior das fraturas geradas obedecem às simulações do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional.

Art. 24. O Operador deverá garantir que a força de trabalho tenha treinamento adequado para o desempenho de suas funções e que compreende os riscos identificados nas Análises de Riscos realizadas para o projeto.

§ 1º O Operador deverá estabelecer os requisitos mínimos dos cargos e funções relacionados às atividades a serem desempenhadas.

§ 2º O Operador deverá manter uma matriz de treinamento correlacionando as funções aos treinamentos necessários.

§ 3º O Operador deverá possuir um sistema que permita controlar que a força de trabalho alocada para cada função tenha treinamento adequado, considerando a matriz de treinamento.

Resposta à emergência

Art. 25. O Operador deverá elaborar e garantir o cumprimento de Plano de Emergência, contendo os recursos disponíveis, a relação de contatos de emergência e os cenários identificados na análise de risco, contemplando as questões específicas do fraturamento hidráulico.

§ 1º O Plano de Emergência deverá apresentar os procedimentos, treinamentos, recursos e estrutura necessárias para eliminar ou minimizar as consequências dos cenários acidentais identificados.

§ 2º Toda e qualquer Operação somente poderá ocorrer após a avaliação da capacidade de resposta à emergência do Operador para lidar com os cenários acidentais associados identificados na Análise de Risco.

§ 3º Qualquer evento com potencial de dano, tais como falha de integridade do poço, indício de fraturamento alcançando corpo hídrico ou, de forma inadvertida, poço adjacente, deverá ser comunicado à ANP conforme Resolução ANP nº 44/2009, ou outra que vier a substituí-la.

Art. 26. Deverão ser aplicados os requisitos do Item 9 - Plano de Emergência do Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural - SGI anexo à Resolução ANP nº 02/2010, no que couber.

Disposições Finais e Transitórias

Art. 27. Toda a documentação necessária para o cumprimento desta Resolução bem como resultados dos testes, modelagens, análises, estudos, planos e procedimentos deverão ser mantidos e arquivados pelo Operador.

Parágrafo único. Os documentos citados no caput deste artigo deverão ser apresentados à ANP, sempre que solicitado, no prazo de 48 (quarenta e oito) horas, se outro não for especificado em notificação.

Art. 28. A validade da aprovação dada para a realização do Fraturamento Hidráulico em Reservatório Não Convencional fica condicionada à manutenção da validade de todas as licenças ambientais necessárias.

Art. 29. Aplica-se à atividade de Produção dos poços abrangidos por esta Resolução integralmente o Regulamento Técnico do Sistema de Gerenciamento da Integridade Estrutural das Instalações Terrestres de Produção de Petróleo e Gás Natural - SGI, anexo à Resolução ANP nº 02/2010.

Art. 30. Esta Resolução entra em vigor na data de sua publicação.



MAGDA MARIA DE REGINA CHAMBRIARD

Um golpe judicial contra o ‘fracking’

Em uma decisão inédita, uma petroleira é condenada a indenizar uma família do Texas (EUA) que adoeceu por causa da proximidade com seus poços de extração de gás

CRISTINA F. PEREDA / ELENA G. SEVILLANO Washington / Madri

Quando em novembro de 2008 Lisa Parr começou a sofrer de vômitos e enxaqueca, não imaginava que os cerca de 20 poços para a extração de gás ao redor da sua casa, em Decatur, no Texas (EUA), poderiam ter algo a ver com seus problemas de saúde. Dermatites, hemorragias e febres se somaram à longa lista de sintomas que nos dois anos seguintes a obrigaram a ser internada várias vezes. Seu marido, Robert, e sua filha, Emma, também adoeceram. Em 2011, a família Parr abriu um processo contra a petroleira Aruba Petroleum. No último 22 de abril, por acaso o Dia da Terra, um tribunal condenou a empresa a indenizar a família em 2,9 milhões de dólares (quase 6,5 milhões de reais), pois ficou provado que as doenças estão relacionadas às operações de fracking (fraturamento hidráulico) dos poços da Aruba.

Resta ver se a família Parr chegará a receber essa quantia – cabe recurso à decisão – ou se a sentença estabelecerá jurisprudência. O que é certo, e assim destacou a imprensa dos EUA nos últimos dias, é que se trata da primeira indenização milionária por um caso de prejuízo à saúde relacionado ao fracking, a polêmica técnica de extração de gás natural que gera inumeráveis duvida ambientais. O fraturamento hidráulico consiste em injetar no subsolo água sob pressão, misturada a areia e substâncias químicas, de modo a liberar o gás preso nos veios da rocha.

O caso é incomum não só pela sentença e a quantia, mas pelo simples fato de ter chegado a um tribunal. Geralmente, os processo pelos efeitos ambientais e sanitários dessa técnica – que se difundiu nos EUA durante o Governo Obama, com a promessa de permitir a independência energética do país – são resolvidos em acordos extrajudiciais, envolvendo indenizações econômicas que nunca são efetuadas. O processo da família Parr chegou a ser julgado, e um júri popular deu a razão à família, por cinco votos a um.

O veredicto prevê o pagamento do equivalente a 613.000 reais pela desvalorização da propriedade familiar, 557.000 por futuras consequências para a saúde, outros 892.000 por danos psicológicos e 4,3 milhões pelos problemas médicos causados até agora. David Matthews, um dos advogados que representaram a família, disse ao EL PAÍS que a empresa nunca propôs um acordo extrajudicial e permitiu que o caso fosse decidido por um júri popular. “Estamos convencidos de que a empresa precisa pagar por sua responsabilidade e, embora um julgamento possa sair muito caro, sempre achamos que os Parrs tinham razão e que não havia outra opção senão ir aos tribunais”, afirma.

Os Parrs alegaram em sua ação que as operações da Aruba Petroleum nas imediações do seu lar poluíram o ambiente, adoecendo a família e seu gado e obrigando-a a se mudar de cidade. Segundo o escritório de direito que assessorou a família, a técnica do fracking implica o uso de centenas de componentes químicos, alguns deles cancerígenos, que não são eliminados uma vez que entram em contato com o solo.

Ainda há poucos estudos que relacionem diretamente as instalações que usam essa técnica de extração de hidrocarbonetos com possíveis danos à saúde, diz o geoquímico Xavier Querol, pesquisador do Conselho Superior de Pesquisas Científicas da Espanha (CSIC, na sigla em espanhol). “O problema são os componentes químicos da mistura líquida injetada no subsolo. Muitos deles são tóxicos”, observa. “As empresas não revelam quais substâncias empregam. Caso se trate de hidrocarbonetos aromáticos, como o benzeno, que é cancerígeno, obviamente implica um perigo”, acrescenta.

De fato, um estudo publicado em 2012 na revista Science of the Total Environment detectou altas emissões de poluentes como o benzeno. Segundo outro artigo, publicado em dezembro passado na revistaEndocrinology, dentro do coquetel de substâncias há 12 consideradas perturbadoras endócrinas, ou sejam, que alteram o equilíbrio hormonal e estão associadas à infertilidade e a cânceres, entre outros problemas de saúde. Os pesquisadores da Universidade do Missouri (EUA) colheram amostras de água em uma área com grande densidade de poços e as compararam com as de lugares menos explorados. Descobriram que a atividade estrogênica, antiestrogênica e androgênica, por exemplo, era muito superior na região com muitos poços de fracking.

O exame toxicológico ao qual se submeteu a família Parr detectou mais de 20 produtos químicos em seu sangue, segundo os advogados da família. No caso dos vizinhos deles, um especialista em contaminação ambiental constatou a presença de hidrocarbonetos como benzeno, tolueno, etilbenzeno e xileno.

Até agora a maioria dos pedidos se concentrou nos danos materiais pela deterioração do entorno, e não nos prejuízos à saúde. A empresa Aruba Petroleum manteve durante o julgamento que suas operações cumprem a regulamentação em vigor e que ela não pode ser diretamente relacionada com os sintomas sofridos por essa família. “Isso indica que continua sendo uma corporação que não quer assumir a responsabilidade pelos danos causados”, afirma o advogado dos Parrs. Segundo dados citados pelo Wall Street Journal, mais de 1,5 milhão de norte-americanos vivem a uma distância inferior a um quilômetro e meio de um poço de extração. A solução da ação dos Parrs pode abrir caminho para novas reclamações semelhantes e se tornar, além disso, um argumento em favor dos que rejeitam essa prática. No entanto,fontes jurídicas citadas pela rede CNN dizem ser pouco provável que uma sentença assim volte a se repetir, e até mesmo que a família poderia perder o processo na fase de recurso.

Várias autoridades solicitaram ao Governo Obama que elabore novas regulamentações que ajustem as atividades dessas empresas a padrões de qualidade que levem em conta os efeitos detectados até agora. O presidente do Fundo para a Defesa do Meio Ambiente, Fred Krupp, defendia no fim de semana passado na revista Foreign Affairs a criação de um marco jurídico que reduza os riscos, mas ao mesmo tempo proteja os benefícios econômicos dessa atividade.

A associação que representa as empresas de fraturamento hidráulico na Espanha, a Shale Gas España, recorda que a legislação ambiental na Europa é muito mais estrita que nos Estados Unidos, garantindo a proteção ambiental e o controle dos possíveis tóxicos. Nos EUA, ofracking se beneficiou de várias lacunas nas leis, como explica Scott A. Elias, professor de Ciência Quaternária da Universidade de Londres, na revista Earth and Environmental Science. O fraturamento hidráulico é a exceção em duas importantes leis federais (a da água potável e a da água limpa) ao permitir a injeção de produtos químicos tóxicos nos poços e a falta de tratamento da água residual armazenada. Além do mais, as empresas, conforme recorda Elias, não são obrigadas a revelarem o coquetel de substâncias que usam, por ser considerado um segredo industrial.

fonte: http://brasil.elpais.com/brasil/2014/05/01/sociedad/1398975931_688161.html

Exploração de novos campos de gás natural no Paraná deve ficar para 2015

Atraso na assinatura dos contratos de concessão retarda investimentos de R$ 174 milhões

Por CÍNTIA JUNGES
Inicialmente prevista para o mês passado, a assinatura dos contratos de concessão de 11 blocos de gás natural convencional e não convencional (o gás de folhelho, popularmente conhecido como gás de xisto ou shale gas) no Paraná deve ocorrer somente em junho, segundo a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). A demora na oficialização das concessões vai retardar o início dos investimentos para o segundo semestre de 2014 ou até mesmo para o próximo ano. A previsão é que R$ 174 milhões sejam aplicados ao longo de quatro anos.

Confira o funcionamento da tecnologia de extração

Antes da assinatura dos contratos, as empresas vencedoras do leilão realizado no fim de novembro de 2013 não podem fazer qualquer tipo de movimentação nos campos. Elas também aguardam a resolução da ANP que vai estabelecer um regime de segurança operacional específico para as atividades de fraturamento hidráulico (fracking), a técnica utilizada para explorar o gás de folhelho. Segundo a agência, o documento está em fase final de elaboração. Ao todo, a ANP arrecadou R$ 21,5 milhões em bônus de assinatura com os blocos leiloados no Paraná.

A Petrobras informou que, por enquanto, apenas estudos geológicos e geofísicos estão sendo planejados para serem executados após a assinatura dos contratos. No Paraná, a empresa arrematou cinco blocos em um consórcio com a Cowan e mais dois blocos sozinha. No total, a Petrobras ficou com 70% dos 72 blocos leiloados em todo o país na 12.ª rodada de licitações.

Prioridade

A Copel – que arrematou quatro blocos em um consórcio formado com as empresas Petra, Bayar e Tucumann – espera iniciar a exploração de gás até meados do próximo ano. “Nossa prioridade é a exploração do gás convencional para ofertar ao mercado e também como fonte para geração de energia”, afirma o presidente da Copel, Lindolfo Zimmer.

“Até o final deste ano ou começo do próximo, o consórcio formado pela Copel, Petra, Bayar e Tucumann poderá produzir gás convencional no campo de Barra Bonita, no município de Pitanga, que abriga uma reserva de gás já conhecida. No caso do shale gas, o primeiro poço deve ser perfurado em 2016”, diz Paulo Cesar Soares, geólogo e pesquisador da UFPR.

Para poder explorar o gás natural, as empresas terão de obter licença do Instituto Ambiental do Paraná (IAP) e negociar direito de passagem e uso com os donos das terras. As empresas podem encontrar resistências dos proprietários das terras, principalmente por causa das informações que envolvem o método de exploração do gás de folhelho. Um dos riscos é a contaminação de lençóis freáticos e aquíferos. “Muitas questões só poderão ser respondidas na medida em que as empresas iniciarem, de fato, a prospecção e a exploração do gás”, afirma Soares.

A exploração dos 11 blocos arrematados deve atingir mais de 100 municípios paranaenses da Região Oeste, que é uma importante região agrícola do estado.

Dificuldade

Baixo conhecimento geológico dos campos de folhelho preocupa especialista

A maior parte das informações que temos sobre o shale gas foi disseminada a partir da experiência dos Estados Unidos na exploração do combustível. Para Paulo Cesar Soares, geólogo e pesquisador da Universidade Federal do Paraná, algumas diferenças importantes separam o Brasil da realidade norte-americana na exploração do gás de folhelho.

“Sabe-se, por exemplo, que o Paraná é o estado com maior potencial para a exploração do shale gas, mas nosso nível de conhecimento geológico é muito precário em relação ao que eles [americanos] tinham quando começaram a explorar. Além disso, lá [nos EUA] existem milhares de perfurações do sistema de exploração de gás convencional. Aqui, partiremos praticamente do zero”, explica. Segundo Soares, a área de interesse para a exploração do shale gas no Paraná é justamente a que tem a menor quantidade de informações disponíveis. Não se sabe exatamente qual é a espessura dos folhelhos.

Matéria orgânica

Outro detalhe importante é que o teor de matéria orgânica presente nos folhelhos – que é importante para a formação do gás – é considerado baixo no Brasil. Entre 1% e 3% do volume da rocha são ocupados pelo gás na forma líquida. Nos EUA, o porcentual oscila entre 4% e 8%. “É uma diferença grande que pode ser muito significativa do ponto de vista da viabilidade econômica”, afirma Soares. Segundo ele, metade de toda a produção do poço ocorre nos primeiros dois anos de exploração. Depois, a produção cai e estabiliza.

6,9 trilhões de metros cúbicos é o tamanho estimado da reserva de gás de folhelho no Brasil, segundo estudo recente da Agência Internacional de Energia. O Brasil aparece entre os 10 países com as maiores reservas nacionais do gás não convencional.

Reserva

Profundidade minimiza riscos ambientais, mas amplia custo de exploração

Enquanto no Paraná os folhelhos encontram-se entre 3,5 mil e 4,5 mil metros, nos EUA, na fase inicial, havia produção a 200 metros, muito próxima da superfície e dos lençóis freáticos. Se a grande profundidade dos folhelhos para a exploração é um dificultador em relação ao custo – quanto mais profundo o poço, mais cara é a perfuração –, também é uma grande vantagem do ponto de vista ambiental.

“A uma profundidade dessas, o risco de ocorrer alguma contaminação no Aquífero Guarani é mínimo, eu diria até inexistente”, diz o geólogo Paulo Cesar Soares. Segundo ele, na região com potencial para o gás de folhelho no Paraná, o Aquífero Guarani está numa profundidade de 1,5 mil a 2 mil metros e a água é salina.

Para os ambientalistas, a questão é bastante delicada, pois uma possível contaminação do Aquífero Guarani afetaria não apenas o Brasil, mas também o Paraguai, Uruguai e Argentina. Para Zuleica Nycz, conselheira do Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama), uma série de incertezas precisa ser respondida. “Não há consenso nem mesmo sobre quem vai licenciar a exploração. Os estados ou a União?” Para ela, a fragilidade dos órgãos ambientais estaduais deixa claro que a resolução do fracking não pode ficar a cargo do Instituto Ambiental do Paraná.

Avaliação

Inclusão do shale gas no leilão foi precipitada, dizem especialistas

O governo federal se precipitou ao incluir o gás de folhelho na 12ª Rodada de Licitações da ANP, segundo especialistas. “Foi uma decisão mais política do que técnica. Talvez, uma forma de compensar as limitações do pré-sal, que é um investimento com retorno demorado”, afirma Paulo Cesar Soares, geólogo e pesquisador da UFPR. Na avaliação dele, uma decisão mais técnica exigiria que o próprio governo, por meio da ANP, aprofundasse os estudos sobre o volume de gás de folhelho disponível no Brasil e a sustentabilidade dos blocos ofertados. “Apesar dos estudos preliminares, não sabemos exatamente qual o potencial dos blocos de gás de folhelho”, acrescenta.

Na avaliação do advogado Cid Tomanik Pompeu Filho, especialista no mercado de óleo e gás, a questão crucial e que merecia maior aprofundamento é a viabilidade econômica. “O grande problema do Brasil hoje é o preço do gás. O shale gas, cuja exploração impõe sérias restrições, vai mesmo sair mais barato?” questiona. Para ele, o Congresso precisa discutir a criação de uma lei específica que regulamente a exploração desse gás. “Do ponto de vista ambiental, as leis existentes não contemplam a complexidade e os riscos dessa fonte de energia”, afirma.

Fonte: Gazeta do Povo 

Desafios brasileiros do gás de xisto

Muito se tem falado sobre as possibilidades de produção de gás não convencional (xisto) no Brasil, sem, contudo, avaliar-se as reais condições geológicas, ambientais, regulatórias e contratuais por entidades do governo. Chamo os futuros consumidores, agentes da indústria, e especialmente do Governo (não do Estado) à reflexão.

Emvista de artigos divulgados sobre a produção americana de gás não convencional e seu preço atrativo, é preciso esclarecer a diferença institucional entre os dois países. Enquanto, nos EUA, a propriedade do subsolo é do dono do solo, no Brasil, os recursos do subsolo são bens da União, e, portanto, públicos, conforme a Lei nº 9.478/97.Nomomento, a discussão sobre o modo de exploração e produção ganha mais notoriedade visto que a ANP disponibilizou um préedital solicitando sugestões para essa exploração inédita, sujeita a incontáveis imprevistos.

O Governo ainda não emitiu qualquer orientação sobre a exploração, seja sob a ótica ambiental ou técnica. Assim, aumentam os riscos a quem for explorar e produzir. E esse risco não é só do concessionário. No insucesso da licitação ou da inexecução do contrato de concessão: União, Estados e Municípios perdem, pois não recebem as respectivas participações (incluindo royalties), arrecadação de tributos e contribuições sociais, perde a indústria nacional, que não tem supridores e não desenvolve tecnologia, e finalmente perde a população, sem competição na oferta de gás natural.

Ao Poder Público também se aplica o princípio da precaução, pois o planejamento oe a condução da política energética são deveres (não poderes) do Governo Federal. Antes de incluir num certame licitatório a exploração de gás não convencional, seriam necessários estudos abrangentes de entidades científicas para depois discutir, em audiências públicas, os critérios para o licenciamento ambiental e a tecnologia mais adequada às características locais. Sem isso, as incertezas ambientais e técnicas, que resultam em imprevisibilidade econômico-financeira (custos não gerenciáveis), obscurecem e contaminam o edital e o contrato de concessão.

O Conselho Nacional de Política Energética — CNPE necessita ainda sugerir as diretrizes para exploração e produção de gás não convencional. Ressalta-se que o CNPE é formado por representantes dos Ministérios que deverão ser envolvidos: Meio Ambiente, Ciência e Tecnologia e Minas e Energia, para só depois a regulamentação da Presidência da República dispor sobre o assunto, e a ANP completar com a regulação, a minuta do edital e do contrato de concessão.

E, mais, deve ser no mínimo planejado o escoamento da futura produção de gás dos campos em terra, indicando as possibilidades que os agentes terão para vender o gás no mercado nacional, considerando a existência do consumidor livre, as questões com os gasodutos de escoamento, a inexistência de malha de transporte e as redes das distribuidoras estaduais responsáveis pela distribuição na forma canalizada. Adite-se a isso duas questões sem solução/regulação até agora: a troca técnica (swap) e a intenção declarada do MME de licitar térmicas próximas às reservas, sem que haja planejamento das linhas de transmissão para a conexão.

O efeito desse planejamento integrado é apresentar ao mercado um quadro institucional e legal completo em que o agente da indústria saiba com clareza as obrigações do contrato de concessão tendo previsibilidade das etapas, aceitando o campo do risco natural da atividade, que é a incerteza da reserva. Em suma, há a necessidade premente de harmonizar conhecimento científico e mercado para que toda a sociedade seja beneficiada, e o Governo também, por sua própria eficiência. Adite-se a isso a reflexões que advirão da análise do PL 6407/2013 que, recentemente tramita na Câmara dos Deputados.

O Governo ainda não emitiu qualquer orientação sobre a exploração do gás de xisto, seja sob a ótica ambiental ou técnica. Assim, aumentam os riscos a quem for explorar e produzir.

Autor: Maria D’Assunção Costa é advogada, sócia da Assunção Consultoria, doutora em Energia e autora do livro Comentários à Lei do Petróleo”.

Fonte: Brasil Econômico

Shale gas, a nova fronteira

Cálculos de pesquisadores dos Estados Unidos apontam que o Brasil pode ter reservas de até 7,35 trilhões de metros cúbicos desse tipo de gás.

Em todo o mundo a exploração do gás de xisto tem se tornado um ponto de preocupação e polémica, devido ao seu processo de obtenção do insumo, que é feito pelo fraturamento hidráulico (ou fracking) da rocha onde ele está depositado. Para fraturar essa rocha, as empresas injetam bilhões de litros d água misturados a produtos químicos. O problema está justamente na volta desses produtos ao solo, já que os danos podem ser imprevisíveis, podendo ocasionar até a contaminação de aquíferos.

Apesar dos riscos ambientais, o gás não convencional mostra-se bastante competitivo pelo lado econômico. Nos EUA, esse insumo chega a ser 80% mais barato que o gás natural brasileiro. De acordo com a Petrobras, o shale gas levou a uma redução do preço do gás natural no mercado norte-americano e o custo de produtos petroquímicos nos EUA.

A petrolífera brasileira aposta na viabilidade do gás de xisto. Tanto é que no início do ano foi aprovada pela empresa a criação do Programa

Onshore de Gás Natural (Pron-Gás), voltado para a exploração, produção e monetização do gás das bacias sedimentares em reservas convencionais e não convencionais.

O pesquisador do Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getúlio Vargas (FGV), Maurício Canedo, avalia que caso a aposta do gás de xisto se confirme nos Estados Unidos. será para eles o que a descoberta do pré-sal foi para o Brasil, já que eles também mudarão de patamar no que diz respeito à produção de gás natural. “E isso terá implicações para o mercado de petróleo. O pré-sal continuará sendo um bilhete premiado para nós, mas será menos relevante, já que outros eles terão encontrado outra maneira de suprir o gás”, analisou.

Porém, tudo dependerá da forma da confirmação do potencial e em conseguir explorar o insumo de maneira que o risco ambiental seja mais bem controlado. Canedo diz que o Brasil também tem potencial, mas sai com a desvantagem de não ter infraestrutura para escoar o gás. “Os EUA já se beneficiaram do gás natural, o que lhes permitirá dar um passo grande porque a malha de distribuição já existe”, completou.

Para a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), tanto no País quanto em outros países, com exceção dos EUA, ainda existe muito gás convencional a ser descoberto e a confirmação de depósitos do gás não convencionais ainda deve levar alguns anos para ocorrer. O mesmo deve ocorrer com a viabilidade da produção.

A agência brasileira explicou que os riscos da técnica de fraturamento hidráulico ainda não foram totalmente esclarecidos para o público em geral, mas confirma que o principal risco seria realmente a contaminação dos aquíferos próximos aos campos. •

O sócio-diretor da Gas Energy, Marco Tavares, aponta que a exploração do gás não convencional tem boas perspectivas para o Brasil. Caso se confirme o potencial que se espera desse tipo de insumo em território nacional, o Brasil pode triplicar o volume de gás que extrai, mesmo que seja uma parcela de 10% a 15% do volume previsto.

Tavares alertou contudo, que o País precisa desenvolver uma infraestrutura adequada.Tavares lembrou que o Brasil pouco explorou o potencial de petróleo e gás em terra, sendo mais aprimorada a extração offshore. Segundo ele, os EUA perfuram a cada ano 20 mil poços, enquanto que o Brasil, em toda sua história, promoveu a perfuração de aproximadamente 30 mil poços.

“Há uma cadeia de bens e serviços que precisa se desenvolver. As estimativas do shale gas são feitas com base nos tipos de rochas. Isso tudo se verificará na medida em que começar a perfurar e conhecer melhor a geologia”, disse.





Fonte: Jornal do Comércio – RJ

SHALE GAS - Exploração gás e petróleo devem ser reguladas por lei

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), através da Resolução do CNPE nº 6 de 25 de junho de 2003, autorizou a realização da 12ª Rodada de Licitações de Petróleo e de Gás Natural, com a oferta de 240 blocos, para a exploração e produção de gás natural a partir de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais.

O gás natural convencional é todo o hidrocarboneto que permanece em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído diretamente a partir de reservatórios petrolíferos ou gaseíferos.

De acordo com a literatura técnica, o gás natural não convencional (também chamado de: “shale gas”, gás de xisto, gás de folhelho, entre outros) é todo hidrocarboneto mantido em estado gasoso nas condições atmosféricas normais, extraído de folhelhos gasíferos e de formações com baixíssima porosidade.

No método convencional, a extração do gás natural ...  Continua... site CONJUR

Produção de gás dos EUA e falta de refinarias podem deixar Brasil com produção ‘encalhada’

Risco é haver queda na venda de combustíveis para americanos e alta na importação de gasolina

BRASÍLIA O sucesso do gás não convencional americano (conhecido como “shale gas”) e o atraso na construção de refinarias brasileiras poderão fazer com que o Brasil fique com petróleo e gás “encalhados”, sendo forçado a exportá-los a preços menores para mercados alternativos. A situação é um forte alerta negativo para a balança comercial, uma vez que a importação de derivados mais caros só tende a subir.

Por um lado, o governo já trabalha com um cenário em que os EUA reduzirão drasticamente as compras do Brasil nesse segmento, tendência já indicada nos primeiros meses deste ano. Por outro, a perspectiva de expansão de 5% ao ano do consumo de combustíveis para automóveis prevista para até 2022 indica que o país ficará cada vez mais dependente das importações, já que não há previsão de expansão da produção de gasolina nacional.

Segundo projeção do Ministério de Minas e Energia (MME), a importação de gasolina deve quadruplicar em volume no período. O próprio MME indica que, de janeiro a maio, o uso da capacidade instalada das refinarias nacionais chegou a 98,5% e encostou no teto pela primeira vez desde 2008, início da base de dados.

Nos primeiros cinco meses deste ano, as exportações de petróleo e derivados do Brasil para os EUA — que respondem por 20% das exportações — despencaram em volume. Caíram 56,7%, ante o mesmo período de 2012. Enquanto isso, as importações daquele país cresceram 27,53% no período, segundo dados oficiais. A projeção do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE) é de que, no fim deste ano, o déficit do setor chegue a US$ 18,4 bilhões (ante US$ 5,4 bilhões no ano passado). Esse cenário é agravado pela alta do dólar, que eleva o custo das importações brasileiras de derivados, como gasolina.

José Augusto de Castro, presidente da Associação do Comércio Exterior do Brasil (AEB), destacou que o déficit de US$ 2,9 bilhões no resultado da balança comercial este ano, até a primeira semana de julho, foi puxado pelo setor de petróleo e derivados. Ele prevê que, nos próximos três anos, os EUA passem de importadores a exportadores de petróleo, devido ao “shale gas”. Com isso, a demanda no mercado mundial será reduzida e há grande risco de os preços recuarem, disse Castro

Diante desse cenário, a propagada da autossuficiência brasileira no setor de petróleo — que considera apenas o volume de barris importados e exportados — fica esvaziada. Sem refinarias em número suficiente, o Brasil continua dependente de exportações para dar vazão à produção que já saturou a capacidade das refinarias, e de importações para trazer para cá derivados que não consegue produzir, sobretudo a gasolina.

— Hoje, o que determina a política no setor de energia é muito mais a questão econômica, como a inflação, e aprópria politização do setor, que é utilizado para agradar políticos — afirmou Adriano Pires.

O MME reconheceu, por meio de nota, que o nível de uso das refinarias é alto e que o parque nacional não dá conta da nossa produção, mas considera que o “nível de utilização da capacidade instalada é fruto do aumento expressivo da demanda por combustíveis derivados do petróleo, graças à expansão do consumo doméstico no país nos últimos anos recentes”. “Não há risco de desabastecimento do mercado de combustíveis no Brasil. As capacidades das refinarias que estão em processo de ampliação resultarão em um aumento de cerca de 100 mil barris por dia (5% da capacidade atual)”.

fonte: http://glo.bo/1akovzA

Brazil to require shale probes as part of onshore gas licensing round

London (Platts)--9Jul2013/244 pm EDT/1844 GMT

Brazil will require oil and gas companies to test the shale gas potential at a number of onshore exploration blocks that it is offering as part of its 12th licensing round, the country's energy regulator said Tuesday.

Brazil's 12th Bidding Round at the end of October will offer onshore sedimentary basins of Parana, Parecis, Parnaiba, Reconcavo, Acre and Sao Francisco, which Brazil's National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) believes hold significant reserves of both conventional and unconventional gas.

While the focus of exploration will likely be for conventional gas deposits, the government is keen to start evaluating the shale gas potential of the blocks, ANP head Magda Chambriard said.

Winning bidders in the round will be required to drill into shale source rocks in some of the basins as part of work commitments on the acreage Chambriard said. The well results must then be submitted to ANP for review.

"If the analysis is good then they can go ahead and develop the shale, if it's not, we will [at least] have good information of the shale potential," Chambriard told reporters in London.

Brazil, which produces more than 80% of its power from hydroelectric dams, is looking to generate more from gas-fired plants to avoid outages during droughts and to produce more gas domestically to cut its dependency on imports of LNG.

The final list of blocks for the 12th round has yet to be announced, but more 250 blocks will be offered, covering an area of 168,348 sq km, according to local reports.

Brazil has surveyed several prospective shale basins, with four included in the 12th round -- Parnaiba, Parecis, Reconcavo and Sao Francisco -- expected to hold a combined 288 Tcf of potential shale gas, Chambriard told an investor briefing in London.

The US Energy Information Administration has also estimated that Brazil's Parana basin holds a further 226 Tcf of technically recoverable reserves.

Chambriard said the estimates represent only preliminary figures based on an analogue model of rocks found in the US's prolific Barnet Shale play.

--Robert Perkins, robert.perkins@platts.com  
--Edited by Derek Sands, derek.sands@platts.com

Exploração de gás de xisto nos Estados Unidos inicia revolução energética

Exportação a preços competitivos deve mudar cenário global de energia

Denise Chrispim Marin - ENVIADA ESPECIAL / PITTSBURGH

Em apenas quatro anos, a exploração de gás de xisto nos Estados Unidos iniciou uma revolução energética capaz de alterar o cenário econômico do país. A atração de investimentos produtivos, antes vista como impossível, tornou-se inevitável, assim como a autossuficiência em fontes de energia. Com ou sem cota - tema polêmico e ainda não definido -, os EUA estarão em poucos anos exportando gás natural em volume suficiente para mudar o panorama mundial.

VEJA TAMBÉM

• Ambientalistas veem risco na extração do gás de xisto
• Braskem descarta importação e agora aposta no Brasil

A reserva americana de gás de xisto é estimada em 2,7 trilhões de metros cúbicos, nos cálculos da Administração de Informação sobre Energia (EIA) de dezembro de 2010. É suficiente para abastecer o mercado por mais de 100 anos. Mas pode ser maior. A extração começou há poucos anos, está em constante avanço tecnológico e contribuiu para a produção de 27,4 quatrilhões de BTUs (British Thermal Unit, unidade de energia para medir quantidades de gás) no ano passado.

Tamanha oferta de gás de xisto, a custos relativamente baixos de produção, permite a venda do gás natural americano a US$ 4 por milhão de BTUs - o menor preço do mercado mundial. Em 2020, serão 31,3 quatrilhões de BTUs - 14% mais, nas previsões da EIA. Atualmente, essa nova fonte responde por 34% do total de gás natural extraído no país.

O McKinsey Global Institute inclui o gás de xisto entre os cinco setores capazes de mudar a economia americana. Entre 2007 e 2012, essa extração aumentou, em média, 50% ao ano. A consultoria estima que, até 2020, o gás vai adicionar de 2% a 4% ao Produto Interno Bruto (PIB) anual dos EUA - algo entre US$ 380 bilhões e US$ 690 bilhões - e gerar 1,7 milhão de empregos diretos, especialmente para trabalhadores com nível superior de escolaridade.

O setor vai trazer consigo potencial para revitalizar o setor energético, atrair investimento de indústrias intensivas em energia e impulsionar a economia. Entre US$ 55 bilhões e US$ 85 bilhões deverão ser adicionados ao PIB industrial americano até 2020, em investimentos de companhias petroquímicas, de fertilizantes, siderúrgicas, de vidro e outras. Espera-se o renascimento da indústria manufatureira do país.

No PIB do conjunto dos setores de construção, transportes, serviços e comércio, entre US$ 210 bilhões e US$ 380 bilhões serão agregados. Mais US$ 1,4 trilhão deverá ser investido em curto prazo em infraestrutura e gasodutos, com geração de 1,6 milhão de postos temporários de trabalho. Esse boom deverá se estender por quase todo o país, dado o fato de as 48 reservas de gás de xisto estarem em 28 Estados americanos. Desse conjunto, 26 reservas estão em exploração. Somente na formação geológica de Marcellus, que abrange a Pensilvânia, Nova York, Ohio e Virgínia Ocidental, há de 5 mil a 6 mil poços em operação.

"Nos últimos cinco anos de recessão, essa foi a atividade que salvou vários Estados", afirmou Christopher Guith, vice-presidente do Institute for 21st Century Energy, da US Chamber of Commerce. "O gás de xisto vai mudar o panorama mundial, assim como a Apple e a Microsoft estão fazendo nos últimos anos, porque vai tocar em toda a economia e na vida das pessoas", disse. "O que queremos é fazer com que essa mudança se torne ainda mais positiva", completou Guith.

As entidades de empresas produtoras de gás de xisto ambicionam deslocar o carvão como fonte - altamente poluidora - de energia elétrica no país. Hoje, 50% da eletricidade é gerada em térmicas a carvão. Mas o lobby político desse setor no Congresso não permitirá a fácil conquista desse mercado. O gás de xisto já vem substituindo o diesel em ônibus e caminhões, apesar de poucos postos terem o combustível.

O preço atual de venda de gás natural, de US$ 4 por milhão de BTUs, é imbatível. A Rússia escoa gás natural para a Alemanha a US$ 11,36. Na Indonésia, custa US$ 17,72. No Brasil, cerca de US$ 18. Os produtores estimam que, ao atingir um volume substancial, o preço rondará US$ 6 por milhão de BTU em dez anos. A Europa, atual consumidora de carvão americano, está ansiosa por essa fonte limpa e barata. O Japão, especialmente depois da tragédia de Fukujima, está ainda mais desejoso.

Há muito a ser feito antes da corrida aos mercados externos. Cinco projetos de instalação de usinas para transformar o gás em GNL estão em estudos. Dos quatro terminais portuários de gás na Costa Leste, todos voltados à importação, três deles estão fechados. O de Boston opera, mas precisa ser convertido para a exportação. Há apenas um terminal de exportação em funcionamento no país, no Alasca, que escoa volume limitado de gás para o Japão. O gargalo físico é um desafio. Mas não tão difícil de ser superado quanto a resistência do governo Barack Obama.

A Casa Branca é reconhecida como adversária pelos setores de energia fóssil dos EUA. Mesmo assim, os produtores acreditam ser possível dobrá-la com um argumento sensível: o potencial de geração de empregos. Segundo David Wochner, especialista da consultoria K&L Gates, o governo americano está neste momento preocupado em adequar oferta e preço, no mercado interno, antes de facilitar a exportação. Não quer se ver diante do risco de escalada do preço do gás no país. Sem a dimensão mais precisa das reservas, a equação pode demorar a surgir.

Novo mercado preocupa empresas brasileiras

A produção de gás de xisto nos Estados Unidos e seu baixo preço de venda deixou em suspenso projetos de companhias brasileiras. Para a Coalizão das Indústrias Brasileiras (BIC, na sigla em inglês), a possibilidade de fuga de investimentos produtivos do Brasil para os EUA é tão real quanto o risco de o etanol ser substituído pelo gás natural como combustível de transição.

A Odebrecht avalia os riscos na construção de hidrelétricas na América Central. Empresas comercializadoras estudam a lógica desse novo mercado, cientes dos riscos aos negócios em curso, e geradoras de energia temem a repetição, no Brasil, dos erros e da desorganização inicial da produção nos EUA. O País têm reservas estimadas em 6,9 trilhões de metros cúbicos, em especial no Vale do Rio São Francisco, onde mais de 30 poços estão sendo pesquisados.

"O gás de xisto está revolucionando o mercado de energia e a produção nos Estados Unidos, com reflexos sérios para o Brasil", diz Célia Feldpausch, diretora executiva da BIC, e organizadora de duas missões de executivos brasileiros, em Pittsburgh, sobre o gás de xisto.

Khary Cauthen, diretor do Instituto Americano do Petróleo (API), lembra que o etanol era uma "vaca sagrada" nos EUA há dez anos. O setor produtor teve seus créditos tributários facilmente derrubados no ano passado pelo Congresso, antes defensor arraigado desses subsídios. O álcool tende a ser substituído pelo gás natural na mistura obrigatória à gasolina, em longo prazo. 

No Brasil, dois leilões de áreas de gás natural estão programados para outubro e novembro. A Petrobrás monopoliza o transporte e a comercialização. O mercado aberto impera nos EUA desde a exploração - os locais são alugados pelo proprietário da terra - até a venda aos setores usuários do gás natural. A rede de gasodutos tem 38 mil quilômetros.

A REPÓRTER VIAJOU A CONVITE DA COALIZÃO DAS INDÚSTRIAS BRASILEIRAS (BIC), INTEGRANDO A MISSÃO DE EMPRESAS DO BRASIL A WASHINGTON E PITTSBURGH

fonte:  http://economia.estadao.com.br/noticias/economia-geral,exploracao-de-gas-de-xisto-nos-estados-unidos-inicia-revolucao-energetica,160917,0.htm

Reaquecimento da economia dos EUA preocupa o Brasil, diz Pimentel

O ministro do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior, Fernando Pimentel, afirmou nesta quinta-feira (04), que o retomada da indústria americana, que está crescendo graças a exploração do gás xisto, é um dado negativo para o País porque a economia brasileira tem um perfil semelhante a dos Estados Unidos.

"Os EUA conseguiram relançar sua indústria usando energia com custo mais barato. Na verdade o custo da produção balizada na exploração do gás xisto é um quinto menor do que a matriz elétrica. O Brasil tem muito gás xisto, mas não explora comercialmente", disse.

Para ele, os americanos estavam com a indústria parada, mas agora vivem uma retomada que, de fato,  é preocupante porque a economia brasileira tem características que a torna um competidor direto dos americanos.

"Eles estão adotando uma política forte para repatriar os empregos. Esse é um cenário que nos preocupa. A China, por exemplo, tem uma perfil econômico complementar ao do Brasil. Já os EUA tem um perfil semelhante, com grandes recursos minerais, agrícolas e uma indústria sólida. Mas os EUA estão na nossa frente porque eles tem investimentos em desenvolvimento, pesquisa, ciência e tecnologia, muito superior ao nosso" relatou.

Para Pimentel o melhor caminho não será combater a economia americana, mas sim se associar ao desenvolvimento tecnológico dos EUA: "Temos que estar cada vez mais associados ao progresso tecnológico dos EUA, se formos enfrentá-los começaremos uma guerra que, ao meu ver, não tem uma saída positiva para nós. Temos que superar com habilidade, não com um enfrentamento direto. Fechar nossa economia  seria um retrocesso".

Riscos ambientais do xisto

Falando sobre os danos ambientais do uso do gás xisto como matriz energética, o ministro comento que não existem uma avaliação precisa: "O tema é muito controverso, existem alguns estudos preliminares que mostram que a exploração do gás pode gerar danos permanentes e irreversíveis aos lençóis freáticos".

Pimentel reforçou inúmeras vezes que os danos ambientais são dados relevantes. "Se o mundo caminhar para exploração do xisto como uma nova matriz energética o impacto tem que ser avaliado com cuidado", reforçou.

Ele lembrou também que os EUA tem uma rede antiga de gasodutos implementada, já o Brasil teria que fazer grandes investimentos em neste sentido para explorar esta matriz energética comercialmente.

fonte:http://www.eleconomistaamerica.com.br/economia-eAm-brasil/noticias/4967830/07/13/Reaquecimento-da-economia-dos-EUA-preocupa-Brasil-diz-Pimentel.html

Gás de xisto americano reduz custo de energia de empresas no México

Autor(es): Por Ed Crooks | Financial Times, de Nova York
Valor Econômico - 02/07/2013

O boom do gás de xisto nos Estados Unidos está se consolidando como uma importante vantagem competitiva para a indústria de transformação... mexicana.

As exportações de gás natural dos EUA para o México atingiram um recorde nos últimos 12 meses, ajudando a manter baixos os custos de energia no país, num período em que sua indústria vem crescendo rapidamente.

Novos gasodutos previstos, que permitirão um crescimento mais rápido de importações originadas dos EUA, fortalecerão e assegurarão esse trunfo, ajudando o México a gozar de uma vantagem competitiva em relação a outras economias emergentes enquanto a produção americana de xisto permanecer vigorosa.

Os custos trabalhistas na indústria chinesa ultrapassaram os mexicanos, no ano passado, devido às altas taxas de inflação salarial - e os custos de energia na China também são bem maiores.

A produção industrial mexicana veio caindo, neste ano, mas seus custos mais baixos e a proximidade em relação aos EUA - que reduz os custos de transporte e melhora a flexibilidade - devem tornar o país cada vez mais competitivo como local de produção, dizem analistas.

Diversas companhias, como as fabricantes de automóveis japonesas Honda e Nissan e a americana General Motors, anunciaram recentemente novos investimentos no México.

Hal Sirkin, da consultoria BCG, espera ainda mais: "Podemos não ter ainda realmente detectado [o que está acontecendo] nos dados de investimentos, mas o México está sendo discutido nos conselhos de administração das empresas, e o país está parecendo atraente".

As exportações de gás dos Estados Unidos para o México cresceram 19%, para 620 bilhões de pés cúbicos, no último ano, atendendo cerca de 20% da demanda. A produção nacional está em declínio devido à falta de investimentos pela Pemex, a companhia petrolífera nacional.

Nesse ritmo, os dutos dos EUA para o México estavam repletos, obrigando o governo a importar gás natural liquefeito caro, que custa mais de quatro vezes mais do que o gás americano, a cerca de US$ 3,60 por milhão de unidades térmicas britânicas.

O México planeja mais que dobrar sua capacidade de importação dos EUA com o projeto do gasoduto Ramones, sua maior obra de infraestrutura no setor de energia em 40 anos. A primeira fase está prevista para entrar em operação no próximo ano.

FONTE: https://conteudoclippingmp.planejamento.gov.br/cadastros/noticias/2013/7/2/gas-de-xisto-americano-reduz-custo-de-energia-de-empresas-no-mexico

Análise: É preciso mais velocidade para atrair investimentos e enfrentar concorrência

A indústria química faturou US$ 172 bilhões em 2012, resultado quase 8,5% maior que o de 2011 -uma elasticidade sobre o PIB bem superior a de muitas indústrias.

E esse avanço não se deu apenas no ano passado. No período de 2003 a 2012, o setor teve crescimento próximo a 16%. Não apenas o mercado se expandiu forte, o deficit também -exponencialmente. No ano passado o deficit foi de US$ 28,1 bilhões.

Pode-se chegar à conclusão de que grande parte da expansão da indústria química se deu (e se dá) pelo aumento exponencial das importações.