I-NOTICIAS
A BP chegou a um acordo para indenizar a subsidiária americana da Weatherford por futuras ações judiciais compensatórias motivadas pelo vazamento de óleo de Macondo. A empresa foi responsável pela produção do colar de flutuação utilizado no poço.
Pelo acordo, a Weatherford repassará US$ 75 milhões à BP, que aplicará o montante no fundo de US$ 20 bilhões criado para atender às compensações. A petroleira inglesa pagará pelos pedidos de compensação, incluindo os provocados pela poluição. Ficam de fora do acordo ações civis, criminais, administrativas e multas, entre outras.
A BP afirmou que busca fazer acordo com as outras empresas envolvidas no acidentes, especialmente a Transocean, Halliburton e Anadarko, para que cada uma contribua para o fundo.
Fonte: energiahoje
A Bacia de Santos deverá encerrar este ano com produção de 150 mil barris de óleo por dia, aumento de 50% em relação aos atuais volumes. O grande responsável pelo salto será o polo do pré-sal, que duplicará a performance saindo de atuais 60 mil barris para prováveis 100 mil barris. "Mais rápido que isso não conheço empresa que fez. Entre a descoberta do pré-sal e o primeiro sistema definitivo foram quatro anos", afirma o gerente-geral da Unidade de Operação de Exploração e Produção da Bacia de Santos, José Luiz Marcusso. Os volumes dizem respeito à Petrobras mais a fatia dos parceiros da estatal na exploração.
Até 2006, a Bacia de Santos fornecia cerca de 5 mil barris por dia. A primeira produção definitiva em um campo do pré-sal começou em outubro de 2010, com o programa piloto de Lula (o navio-plataforma FPSO Cidade de Angra dos Reis). Hoje, a embarcação tem apenas um poço interligado. Até dezembro serão conectados mais dois. Com os dois Testes de Longa Duração (TLDs) nos campos de Guará e de Lula Nordeste no total serão cinco poços interligados no pré-sal até o fim do ano, perfazendo os 100 mil barris por dia.
"Daria até para produzir mais, só não vamos porque tem a limitação de queima pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) e pelo Ibama para os TLDs", afirma o gerente-geral da unidade.
Já no fim de 2012, outro grande salto é esperado. A estimativa é que a Bacia de Santos encerre o próximo exercício com 206 mil barris/dia. Além da fatia do pré-sal, que chegará a 130 mil barris/dia, os outros quatro polos também devem aumentar o fornecimento. O destaque será Tiro e Sídon, no polo Sul, que duplicará o fornecimento atual, com produção operada estimada em 50 mil barris por dia com o FPSO Cidade de Itajaí. "Será o grande próximo sistema a entrar na bacia", anunciou Marcusso.
Fonte: Valor On Line
Com atuação em todos os segmentos da industria de óleo e gás - Subsea, Offshore e Onshore - a Technip continua investindo fortemente no Brasil e anunciou durante a feira Brasil Offshore em Macaé, que terminou na semana passada, a encomenda de seis novos “Supply Boats” (barcos de apoio) que serão entregues até dezembro de 2013.
No início deste ano a empresa já tinha anunciado a construção de uma nova fábrica de flexíveis em Angra e também incorporou à sua frota, dois novos navios de bandeira brasileira: o Skandi Vitória e o Skandi Niterói.
Com sede na França, conta com 23.000 profissionais em 48 países. No Brasil, possui uma fábrica de tubos flexíveis em Vitória, um centro de engenharia no Rio de Janeiro, uma base operacional em Macaé, navios especializados em instalações de dutos submarinos e é a atual arrendatária do Porto de Angra dos Reis no Rio de Janeiro.
A Flexibrás, fábrica de tubos flexíveis da Technip, localizada em Vitória, completou 25 anos e já produziu cerca de 4.000 km de tubos desde 1986. A Technip é líder mundial em gerenciamento de projetos, engenharia e construção para a indústria de energia e tem trabalhado em parceria com a Petrobras, atendendo aos desafios do mercado.
Fonte: Guiaoilegas
4-HRT inicia perfuração de segundo poço
A HRT informou que sua subsidiária HRT O&G deu início no dia 21/06, à perfuração do seu segundo poço exploratório na locação 1-HRT-2-AM. Este poço está sendo perfurado na estrutura do recurso contingente chamado Jatobá (JOB), situada na porção nordeste do Bloco SOL-T-169, na Bacia Sedimentar do Solimões, visando testar o prolongamento oeste do alto estrutural já testado no passado pelo poço 1-JOB-01-AM, que acusou a presença de gás na Formação Juruá.
Tomando por base os resultados de poços anteriores, a HRT espera que neste poço ocorram pelo menos dois intervalos com hidrocarbonetos: (1) os arenitos da Formação Juruá Inferior (Carbonífero) e; (2) os arenitos da Formação Uerê (Devoniano), sendo mais provável a ocorrência de gás nos reservatórios do Carbonífero e de óleo no Devoniano.
Este segundo poço está localizado no Município de Tefé, Estado do Amazonas e está sendo perfurado pela sonda QGVIII, da Queiroz Galvão, com previsão de atingir a profundidade final em torno de 3.500 metros.
A HRT possui 55% de participação em 21 blocos exploratórios na Bacia Sedimentar do Solimões, ocupando uma área de aproximadamente 48,5 mil km2 onde foram mapeados e certificados 52 prospectos e 11 descobertas classificadas como recursos contingentes.
Ainda no mês de junho, está previsto o inicio da perfuração do poço, 1-HRT-168/01-AM. Este poço será perfurado na estrutura mapeada e classificada como recurso contingente denominado Gavião (GAV), situado no município de Carauari.
Fonte: TN Petróleo
5-Funcefet abre inscrições para cursos de MBA em tecnologia, petróleo e gás, meio ambiente e gestão
A Fundação de Apoio CEFET, voltada para pesquisa, projetos, ensino técnico e cursos de qualificação profissional e de pós-graduação, abriu inscrições para dezoito turmas de MBA e cursos de especialização, que começam na segunda semana de agosto. Reconhecida como uma das principais instituições de ensino na área de petróleo e gás, energia, TI, meio ambiente e gestão, a Funcefet já formou mais de 80 mil alunos desde 1994. Com o objetivo de qualificar profissionais de acordo com o avanço científico e tecnológico, os cursos de pós-graduação lato sensu são hoje o principal foco da instituição.
Segundo o presidente da Funcefet, Raul Rousso, o MBA hoje é fundamental para quem pretende ter algum destaque no mercado de trabalho, principalmente em engenharia e na área empresarial. “O MBA tem uma carga maior de disciplinas de administração. Na Engenharia, por exemplo, ter um MBA é quase essencial para a ocupação de determinados cargos em empresas. Além disso, pesquisas mostram que a pós-graduação pode trazer um acréscimo de 15% no salário do profissional”.
A partir de agosto, a Funcefet oferece MBAs de QSMS (Qualidade, Segurança, Meio Ambiente e Saúde), Gestão Ambiental, Gestão de Resíduos, Qualidade e Produtividade, Gerenciamento de Projetos, Engenharia da Produção, Engenharia Econômica e Financeira, Gestão Empresarial, Marketing e Logística Empresarial. O aluno também pode se inscrever nos cursos de especialização da Funcefet, como: Auditoria de Sistemas de Saúde; Gestão de Recursos Humanos; Comunicação Empresarial; Gerenciamento de Mídias Digitais; Bussiness Inteligence; Análise, Projeto e Gerência de Sistemas; e Refino de Petróleo, Petroquímica e Biocombustíveis.
Fonte: TN Petroleo
II – COMENTÁRIOS
Uma década depois do início da retomada da produção naval brasileira, o Brasil aparece novamente nas estatísticas internacionais da construção naval e hoje ocupa a quinta posição em volume de encomendas. Segundo o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), são 269 projetos nos 37 estaleiros associados, sendo 19 plataformas de produção de petróleo. Novos contratos irão somar-se à frota do programa EBN - Empresa Brasileira de Navegação, criada pela Petrobras para incentivar a indústria naval brasileira, convocando armadores para a construção de 39 petroleiros.
Em maio a Petrobras assinou com a Hidrovia South American Logistics os últimos seis contratos do Programa EBN2. Refere-se ao afretamento de seis navios da classe Panamax, dos quais cinco para movimentação de gasolina e diesel e um para transporte de petróleo. A Petrobras também está contratando 28 sondas de perfuração, 30 navios de apoio marítimo e a integração final de oito navios de produção FPSO (Floating Production Storage Offloading), cujas licitações são esperadas em 2011.
Esse volume de encomendas não chega nem perto do potencial do mercado a partir das demandas do pré-sal e para o qual o parque naval brasileiro ainda não está preparado. Para estimular a construção de novos estaleiros a Petrobras criou o conceito de estaleiro virtual, que permite que eles conquistem contratos antes mesmo de sua própria construção.
Um exemplo foi o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, investimento de R$ 2 bilhões dos grupos Camargo Corrêa, Queiroz Galvão e a PJMR e que desde abril do ano passado conta com participação da Samsung. Conta com carteira de 22 navios, o casco da plataforma P-55 e contrato de sete sondas. A empresa está conduzindo agora a construção da sua área de offshore, com investimentos de R$ 700 milhões. E espera resolver a questão do atraso na entrega do navio João Cândido, o primeiro do lote de 15 navios do Promef I, no segundo semestre deste ano. Além do EAS, existem 13 novos estaleiros em implantação que aumentarão o parque de médio e grande porte para 50 estaleiros.
A Transpetro está finalizando a licitação para a contratação de oito navios, os últimos das 49 embarcações previstas nas duas primeiras fases do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). Nessa licitação, o Estaleiro Eisa, do Rio de Janeiro, ofereceu o menor preço e espera ter o contrato assinado até o início de julho. Segundo Jorge Gonçalves, presidente do Eisa, os navios de maior porte já serão construídos no novo estaleiro que a companhia está construindo em Coruripe (AL), com investimentos de R$ 800 milhões. O empreendimento está na fase de licenciamento e deve ser concluído em três anos, mas em 18 meses começa a produzir navios e plataformas offshore. Será um dos maiores do país com 2 milhões de metros quadrados.
Mas a maior expectativa deste ano é a licitação para a contratação de 21 sondas pela Petrobras. O processo foi iniciado no ano passado, mas a empresa resolveu rever o modelo e ao invés de adquirir as sondas, como fez no primeiro lote de sete, arrematado pelo EAS, vai licitar o afretamento associado a construção. Outra compra aguardada é a contratação da integração final de oito navios de produção FPSO, cujos cascos já foram contratados ao Estaleiro Rio Grande, que foi construído pela WTorre e adquirido pela Engevix.
Na área de offshore, a Petrobras tem cinco plataformas em construção que vão somar-se à recém entregue P-56, construída no estaleiro BrasFELS, em Angra dos Reis. O casco da P-55 está sendo construído no EAS e a construção do deckbox da plataforma, módulos e equipamentos que compõem a unidade estão em construção no Estaleiro Rio Grande.
Já a P-59 e P-60 estão no canteiro de São Roque do Paraguaçu, em Maragogipe (BA), pelo Consórcio Rio Paraguaçu - que reúne Odebrecht, Queiroz Galvão e UTC. A unidade de produção da TLWP (plataforma submersível para águas profundas) P-61 está sendo construída no Estaleiro BrasFELS, pela empresa FloaTEC. E finalmente a P-63 está fase inicial de construção no Estaleiro Rio Grande.
A OGX teve que erguer seu estaleiro, que já nasce com carteira de 48 projetos. "Vamos garantir que até 2019, 90% dos equipamentos sejam fabricados no Brasil. Serão 19 FPSOs, 24 WHPs, plataformas para águas rasas, e cinco plataformas submersas TLWP", diz Renato Belotti, diretor de produção.
Fonte: Valor Online
2-90% das plataformas de petróleo ainda são compradas no exterior
A revitalização da indústria naval brasileira e o anúncio da entrada em operação de pelo menos 13 novos estaleiros no Brasil ainda não são suficientes para que as plataformas de petróleo sejam inteiramente fabricadas aqui. Nos últimos quatro anos foram encomendadas 22 plataformas de produção de petróleo, em sua grande maioria pela Petrobras. Dessas, só 3 estão sendo integralmente construídas no Brasil, segundo o Sinaval (Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval): a P-51, a P-55 e a P-56. Dentre os gargalos enfrentados pela indústria local estão a falta de componentes nacionais e a sobrevalorização do real, que torna o produto importado mais barato.
As plataformas que atuam em grandes profundidades são na maioria navios petroleiros adaptados para produzir petróleo. E é mais fácil, rápido e barato encontrar no exterior esse tipo de embarcação, em sua maioria navios desativados, sem a necessidade de grande espera. Nas duas últimas décadas, enquanto a indústria brasileira ficou paralisada, países como Coreia do Sul, China e Cingapura desenvolveram suas indústrias navais investindo em tecnologia e dando subsídios estatais ao setor.
Um empresário da área que atua no Brasil diz que a indústria brasileira ainda é pequena e não existe um plano de governo para desenvolvê-la, apesar das grandes descobertas de petróleo. Ele diz que existem boas notícias no setor, como a projeção de demanda por sondas e plataformas nos próximos dez anos, pelo menos, o que não existia no Brasil há pouco tempo. Mas falta uma política de financiamento. Hoje, o BNDES, a Caixa Econômica Federal e o Banco do Brasil são repassadores do Fundo da Marinha Mercante, mas não há recursos suficientes e há excesso de burocracia. PETROBRAS Outro executivo do setor diz que esse processo de revitalização se deve em grande parte à Petrobras, cujo plano de investimentos para os próximos quatro anos prevê US$ 224 bilhões -média de US$ 44,8 bilhões por ano. Mesmo assim, a maioria das plataformas encomendadas pela estatal será total ou parcialmente fabricada e montada no exterior.
A OGX, braço do setor de óleo e gás do grupo EBX, controlado pelo empresário Eike Batista, está contratando quatro plataformas no exterior, mesmo contando com uma empresa do setor naval dentro do grupo, a OSX. Como a OSX ainda não tem um estaleiro funcionando, as plataformas serão construídas em Cingapura. Mas, segundo a empresa, apenas as primeiras unidades serão contratadas fora do país. A demanda total da OGX será de 48 plataformas até 2019, das quais 90% serão produzidas em território nacional, no estaleiro que está sendo construído pela OSX, segundo a empresa.
Fonte: Folha de São Paulo
3-Atraso no novo Plano Petrobras afeta valor das ações
O segundo adiamento do anúncio do novo plano de negócios da Petrobras, já afetam as ações da companhia. Os papéis fecharam nesta semana a R$ 23,10, o que representa uma queda sobre os R$ 25,48 que valiam no dia da capitalização, 24 de setembro de 2010, já descontados os dividendos. Desde o fim de 2010 a empresa perdeu R$ 61 bilhões em valor de mercado - passou de R$ 380,24 bilhões no dia 30 de dezembro para R$ 319,19 bilhões ontem, numa baixa de 16%.
Ontem, o ministro da Fazenda, Guido Mantega, que preside o conselho da Petrobras desde o ano passado, evitou dar respostas objetivas sobre o tema. Disse que o conselho não "rejeitou nada" e negou a existência de divergências com a diretoria da estatal.
"Não há pontos de divergência, você tem que amadurecer determinados pontos, ajustar cronogramas, verificar se estão corretos, procurar reduzir custos e sempre melhorar desempenho. Mas não é assunto que vou tratar aqui, porque nem posso, é a própria Petrobras, quando tivermos o plano definido, que fará o anúncio, como sempre faz", disse Mantega.
Apesar das evasivas do ministro, é notório que companhia vive vários dilemas aparentemente não solucionados em duas reuniões consecutivas de avaliação do plano estratégico, a primeira no dia 20 de maio e a segunda no dia 17 de junho. Os problemas foram agravados recentemente pela percepção do mercado de que o conselho perdeu objetividade com a saída de Antonio Palocci. O ex-ministro participou apenas de uma reunião do conselho antes de se afastar do cargo de chefe da Casa Civil.
"Pela primeira vez vejo o conselho de administração da Petrobras em posição antagônica em relação à diretoria-executiva", afirma o economista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (Cbie).
Entre 2011 e 2015 a Petrobras precisa colocar em prática bilionários investimentos para aumentar a produção de petróleo e começar a explorar comercialmente as descobertas no pré-sal sem deixar de lado a exploração dos campos no pós-sal das Bacias de Campos, Espírito Santo e Sergipe-Alagoas, onde o retorno do investimento será mais rápido.
O plano estratégico atual prevê investimentos de US$ 224 bilhões até 2014, mas não inclui a exploração dos 5 bilhões de barris adquiridos no processo de cessão onerosa e posterior capitalização - orçados em no mínimo US$ 10 bilhões - nem a fase mais pesada de investimento nas novas refinarias. Também é preciso lembrar o objetivo do governo de aumentar os índices de nacionalização dos equipamentos utilizados pela estatal. Ela vai precisar construir dezenas de plataformas e sondas de perfuração para águas ultraprofundas no país.
Todos esses projetos levaram o mercado a atualizar o plano estratégico até 2015 para algo entre US$ 260 e US$ 265 bilhões. Mas o conselho pediu para reduzir investimentos ou, nas palavras do presidente do BNDES, Luciano Coutinho, que ele atribuiu a Guido Mantega, que a empresa apresentasse um plano "mais realista". Ontem, em relatório para clientes, os analistas do Itaú BBA afirmavam não ver muito espaço para reduzir os investimentos abaixo da faixa de US$ 240 bilhões a US$ 250 bilhões.
Um ponto nevrálgico é o preço dos combustíveis. Para colocar seus projetos em marcha sem comprometer seu grau de investimento, a Petrobras precisa fazer caixa. Mas o governo resiste em aceitar aumentos de preço da gasolina e do diesel que pressionem ainda mais a inflação.
O governo recusou uma proposta que sugeria aumentar o preço dos combustíveis reduzindo em 10% a Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide). Desde maio de 2010 até o mês passado o governo arrecadou R$ 9 bilhões com esse tributo, lembra Pires.
A área de abastecimento da Petrobras é uma das que mais causam mau humor no mercado. A companhia tem planos de investir em quatro novas refinarias para processar petróleo produzido no país e atender ao aumento de consumo nacional sem importações. Mas enfrenta uma escalada de preços dos equipamentos e a falta de dinheiro para tantos projetos simultâneos. Os acionistas privados gostariam que as refinarias premium do Maranhão e Ceará fossem adiadas. E sem as novas refinarias o país não poderá evitar déficits da balança comercial de derivados.
Na opinião de Adriano Pires o governo está atribuindo responsabilidades para a Petrobras que podem sufocar a empresa no longo prazo. Citou como exemplo declarações recentes do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, de que a estatal precisa ter 15% do mercado brasileiro de etanol para funcionar como "regulador eficiente" do mercado. "A Petrobras tem que regular o mercado de etanol, aumentar a produção de petróleo, construir cinco novas refinarias, desenvolver o pré-sal, fazer novas termelétricas, criar um parque de fornecedores nacionais. É muita coisa para uma empresa que não pode vender os seus produtos a preços de mercado", ressalta Pires.
Fonte: Valor Economico
O desastre nuclear de Fukushima abriu caminho para uma reavaliação do papel da energia nuclear no mundo e de outras opções para produção de energia que poderão substituí-la. Essas opções não serão as mesmas em todos os países.
O Japão decidiu dar ênfase maior à eficiência energética, apesar de o país ser muito eficiente; a Alemanha, à energia dos ventos (eólica); e a Suécia, à biomassa. Gás natural será também usado como fonte deenergia num período de transição, até que outras energias renováveis - como a captação direta de energia solar - se tornem competitivas.
Nesse contexto, o Brasil encontra-se em posição privilegiada, com boa parte do seu potencial hidrelétrico ainda inexplorado e, sobretudo, com o uso da biomassa, que em nosso país significaetanol da cana-de-açúcar na Região Sudeste e produção de eletricidade.
No que se refere à hidreletricidade, quer em pequenas centrais hidrelétricas ou em grandes empreendimentos, o que tem impedido a sua expansão é uma combinação de projetos mal formulados pelos empreendedores e um comportamento passivo do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama).
A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) fez, com grande atraso, o levantamento de pelo menos 20 empreendimentos hidrelétricos em várias regiões do País, incluindo a Amazônia, com potencia total de 32 milhões de quilowatts. Há cerca de 16 milhões de quilowatts disponíveis na Amazônia, além de Belo Monte. São locais onde é possível construir hidrelétricas de porte médio, de 500 a 1.000 megawatts, que não causarão grandes impactos ambientais.
Seria importante analisar se nesses locais não se poderiam também prever reservatórios que regularizassem o curso dos rios e armazenassem água para os períodos secos. Um dos grandes problemas do setor elétrico brasileiro - a principal causa do desastroso racionamento de 2001 - se deve ao fato de que, desde 1986, as usinas hidrelétricas construídas no País não têm reservatórios para evitar o alagamento de áreas ribeirinhas.
No que se refere às pequenas centrais hidrelétricas - existem centenas no País que deveriam ser aproveitadas -, é indispensável que o Ibama adote um método de licenciamento simplificado e deixe de tratá-las como se fossem grandes empreendimentos. Mais ainda, os órgãos licenciadores deveriam ser mais proativos, ajudando os empreendedores a melhorar os seus projetos, já que esses órgãos (nos Estados e em Brasília) são os que têm melhores técnicos. Uma maior cooperação do Ministério Público também ajudaria, o que significa mais diálogo entre os diversos atores envolvidos.
Na área de cana-de-açúcar, grandes progressos podem ser feitos para manter na matriz energética uma grande parcela de renováveis, tanto na produção de álcool como na produção de eletricidade.
Atualmente, metade da gasolina que se consumiria no País, se o programa do álcool não existisse, já foi substituída poretanol, mas é preciso progredir mais nesse sentido. Graças à introdução dos automóveis "flexfuel", em 2003, mais de 90% dos carros novos são desse tipo e, a prosseguir essa tendência, o álcool substituirá 80% ou 90% da gasolina até o ano 2020. Isso ajudará muito para que o governo do Estado atinja as metas que adotou com a finalidade de reduzir as emissões de gases que causam o aquecimento global em 20% até 2020, em comparação com o ano de 2005. A vantagem adicional, nesse caso, é que a substituição de gasolina e óleo diesel por etanol melhora também a qualidade do ar nas grandes metrópoles, porque o etanol da cana-de-açúcar não contém as impurezas que se encontram nos derivados de petróleo.
No que se refere a São Paulo, vale lembrar que boa parte da frota de automóveis que circula na cidade é antiga. O que caberia, aqui, são medidas da Prefeitura para "aposentar" os carros mais antigos e encorajar a sua substituição por automóveis "flexfuel". Essa estratégia tem sido usada em outros países onde se usa gasolina para modernizar a frota circulante: os carros mais modernos são mais eficientes e consomem menos combustível por quilômetro rodado.
"Modernizar" a frota com carros "flexfuel" tem uma vantagem adicional: o etanol é um combustível renovável, de modo que o resultado que se deseja, que é o de reduzir as emissões de gases de efeito estufa, é alcançado mais rapidamente. A modernização pode ser encorajada reduzindo o Imposto sobre a Propriedade de Veículos Automotores (IPVA) dos carros "flexfuel" e auxiliando proprietários de veículos antigos a trocá-los por novos com financiamentos atraentes. Em alguns países o governo compra os veículos antigos para sucateá-los.
Acelerar o aumento da frota "flexfuel" de automóveis teria a vantagem adicional de fazer crescer o consumo de álcool e ajudar o setor produtivo a superar as dificuldades que tem atravessado nos últimos anos. Com o aumento da produção deetanol, aumentaria também a quantidade de bagaço disponível para gerar eletricidade, o que complementaria a geração hidrelétrica.
Finalmente, no que se refere à utilização de energia eólica para a produção de eletricidade, os leilões realizados para esse tipo de energia têm levado a uma redução dos preços da energia produzida. Com isso a participação da energia eólica deve aumentar muito até 2020. Como reconhece agora a EPE no seu novo Plano Decenal de Expansão de Energia. A intermitência dos ventos, que era considerada um problema, foi totalmente superada pelas tecnologias modernas. Só para dar um exemplo, o sistema elétrico da Espanha tem cerca de 20 mil fontes de energia (a maioria proveniente de pequenos grupos de energia eólica) e funciona muito satisfatoriamente.
Não é por falta de opções que poderia ocorrer uma crise de energia no País.
Texto originalmente publicado no jornal O Estadod de S. Paulo em 20/06/2011
José Goldemberg
Fonte: O Estado de S. Paulo
professor da Universidade de São Paulo (USP)
