Autor

Joice Santos

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Os sistemas fotovoltaicos no Brasil instalados sob o marco regulatório para geração distribuída – matrizes de até 5 MW de tamanho – atingiram 501,9 MW ao final de dezembro, de acordo com estatísticas divulgadas pela associação solar brasileira ABSolar.

A maior parte dessa capacidade – em torno de 371,9 MW – foi conectada no ano passado, revelou a associação. Isso se compara a 121,5 MW em 2017, 48,6 MW em 2016 e apenas 9,7 MW em 2015.

Cerca de 49.177 sistemas fotovoltaicos estavam operacionais sob medição líquida no Brasil no final do ano passado. Cerca de 75% deles eram instalações residenciais, enquanto os sistemas comercial e industrial respondiam por 16,8% e 2,7%, respectivamente, eo restante incluía projetos de comunidades rurais e de entidades públicas.

O PV comercial teve 43,2% de capacidade, seguido pelo residencial e industrial, com 35,7% e 10,3%, respectivamente.

O estado de Minas Gerais é o único com mais de 100 MW de PV distribuída, liderando o ranking nacional com 21,8% da capacidade instalada, seguido pelo Rio Grande do Sul (15,7%), São Paulo (12,2%), Paraná ( 6,1%) e Santa Catarina (5,4%).

Suporte popular para energia solar

O presidente da ABSolar, Ronaldo Koloszuk, ressaltou que o forte crescimento dos últimos dois anos deveu-se a módulos fotovoltaicos mais baratos, maiores tarifas de energia e uma maior conscientização ambiental entre os consumidores.

O CEO da ABSolar, Rodrigo Sauaia, disse: “Pesquisas realizadas pelo Ibope Inteligência em 2018 e 2017 – e pelo Datafolha em 2016 e DataSenado em 2015 – mostram que a fonte solar fotovoltaica tem o amplo apoio de mais de 85% dos brasileiros Não está claro, no entanto, qual é a atitude do populista Jair Bolsonaro – empossado como presidente este mês – em direção à energia solar.

A consultoria brasileira Greener destacou recentemente o forte potencial da geração distribuída no Brasil.

A legislação de medição líquida foi introduzida pelo governo brasileiro em 2010, mas foi somente em 2016 que o Ministério de Energia e Minas introduziu um pacote de medidas que liberou o potencial da medição líquida em nível nacional. Essa legislação incluiu, juntamente com melhores condições financeiras para empréstimos de projeto, um aumento do limite de tamanho para projetos para se qualificar para medição líquida, para 5 MW.

O governo está apoiando a geração distribuída por meio de sua Convenção 16/15 ( Convenio ICMS 16/2015 ), que isenta os proprietários de geradores de energia solar de até 1 MW do pagamento do ICMS sob o programa de medição líquida.

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) do Brasil tem o objetivo de trazer 886.723 sistemas fotovoltaicos sob regras de medição líquida até 2024.

A TechnipFMC recebeu um contrato significativo de engenharia integrada, aquisição, construção e instalação (iEPCI) pela BP para o projeto Atlantis Fase 3 localizado no Golfo do México. 

A BP anunciou na terça-feira que aprovou a expansão do campo Atlantis. O desenvolvimento de US $ 1,3 bilhão do Atlantis Fase 3 incluirá a construção de um novo sistema de produção submarina a partir de oito novos poços que serão ligados à plataforma atual, a 150 milhas ao sul de Nova Orleans.

Após as decisões finais de investimento de todos os parceiros, a TechnipFMC informou na quarta-feira que fabricaria, entregaria e instalaria equipamentos submarinos, incluindo sistemas de árvores submarinas, manifolds, linhas de fluxo, umbilicais e jumpers submarinos, terminações de tubulações, distribuição submarina e equipamentos de controle topside.

Este contrato também inclui serviços provisórios para ferramentas e pessoal necessário para instalar o hardware.

Para a TechnipFMC, um contrato “significativo” vale entre US $ 75 milhões e US $ 250 milhões.

Arnaud Pieton , Presidente Subsea, comentou: “Estamos muito satisfeitos por o TechnipFMC ter recebido o contrato da aniEPCI para o desenvolvimento da Fase 3 do projeto BP Atlantis. Este prêmio reforça a posição da TechnipFMC como líder de mercado e tecnologia para equipamentos submarinos e demonstra o valor agregado da iEPCI – nossa oferta integrada única. ”

Os futuros de petróleo bruto registraram ganhos impressionantes na quarta-feira, com os benchmarks West Texas Intermediate (WTI) e Brent se ajustando acima dos limites psicologicamente importantes de US $ 50 e US $ 60, respectivamente.

O preço do contrato WTI de fevereiro subiu US $ 2,58 para encerrar o dia em US $ 52,36 por barril. O benchmark foi negociado dentro de um intervalo de US $ 49,80 a US $ 52,58.

“O gráfico diário para o petróleo cru de fevereiro WTI mostra o significado da linha de tendência do urso em declive,” disse a Rigzone Jerry Rafferty, presidente e CEO da Rafferty Commodities Group, sediada em Rockville Center, NY. “Esta linha de tendência de longa data continha a tendência do mercado desde outubro. Embora tivéssemos aproveitado as oportunidades de negociação para vender contra esse valor decrescente de resistência, afirmamos que mudaríamos rapidamente de um vendedor para um comprador se os preços pudessem sair acima dessa linha de tendência. ”

Desde outubro, o mercado oferece inúmeras oportunidades de compra e venda contra os níveis de suporte e resistência, observou Rafferty.

“Tudo isso mudou na última sexta-feira, quando os preços irromperam acima da linha de tendência em 4730”, continuou Rafferty. “Desde então, listamos 4957 e 5000 como as duas resistências mais próximas para possível obtenção de lucro. O poder da fuga provou ser ainda mais forte. Procuramos preços para desafiar as altas de dezembro perto de 5500 ”.

O preço de 61,44 dólares por barril foi o petróleo Brent para entrega em março. O preço do Brent de quarta-feira reflete um aumento diário de US $ 2,72.

A gasolina reformulada no primeiro semestre (RBOB) também ganhou força durante a sessão do meio da semana. Os futuros do RBOB de fevereiro ganharam 6 centavos, ficando em US $ 1,425 por galão.

O gás natural de Henry Hub para entrega em fevereiro conseguiu ultrapassar o limite de US $ 3 durante as negociações de quarta-feira, mas acabou ficando em US $ 2,98 – ainda uma melhora de 2 centavos em relação à sessão anterior. O gás natural atingiu o pico de US $ 3,02 e chegou a US $ 2,94.

De acordo com Wood Mackenzie, um grupo de inteligência energética, cinco temas que vão dominar o mercado em 2019 incluem o retorno da exploração do Mar do Norte e, embora o gasto com o negócio vá desacelerar, ele continuará sendo o mercado do vendedor. O WoodMac também vê um aumento nas despesas com desenvolvimento em 2019, mas a produção permanecerá estável. No final, as empresas com os projetos de menor custo serão os vencedores deste ano.

Um ano tentador pela frente para a exploração do Mar do Norte

A exploração do Mar do Norte está de volta em 2019. Em toda a região – Reino Unido, Noruega, Holanda e Dinamarca – a WoodMac espera que mais de 60 poços exploratórios cresçam 25% em 2018. Os orçamentos são maiores e os portfólios das empresas estão repletos de perspectivas amadurecidas desaceleração. A competição por ativos no mercado de M & A será acirrada, particularmente na Noruega. Então, o crescimento através da broca é atraente.

Há escala também. Embora muitos dos prospectos sejam liderados por infra-estrutura, a WoodMac acredita que também veremos novas peças e ideias sendo testadas. No total, as empresas estão visando 10 bilhões de barris de recursos brutos não-riscados. Volume, bem como valor, está na agenda.

A Noruega estará no centro da alta, com a perfuração deve atingir níveis pré-retração – a WoodMac prevê que mais de 40 poços de exploração serão perfurados, ante 26 em 2018.

A exploração está de volta ao Reino Unido também. Enfraqueceu em 2018, com apenas oito poços perfurados, o menor número desde a década de 1960. WoodMac espera que o setor do Reino Unido veja entre 10 e 15 poços este ano. Os poços de Rocha Negra e Lyon de Siccar Point, no oeste de Shetland, são os únicos a serem observados. Ambos são de alto risco, mas possuem potencial independente.

A Equinor é o único grande grupo a perfurar mais do que um punhado de poços no Mar do Norte este ano. Ela perfurará cerca de 20 em todo o Reino Unido e Noruega – seu maior número desde 2013. A Aker BP e Lundin são os próximos jogadores na fila, à medida que procuram garantir o crescimento pós-Sverdrup.

M & A – Majors norte-americanas e large-caps serão o centro das atenções

O gasto com o negócio diminuirá, mas o WoodMac ainda espera algumas transações grandes, além de muitas transações menores. Permanecerá (relativamente falando) como um mercado de vendedores, onde os principais serão os grandes vendedores, disse o grupo de inteligência energética.

As grandes empresas europeias continuarão a otimizar os portfólios, enquanto as majors e grandes empresas norte-americanas ocupam o centro do palco, pois se concentram em oportunidades mais atraentes em outros lugares.

Os motoristas para desinvestir estão no lugar, assim também são os facilitadores – um grupo de compradores ansiosos para crescer. A maioria dos ativos em disputa precisará de compradores com bolsos profundos. Independentes listados e até mesmo os NOCs asiáticos não podem ser descartados, mas a maioria dos caminhos leva à onda de empresas privadas / de propriedade. Dois grupos distintos apoiados por PE emergiram: aqueles com histórias de crescimento mais orgânicas e aqueles dispostos a assumir ativos em toda a cadeia de valor. Estes últimos provavelmente serão os grandes compradores.

Uma onda de novos projetos para impulsionar o investimento

Este ano, a recuperação do Mar do Norte se consolidará. Novas empresas trouxeram novos investimentos, e alguns participantes importantes, como BP e Shell, ainda estão sancionando projetos. O WoodMac prevê um aumento nas despesas de desenvolvimento em 2019, com mais de US $ 24 bilhões sendo gastos em projetos.

A Noruega e o Reino Unido dominam com US $ 16 bilhões e US $ 7 bilhões em investimentos, respectivamente. Mas o trabalho no hub da Total Tyra também levará a um aumento significativo na Dinamarca. À medida que a confiança retorna ao setor, a WoodMac espera outro ano excelente para os FIDs do Mar do Norte, com 23 sanções previstas para o projeto (12 no Reino Unido, nove na Noruega, uma na Holanda e uma na Dinamarca, respectivamente).

A competição global pelo capital continuará sendo um problema em 2019. O Mar do Norte se beneficiará do novo grupo de jogadores focados que estão dando nova vida à região: eles serão responsáveis ​​por 80% dos FIDs em 2019.

Grandes start-ups de projetos para manter a produção estável

De acordo com a WoodMac, a produção permanecerá estável. As operadoras produzirão 6,3 milhões de boe / d no Mar do Norte em 2019, com uma divisão quase igual entre petróleo (49%) e gás (51%). Iniciativas-chave (e ramp ups) compensarão o declínio de produtores legados. Enquanto os olhos estarão no Culzean de Total e no Marinheiro de Equinor, é Johan Sverdrup que vai pegar as manchetes. Com quase 3 bilhões de barris de petróleo, é a maior start-up da região em mais de 20 anos. Seu impacto será sentido depois de 2019 (o pico de produção será de 660.000 b / d em 2023), já que a WoodMac espera uma start-up no quarto trimestre do ano.

As previsões da Direcção Norueguesa de Petróleo mostram que, após um pequeno declínio em 2019, a produção de petróleo e gás aumentará a partir de 2020 e até 2023. 

O Diretor Geral do NPD, Bente Nyland , disse: “O nível de atividade na plataforma norueguesa é alto. As previsões de produção para os próximos anos são promissoras e estabelecem uma base para receitas substanciais, tanto para as empresas quanto para a sociedade norueguesa. Há um interesse considerável em explorar petróleo e gás ”.

A atividade de exploração foi consideravelmente maior no ano passado do que nos dois anos anteriores. O número de poços de exploração aumentou dramaticamente, e 87 novas licenças de produção foram concedidas, o que é um novo recorde, de acordo com o NPD.

Um total de 53 poços de exploração foram perfurados no ano passado, em comparação com 36 em 2017. Os planos das empresas mostram que esse número provavelmente permanecerá no mesmo nível alto em 2019. Onze descobertas foram feitas, com uma estimativa preliminar de 82 milhões de metros cúbicos de equivalentes a óleo recuperáveis ​​(oe). Isso é maior que cada um dos três anos anteriores.

“O alto nível de atividade de exploração prova que a plataforma norueguesa é atraente. São boas noticias! No entanto, o crescimento dos recursos neste nível não é suficiente para manter um alto nível de produção após 2025. Portanto, recursos mais lucrativos devem ser provados, e o tempo está passando ”, disse Nyland.

Ela observou que quase dois terços dos recursos não descobertos estão no Mar de Barents. Esta área será importante para manter a alta produção a longo prazo.

A Noruega é um importante fornecedor de gás a longo prazo para a Europa. O gás pode contribuir para um desenvolvimento mais sustentável de três maneiras: fornecendo acesso razoável e estável à energia, deslocando o uso do carvão e apoiando a produção de energia renovável.

“No futuro, haverá mais capacidade disponível em dutos e outras infra-estruturas para o gás. Isso significa que é mais atraente explorar gás, e é importante que a indústria aproveite essa oportunidade ”, disse Nyland.

No final do ano, havia 83 campos produtores na plataforma norueguesa. Um deles – Aasta Hansteen – entrou em operação em 2018 . Simultaneamente ao start-up de Aasta Hansteen, o duto da Polarled iniciou a operação para direcionar o gás para as instalações de processamento em Nyhamna, no condado de Møre og Romsdal. Aasta Hansteen e Polarled fornecem novas infra-estruturas na parte norte do Mar da Noruega, abrindo assim novas oportunidades nesta parte da Plataforma.

Nove PDOs aprovados em 2018

As empresas apresentaram planos de desenvolvimento e operação (PDOs) para três novos projetos no ano passado, enquanto nove planos foram aprovados. Sete dos planos referem-se a desenvolvimentos de campo ligados à infraestrutura existente.

“O bom aproveitamento da infraestrutura e da cooperação entre as licenças de produção significa menores custos de desenvolvimento e possibilita o desenvolvimento de pequenas e médias descobertas de forma rentável. Isso está se tornando cada vez mais importante à medida que a prateleira amadurece ”.

As reservas são recursos para os quais os planos de desenvolvimento foram adotados. No ano passado, pela primeira vez, o crescimento das reservas de petróleo excedeu a curva ambiciosa da Direção Petrolífera Norueguesa para o crescimento das reservas para o período 2013 – 2023. As razões para este desenvolvimento muito positivo são que mais campos estão sendo desenvolvidos e mais trabalho está sendo feito. para melhorar a recuperação nos campos em operação.

Crescimento do investimento em 2019

Os investimentos na plataforma norueguesa em 2018 estavam aproximadamente no mesmo nível do ano anterior, mas vários dos desenvolvimentos em andamento, liderados por Johan Sverdrup e Johan Castberg, contribuirão para um crescimento substancial em 2019.

A indústria fez um bom trabalho no controle de custos e eficiência nos últimos anos, o que levou a uma redução considerável nos custos de exploração, desenvolvimento e operação. Isso é importante para garantir que a plataforma norueguesa seja competitiva e tenha um bom gerenciamento de recursos.

“Um nível de custo mais baixo também se reflete nos novos projetos aprovados. São projetos lucrativos para as empresas e para a sociedade norueguesa. O cenário geral é que os novos projetos de desenvolvimento serão lucrativos com preços de petróleo significativamente mais baixos do que o nível atual ”, concluiu Nyland.

A Solstad Offshore garantiu dois novos contratos de afretamento para as embarcações de construção offshore em sua frota.

A empresa celebrou um contrato com a DeepOcean para a implantação do navio de apoio à construção (CSV) Normand Jarstein . O contrato terá início em março para a temporada de 2019, com mais opções para 2020 e 2021.

A DeepOcean irá mobilizar dois sistemas WROV a bordo e usar a embarcação em seus projetos dentro dos setores de petróleo e gás e renováveis.

Além disso, a Rever Offshore UK, anteriormente conhecida como Bibby Offshore, declarou a opção 2019 para o afretamento do CSV Normand Clipper .

As operações serão no Mar do Norte e o período de contrato é de no mínimo 120 dias firmes. O início do contrato é entre 15 de março e 15 de abril de 2019.

A empresa brasileira de energia Omega Energia planeja desenvolver um complexo de energia eólica de até 1 GW no estado do Piauí.

De acordo com um anúncio do governo local, o esquema exigirá cerca de BRL 6 bilhões (USD 1.61bn / EUR 1.41bn) em investimentos e será desenvolvido em dois estágios de 500 MW.

Localizado na região de Gilbués, o projeto está previsto para ser inaugurado no segundo semestre do ano, com operação comercial prevista para 2021. Quando concluído, o parque ajudará o Piauí a se tornar o terceiro entre os estados brasileiros com maior produção de energia renovável. , disse o governo.

Todos os anos, o Piauí atinge o seu pico de geração eólica entre outubro e dezembro, com um fator potencial de cerca de 90%. Isso coloca o estado como exportador de energia, observou o governador Wellington Dias.

(BRL 1 = USD 0,27 / EUR 0,23)

 A empresa brasileira de energia elétrica Engie Brasil Energia SA (BVMF: EGIE3) recebeu o apoio da Aneel, do setor elétrico, para colocar on-line um parque eólico de 22,5 MW.

Batizada de Central Eolica Umburanas 21, a usina faz parte do Complexo Eólico Umburanas Fase I, de 360 ​​MW, localizado no município de Umburanas, no estado da Bahia.

O estágio inicial do complexo é composto de 144 aerogeradores com capacidade de 2,5 MW cada, formando 18 parques eólicos no total. Quando totalmente concluído, o complexo de Umburanas será o maior do gênero no portfólio brasileiro da empresa, com 605 MW totais, segundo a unidade local do grupo francês de energia Engie (EPA: ENGI) em seu site.

Recentemente, a Engie colocou em operação comercial seu complexo eólico Campo Largo Fase I de 326,7 MW, também na mesma região de Umburanas.

Para o CEO Eduardo Sattamini, a aprovação da Aneel, que vem após apenas um ano desde o início da construção, demonstra a sinergia resultante da implementação conjunta de Umburanas e Campo Largo.

O petróleo subiu acima de US $ 50 o barril, ampliando sua recuperação mais longa em 1 ano e meio, à medida que os ativos de risco global foram impulsionados pela perspectiva de um degelo nas tensões comerciais entre as maiores economias do mundo.

Os futuros de Nova York – que negociaram mais de US $ 50 em dezembro – estão em oitavo resultado consecutivo, recuperando-se de um colapso de quase 40% no último trimestre de 2018. Dizem que o presidente dos EUA, Donald Trump, está ansioso para atacar lidar com a China em breve para animar os mercados financeiros que caíram em preocupações sobre uma guerra comercial entre as nações. As ações asiáticas na quarta-feira seguiram um comício nos EUA sobre o otimismo dos investidores.

Para os touros do petróleo, a perspectiva econômica mais clara fornece algum conforto, depois de temores de que a longa guerra comercial prejudique a demanda, o que ajudou a arrastar os preços para um mercado em baixa a partir de uma alta de quatro anos em outubro. A confiança também está fortalecendo o fato de que a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados, incluindo a Rússia, reduzirá a produção o suficiente para conter o fornecimento em expansão dos EUA e evitar um excesso de oferta.

“O sentimento geral dos investidores sobre os ativos de risco está melhorando, à medida que as negociações entre os EUA e a China aliviam as incertezas do mercado”, disse Ahn Yea Ha, analista de commodities da Kiwoom Securities Co., por telefone, de Seul. “Por outro lado, a OPEP está sinalizando que está determinado a eliminar um excesso de oferta, o que também está apoiando os preços do petróleo”.

O West Texas Intermediate para entrega em fevereiro subiu até 88 centavos, ou 1,8 por cento, para US $ 50,66 na New York Mercantile Exchange, a primeira vez que está acima dos US $ 50 desde 17 de dezembro. Foi de US $ 50,42 às 7:56 em Londres. Os preços avançaram cerca de 12% em relação às sete sessões anteriores, desfazendo quase metade da perda do ano de 2018.

Brent para liquidação em março subiu 70 centavos para 59,42 dólares por barril na ICE Futures Europe Exchange, em Londres. Ele subiu mais de 12% em sete sessões. O petróleo de referência global foi negociado a um prêmio de US $ 8,69 por barril para o WTI no mesmo mês.

As negociações comerciais entre EUA e China em Pequim foram concluídas após um dia que mostra que ambos os lados são sérios, de acordo com um porta-voz do Ministério das Relações Exteriores da China. As negociações foram originalmente agendadas para dois dias, e Trump já havia expressado otimismo em um tweet, exclamando: “As negociações com a China estão indo muito bem!”

Enquanto isso, um relatório da indústria pós-mercado mostrou que os estoques de petróleo bruto nos EUA caíram 6,13 milhões de barris na semana passada. Ainda assim, os dados também sinalizaram aumentos substanciais nos estoques americanos de gasolina e diesel, um sinal de baixa para a demanda. Um relatório do governo na quarta-feira deve mostrar que os estoques de petróleo bruto caíram 2,7 milhões de barris na semana passada, embora o tesouro no principal centro de armazenamento do país possa ter aumentado.

A Associação de Desenvolvedores de Energia Solar (SPDA) exigiu que a taxa de imposto sobre bens e serviços seja mantida em 5% no sistema de geração de energia solar (SPGS) dizendo que recomendações recentes do Conselho GST são inconsistentes com a política do governo de promover energia.

A incidência total de impostos sobre o SPGS aumentaria para 8,9% com a implementação das recomendações do Conselho GST finalizadas em 22 de dezembro de 2018, que entrariam em vigor a partir de 1º de janeiro de 2019.

“… mantendo-se alinhado com o esforço do governo de promover o setor de energia renovável e considerando os fatos específicos do setor solar, todo o contrato de fornecimento de SPGS deve ser tributado na taxa de 5%”, disse o SPDA em uma carta ao ministro das Finanças, Arun Jaitley, na semana passada.

O órgão também disse: “As recomendações atuais (do Conselho GST) seriam inconsistentes e criariam uma enorme lacuna na política do governo e sua implementação”.

O governo estabeleceu uma meta de 175 GW de energia renovável até 2022, que inclui 100 GW de energia solar.

Na 31ª reunião do conselho da GST, realizada em 22 de dezembro de 2018, o órgão do setor recomendou que, no caso de contratos de fornecimento de SPGS, 70% do valor bruto do contrato seria considerado como o valor da oferta de bens e atrairia 5 por cento e o restante (30 por cento) do valor agregado do contrato de EPC (procurement e construção de engenharia) será considerado como o valor de fornecimento de serviços tributáveis ​​que atraem a taxa padrão de GST.

Além disso, a SPDA informou que, em caso de contrato de fornecimento de SPGS, o escopo do trabalho inclui principalmente o fornecimento de mercadorias.