A Europa está adotando um passo importante para a transição energética, pois sabe que a transição para o mundo da energia com zero emissão de carbono não se dará da noite para o dia. Até 2050, que é quando os países se comprometeram com o “net zero”, o mundo seguira necessitando destas duas fontes de energia, a nuclear e o gás natural; caso contrario não haveria mais esforço exploratório do gás natural, não haveria mais financiamentos e os preços da energia iriam escalar de forma descontrolada. A razão ganhou força, e a Europa como sabemos, é extremamente dependente destas duas fontes de energia, não poderia dar um salto no escuro, e por isso saiu na frente. Sabemos da extrema dependência da Europa do gás vindo da Russia, por isso a abertura de novas frentes de exploração será vital nos próximos 20 anos. Esperamos que o Parlamento Europeu e o Conselho dos países aprove.
Tulio Chipoletti
A Comissão Europeia aprovou na manhã de hoje a proposta de conferir um selo verde para o gás natural e a energia nuclear, classificando as duas fontes como sustentáveis. O aval foi dado pelo colegiado de comissários europeus. O próximo passo agora será a aprovação da proposta pelo Parlamento Europeu e pelo Conselho, que têm um prazo de quatro meses para avaliar a sugestão.
A comissão disse que “há um papel para o investimento privado em gás e atividades nucleares na transição”. As atividades de gás e nuclear “estão alinhadas com os objetivos climáticos e ambientais da União Europeia”, afirmou a entidade. Isso, segundo a comissão, ajudará a afastar o consumo de fontes mais poluentes.
“Nossa missão e obrigação é a neutralidade climática. Precisamos agir agora se quisermos cumprir nossas metas para 2030 e 2050”, disse o vice-presidente executivo Valdis Dombrovskis (foto) da Comissão Europeia. A lei pretende proporcionar uma “transição justa, como ponte para um sistema de energia verde baseado em fontes de energia renováveis. Isso acelerará o investimento privado de que precisamos, especialmente nesta década”.
A Comissária de Serviços Financeiros Mairead McGuinness destacou o papel de maior clareza. “Estamos aumentando a transparência do mercado para que os investidores possam identificar facilmente as atividades de gás e nuclear em qualquer decisão de investimento”, disse. O grupo projeta que o gás fornecerá 22% de seu consumo de energia em 2030 e 9% em 2050.
O Conselho tem o direito de se opor aos planos por maioria qualificada. Ou seja, precisará de pelo menos 20 estados membros. O Parlamento exigiria uma maioria de seus membros, pelo menos 353 deputados. Se esses dois órgãos aprovarem, o ato entrará em vigor a partir de 1º de janeiro de 2023.
No mercado de trabalho, a transição pode resultar em um ganho de cerca de 200 milhões de empregos e uma perda de cerca de 185 milhões de empregos diretos e indiretos globalmente até 2050.
Isso inclui a demanda por empregos nas operações e na construção de novos empreendimentos.
A McKinsey estima uma redução de nove milhões na demanda por empregos nos setores de extração e produção de combustíveis fósseis, e de quatro milhões na geração de energia a partir de fósseis, como carvão.
Em contrapartida, cerca de oito milhões de empregos diretos seriam criados em energia renovável, hidrogênio e biocombustíveis até 2050.
Expostos ao risco. À medida que os ativos de alta emissão são reduzidos e os de baixa emissão aumentam na transição, os riscos incluem avanço dos preços e volatilidade do fornecimento de energia, e deterioração dos ativos.
“Embora a transição crie oportunidades, setores com produtos ou operações de alta emissão – que geram cerca de 20% do PIB global – enfrentariam efeitos substanciais na demanda, custos de produção e emprego”, diz o relatório da McKinsey.
No cenário Net Zero 2050, a produção de carvão para uso de energia seria praticamente eliminada em 2050, e os volumes de produção de petróleo e gás seriam cerca de 55% e 70% menores, respectivamente, do que hoje.
Essas mudanças, no entanto, teriam impactos sobre os custos de produção em setores como aço e cimento, que enfrentariam aumentos até 2050 de cerca de 30% e 45%, respectivamente.
O alerta também vale para os países mais pobres e os altamente dependentes de combustíveis fósseis.
“Esses países são mais suscetíveis a mudanças na produção, estoque de capital e emprego porque os setores expostos constituem partes relativamente grandes de suas economias”.
O relatório calcula que países da África Subsaariana e a Índia, entre outros mais expostos ao risco, precisam investir hoje 1,5 vezes ou mais do que as economias avançadas, como parcela do PIB, para apoiar o desenvolvimento econômico e construir infraestrutura de baixo carbono
Daí a corrida desses setores para encontrar alternativas de baixo carbono. O que, segundo a análise, pode ser mais econômico.
Por exemplo, melhorar a eficiência energética dos sistemas de aquecimento em usinas siderúrgicas reduz as emissões e os custos operacionais.
“Mesmo quando a descarbonização aumenta os custos operacionais, as empresas podem se beneficiar desse passo – por exemplo, se os consumidores estiverem dispostos a pagar mais por produtos de baixo carbono ou se as empresas estiverem sujeitas a mandatos de precificação de carbono”.
A Europa nunca esteve tão vulnerável, em termos de energia, por depender 40% das importações de gás natural proveniente da Russia, que em caso de conflito serão fechadas estas rotas do dia para a noite. Os preços do gas natural disparam, pois a Europa está no inverno e vai depender de importações de LNG vindas dos Estados Unidos ou outros países produtores como o Quatar. O preço do barril do petróleo Brent, está em 90 US$/barril.
Vladimir Putin and Gazprom CEO Alexei Miller- Foto: Sputinik/Reuters/Scanpix
Russia’s dispute with the US and Nato over Ukraine is prompting talks and preparations aimed at reducing Europe’s reliance on Russian energy supplies.
Sabre-rattling by Russia on the Ukraine border has led to military preparations in the West and sent the cost of Brent crude to nearly $90 per barrel.
Gas prices have already hit record levels in Europe this winter, partly due to a downturn in supplies from Russian state gas monopoly Gazprom.
With Ukraine being a key energy pipeline hub, some argue Europe is facing the worst energy crisis since the Arab oil embargoes of the 1970s.
There are fears that military turmoil in the Ukraine could cause Russia to turn off gas supplies, potentially causing power blackouts and heating loss in Europe.
The Kremlin cut gas exports from Russia into the Ukraine in a series of disputes between 2005 and 2009 allegedly over payment issues, but the moves were also seen as political.
After seizing Crimea from Ukraine in 2014, Russia has made clear it regards Kiev’s increasingly close political and economic relationship with the West as a threat.
Nord Stream 2 warnings
In return, Nato and the West are mobilising ships and military equipment while warning that permissions around the planned Nord Stream 2 gas transport system under the Baltic from Russia to Europe should be withheld.
The US is also under pressure at home to beef up sanctions against Russia and President Vladimir Putin, and to further target oil and gas executives who have close connections with him.
Pursuing alternatives
Russia produced nearly 10 million barrels a day of crude in the final quarter of 2021 – much of which ended up in European refineries.
Poland has recently brought in Saudi Arabia to provide more crude to the eastern European country and invest in its domestic refineries in a bid to reduce reliance on Russia.
Poland and Russia have also recently been in dispute over the price ofgas.
The European Union in normal times receives 40% of its gas from Siberia and is feeling increasingly compromised over how to deal with Putin’s threats.
French President Emmanuel Macron, has caused concerns inside the US and the Nato military alliance by saying the EU should forge its own response to Russia.
Overtures to Qatar
Meanwhile, the US has contacted energy-rich Qatar to request help with providing more gas to Europe in the event of a Russian invasion of Ukraine.
Most Qatari gas currently goes by ship as liquefied natural gas to Asia, with European supplies limited after a row between Doha and Brussels around past fixed contracts.
Europe’s need to dilute its dependence on Russian gas may encourage a more positive dialogue with Qatar and bring back stalled investment.
Some argue that Russia’s ability to use gas as a weapon in Europe to pursue political or economic goals is another reason why countries should fast track home-grown renewables such as wind power.
Meanwhile, Gazprom has started to look to China as a more interesting future export market as Europe becomes increasingly complicated.
Putin’s winter manoeuvres may have already changed the global energy map in ways the Kremlin might not have anticipated.
A entrada de múltiplas rotas de produção de hidrogênio, com participação de fósseis e renováveis, pode contribuir para a ampliação do uso do gás natural na estratégia brasileira de transição energética. A EPE deverá publicar nos próximos dias notas técnicas sobre as perspectivas para produção de três cores de hidrogênio no país: o cinza, o azul e o turquesa.
Heloísa Esteves – Diretora da EPE
“O hidrogênio cinza já temos, é o mais eficiente em termos de custos e o mais competitivo. Ele traz a base tecnológica. Mas a partir do gás natural, a gente também avança no hidrogênio de baixo carbono que pode ser azul ou turquesa”, explicou Heloisa Esteves, diretora de Estudos do Petróleo, Gás e Biocombustíveis da EPE – Empresa de Pesquisas Energéticas, para a Epbr.
As cores são nomenclaturas para referenciar as diferentes rotas de produção do combustível.
Os estudos são uma colaboração com o governo britânico e devem contribuir com o desenho da Estratégia Nacional do Hidrogênio, prevista para o início deste ano.
O hidrogênio cinza é produzido a partir da reforma a vapor do gás natural com emissão de carbono na atmosfera.
Já o hidrogênio azul passa pelo mesmo processo, porém com a captura e o armazenamento do CO2 (CCS) emitido na reforma.
Enquanto o hidrogênio turquesa é obtido a partir da pirólise do gás natural, gerando o carbono sólido, uma espécie de coque que pode ser reaproveitado em processos industriais.
Rotas com gás natural ajudam a viabilizar hidrogênio
Diferente do hidrogênio verde — a partir de eletrólise da água a partir de energia renovável –, que ainda demanda uma curva tecnológica para viabilizar a redução de custos, os hidrogênios azul e turquesa, segundo os estudos da EPE, são mais competitivos.
Heloísa Esteves explica que ambos podem ter rápida inserção no mercado, para atender a demanda por alternativas de baixo carbono, se comparados com o cinza.
“Elas geram um energético flexível limpo a partir de um combustível fóssil que temos em abundância no Brasil”, diz.
Conta a favor do gás, então, as políticas e o desenvolvimento próprio do setor, que apesar da crise recente, vêm permitindo a entrada de novos agentes.
“Casando isso [a oferta de gás] com o Novo Mercado e com o setor mapeando o potencial da demanda, abrimos uma nova rota para a cadeia de gás natural desempenhar um papel na transição energética”, afirma Heloisa Borges.
Preço do gás natural é fundamental
Os estudos da EPE estimam que o Brasil poderia produzir o hidrogênio cinza custando entre US$ 1 e 2 o quilo, enquanto o azul e turquesa azul poderiam chegar a US$ 2 a 2,60 o quilo, considerando o preço do gás natural em US$ 6,0 por milhão de BTU.
“Para a produção desses tipos de hidrogênio, a barreira é o custo do gás, a regulamentação dos mercados de carbono e a solução logística”, afirma Marcelo Alfradique, Superintendente Adjunto da EPE.
No caso do azul, o preço estimado leva em conta o abatimento com a comercialização de créditos de carbono provenientes da captura e armazenamento de CO2, o que demandaria um amadurecimento desse mercado e avanço em questões regulatórias.
No fim de 2021, os preços do gás natural no Brasil, sem tarifa de transporte e no mercado cativo, ultrapassaram US$ 8 por MMBtu; para 2022, em muitos estados, o reajuste da Petrobras acabou judicializado. Questões de curto prazo.
Hidrogênio azul com captura de carbono offshore
A nota técnica da EPE trará, inclusive, um estudo de caso que levanta a possibilidade de instalação de plantas de produção de hidrogênio azul em plataformas offshore já existentes no pré-sal da Bacia de Santos.
Dessa forma, o CO2 emitido no processo seria capturado e injetado nos reservatórios, tal qual é feito hoje com o gás natural.
“Estão sendo feitos estudos ainda para injeção de CO2, porque já temos a tecnologia pronta para injetar o gás natural nos reservatórios. É um gás mais ácido que o natural, mas estudos apontam essa possibilidade”, explica a analista Claudia Bonelli, que participou da elaboração da nota.
Outro estudo de caso demonstrará a produção de hidrogênio azul onshore, em que o CO2 capturado seria transportado até a região pré-sal para injeção nos reservatórios.
Cadeia de valor do hidrogênio turquesa
Já no caso do hidrogênio turquesa, a projeção de custos da EPE também considerou a possível comercialização do carbono sólido, conhecido como negro de fumo, utilizado principalmente na fabricação de pneus.
Contudo, a nota aponta para a necessidade de ampliar o uso desse substrato na geração de carbono com alto valor agregado, como o grafite utilizado em baterias de lítio, para que de fato o preço desse hidrogênio se torne competitivo.
A EPE também cita estudos ao redor do mundo que comprovam a viabilidade de utilizar a estrutura de gás existente na distribuição e transporte do hidrogênio.
Isso se daria por meio de uma mistura do hidrogênio ao gás natural, que poderia ser, em geral, de 10 a 20%, chegando até 30%, como vem sendo proposto na Alemanha e nos Países Baixos, por exemplo.
No Brasil, o Ceará também estuda a viabilidade do uso compartilhado de redes para distribuição do hidrogênio. O estado, por meio do Porto de Pecém — e de olho em uma demanda global — vem tentando atrair projetos, especialmente, de hidrogênio verde.
O presidente Alberto Fernández anunciou hoje na Casa Rosada o inicio do processo de construção da primeira etapa do gasoduto “Néstor Kirchner” e do Sistema de Gasodutos Transport.Ar Producción Nacional, cuja implantação permitirá garantir a ampliação da capacidade de transporte do sistema nacional de gasodutos, primeira etapa incremento de 24 Milhões m³/dia, substituindo importações de GNL, além de incrementar a capacidade exportadora de gás aos países vizinhos e gerar um maior ganho fiscal e geração de divisas. Lembrando que a Argentina possuem uma das maiores reservas mundias de “shale gas”, de 300 TCF, conhecido como Vaca Muerta, que poderia ser exportado ao Brasil, a preços bem competitivos, sendo uma das alternativas, através da fronteira em Uruguaiana; com a construção do Gasoduto Uruguaiana- Porto Alegre, com 594 Km de extensão, da TSB, que já consta do Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), órgão vinculado ao MME.
Al finalizar la reunión con el secretario de Energía, Darío Martínez y el secretario de Asuntos Estratégicos, Gustavo Béliz, el Presidente manifestó la voluntad política del Gobierno nacional para avanzar con la obra, mediante la convocatoria a licitación pública, con el aumento de la partida presupuestaria correspondiente al primer tramo del proyecto en 40.000.000.000 pesos.
El mandatario instruyó a la Secretaría de Energía y a IEASA a avanzar con rapidez en el llamado a licitación pública y pudo además interiorizarse acerca de los detalles del proyecto, que al finalizarse alcanzará un incremento en la capacidad de transporte de 24 millones de metros cúbicos diarios y generará un ahorro de divisas de 1.465 millones de dólares anuales y un ahorro fiscal de 1.060 millones por sustitución de importaciones de GNL y Gas Oil, además de compensar la caída en los niveles de producción correspondientes a la provisión boliviana.
Por otro lado, el secretario de Energía transmitió al Presidente también la necesidad de avanzar en el esquema de desarrollo de la segunda etapa del proyecto, en la medida en que su concreción implicará el aumento de la capacidad total de transporte en 44 millones de metros cúbicos por día, lo cual permitirá además abastecer integralmente la demanda interna con gas argentino y potenciar la capacidad exportadora del país.
De esa forma, se generarán ahorros anuales totales de hasta 2.690 millones de dólares en materia de divisas y de 1.946 millones de dólares en cuanto a costo fiscal.
La primera etapa del proyecto gasoducto Néstor Kirchner y del Sistema de Gasoductos Tranport.Ar Producción Nacional incluye las obras de construcción entre Tratayen y Salliqueló, y entre Mercedes y Cardales, la ampliación del Gasoducto NEUBA II (Ordoqui), la construcción de los tramos finales en AMBA Sur y Norte, la reversión del Gasoducto Norte en sus etapas I y II, y la ampliación del Gasoducto Centro Oeste.
La segunda etapa, en tanto, contempla la construcción del Gasoducto Nestor Kirchner entre Salliqueló y San Jerónimo, la culminación de la reversión del Gasoducto Norte, la ampliación de la capacidad de transporte del GNEA, la conexión GNEA a San Jerónimo y Loops, y aumento de Compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano).
El Secretario de Energía además informó al Presidente que por el desarrollo del Plan Gas.Ar la producción de Gas Natural tuvo un crecimiento de tal magnitud que la capacidad de transporte puede saturar los gasoductos actuales.
Por lo tanto, y dada la potencialidad de Vaca Muerta, es necesario construir un nuevo sistema de gasoductos que permitan desarrollar al máximo la producción de gas argentino para reemplazar las costosas importaciones de GNL y gas oil que el país se ve obligado a realizar todos los años para completar el abastecimiento de la demanda interna y para insumo de nuestras Centrales Térmicas de Generación Eléctrica.
Darío Martínez: “Ponemos en marcha la construcción de las Obras del Gasoducto Néstor Kirchner y Transport.Ar”
El Presidente de la Nación Alberto Fernández decidió incorporar fondos presupuestarios por u$d 400 MM para completar el financiamiento de la primera etapa del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner y sus obras complementarias, previstas en el Sistema de Gasoductos Transport.Ar Producción Nacional.
El Secretario de Energía Darío Martínez resaltó que “la conclusión de las obras de esta primera etapa permitirá un incremento en la capacidad de transporte de 24 Millones de m3 diarios, y generará un ahorro de divisas de u$d 1.465 MM anuales y un ahorro fiscal de u$d 1.060 MM anual, por sustitución de importaciones de GNL, Gas Oil, así como compensar la caída de la producción de nuestro proveedor Boliviano. De igual manera, estas obras potenciaran la capacidad exportadora de Gas a nuestros países vecinos”.
Con la firma de un DNU de reestructura general del Presupuesto 2021, el Presidente asignará $40.000.000.000 adicionales a la construcción del Sistema de Gasoductos Transport.Ar, con lo cual se completa el esquema de financiamiento de la primera etapa cuyo costo preliminar asciende a u$d 1.566 MM.
Martínez declaró que “el Presidente nos instruyó a que iniciemos de inmediato las obras de la primera etapa del Proyecto Transport.Ar Gasoducto Nestor Kirchner, y para eso decidió completar con aportes del Tesoro, los fondos necesarios para asegurar la financiación.”
El Primer Mandatario mantuvo una reunión de trabajo con el Secretario de Energía de la Nación, Darío Martínez, en la cual se analizaron distintos aspectos de este ambicioso proyecto que implica una importante ampliación de la capacidad de transporte del sistema de Gasoductos de nuestro País, del cual el Gasoducto Presidente Néstor Kirchner es la obra emblemática.
El secretario de Energía informó al Presidente que, producto del desarrollo del Plan Gas.Ar, la producción de Gas Natural del País ha verificado un crecimiento de tal magnitud que ha producido que la capacidad de evacuación de esa producción se vera próximamente colapsada.
Al respecto, Martínez afirmó que “dada la potencialidad de producción de Vaca Muerta, es necesario construir un sistema de Gasoductos que permitan desarrollar al máximo la producción de Gas Argentino para reemplazar las costosas importaciones de GNL y Gas Oil que el país se ve obligado a realizar todos los años para completar el abastecimiento de la demanda interna de Gas y para insumo de nuestras Centrales Térmicas de Generación Eléctrica”.
El Presidente instruyó al Secretario de Energia a que junto a IEASA ponga en marcha de inmediato el primer paso de este importante proyecto que está diseñado técnicamente en dos etapas.
El Secretario de Energía explicó que “la primera etapa cuya financiación el Presidente completara en el DNU de reestructuración del Presupuesto 2021, incluyen las obras de construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner etapa I entre Tratayen y Saliquelo, construcción del Gasoducto entre Mercedes y Cardales, ampliación Gasoducto NEUBA II (Ordoqui), construcción tramos finales AMBA Sur y Norte, reversión del Gasoducto Norte etapas I y II, y ampliación del Gasoducto Centro Oeste”, y agregó que “a tal fin, el Presidente resolvió aumentar en $ 40.000.000.000 las partidas presupuestarias de 2021 para completar con fondos del tesoro el esquema de financiamiento necesario para garantizar la construcción de las obras”.
El Secretario de Energía informó al Presidente que es necesario avanzar en el esquema de la segunda etapa del proyecto ya que su concreción total implica la materialización de un sistema diseñado para aumentar en total la capacidad de transporte en 44 millones de m3 dia, lo que nos permitirá abastecer integralmente la demanda interna con Gas Argentino y potenciar nuestra capacidad exportadora, generando ahorros anuales totales de hasta u$d 2.690 MM en materia de divisas y de u$d 1.946 MM en materia de Costo Fiscal.
La segunda etapa del proyecto incluye la construcción del Gasoducto Presidente Néstor Kirchner Etapa II entre Saliquelo y San Jerónimo, la culminación de la reversión del Gasoducto Norte, la ampliación de la capacidad de transporte del GNEA, la conexión GNEA a San Jerónimo y Loops y Compresión en Aldea Brasilera (Gasoducto Entrerriano). Fonte: Argentina.gob.ar
“Preço do GNL recuou para abaixo de US$ 30/MMBtu em novembro, após alta histórica de US$ 56,33/MMBtu, mas probabilidade é que 2022 comece com elevada volatilidade nas cotações. O preço do gás natural no Brasil, nos próximos contratos das distribuidoras, está atrelado ao panorama internacional. A dependência de importação de GNL, em detrimento do gás vendido pela Petrobras, também restringe o poder de barganha dos compradores e é fator de pressão tanto sobre a retomada da economia nacional, quanto sobre a inflação no país, já em alta. Ao buscar fornecedores externos, o Brasil se juntará à Europa e Ásia, que respondem, atualmente, por cerca de 95% das importações globais de GNL.”
Leia mais:
Depois de atingir alta histórica de US$ 56,33/MMBtu no início de outubro de 2021, aumento de US$ 23,83/MMBtu em relação ao valor alcançado durante o inverno de 2020 no hemisfério Norte do planeta, o preço do Gás Natural Liquefeito (GNL) recuou para menos de US$ 30/MMBtu em novembro, conforme o Platts JKM – sigla para Japan-Korean Market. O indicador, conforme diz o nome, tem como referência o preço à vista do GNL na região Nordeste da Ásia e é apurado pela S&P Global Platts, plataforma independente de informações, preços de referência e análises para os mercados de energia e commodities. Mas, apesar da redução das últimas semanas, nada aponta para uma normalização do cenário internacional de GNL, ao menos a curto prazo.
A avaliação é de Ross Wyeno, analista líder de GNL Américas da S&P Global Platts, para quem as oscilações expressivas ocorridas ao longo deste ano devem permanecer, ao menos por um breve período. É grande, a seu ver, a probabilidade de 2022 começar com um mercado de elevada volatilidade nos preços, tendo pela frente desafios de novas altas recordes, por razões diferentes das anteriores. O aumento nos preços globais do GNL, em 2021, foi impulsionado por um conjunto de fatores, incluindo reduzido fornecimento por meio de gasodutos russos para a Europa, seca histórica na América do Sul e forte recuperação econômica na China.
O desfecho do cenário atual, segundo Wyeno, dependerá da temperatura do inverno já a caminho nos países europeus, asiáticos e da América do Norte. É o rigor do inverno que ditará, em parte, a temperatura dos preços do GNL. Quanto mais frio, mais necessidade de calefação e maior a pressão sobre os preços do gás. Isso, aliado à grave crise de armazenamento vivida pela Europa no momento atual, que tem levado a uma redução da oferta local.
A bem da verdade, o recuo dos preços, desde o aumento recorde de outubro, contribuiu para tranquilizar o mercado europeu em relação ao fornecimento de gás, mas se o inverno que se aproxima for mais rigoroso que o normal, os preços poderão voltar ao patamar histórico de US$ 50/MMBtu, ou mesmo oscilar em faixa superior a essa.
“No caso de um inverno mais rigoroso que o normal, os preços provavelmente retornarão aos máximos históricos e haverá busca por uma redução da demanda para se chegar a um equilíbrio. No caso de um inverno normal, os preços podem cair para as âncoras mais tradicionais”, observou o especialista, destacando que os mercados globais de GNL têm se preparado, com alguma preocupação, para um inverno de oferta restrita, com muitas concessionárias asiáticas aumentando estoques de GNL. A pressão que se viu ao longo deste ano levou a dois movimentos distintos: vários fornecedores de energia interromperam seus negócios e a indústria pesada reduziu sua produção em setores intensivos em energia.
Para o próximo ano, entretanto, passado o inverno asiático e europeu, a expectativa é mais positiva. O especialista trabalha com um cenário de retomada da produção na Bacia do Atlântico em paralelo à ampliação da capacidade de exportação dos Estados Unidos. “A combinação desses dois movimentos poderá levar a um processo de redução nos preços globais de GNL”, afirmou.
Se isso não ocorrer, a volatilidade, bem como pressões para preços recordes afetará a esperada retomada da economia global no primeiro ano após o arrefecimento da pandemia. O aumento do preço do GNL, de acordo com Ross Wyeno, tornou-se um grande obstáculo para indústrias que utilizam o gás como matéria-prima, como o setor de produção de fertilizantes e de refino de petróleo.
Outros segmentos com uso intensivo de energia – como fabricação de aço, papel e produção de alimentos – provavelmente passarão por inflação de preços, devido ao aumento dos custos de insumos. “Em alguns casos, começamos a ver a destruição da demanda (ou seja, redução da produção devido aos altos custos de energia), mas o impacto geral tem sido mínimo até o momento nos países ocidentais”, disse. Fonte: Energia Hoje/Platts. Imagem Alpha Green Trading.
Em função da severa crise hídrica pela qual o Brasil está passando, com os reservatórios da hidrelétricas em níveis muito baixos, o Brasil se tornou em outubro de 2021 o principal importador de GNL do Estados Unidos. Essa medida permitiu que a ONS (Operador Nacional do Sistema Elétrico) mantivesse o sistema elétrico brasileiro operando sem racionamento ou apagões. Tudo indica que o modelo de despacho das hidroelétricas, que define as vazões das mesmas, venha a ser revisto urgentemente, pois claramente o clima mudou e não podemos mais depender de um modelo baseado em critérios dos últimos 30 anos.
Leia matéria completa em Petróleo Hoje. Imagem de Issei Kato/Reuters.
TCC Consultoria 