Offshore da África Oriental, nova fronteira do petróleo e gás natural

Por muitos anos, as águas do Atlântico próximas ao litoral da África estiveram no centro das atividades offshore, especialmente a região conhecida como Golfo da Guiné, e seu prolongamento em direção ao Sul. Dois países se destacam pelo volume dos trabalhos, a Nigéria, com produção concentrada no delta do rio Niger, e Angola, cujo litoral norte, ao largo de Cabinda, já muito produtivo, parece agora guardar semelhanças com o pré-sal brasileiro. Outros países contribuem com menores volumes para o “boom” da África Ocidental em petróleo e gás natural, como a Guiné Equatorial, S.Tomé e Príncipe e até a longínqua Namíbia. Mesmo regiões distanciadas do epicentro petrolífero, como Serra Leoa, parecem conter hidrocarbonetos em suas plataformas marítimas.

Embora não haja indicações de que o esforço de prospecção e exploração no litoral atlântico da África será reduzido, os observadores das atividades offshore mundiais têm, a partir de 2010, um novo foco – a África Oriental banhada pelo Índico, até então menos conhecida geologicamente e pouco visada pelos grandes “players” internacionais. As notícias se sucedem em rápida sequência, já extrapolando a mídia especializada, como o recente artigo da “The Economist” (07/04/12). Algumas das mais impactantes, já divulgadas pelo GasNet, estão resumidas abaixo.

• A italiana ENI teve em outubro/11 seu primeiro grande sucesso nas águas de Moçambique. Na área conhecida como Mamba, a 45km da costa, foi feita a primeira descoberta (Mamba Sul), logo seguida, em fevereiro/12, por Mamba Norte, permitindo avaliações de que o conjunto deve ter um total de 1,4 trilhões de m³ (50 tcf). O teste inicial de produção mostrou um gás de alta qualidade, gerando expectativa de que cada poço perfurado possa produzir até 4 milhões de m³/dia. A ENI, operadora e controladora do empreendimento com 70%, tem como sócias a Galp, Kogas e ENH, cada uma com 10% (PennEnergy, OGJ, fevereiro/12)

• Também no offshore de Moçambique, a americana Anadarko vem colecionando sucessos. Suas descobertas nos campos de Lagosta, Camarão e Barquetina já levaram o total de gás recuperável a, no mínimo, 850 bilhões de m³ (30tcf), podendo chegar aos 1,4 trilhões da ENI (50 tcf). Um teste recente atingiu a vazão de 2,8 milhões de m³/dia, gás e reservatório de alta qualidade, animando a empresa a projetar um grande desenvolvimento de GNL. A Anadarko detém 36,5% do empreendimento, em sociedade com a Mitsui, BP e companhias locais (PennEnergy, OGJ, fevereiro e março/12)

• No litoral da Tanzânia, o consórcio formado pela Statoil (65%) e ExxonMobil (35%) encontrou em fevereiro último um grande reservatório de gás, com excelentes características de porosidade e permeabilidade, e volume inicialmente avaliado em 142 bilhões de m³ (5 tcf). A estatal TPDC (Tanzania Petroleum Development Corp) terá direito a 10% das ações de uma eventual empresa exploradora das reservas (OGJ, fevereiro/12)

• A maior economia da região, o Quênia, ainda não encontrou gás ou petróleo offshore, mas anunciou recentemente um leilão de 18 blocos marítimos, aparentemente despertando interesse entre os eventuais produtores (PennEnergy Perspectives Petro, março/12). Note-se que, em 26 de março/12, este país divulgou uma grande descoberta onshore de petróleo feita por uma empresa inglesa, junto à fronteira da Etiópia (The Economist, abril/12)

Como vem ocorrendo em outros locais onde é intensa a atividade em petróleo e gás, as sucessivas descobertas de hidrocarbonetos na África Oriental já evidenciaram a falta de condições locais para convertê-las em produção e benefícios aos habitantes da região, a maioria dos quais se enquadra entre os mais carentes do planeta. Falta pessoal especializado, ou até sem especialização, equipamentos, pontos de apoio e, como enfatizam as publicações, legislação e instituições governamentais capazes de conduzir a bom termo os enormes investimentos requeridos. Entretanto, com base no que ocorreu em uma década de desenvolvimento desta atividade no Atlântico africano, as projeções mais abalizadas apontam o Índico do continente como uma nova e viável fronteira petrolífera – e o gás natural segue em sua surpreendente trajetória de expansão.

Luis Olavo Dantas

Serviço de aceleração em nuvem chega ao Brasil

A empresa de soluções de rede em nuvem, Aryaka, inicia neste final de abril suas atividades no País. O objetivo é oferecer maior velocidade de transferências de dados para empresas que tenham a necessidade de se comunicar com escritórios em diferentes lugares do mundo.

A diminuição do tempo de transferência de programas CAM é uma das aplicações da estrutura WAN disponibilizada pela empresa. "Nós não utilizamos a internet para transferências de dados. Levamos dois anos para montar a nossa rede, iniciada em 2008 e lançamos a empresa em 2010", explica a vice-presidente de vendas e marketing da empresa, Sonal Puri. Um exemplo foi a diminuição de 17 para três minutos em transferências de projetos CAM entre os escritórios dos Estados Unidos e India da Amstrong, fornece soluções para sistemas hidropneumáticos. "Os engenheiros fazem downloads de arquivos pesados e fazer as mudanças exigidas em menos de cinco minutos e o tempo", declarou a diretora global de TI da empresa, Joe Letizia. Com a troca dos links MPLS para a Aryaka, a economia mensal com internet é de US$ 2000 por mês.

O Brasil é um mercado importante para a empresa, o "centro de gravidade para as empresas que querem fazer negócios na América Latina", nas palavras do fundador e CEO da empresa, Ajit Gupta. A entrada da empresa no país, além do interesse na expansão do mercado local, faz parte da parceria com a Amazon para a expansão de Pontos de presença no mundo (POP, sigla em inglês). A empresa não revelou o valor do investimento da instalação do POP em São Paulo. 

No Brasil, o serviços da Aryaka serão representados pela Vantix, especializada em integrar serviços de computação em nuvem. As negociações entre as duas empresas iniciaram no segundo semestre do ano passado e o interesse veio, de acordo com o diretor da empresa brasileira, Fabrizio Alves no modelo de serviço da Aryaka. "Esta empresa é a única com possibilidade de aceleração WAN em nuvem e com o conceito de venda baseado na prestação de um serviço", explica Alves. A filosofia é a mesma adotada pelo serviço em nuvem da Amazon. O pagamento é feito com base no uso, sem a necessidade de gastos adiantados e despesas de capital. Você não incorre em custos de manutenção, pois o hardware é mantido e atendido Isso significa que as empresas pagarão apenas pelo tempo de uso, sem a necessidade de aquisição de um Datacenter.

Fonte: CIMM

Mangels vive momento emergencial

A Mangels, maior fornecedora de rodas de liga leve de alumínio para montadoras instaladas no país, está vivendo um "momento emergencial de reversão de resultados". Depois de amargar prejuízo líquido de R$ 32,6 milhões em 2011, ano em que as finanças da companhia foram duramente afetadas por eventos tão diversos quanto um terremoto no Japão, enchentes na Tailândia e a forte retração no consumo nacional de produtos siderúrgicos no segundo semestre, a Mangels apertou ainda mais o cinto e seguirá cortando investimentos. De R$ 50,6 milhões aportados na operação em 2010, o orçamento caiu a R$ 37,9 milhões no ano passado e mostrará nova baixa em 2012, de cerca de 40%, de acordo com o presidente e controlador da companhia, Robert Max Mangels. Filho e sobrinho dos fundadores da companhia, que tem quatro diferentes áreas de negócios, Bob, como é mais conhecido, admite que os resultados ao longo dos últimos anos não têm sido satisfatórios. "Ao longo dos anos, venho insatisfeito com os resultados da empresa. Estão abaixo do ideal", afirma. "Desde 2008, iniciamos mudanças na empresa e agora entramos em uma nova fase de ajuste". Naquele ano, foram implementadas mudanças no conselho administrativo da companhia e, pouco mais adiante, a Mangels começou a falar em planos de internacionalização. A intenção de ter uma fábrica no México acabou adiada - embora ainda permaneça no radar -, mas a companhia estabeleceu como meta chegar a 2015 com o dobro do tamanho que tinha em 2010. No ano passado, ainda com os resultados abaixo do que é considerado ideal, a Mangels demitiu mais de 400 funcionários, eliminou do portfólio produtos com baixa rentabilidade, ajustou a capacidade produtiva e contratou um novo diretor de Finanças, John Sam Koutras. No começo deste ano, a companhia anunciou a chegada do executivo Ivan Sartori Filho à diretoria de operações, com o objetivo de restabelecer as margens operacionais. Conforme Bob, a meta para 2015 está mantida, mas serão necessários novos esforços de reestruturação para que seja atingida. Na primeira fase da nova rodada de reestruturação, já em curso, a companhia estava focada em resultados, via aumento de receitas e redução de custos. Daí o corte significativo nos investimentos. "Vamos, dessa forma, garantir melhor posição de caixa e ocupação da capacidade já existente", explica. Num segundo momento, entre o fim de 2012 e o início de 2013, a companhia voltará seus esforços à melhoria de processos e produtividade. Entre 2013 e 2014, quando deve se encerrar essa etapa, a Mangels voltará a se concentrar em estratégias de crescimento e planos de internacionalização. "2012 ainda será um ano mais difícil, mas vamos buscar o aumento de nossas exportações de US$ 18 milhões (no ano passado) para mais de US$ 25 milhões e a melhora de nosso faturamento", afirma. No ano passado, a receita líquida da Mangels totalizou R$ 722,9 milhões, uma queda de 7,7% ante o registrado em 2010. Na mesma base de comparação, o lucro operacional da companhia recuou 94,6%, para R$ 2,8 milhões. Pesaram sobre os resultados da companhia, além de fatores operacionais, encargos de R$ 10 milhões referentes à dispensa de funcionários, despesas financeiras relativas à variação cambial e o estorno de R$ 10,2 milhões referentes a crédito de IPI, que foram reconhecidos no resultado de 2010. Operacionalmente, o negócio de rodas, um dos dois maiores da companhia, foi prejudicado pelo terremoto no Japão e enchentes na Tailândia - que afetaram o nível de produção de montadoras que compram rodas da Mangels - e pela fraca evolução da produção de automóveis no Brasil. No segmento de aços, também relevante para o resultado consolidado da companhia, a queda de 4,2% no consumo nacional de produtos siderúrgicos teve impacto direto. A divisão de cilindros de GLP não favoreceu o resultado consolidado, uma vez que as distribuidoras de gás "ainda não atingiram ritmo normal de compras de botijões novos". "Estamos fortemente engajados na mudança de cultura da companhia, passando de resultados fracos para alto desempenho", reitera o presidente.

Fonte: Valor Econômico

BNDES projeta R$ 597 bilhões para a indústria em três anos

O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) divulgou ontem que a perspectiva de investimento para a indústria no período 2012-2015 é de R$ 597 bilhões. Os setores em que os recursos serão aportados são de petróleo e gás, extrativa mineral, têxtil e confecção, papel e celulose, química, siderurgia, eletroeletrônica, automotivo, indústria aeronáutica e Complexo Industrial e Saúde (CIS). Durante a coletiva de imprensa para a divulgação do total de desembolsos do primeiro trimestre do ano, o presidente da instituição, Luciano Coutinho, afirmou que "estamos antevendo uma recuperação dos planos de investimento na indústria e uma firme continuidade nos investimentos em infraestrutura". O volume é superior ao investimento estimado pelo banco no período 2007-2010, de R$ 461 bilhões. O setor de petróleo e gás vai puxar os aportes com R$ 354 bilhões de crédito, contra R$ 238 bilhões entre 2007 e 2010. Setores de extrativismo mineral (R$ 58 bilhões) e automotivo (R$ 56 bilhões) virão em seguida na lista de maiores investimentos, segundo o BNDES. O total de desembolsos nos primeiros três meses de 2012 atingiu R$ 24,5 bilhões no primeiro trimestre deste ano, o que representa um recuou de 2% na comparação com o mesmo período do ano passado, já que de janeiro a março de 2011, o banco liberou R$ 24,9 bilhões. Apenas no mês de março o BNDES liberou R$ 9,320 bilhões. No acumulado de 12 meses foram R$ 138,494 bilhões desembolsados.  

As aprovações chegaram a R$ 25,458 bilhões no trimestre, montante que representa uma queda de 34% sobre igual período de 2012. Já as consultas somaram R$ 55,712 bilhões, uma alta de 37% em relação ao primeiro trimestre de 2011. Para a professora da Escola Superior de Propaganda e Marketing (ESPM), Cristina Helena Pinto de Mello "a queda pode sugerir uma retração de expectativas e um receio do empresariado de fazer novos investimentos".  

Apesar da baixa, a instituição divulgou que "as consultas e os enquadramentos de projetos no Banco cresceram significativamente. No período o BNDES recebeu consultas de um total de R$ 55,7 bilhões, com expansão de 37% na comparação com o primeiro trimestre do ano passado. Também os enquadramentos de projetos, de R$ 48,3 bilhões, aumentaram 28%". Sobre o aumento da consulta o presidente do banco disse que "estamos em um processo de superação das expectativas menos otimistas em relação à economia brasileira", disse. Os números relativos ao primeiro trimestre, segundo sua avaliação, ainda não refletem, no entanto, a segunda rodada do Plano Brasil Maior, lançado pelo governo federal para dar mais competitividade ao País.  

Coutinho afirmou que o Brasil Maior deve reforçar a tendência de retomada dos planos de investimento no futuro. Para ele, o resultado dos desembolsos, ainda reflete um momento anterior. A professora da ESPM discorda da visão do presidente de que um aumento do número de consultas pode significar uma superação do pessimismo econômico, "é difícil de saber em que medida essas consultadas resultam efetivamente em tomadores de crédito", completou ela.  

A indústria recebeu R$ 6,360 bilhões do banco no período, que representam uma participação de 26% do total liberado pelo BNDES. O setor de infraestrutura recebeu um total de R$ 9,949 bilhões, fatia de 41% dos financiamentos do banco. O crédito para o setor de Comércio e Serviços somou R$ 5,958 bilhões, a Agropecuária recebeu R$ 2,220 bilhões.  

A instituição não tem planos de reduzir a Taxa de Juros de Longo Prazo (TJLP), mesmo com as últimas quedas na taxa básica de juros (Selic). A TJLP está em 6% desde julho de 2009. O presidente disse que a instituição só voltará a avaliar uma redução da TJLP quando a inflação cair abaixo de 4% ao ano.  

Acumulado do ano

Coutinho reafirmou que o volume de recursos liberados neste ano deverá ficar entre R$ 145 bilhões e R$ 150 bilhões. Para ele, o total de financiamentos previsto dependerá da velocidade com que as medidas de estímulo promovidas pelo governo surtirão efeito sobre o investimento.  

"Se esse investimento for retomado mais cedo estaremos mais perto dos R$ 150 bilhões".  

Segundo o presidente, os setores de óleo e gás, infraestrutura e construção civil devem puxar a recuperação do investimento. "Mas o determinante será o programa de estímulos ao investimento", completou ele.  

Os setores de energia e logística deverão ficar com R$ 24,5 bilhões, na estimativa do superintendente de Infraestrutura e Insumos Básicos do banco, Nelson Siffert. Para 2013, a estimativa do BNDES é de R$ 31 bilhões para os dois setores, volume que representa uma alta de 26% sobre a previsão para 2012.  

Segundo o presidente, as políticas públicas terão papel fundamental na recuperação de investimentos de setores-chave como petróleo e gás, energia, infraestrutura e construção. Ele afirmou ainda, que "faremos o possível para alcançar um crescimento de 4% do Produto Interno Bruto [PIB], puxado pelo investimento".

Fonte: DCI

Odebrecht pretende antecipar eólicas

A Odebrecht Energia espera obter até meados do ano a licença ambiental de instalação para quatro parques eólicos no Rio Grande do Sul, num total de 108 MW de capacidade instalada. Com investimentos de R$ 400 milhões, os projetos Corredor do Senandes II, III e IV e Vento Aragano I deverão entrar em operação em janeiro de 2014, seis meses antes do previsto no contrato arrematado em leilão realizado em 2011, o que permitirá à empresa aumentar a receita prevista dos empreendimentos. As usinas venderam 50,5 MW médios, por R$ 99,50 megawatt-hora.

A Odebrecht anunciou ontem a assinatura de um contrato, no valor aproximado de R$ 300 milhões, com a Alstom para a compra de 40 aerogeradores para os quatro parques. Os equipamentos serão montados na fábrica recém-construída pela companhia francesa em Camaçari, na Bahia, com investimentos de R$ 50 milhões.

De acordo com o diretor de geração da Odebrecht Energia, Fernando Chein, a empresa pretende incluir 16 usinas eólicas, num total de 365 MW de potência, nos próximos leilões de energia A-3, em 28 de junho, e A-5, em 16 de agosto.

Animada com o mercado brasileiro, a Alstom espera obter encomendas de até 600 MW para entrega de aerogeradores até o fim do ano. A meta poderá ser alcançada dobrando o turno na fábrica de Camaçari, com capacidade de 300 MW/ano. Segundo o vice-presidente de Power Renewable e P ower Thermal da Alstom, Marcos Costa, o aumento da produção vai depender da demanda brasileira. 

"Estaremos preparados, se houver esse crescimento de mercado, para crescer esses 300 MW e podermos chegar a 500 MW ou 600 MW", afirmou o executivo. Ele informou que espera fechar ainda neste ano contrato para o fornecimento de aerogeradores para parques em outros países da América do Sul. "Temos várias oportunidades em curso na Argentina, no Uruguai e no Chile". 

Apesar da queda do ritmo da economia brasileira em 2011 e da perspectiva de baixa contratação de energia no leilão A-3, o executivo mantém a aposta no mercado brasileiro. "Numa visão de médio prazo, acredito que o mercado de energia estará (crescendo) em torno de 5% (ao ano). Considerando que a fonte eólica é uma das mais competitivas do mercado, acreditamos que a participação percentual de energia eólica será importante". 

Rodrigo Polito / Valor Econômico

Com nova linha, Iveco vai lutar por 25% do mercado de utilitários

A Iveco, braço de veículos comerciais da Fiat, quer conquistar participação de 25% no setor de utilitários. Para isso, a empresa renovou toda sua frota. Amplamente usados em perímetros urbanos, estes veículos ganharam força com a legislação que proíbe a circulação de caminhões em centros expandidos de grandes cidades como São Paulo e Campinas e é nisso que a empresa está apostando todas as suas fichas. 

"Esperamos atingir esta meta até o final do ano", afirmou o vice-presidente-comercial da Iveco, Natale Rigano, durante o lançamento da nova linha de caminhões leves da marca, o Daily, que engloba veículos de 3,5 toneladas até 7 toneladas. De acordo com o executivo, os modelos da montadora foram reformulados e apresentam até 9% de economia de combustível em relação à linha anterior. "Esse fator é muito importante, uma vez que mais de 70% dos nossos clientes nesse segmento são microempresários, que dirigem a própria frota", afirma o gerente da gama de veículos leves e médios da Iveco, Vítor Americano. 

Em 2011, a Iveco comercializou 20 mil veículos, entre leves e pesados, 24% a mais que no ano anterior. Desse total, 8,5 mil são da gama Daily. A expectativa para 2012 é de 9,5 mil unidades comercializadas, das quais 2,2 mil devem ser só do Daily Truck, maior caminhão da linha, que está liberado para circular nas zonas de restrição em São Paulo. "O aumento das vendas nesse segmento deve ser de até 60%", afirma o diretor-comercial da Iveco, Alcides Cavalcanti. 

A companhia tem 22% do market share de caminhões leves - conhecidos por VUCs - na capital de São Paulo. Nos municípios paulistas de Campinas e São José dos Campos, esse índice sobe para 27%. "Mesmo com a tecnologia Euro 5, nossos preços continuarão competitivos", garante Cavalcanti. O executivo destaca que a média de aumento dos preços com a nova motorização Euro 5 é de até 20% entre as montadoras concorrentes. "No segmento leve, o acréscimo será em torno de 10% a 14%." 

Para o presidente da Iveco América Latina, Marco Mazzu, 2012 deve ser um ano bom para a marca. "É claro que existe uma certa apreensão em relação à nova legislação de emissões, mas o segundo semestre deve ser melhor que o primeiro", afirma. A Iveco aposta na diversificação de seus produtos para ampliar o market share total da empresa, no País. No segmento de caminhões leves, a montadora possui 10% do mercado. 

O programa de investimentos para o projeto do novo Daily foi de R$ 570 milhões entre 2007 e 2011. Rigano destaca que a Copa e Olimpíada devem impulsionar, ainda mais, o mercado. De olho nesse filão, a Iveco se prepara para a demanda. "Esperamos crescimento contínuo para os próximos 3 a 4 anos", diz.

Fonte : DCI

Cresce procura de montadoras por recursos do BNDES para inovação

A forte concorrência com carros importados mudou a estratégia das montadoras em seus pedidos de empréstimos junto ao Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Antes mais focados em expansão de produção, agora os empréstimos junto ao banco são para modernização de modelos, que passam a ser feitos sob medida para o mercado brasileiro, na análise do gerente do Departamento de Indústria Pesada do banco, Marcos Rossi. "A concorrência com importados só tende a aumentar. Para competir, as montadoras têm investido mais em inovação", avaliou. Este ímpeto por investir em inovação é perceptível no desempenho do BNDES Proengenharia, programa de financiamento do banco voltado para projetos de engenharia em bens de capital, Defesa, Aeronáutica, entre outras áreas, e cujos desembolsos devem dobrar em 2012 contra o ano passado, para mais de R$ 1 bilhão, informou Rossi. Em torno de 95% das liberações desta linha são para o setor automotivo. No ano passado, os desembolsos do programa totalizaram R$ 531 milhões, 18% acima de 2010. Este aumento ocorreu em meio a um nítido enfraquecimento dos desembolsos totais para automotivos. No ano passado, houve queda 26% nas liberações para o setor contra 2010, para R$ 4,8 bilhões. 

A primeira montadora com recursos aprovados dentro do BNDES Proengenharia este ano foi a Renault, com R$ 373,5 milhões para novos produtos, adaptação de veículos ao clima e às condições de ruas e estradas do país, além de investimentos em design. Outra montadora que procurou recursos do BNDES para produzir modelos mais adaptados ao mercado no país foi a Hyundai Motor Brasil. No ano passado, o BNDES aprovou R$ 307,4 milhões à Hyundai para unidade industrial em Piracicaba (SP) destinada à produção de veículos do "Projeto HB", desenvolvidos para os brasileiros. 

O valor total da fábrica é de US$ 600 milhões, segundo informou o presidente da Hyundai, Seong-Bae Kim. Ele explicou que, nos últimos três anos, a empresa construiu unidades industriais em países dos Brics (Brasil, Rússia, Índia e China). "Acreditamos que esses mercados são os que mais crescerão nos próximos anos", disse, ressaltando o mercado brasileiro. "O Brasil tem um potencial de crescimento enorme e está se tornando uma das maiores forças econômicas mundiais graças ao seu desenvolvimento sustentável e ao grande fluxo de investimentos estrangeiros", acrescentou. 

Além da criação de modelos novos, adaptações são feitas, principalmente em carros populares, explicou o consultor do Centro de Estudos Automotivos (CEA) e ex-presidente da Ford Brasil Luiz Carlos Mello. "Na prática, o mercado doméstico brasileiro foi escolhido pelas montadoras como o berço dos carros utilitários básicos", afirmou.

A mudança de foco dos pedidos de empréstimos das montadoras chega em um momento em que o setor amarga dados preocupantes, tanto em produção quanto em vendas, ambas prejudicadas pela atratividade dos veículos importados.

Levantamento feito pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE) a pedido do Valor mostra queda de 4,2% na produção de veículos automotores acumulada em 12 meses até fevereiro, a pior em dois anos. Automóveis, e veículos leves representam mais de 50% deste segmento e derrubaram o resultado, na análise do pesquisador do departamento de indústria do instituto, Fernando Abritta. "Veículos automotores é o segundo item de maior peso dentro da indústria da transformação, atrás apenas de alimentos ", salientou Abritta. "As montadoras estão com excesso de estoque", avaliou Brita.

De acordo com dados da Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea), a participação de importados nas vendas totais de veículos no pais saltou de 18,8% para 23,6% de 2010 para 2011.

Por Alessandra Saraiva / Valor Econômico

Frac, Rinse, Repeat

It stands to reason that once an action is performed a million times, the people performing that action are sure to be masters. Unfortunately, for the controversial process of hydraulic fracturing, doubling that number still isn’t enough. There is an estimate that more than 2.5 million frac procedures have been performed since the first reported fracking in 1947. In that time, the only thing anyone seems to have mastered is legislating and regulating the process. Considering the public opinion of fracking hasn’t warmed in the 60+ years since that first frac, the regulatory mastery doesn’t appear to be letting up anytime soon. Frankly, that’s exactly what the industry needs. The first frac, conducted at the Hugoton field in southwestern Kansas, used a combination of napalm and riverbed sand as frac fluid. Since then, dozens of chemicals have been used in the process, as engineers work to find the most efficient way to get the most trapped gas from reservoirs. Many of these chemicals are as scarily named as the napalm used in the first frac, and to the ears of an uneducated public, the idea of pumping these chemicals into our planet is downright terrifying. That basic thought, that scary-sounding chemicals are being pumped into the Earth, has been a recurring thorn in the side of fracking proponents. That wasn’t always the case. Nitrilotriethanol, for instance, is not a compound most people are familiar with. Without a specific reason to be concerned about it, the chemical can be written off in the public consciousness as easily as thiamine mononitrate. It’s just another big word that’s probably not worth worrying about. Of course, one of those big words is used in fracking fluids. The other is an ingredient in Twinkies. But on paper, they’re both big, complex words seemingly uninteresting to the average person. That unfamiliarity and un-interestingness could have kept people from concerning themselves with fracking. Then somebody’s tap water caught fire, and everything changed. The television news media gets blamed for things often. This article is not about that. However, it’s hard to deny a direct correlation between the video of a Colorado kitchen sink shooting flames from the tap and the wave of public concern over fracking that followed. The story brought a complicated oil-retrieval procedure into the homes, minds, and conversational lexicon of a nation. However, those millions of people are not educated in the complexities of the process or the industry as a whole. Therefore, they don’t have the information needed to fully understand fracking, leading to a wave of outcry on an ocean of misunderstanding. Enter the lawmakers! The public reaction to scary fracking headlines was echoed in a stream of legislation. Fracking moratoriums and calls for new studies are now common, with outright bans popping up with increasing frequency. From Pennsylvania to Bulgaria, many communities are saying “no” to fracking. It’s led by a wave of misinformation, from well-produced but ultimately flawed “educational” YouTube videos to a major motion picture documentary on the subject. Gasland, the film in question, has raised public awareness of fracking even higher, with a string of positive critical reviews fueling its spread. When Variety magazine calls a movie, “one of the most effective and expressive environmental films of recent years,” people look into it. Unfortunately, amid the legislation, propaganda, and what could very well be PennEnergy Workforce’s very first Variety magazine quote, a key fact is getting lost. If we want to power our homes, cars, and lives, we need energy. Fracking means more energy. Reviewing the history of fracking and its legislation, it’s hard not to see a similarity with new pharmaceuticals. The FDA has a strict evaluation process before news drugs are released to market, but even once they hit the shelves, it often takes years before the full extent of effects are known. Likewise, new procedures in any industry are bound to see a similar timeline, but without the years of preliminary testing. There’s no agency to test fracking for a decade before it’s released for E&P companies to use. So, the testing is live and it’s been on-going for more than 60 years. That means both the successes and the failures are both very public, a fact not lost on the residents of Dimock, Pennsylvania. Habitable places are sometimes the sacrifices of exploration, production, and mining. The residents of Gilman, Colorado learned that fact too well in 1984, when the city was ordered abandoned by the EPA because of contaminants to ground water from zinc and iron mining. Dimock has yet to suffer the same fate, although the town’s drinking water has been contaminated by natural gas, a result linked to fracking. Right now, the city is attempting to continue its existence, and with the help of the EPA and friends and neighbors it may very well survive. No matter what happens, the city has already become another example of the dangers of the industry. Cases like Dimock’s make it hard to fault public outcry, despite the sometimes frightening lack of real information. Fracking is relatively new, and the processes’ purveyors are still developing the best ways to do it. Having extra eyes watching this process has led to a reduced list of chemicals permitted for fracking. It’s a work in progress, but so far it has meant less potentially dangerous substances pumped into the Earth. That’s why the cycle of outcry, legislation, and permission is so important. Until we perfect fracking procedures, there’s going to be unexpected results. Between mishaps and new revelations, there is a lot more to learn about the process. As those lessons are learned, we need a watchdog. It will keep the industry honest and maintain the best interests of our planet and the people living on it. Thanks to circumstance, that watchdog has become the public and its representatives in the government. It’s keeping fracking honest. It hasn’t stopped the outcry or the sometimes excessive legislation, but I also haven’t seen any burning tap water stories this year.  Fonte: Hilton Price, PennEnergy Petro

Gás natural: continuaremos a depender da Bolívia?

Se depender dos números expostos na página 47 do Plano de Negócios (PN) 2011-2015 da Petrobras, a resposta é sim.

O PN acima mencionado dividiu a oferta e a demanda do gás natural (GN) em dois períodos, 2015 e 2020. Analisemos os números. Para 2015, está prevista uma oferta total de 149 milhões de metros cúbicos por dia (mm³/d), sendo 78 mm³/d de GN nacional; 41 mm³/d de gás natural liquefeito (GNL, importado) e 30 mm³/d da Bolívia. Nesse mesmo ano, a demanda total é de 151 mm³/d, sendo que 59 mm³/d para as térmicas (Petrobras e terceiros); 53 mm³/d para as distribuidoras de GN; e 39 mm³/d para a Petrobras (refino e fertilizantes). Observando os números, vemos que há um pequeno déficit de 2 mm³/d, que pode ser facilmente solucionado com maior produção nacional (mais provável) ou com importação.

Para 2020, temos uma previsão de oferta total de 173 mm³/d, sendo 102 mm³/d de GN nacional; 41 mm³/d de GNL e 30 mm³/d da Bolívia. A demanda total prevista é de 200 mm³/d, sendo 76 mm³/d para as térmicas; 63 mm³/d para as distribuidoras; e 61 mm³/d para refino e fertilizantes. Ou seja, em 2020 teremos um déficit entre oferta e demanda da ordem de 27 mm³/d.

Esse déficit, mesmo com aumento da produção nacional de 30,77% (78 mm³/d e 102 mm³/d em 2015 e 2020, respectivamente), deve-se ao fato de que haverá um aumento substancial na demanda entre 2015 e 2020, da ordem de 32,45% (151 mm³/d e 200 mm³/d). Pergunta-se: de onde virá esse volume faltante?

O grave nesse panorama é que não vemos a curto nem a médio prazos uma produção nacional que nos deixe livre das dificuldades criadas pelos bolivianos liderados por Evo Morales, que humilharam há alguns anos o nosso país e confiscaram os ativos do povo brasileiro, sob o olhar leniente dos governantes de então, quando o caminho correto seria aos tribunais internacionais.

De positivo, vemos que a produção nacional de GN, entre altos e baixos, ao contrário da produção de petróleo e derivados, vem tendo uma boa performance. Entre 2000 e 2011, a produção saltou de 36,414 mm³/d para 65,955 mm³/d, aumento de 81,12%; média anual de 6,76%. No primeiro mês de 2012, observamos um recorde na produção diária de 71,093 mm³/d, o que representa um aumento de 7,30% em relação ao mesmo mês do ano anterior. No entanto, para que nos livrássemos da dependência da Bolívia teríamos que crescer 11,0% de forma contínua até 2020, e aí teríamos uma produção nacional de 164 mm³/d que, acrescidos aos 41 mm³/d de GNL, alcançaria 205 mm³/d.

Importante ressaltar o grande esforço realizado pela ANP e pela Petrobras no sentido de diminuir os enormes desperdícios relacionados à reinjeção e queima, observado nestes últimos 10 anos. Em 2002, tivemos uma média diária de 9,269 mm³/d de reinjeção, o que representou 21,81% do total produzido, e 5,844 mm³/d referentes à queima, 13,75% do total. Ou seja, naquele ano, do total produzido, 35,56% não foram utilizados.

Em janeiro de 2012, temos um panorama mais ajustado. A reinjeção foi de 11,256 mm³/d, 15,83% do total produzido, e 4,493 mm³/d referentes à queima, 6,32% do total, resultando entre reinjeção e perda, em 22,15%. Pelos números apresentados, observamos que estes números podem melhorar ainda mais. Afinal, entre 2002 e 2012, a queima foi reduzida em mais da metade do total produzido (13,75% contra 6,32%).

No tocante ao GNL, mais caro que o gás convencional em função de suas particularidades, o mesmo continuará sendo importado até que os grandes campos do pré-sal (se confirmados os seus volumes e viabilidade econômica) comecem a produzir. No entanto, devido à grande distância entre os campos do pré-sal e o continente e outros fatores técnicos, não será fácil a utilização de gasodutos para o seu transporte.

Assim, teremos que fazer a transformação do GN em GNL utilizando o sistema offshore e onboard em plataformas do tipo Floating Liquefied Natural Gás – FLNG (plataforma flutuante para liquefação de gás natural), do tipo que será utilizada pela Shell ® no campo de Prelude, na Austrália, Em menor escala, poderemos, também, utilizar o GN do pré-sal na geração de energia offshore, que seria transportada através de cabos submarinos.

Um fato é cristalino: temos que trabalhar para não depender dos humores bolivarianos da Bolívia. Tenho absoluta certeza de que, com afinco, conseguiremos nossos objetivos.

(*) Humberto Viana Guimarães, engenheiro civil e consultor, é formado pela Fundação Mineira de Educação e Cultura, com especialização em materiais explosivos, estruturas de concreto e geração de energia. 

Fonte: Suporte Postos/Jornal do Brasil

Vendas das 23 distribuidoras em operação foram, em média, de 44,7 milhões de m³/dia

Vendas de Gás das Distribuidoras								(em mil m³/dia)
	UF	Empresas	AGO	SET	OUT	NOV	DEZ	JAN	Média 12 meses	jan/2012 dez/2011	jan/2012 jan/2011
	AM	Cigás	2.478,36	2.532,52	2.250,51	2.178,38	2.272,53	2.089,96	1.902,78	-8,03%	N/A
	CE	Cegás	481,89	862,60	1.999,07	2.008,65	1.895,38	422,43	1.077,53	-77,71%	3,25%
	RN	Potigás	383,84	380,49	376,56	385,89	351,41	372,19	389,45	5,91%	8,29%
	PB	PBGás	352,12	360,55	348,54	367,39	346,73	355,56	351,27	2,55%	9,84%
	PE	Copergás	2.366,06	2.088,40	2.941,47	3.101,79	3.002,72	2.085,30	2.402,29	-30,55%	31,22%
	AL	Algás	478,23	452,68	485,03	498,72	477,11	503,58	450,24	5,55%	20,23%
	SE	Sergás	275,74	280,15	283,36	277,38	248,97	251,56	263,15	1,04%	-1,67%
	BA	Bahiagás	3.709,45	3.526,28	3.097,30	3.948,41	3.949,24	3.832,02	3.783,32	-2,97%	-0,55%
	PI	Gaspisa	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00%	0,00%
	MG	Gasmig	3.052,58	3.085,17	2.782,41	2.847,71	2.738,00	2.967,60	2.937,01	8,39%	14,37%
	MS	MS Gás	314,72	263,59	243,07	264,26	246,99	321,61	254,82	30,21%	78,78%
	MT	MTGás	5,84	6,23	5,71	6,06	7,44	6,06	5,89	-18,55%	20,00%
	DF	CEBGás	12,00	11,46	11,45	11,66	9,93	8,96	11,69	-9,77%	-18,99%
	GO	GoiasGas	3,37	3,36	3,27	3,49	3,52	3,14	3,31	-10,80%	16,30%
	ES	Petrobras Dist.	2.937,50	2.985,21	2.762,81	2.674,49	2.799,07	2.648,05	2.897,12	-5,40%	-3,57%
	RJ	CEG	6.352,88	6.069,97	6.005,69	5.946,33	5.990,37	5.568,95	6.476,20	-7,03%	-25,27%
	RJ	CEG Rio	5.043,02	4.578,94	5.225,22	5.203,96	5.443,22	4.113,48	4.350,43	-24,43%	10,99%
	SP	GasNatural Fen.	1.492,82	1.436,59	1.500,87	1.509,68	1.413,17	1.391,52	1.433,65	-1,53%	-1,93%
	SP	Comgás	13.379,07	13.484,49	13.332,19	13.261,98	11.997,25	12.509,53	13.264,39	4,27%	0,92%
	SP	G.Brasiliano	898,83	932,59	863,36	960,22	1.009,35	1.040,83	818,46	3,12%	92,13%
	PR	Compagas	1.077,87	1.073,49	904,40	1.024,29	920,42	892,19	1.003,99	-3,07%	-31,01%
	SC	SCGás	1.886,13	1.860,43	1.879,37	1.869,96	1.720,12	1.711,27	1.834,14	-0,51%	-0,45%
	RS	Sulgás	1.946,40	1.813,40	1.724,59	1.804,04	1.773,18	1.567,13	1.802,35	-11,62%	16,15%
		Total	48.928,72	48.088,59	49.026,25	50.154,76	48.616,12	44.662,92	47.713,49	-8,13%	3,62%

	Vendas de Gás das distribuidoras por segmento em janeiro de 2012							(em mil m³/ dia)
	UF	Empresas	TOTAL	Industrial	Automotivo	Residencial	Comercial	Cogeração	Geração Elétrica	Outros (inclui GNC)
	AM	Cigás	2.089,96	1,03	4,89	0,00	0,00	0,00	2.084,04	0,00
	CE	Cegás	422,43	224,61	161,51	0,97	4,26	18,85	0,00	0,00
	RN	Potigás	372,19	210,60	157,44	0,22	3,09	0,84	0,00	0,00
	PB	PBGás	355,56	263,56	89,27	0,71	2,03	0,00	0,00	0,00
	PE	Copergás	2.085,30	783,69	165,59	2,11	8,20	23,00	1.102,71	0,00
	AL	Algás	503,58	382,23	100,94	6,14	8,39	5,88	0,00	0,00
	SE	Sergás	251,56	153,44	88,21	2,31	2,47	2,18	0,00	2,96
	BA	Bahiagás	3.832,02	1.671,11	195,97	2,66	36,66	1.291,38	35,49	10,36
	PI	Gaspisa	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	MG	Gasmig	2.967,60	2.833,46	106,95	0,00	24,29	0,00	2,89	0,00
	MS	MS Gás	321,61	206,61	19,16	0,67	2,73	2,90	0,15	89,39
	MT	MTGás	6,06	0,24	5,82	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	DF	CEBGás	8,96	0,00	8,96	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	GO	GoiasGás	3,14	0,00	3,14	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
	ES	Petrobras Dist.	2.648,05	2.487,30	105,17	5,36	5,49	40,40	0,00	4,33
	RJ	CEG	5.568,95	1.793,54	2.107,36	282,14	218,50	167,84	999,56	0,00
	RJ	CEG Rio	4.113,48	1.583,33	454,25	7,76	4,98	0,78	2.062,37	0,00
	SP	GasNatural Fen.	1.391,52	1.325,95	44,38	10,70	10,49	0,00	0,00	0,00
	SP	Comgás	12.509,53	10.200,98	669,24	376,43	266,83	963,93	4,71	27,42
	SP	Gas Brasiliano	1.040,83	938,91	24,05	2,08	3,88	0,00	0,00	71,91
	PR	Compagas	892,19	462,72	83,44	6,45	10,42	181,09	0,00	0,88
	SC	SCGás	1.711,27	1.337,70	358,18	0,81	14,58	0,00	0,00	0,00
	RS	Sulgás	1.567,13	1.072,69	218,20	1,69	18,74	255,80	0,00	0,00
		Total	44.662,92	27.933,70	5.172,12	709,21	646,03	2.954,87	6.291,92	207,25

Fonte: Abegás / GasNet