A regulamentação da atividade de fraturamento hidráulico não convencional.

Como anteriormente divulgado, está em fase de regulamentação na Agência Nacional de Petróleo – ANP, a Resolução sobre Segurança Operacional e Meio Ambiente em Fraturamento Hidráulico Não Convencional. Busca-se através desta nova normativa regulamentar um regime operacional de segurança específico para este tipo de atividade, com a definição de condicionantes que visam à proteção e a utilização racional dos recursos hídricos circundantes.

Como qualquer trâmite regulatório e dada a relevância do assunto, a minuta final que estava prevista para ser aprovada em dezembro passado, ainda está discussão. A grande preocupação está relacionada à possibilidade de contaminação dos corpos hídricos envolvidos em razão de um projeto mal executado ou mal operado.

A minuta de Resolução prevê requisitos a serem cumpridos pelos detentores de direitos de Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural que executarão a perfuração de poços seguida do emprego da técnica de Fraturamento Hidráulico Não Convencional. Dentre eles, a elaboração de um Sistema de Gestão Ambiental, com detalhamento de controle, tratamento e disposição de resíduos sólidos e líquidos provenientes da atividade de perfuração e fraturamento hidráulico. A fim de minimizar os impactos, a normativa exige ainda, que a água utilizada seja preferencialmente produzida ou imprópria para o consumo humano, além de exigir a garantia de que a proteção dos solos e dos recursos hídricos da região será priorizada pelo operador.

Para que o fraturamento hidráulico não convencional seja aprovado pela ANP, a agência exige que os testes, as modelagens, as análises e os estudos deverão concluir pela inexistência da possibilidade técnica de que as fraturas preexistentes ou então as geradas durante as atividades de Exploração & Produção – E&P alcancem os corpos d’água existente. Há ainda um resguardo quanto aos aquíferos, exigindo que a atividade tenha uma distância mínima segura de suas bases, em consonância com as Melhores Práticas da Industria do Petróleo.

Ademais, o operador deverá apresentar com antecedência mínima de 90 dias antes da perfuração para aprovação,: (i) a licença ambiental do órgão competente para atividade de fraturamento hidráulico não convencional, (ii) outorga para a utilização dos recursos hídricos, (iii) laudo técnico fornecido por laboratório independente acreditado pelo INMETRO para os corpos d’água subterrâneos e superficiais existentes em um raio de 1.000 metros horizontais da cabeça do poço a ser perfurado, contendo, além das análises porventura exigidas pelo órgão ambiental competente: (1) data; coordenadas, e métodos utilizados na coleta; (2) data, método de análise e resultado das análises; e (3) identificação do responsável pela análise, (iv) projeto de poço e fraturamento não convencional, conforme descrito no anexo da resolução; e (v) declaração de Responsável Técnico Designado pela empresa de que o projeto atende aos requisitos legais aplicáveis e exigidos na resolução.

Vale destacar, que o projeto de poço deverá conter; o projeto com fraturamento hidráulico não convencional, simulação de fraturas e análise de riscos (este prevendo um plano de emergência) de acordo com as especificações da Resolução.

O mesmo se aplica para poços já existentes. Contudo, o prazo para apresentação dos documentos está vinculado ao início da atividade de fraturamento hidráulico.

Por fim, vale salientar que a validade da autorização está diretamente vinculada a validade da licença ambiental de operação, o que de fato demonstra que a preocupação ambiental abrangida pela atividade não passou despercebida pelo legislador.

Por: Buzaglo Dantas

2014-02-06T08:32:49+00:006 de Fevereiro de 2014|

ANP: Três bacias da 12ª Rodada têm potencial para gás não convencional

RIO  –  Três das sete bacias cujos blocos serão ofertados na 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no fim de novembro, apresentam expectativa de exploração de recursos energéticos não convencionais. Segundo a superintendente de definição de blocos da autarquia, Eliane Petersohn, as bacias são de São Francisco (em Minas Gerais), Recôncavo (Bahia) e Sergipe-Alagoas.

A exploração de gás natural não convencional é o principal objetivo do governo com a realização da 12ª Rodada.

Eliane, que participa de seminário técnico-ambiental da ANP sobre o leilão, afirmou que a agência redimensionou o tamanho dos blocos exploratórios nas bacias da Parnaíba (Maranhão) e São Francisco. A área de cada bloco foi reduzida de aproximadamente 3 mil km2 para 756 km2.

“Esse redimensionamento foi realizado em razão do estágio exploratório em que se encontram as duas bacias, um pouco mais avançado que as demais bacias brasileiras”, afirmou a superintendente.

A assessora da diretoria-geral da ANP Luciene Pedrosa, acrescentou que alguns blocos da bacia do Acre possuem assentamentos rurais. Dependendo do local em que o empreendedor decida realizar alguma exploratória no bloco, ele deverá solicitar uma anuência do Instituto Nacional de Colonização e Reforma Agrária (Incra)

A ANP pretende licitar 240 blocos exploratórios, em 13 setores e sete bacias sedimentares. Dessas, cinco são de nova fronteira. São as bacias de Acre, Parnaíba, São Francisco, Parecis e Paraná. Já as bacias de Sergipe-Alagoas e Recôncavo são consideradas maduras. A área total que será ofertada é de 164 mil km2.

Fonte: valor.com.br

2013-09-20T09:16:49+00:0020 de Setembro de 2013|

ANP retoma leilões para novas áreas de petróleo

Depois de cinco anos e intermináveis discussões sobre o modelo regulatório do setor, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) finalmente retomou os leilões de concessão para novas áreas de exploração no país, no último mês de maio. A 11ª rodada de licitações arrecadou R$ 2,8 bilhões com a concessão de 142 blocos, com quase 800% de ágio. Ao todo, 39 empresas de 12 países participaram do leilão. Segundo a ANP, os investimentos previstos no Programa Exploratório Mínimo chegam a R$ 6,9 bilhões.

O próximo passo da agência reguladora será em outubro, com a realização do primeiro leilão do pré-sal com a oferta de áreas de exploração no Campo de Libra, quando entrarão em funcionamento, pela primeira vez, as regras de partilha aprovadas em 2010, ainda no governo Lula. Já em novembro, está prevista a realização de uma nova rodada, com a oferta de 240 blocos exploratórios terrestres, com potencial para gás natural. São 110 blocos em áreas pouco conhecidas ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas, que podem se tornar bacias produtoras de gás e de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais, e mais 130 blocos maduros na região Nordeste.

Ao mesmo tempo em que aplaudem a retomada dos leilões, especialistas lamentam o tempo perdido com sua interrupção. Para Alexandre Szklo, professor de Planejamento Energético da Coppe-UFRJ, embora não tenha necessariamente prejudicado a atratividade dos investimentos diretos em exploração, a ausência teve impacto no desenvolvimento da cadeia produtiva da indústria. “A ausência de novas áreas licitadas reduziu o ritmo de encomendas e desacelerou a curva de aprendizado de uma indústria ainda imatura”, lamenta. “Agora, temos que enfrentar uma corrida contra o tempo para atender às exigências de conteúdo local nas encomendas do setor, com uma indústria que perdeu o tônus nesse meio tempo”.

A 11ª rodada de licitações arrecadou R$ 2,8 bilhões com a concessão de 142 blocos e ágio de quase 800% Alberto Machado, coordenador do MBA de Gestão em Petróleo e Gás da FGV, considera que toda a cadeia de produtos e serviços ligados à exploração foi afetada. “O dinheiro que a indústria perdeu nesse período não volta mais”, diz. “As indústrias se prepararam para atender um certo volume de encomendas que não vieram. Isso obrigou muitas empresas a rever seus investimentos ou mesmo fechar as portas”.

Machado acredita que, nesse período, o Brasil perdeu parte de sua vantagem competitiva no cenário internacional. “O cenário macroeconômico ficou pior e em breve teremos a concorrência do México, que deve abrir o mercado para empresas estrangeiras, oferecendo uma grande estrutura disponível no Golfo e proximidade com os Estados Unidos, maior mercado consumidor do mundo”, diz.

Szklo, por sua vez, observa que a interrupção, embora negativa, não teria afetado a capacidade de atração para novos investimentos de exploração. “Há uma escassez de acesso a novos recursos para as grandes petroleiras no mundo”, argumenta. “Essas empresas estão em países muito mais instáveis, como o Cazaquistão, a Nigéria ou o Iraque. O Brasil tem grandes reservas e a regulação não é nenhum obstáculo”.

Na opinião de Jean Paul Prates, diretor-geral do Centro de Estratégias e Recursos Naturais em Energia (Cerne), a retomada dos leilões foi muito bem-sucedida e bem-vinda. “Tivemos a volta de players importantes, como a BP e a Total, e o retorno do Brasil ao calendário internacional de licitações do setor”, diz. Segundo ele, o país parou de conceder novas áreas de exploração justamente quando estava no auge das atenções com a descoberta do pré-sal. “Não devíamos ter ficado tanto tempo parados”.

Prates observa que, 17 anos depois da abertura do mercado de petróleo no país, o Brasil pode considerar encerrada a transição. “Somos hoje um país petroleiro, com algumas das principais áreas de exploração do mundo, com uma indústria madura e operações consolidadas”, diz. “E a retomada dos leilões é consistente com esse novo panorama”.

Para Prates, a convivência de dois modelos, um para o pré-sal, de partilha; e outro de concessão, para as demais áreas; não chega a ser um grande problema. “Muitos países possuem regulação concomitante. Mas às vezes, temos que explicar a algum investidor estrangeiro que as regras do setor continuam valendo e que o modelo do pré-sal é uma exceção”, diz.

Prates ressalta, no entanto, que o primeiro leilão do pré-sal, no Campo de Libra, ainda não será o grande teste para a nova regulamentação. “Trata-se de uma licitação para uma área já em operação, com um risco exploratório bem menor, por isso não é um teste completo para o regime de partilha, que só vai acontecer nos próximos leilões, quando licitarem áreas virgens do pré-sal”, diz. “No primeiro momento, acho que essas áreas podem interessar a empresas emergentes, como as petroleiras chinesas, e a algumas grandes companhias interessadas em aumentar o saldo de suas reservas”. Para cumprir a regulamentação do setor, a Petrobras deverá ter, obrigatoriamente, presença mínima de 30% em todos os campos do pré-sal. A companhia garante ter condições de suportar e financiar essa exigência. (CV)

Fonte: Valor Econômico

2013-09-04T17:51:32+00:004 de Setembro de 2013|

Pré-edital de leilão da ANP prevê R$ 610 milhões de investimento mínimo

Agência publicou minuta do edital do primeiro leilão do pré-sal. Vencedor terá de oferecer, no mínimo, 41,65% de ‘lucro óleo’ para União.

A Agência Nacional de Petróleo (ANP) divulgou nesta terça-feira (9) a minuta de edital do primeiro leilão do pré-sal brasileiro. A área ofertada é o Campo de Libra, na Bacia de Santos, e o prazo para entrega de documentos das empresas interessadas a participar da rodada começa na quarta-feira (10).

De acordo com o edital, o candidato ao leilão deverá oferecer uma garantia financeira inicial de R$ 610 milhões para o programa exploratório mínimo – uma espécie de investimento inicial mínimo. A primeira fase exploratória de Libra  prevê a perfuração de dois poços e a realização de um teste de longa duração na área ofertada de 1.547 quilômetros quadrados.

Segundo o edital da ANP, o vencedor do leilão será aquele que oferecer maior quantidade de óleo excedente à União, o chamado lucro óleo, que, ainda de acordo com o edital, deve ser de no mínimo 41,65%. O óleo excedente é aquele que sobra da produção da empresa exploradora depois de serem descontados os custos da produção, a partir do cálculo de uma tabela da ANP. Esse óleo é partilhado entre o consórcio explorador e a União, de acordo com o percentual que foi ofertado no leilão.

O óleo lucro a ser ofertado ao governo nos leilões do pré-sal foi aprovado em projeto de lei na Câmara em 26 de junho. O Campo de Libra será alvo da primeira licitação no regime de partilha de produção.

Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) publicada no dia 4 estabelece que a empresa que vencer leilão, programado para outubro, terá que pagar à União um bônus de R$ 15 bilhões.

A ANP realizará audiência pública no Rio de Janeiro no dia 23 de julho sobre a rodada e no dia 23 de agosto deverá ser publicada a versão final.

Segundo a minuta, a fase de exploração terá a duração de 4 anos, quando o contratado terá que realizar o programa exploratório mínimo. A fase de exploração poderá ser estendida segundo o contrato de partilha de produção, explica a ANP.

A Petrobras será o operador, do bloco com participação mínima de 30% no consórcio, diz o pré-edital, que pode ser acessado no site da agência.

Durante a licitação, a Petrobras só poderá participar de um consórcio. Nos consórcios que não incluírem a estatal, pelo menos uma das empresas participantes deverá ser qualificada como licitante de Nível A. “A exigência garante a presença, na licitação, de outras empresas, além da Petrobras, com a qualificação técnica e a experiência necessária para atuar em áreas como a de Libra”, afirmou a ANP.

Campo de Libra
Em 23 de maio, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, anunciou a primeira rodada de leilão para exploração no pré-sal sob regime de partilha, a ser realizada em outubro, e chamou de “inimaginável” a descoberta no Campo de Libra, que mostra um volume “in situ” (volume de óleo ou gás existente em uma região) esperado de 26 bilhões a 42 bilhões de barris.

“Com os dados que temos até o momento, o volume está mais para 42 bilhões do que para 26 bilhões”, afirmou Magda.

Com uma recuperação estimada em 30% do volume total, a perspectiva “é que Libra seja capaz de produzir de 8 a 12 bilhões de barris de petróleo. É a maior descoberta que fizemos com os dados que temos até o momento. É singular, inimaginável”, segundo a diretora da ANP.

Ela calcula que Libra produzirá mais que os campos de Marlim, Roncador, Marlin Sul e Albacora juntos.

O campo de Libra também supera o Campo de Lula, que possui entre 5 a 8 bilhões de volume de barris de óleo equivalente recuperável.

Regime de partilha
O leilão será o primeiro sob a legislação de 2010 que elevou o controle estatal sobre as reservas nas bacias de Campos e Santos.

A adoção do regime de partilha da produção, em substituição ao de concessões, faz com que o Estado fique com uma parcela da produção física em cada campo de petróleo.

A empresa paga um bônus à União ao assinar o contrato e faz a exploração por sua conta e risco. Se achar petróleo, será remunerada em petróleo pela União por seus custos. Além disso, receberá mais uma parcela, que é seu ganho. O restante fica para a União.

Nesse modelo, como a União tem a propriedade do petróleo após a produção, precisa transportá-lo e depois refiná-lo, estocá-lo ou vendê-lo; pode ainda contratar empresas para realizar isso, remunerando-as, e receber delas o dinheiro proveniente da venda.

Além disso, pelas regras aprovadas, a Petrobras será a operadora única e sócia de todos os campos, com no mínimo 30% de participação.

Pré-sal
O petróleo do pré-sal é o óleo descoberto pela Petrobras em camadas ultraprofundas, de 5 mil a 7 mil metros abaixo do nível do mar, o que torna a exploração mais cara e difícil. Não existem estimativas de quanto petróleo existe em toda a área pré-sal.

Fonte: Do G1, no Rio

2013-07-10T09:04:52+00:0010 de Julho de 2013|

Novo diretor da ANP e empossado

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) celebrou hoje (27) a posse do seu novo diretor José Gutman. O evento na Escola Naval, no Rio de Janeiro, contou com a presença de cerca de 200 pessoas. O Ministro de Minas e Energia, Edison Lobão foi representado pelo secretário de Petróleo e Gás do Ministério, Marco Antônio Martins de Almeida. A diretora-geral Magda Chambriard e os diretores Helder Queiroz e Florival Carvalho também compuseram a mesa da cerimônia.

 Primeiro servidor de carreira a ocupar o cargo de diretor na ANP, Gutman enfatizou o amplo escopo de atuação da Agência e os esforços para o contínuo aprimoramento da gestão administrativa, a implantação do planejamento estratégico para os próximos anos e a intensificação da capacitação dos servidores da ANP.

 Natural do Rio de Janeiro, José Gutman formou-se em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro pela UFRJ em 1995 e em Direito pela Universidade Cândido Mendes, em 2005. Tornou-se Mestre em Planejamento Estratégico pela COPPE da UFRJ em 1998 e especialista em Regulação, Concorrência e Reestruturação de Setores de Infraestrutura, pelo Instituto de Economia da UFRJ, em 2000.

É servidor da ANP desde junho de 1999, quando foi contratado como servidor temporário para exercer a função de analista técnico. Em dezembro de 2005, tomou posse como servidor efetivo, após aprovação em concurso público, no cargo de especialista em regulação. De janeiro de 2005 até maio de 2013, atuou na Superintendência de Participações Governamentais como superintendente adjunto (2005 a 2008) e como superintendente (2008 a 2013).

Em quase uma década e meia atuando na ANP, participou de inúmeras vistorias, fiscalizações e visitas técnicas em instalações relacionadas à indústria de petróleo e gás natural, para fins de cálculo e distribuição dos royalties, em diversos Estados brasileiros.

Participou de diversos cursos e congressos no Brasil e no exterior. É é autor ou co-autor de publicações na área, entre as quais destaca-se o livro “Tributação e Outras Obrigações na Indústria do Petróleo” (Ed. Freitas Bastos, 2007).

Leilão do pré-sal

Durante o evento, a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, anunciou que o leilão do pré-sal, que será realizado em 21 de outubro, atrairá todas as grandes empresas do mundo, 30 das quais já foram qualificadas como operadoras A (para águas profundas) na 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios realizada em maio.

Magda Chambriard destacou o excelente potencial do setor de petróleo e gás no Brasil e citou ainda a redução do preço do etanol em quatro estados: São Paulo, Paraná, Goiás e Mato Grosso, e em parte de Minas Gerais e Mato Grosso do Sul, estados responsáveis por 70% do consumo nacional do combustível.

O texto foi alterado para acréscimo de informações às 11h42 de 28/06.

Fonte: http://tnpetroleo.com.br

2013-07-01T09:18:26+00:001 de Julho de 2013|

Pré-edital de rodada do pré-sal fica pronto este mês

A primeira licitação de áreas para a exploração do petróleo nas camadas do pré-sal foi marcada para 22 de outubro e será no Rio de Janeiro, não mais em Brasília como estava previsto. Helder Queiroz, diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP) prevê que o pré-edital deve ser publicado até o fim deste mês, contendo o valor do bônus de assinatura e a parcela a ser destinada à Pré-Sal Petróleo S.A.

Também no pré-edital estarão o programa exploratório mínimo obrigatório e os investimentos estimados, além do conteúdo local mínimo. Em seguida, será realizada uma audiência pública especificamente para debater o contrato de partilha, ainda sem data marcada.

O edital final será publicado 45 dias antes da realização do leilão, em meados de setembro. Nessa licitação será leiloado o reservatório de Libra – já descoberto na Bacia de Santos – no regime de partilha de produção, onde a Petrobras é obrigada, por lei, a ser operadora e a entrar com pelo menos 30% de participação.

Outras empresas poderão participar para concorrer pelos outros 70%, sozinhas, ou por meio de consórcios, onde deverão ter, no mínimo, 10% de participação. Dessa forma, a área poderá ser explorada por até oito empresas, incluindo a Petrobras. A estimativa da agência é que os reservatórios de Libra contenham de 8 bilhões a 12 bilhões de barris de petróleo recuperáveis.

Ontem, a ANP realizou audiência pública sobre a minuta de resolução que regulamentará os procedimentos nas licitações em áreas do pré-sal e áreas estratégicas para a contratação das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural sob o regime de partilha. A agência recebeu 37 contribuições.

Queiroz afirmou que a ANP criou um cadastro de empresas a partir de informações enviadas para a participação na 11ª rodada. O objetivo é agilizar a realização do primeiro leilão do pré-sal, já que alguns documentos de empresas que participaram da última rodada não precisarão ser reapresentados, embora todas as empresas terão que ser classificadas e habilitadas novamente.

A 12ª rodada está marcada para os dias 28 e 29 de novembro. O leilão aguarda a aprovação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o que deve acontecer até o fim o mês. Serão leiloadas áreas com potencial para gás natural em terra, sob regime de concessão.

Fonte: Valor Econômico/ Marta Nogueira | Do Rio

2013-06-13T11:37:03+00:0013 de Junho de 2013|

Primeiro leilão do pré-sal será em 22 de outubro, diz ANP

O primeiro leilão para exploração de petróleo na camada pré-sal por regime de partilha de produção será no dia 22 de outubro. O anúncio foi feito nesta terça-feira (11) pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O mês já havia sido definido pela presidenta Dilma Rousseff e, para que o prazo seja cumprido, o pré-edital será publicado na segunda quinzena deste mês.

De acordo com o diretor da ANP, Helder Queiroz, que presidiu a audiência pública em que foram feitos os anúncios, o leilão será realizado no Rio de Janeiro e não em Brasília, como era previsto. Segundo ele, a mudança vai trazer facilidades logísticas e economia para a agência.

A audiência pública foi realizada na sede da ANP para receber contribuições à minuta do pré-edital, que será publicada pelo Ministério de Minas e Energia e colocada em consulta pública para que, então, seja realizada outra audiência pública sobre o contrato de partilha.

O leilão será para a exploração do Campo de Libra, localizado na Bacia de Santos e com reservas de 8 a 12 bilhões de barris. A Petrobras terá participação de 30% no consórcio e as outras empresas poderão ter no mínimo 10%, o que limita o máximo de participantes a sete mais a estatal. No pré-edital, será informado o percentual mínimo que a empresa vencedora terá de pagar na hora de assinar o contrato (bônus de assinatura).

“Esse não é um leilão como qualquer outro. É uma área singular para a indústria petrolífera brasileira e internacional”, disse Helder Queiroz.

A audiência foi marcada por questionamentos de manifestantes contrários ao regime de partilha e favoráveis à exploração exclusiva da Petrobras. Em frente à sede da ANP, na Avenida Presidente Vargas, foi estendida uma faixa contra o leilão.

“A sociedade brasileira consagrou esse regime de participação não exclusiva da Petrobras pela via democrática. O Congresso aprovou essa lei e introduziu a abertura da indústria há bastante tempo”, defendeu Queiroz. Representantes dos petroleiros prometeram realizar mais manifestações contrárias ao regime de exploração do pré-sal.

Fonte: Jornal do Commercio (PE)/Agência Brasil

2013-06-13T11:32:49+00:0013 de Junho de 2013|

As oportunidades de exploração de shale gas no Brasil

Não há dúvidas que o sucesso do último leilão da ANP em maio impulsionou os ânimos das empresas que atuam nas áreas de exploração e produção de petróleo e gás. Com a 11ª Rodada de Licitações da Agência Nacional de Petróleo (ANP), é esperado investimentos na ordem de aproximadamente R$ 7 bilhões na exploração dos 142 blocos concedidos para as empresas vencedoras, dentre elas 18 estrangeiras e 12 nacionais.

Segundo o Plano Decenal de Expansão de Energia da Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE) a indústria de óleo e gás no país deve receber até o ano de 2021, R$ 749 bilhões em investimentos. Estimativa que certamente anima qualquer fornecedor de bens e serviços ao setor.

Não obstante, a rodada de licitação prevista para o campo de libra em outubro, a grande novidade do setor é que em novembro próximo será realizada a primeira rodada para a concessão das primeiras áreas de shale gas por parte da ANP. A exploração do shale gas, comumente conhecido no Brasil como gás de xisto ou gás não convencional, extraído de rochas que sofrerão alterações de pressão e temperatura, é inédita no país e pendente de regulamentação, razão pela qual tem-se discutido muito a forma como se dará o seu aproveitamento e a exatidão de suas reservas. Nesse sentido, o governo está em vias definição das regras que deverão ser cumpridas pelas empresas interessadas, visando o fomento da exploração de gás convencional. Inclusive, dentre as obrigações previstas às empresas estão investimentos em pesquisas e na identificação mais precisa das reservas nacionais.

Já se sabe através de pesquisas iniciais realizadas pela ANP que as maiores incidências de gás de xisto no país estão nas bacias de Parecis (MT), Parnaíba (MA e PI), Recôncabo (BA), Paraná (PR e MS) e São Francisco (MG e BA).

Outra questão que está sob análise do governo, com vistas a dar uma maior segurança jurídica na exploração do gás não convencional e agilizar o processo de liberação das licenças de exploração, está na atribuição ao Ibama da competência para licenciar estes tipos de empreendimentos. Atualmente, sua competência se restringe ao licenciamento ambiental de produção de óleo e gás offshore, enquanto os processos de licenciamento ambiental para exploração onshore estão sendo conduzidas pelos órgãos estaduais de meio ambiente.

A licitação de usinas térmicas próximas as áreas de escoamento do produto, fábricas de fertilizantes nitrogenados e unidades produtoras de metanol são vistas como alternativas ao problema de infraestrutura para transporte, eis que a malha de gasotudos é ainda pequena no país.

Esse cenário é absolutamente promissor, eis que se está diante de uma possível revolução energética. Ocorre que as incertezas do ponto de vista da tecnologia a ser empregada na exploração e as nuances ambientais envolvidas, fazem com que esse cenário seja tão promissor quanto arriscado. Dessa forma, é mais do que necessário investir em conhecimento tecnológico e em gerenciamento dos riscos ambientais envolvidos, e isso só se faz com amplo e profundo conhecimento.

Por: Buzaglo Dantas

2013-06-13T11:21:50+00:0013 de Junho de 2013|

A importância da análise de viabilidade ambiental prévia nas rodadas de licitação da ANP

Com o final do monopólio estatal para exploração de petróleo consolidado pela Lei 9.478/97, o modelo adotado pelo país foi o de Contratos de Concessão de Direitos de Exploração, precedidos pela realização de processo licitatório. Assim, a partir de 1999, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (“ANP”) passou a conduzir rodadas de licitação para concessão de direitos de exploração de petróleo no território brasileiro.

É cediço que a unidade de planejamento do setor petrolífero é o bloco exploratório, que é a área sobre a qual incidem os direitos de exploração de quem o adquire em uma das rodadas de licitação da ANP. A delimitação dos referidos blocos é feita pela própria agência com base em dados geológicos e geofísicos que indiquem a presença de petróleo e gás natural. A partir da 6ª rodada de licitação, a questão ambiental também passou a influenciar na seleção das áreas que são ofertadas nas rodadas de licitação, eis que de acordo com o artigo 2º, inciso V da Resolução CNPE nº. 08/2003, áreas com restrições ambientais deverão ser excluídas dos leilões.

O referido artigo trata da análise ambiental prévia, que é realizada por representantes de diversas diretorias do IBAMA, ICMBIO e da própria ANP e avalia itens como a proximidade das áreas com Unidades de Conservação e sensibilidade ambiental ao óleo para estabelecer a aptidão destes locais à indústria do petróleo. Nesta avaliação também são feitas recomendações que devem ser observadas no licenciamento ambiental de cada atividade.

 Importante destacar que a avaliação prévia não substitui, nem estabelece precedentes que obriguem o órgão ambiental a conceder as licenças para futuras atividades. Sobre o tema, o Parecer GTPEG nº. 01/2013, que fez a análise ambiental de 3 grandes blocos ofertados na 11ª rodada de licitação, esclareceu:

Esta análise ambiental prévia não substitui o licenciamento ambiental nem estabelece precedentes vinculativos que obriguem o órgão ambiental competente à concessão de licenças requeridas futuramente. Esta análise busca evidenciar se há graves incompatibilidades das áreas propostas com os objetivos estratégicos de proteção da qualidade ambiental, fornecendo indicações de possíveis caminhos críticos para a avaliação de viabilidade ambiental que acontece no licenciamento ambiental dos projetos individuais.

Considerando que a aquisição de um bloco exploratório é extremamente onerosa (o concessionário deverá, dentre outras coisas, pagar um bônus pela assinatura do contrato, apresentar o Plano Exploratório Mínimo e se comprometer a adquirir produtos e serviços nacionais) e que qualquer atividade de pesquisa ou exploração na área deverá ser precedida de licenciamento ambiental, a avaliação do conteúdo dos pareceres ambientais é fundamental e deve ser feita antes da participação da empresa no certame.

Isto ocorre, pois apesar da avaliação prévia não suprir o licenciamento ambiental, ela permite que a empresa identifique questões que poderão inviabilizar o licenciamento da atividade ou torná-lo extremamente oneroso, não sendo vantajosa para a empresa a exploração do bloco.

Como se vê, os pareceres ambientais trazem em seu bojo informações fundamentais, que devem ser observadas por todas as empresas que pretendem participar das rodadas de licitação da ANP.

Por: Buzaglo Dantas

2013-06-13T11:16:30+00:0013 de Junho de 2013|

Licença ambiental do petróleo por portaria?

A Portaria do Ministério do Meio Ambiente nº 422, de 22 de outubro de 2011, trata do licenciamento ambiental de atividades e empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural. O Conama já dispunha de normas específicas que tratam, justamente, dos procedimentos para o licenciamento de atividades relacionadas à exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e gás natural e de aquisição de dados sísmicos. A diferença entre a portaria e as resoluções é nítida. A portaria emana do MMA, as resoluções, do Conama. A portaria é mais detalhista e adequada à realidade e às peculiaridades de uma atividade que ganhou posição de destaque na economia brasileira.

A adequação por portaria do licenciamento de atividades estratégicas para o Brasil expõe a fragilidade do sistema de regulação em matéria ambiental. A área ambiental não segue o modelo tradicional das agências reguladoras. O caráter distintivo e peculiar reside na composição do órgão de regulação ambiental brasileiro, o Conama, multipartite, composto por representantes do governo e da sociedade civil.

Em outras agências, são concentradas as funções de adjudicação administrativa, normativa e executiva. Em matéria ambiental, não. Essas funções estão dividas entre Conama e Ibama e, para Unidades Federais de Conservação, o ICMBio. Trata-se de um verdadeiro contrassenso em relação às demais áreas temáticas reguladas por agências no Brasil. Nos EUA, por exemplo, a regulação ambiental é feita pela Environmental Protection Agency (EPA). A participação pública é garantida pelas minutas de regulamento submetidas à população. A preferência por um órgão deliberativo e normativo de composição multipartite, apesar de ser provido de nobre intenção, na prática engessa o sistema. O efeito prático é inverso. Produz normas ineficientes que geram insegurança jurídica e prejudicam investimentos e a própria preservação do meio ambiente.

 A área ambiental não segue o modelo tradicional das agências reguladoras

A Portaria nº 422/11 é uma manifestação explícita do inconformismo do MMA com o engessamento do Conama. Segundo a Lei da Política Nacional do Meio Ambiente, compete ao Conama estabelecer as normas e critérios para o licenciamento ambiental. Desde 1994, o Conama já dispunha de norma tratando sobre procedimento de licença para atividades de Exproper (Exploração, Perfuração e Produção de Petróleo e Gás Natural). A portaria do MMA detalha ainda mais os procedimentos que vinham regulados pelo Conama. E ao detalhar, fica exposta a riscos jurídicos que podem atrapalhar o licenciamento de atividades de petróleo e gás, apesar da racionalidade e aparente eficiência dos procedimentos e mecanismos.

Esses riscos se resumem a duas situações distintas, mas conectadas. Por ser uma portaria dispondo sobre regras de licenciamento, invade a esfera de atuação do Conama e, por isso, pode ser declarada ilegal. E, ao detalhar as etapas de licenças para atividades de óleo e gás, a Portaria dispensa o estudo prévio de impacto ambiental, conhecido como EIA/Rima, para algumas classes de procedimentos de licenciamento específicos, criando a possibilidade de licenciamento em uma única etapa para mais de um empreendimento. Invade, com isso, competência do Ibama que seria o órgão ambiental executivo com competência para dispor sobre a adequação de estudos e licenças, de acordo com a análise do caso concreto e com base em resoluções do próprio Conama.

A exigência de EIA/Rima é fortemente regulada no Brasil, uma exigência prevista na Política Nacional do Meio Ambiente e em resoluções do Conama. Consta na Constituição de 1988. No caso específico das atividades Exproper, atrai também a aplicação da Lei de Gerenciamento Costeiro. O procedimento de licenciamento ambiental, da mesma forma. Segundo a organização institucional do Sistema Nacional do Meio Ambiente, o órgão deliberativo e normativo é o Conama e o executivo é o Ibama. Ao Ministério do Meio Ambiente ficam reservadas as funções de coordenação, planejamento, controle e supervisão das políticas ambientais.

Por mais atípico que seja o sistema de regulação em matéria de meio ambiente no Brasil, a tentativa louvável do MMA de racionalizar o procedimento de licenciamento ambiental para atividades estratégicas para a economia brasileira, cria inseguranças ainda maiores. Para minimizar o risco de contestações judiciais, o recomendável é que o empreendedor não dispense a consulta prévia ao Ibama, para que o órgão, depois da análise do caso, manifeste-se de forma expressa sobre a dispensa de EIA/Rima, inclusive para as classes já dispensadas pela Portaria nº 422/2011.

Esse excesso de zelo maximiza as chances de se aproveitar o razoável procedimento criado pela Portaria nº 422. Na esfera da política pública, enquanto o sistema de regulação ambiental não for revisto no Brasil, espera-se que o Conama possa tomar a Portaria 422 do MMA como efetiva contribuição para uma nova resolução que aprimore a de número 23, do ano de 1994 e a de número 350, do ano de 2004. As novas exigências e demandas do setor de Petróleo e Gás, somadas ao crescente desejo social de preservação ambiental, exigem maior rigor e critérios mais racionais para viabilizar o desenvolvimento sustentável do setor.

Por: Buzaglo Dantas
Fonte: Jornal Valor Econômico

2012-02-14T21:49:03+00:0014 de Fevereiro de 2012|
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