Acordo Conjunto na Geração de Energia no Rio

Autoridades ambientais do estado aprovam investimento da Petrobras em usina com lixo do CTR Seropédica

 A Secretaria estadual do Ambiente e o Inea aprovaram ontem um modelo inédito de compensação ambiental conjunta entre a Petrobras e o Centro de Tratamento de Resíduos (CTR) Seropédica. Para viabilizar a licença de instalação da termelétrica a gás natural que está construindo no município, a estatal vai investir numa usina geradora de energia com a Biomassa do lixo do CTR. “Ao mesmo tempo, a Petrobras cumpre a exigência ambiental do Licenciamento e ajuda o aterro de Seropédica a cumprir sua própria meta”, explica Carlos Minc, secretário do Ambiente do Rio. As duas empresas estavam com dificuldades para cumprir as exigências de dois decretos estaduais que exigem investimentos em energia renovável tantos dos aterros sanitários quanto das Termelétricas movidas por combustíveis fósseis. A Petrobras tem de gerar 3% da capacidade da térmica de Seropédica (550 MW) em energia renovável. Já o CTR, por determinação legal, tem de destinar 15% do lixo recolhido (a capacidade do aterro é de dez mil toneladas diárias) à produção de energia. A localização dos projetos na mesma cidade permitiu o acordo. A licença da térmica da Petrobras deve sair em semanas.

Fonte: O Globo

2014-01-23T08:50:19+00:0023 de janeiro de 2014|

Petrobras domina 12ª licitação da ANP

Rio/São Paulo. A Petrobras manteve a tradição e dominou a 12ª rodada de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), levando 68% dos blocos em terra arrematados.

Mesmo desempenhado papel já esperado, as apostas da companhia em novos blocos ganham peso em um momento de sangria de caixa, endividamento em alta e restrição para investimentos.

Ontem, a companhia volta a discutir em seu Conselho de Administração a criação de uma metodologia de reajustes, adiada por falta de entendimento com o governo – assunto evitado entre os representantes da estatal e do governo que estiveram no leilão.

Na licitação da última quarta-feira (27), a ANP levantou R$ 165 milhões em bônus de assinatura, o que representa um ágio de 755,95% em relação ao preço mínimo. Com a operação, a arrecadação do governo com rodadas de petróleo este ano – três no total – sobe para R$ 18 bilhões.

Programada para durar até dois dias, a rodada levou pouco mais de três horas para ser concluída. Dos 240 blocos ofertados, apenas 72 foram arrematados, sendo que Petrobras ficou com 49, parte deles em consórcios. Por serem áreas em terra e por ter sido organizada em um curto período, a rodada não teve o mesmo apelo das outras duas licitações realizadas neste ano.

“Ficou muito claro que não ia ser muito competitiva quando apenas 21 empresas se habilitaram, mas não houve decepção”, disse Giovani Loss, sócio da Mattos Filho, que estava representando GDF Suez e Alvopetro. A empresa alemã RWE acabou desistindo de participar alegando falta de tempo hábil.

Críticas prévias

Não houve protestos de entidades de classe, apesar das muitas críticas prévias à rodada sobre questões ambientais e regulatórias. A segurança foi feita por 28 homens do Batalhão de Choque e por policiais militares do batalhão do bairro, um contraste em relação aos 1,1 mil homens fortemente equipados da Força Nacional que fizeram a segurança do leilão do pré-sal, que aconteceu no mês passado.

Fonte: ClipNews

2013-12-02T12:18:48+00:002 de dezembro de 2013|

Assinatura do Contrato de Libra é antecipada e pagamento do bônus é adiado

A assinatura do contrato de partilha da área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, sofreu uma nova mudança no cronograma, sendo antecipada em mais de uma semana, enquanto o pagamento do bônus foi adiado em oito dias. Inicialmente, o documento deveria ser assinado em novembro, mas no início deste mês a agência postergou a data para a semana entre 10 e 17 de dezembro, para que os grupos chineses tivessem tempo de constituir empresas em território nacional. No entanto, a data foi modificada novamente, agendada agora para o dia 2 de dezembro.

De acordo com a ANP, a mudança ocorreu para que as datas do pagamento do bônus e da assinatura do contrato ficassem “mais próximas”.

No novo cronograma, o prazo final para a entrega da documentação exigida no edital para a assinatura do contrato e para a qualificação das sociedades empresárias afiliadas expira na terça-feira (19), enquanto a data limite para a entrega das garantias do Programa Exploratório Mínimo (PEM) e da garantia de performance é sexta-feira (22), ao invés de 5 de dezembro, como estava marcado previamente.

Já a apresentação da documentação relativa à qualificação financeira das sociedades empresárias afiliadas pode ser feita até o dia 25 deste mês e o pagamento do bônus, de R$ 15 bilhões, que estava previsto para ocorrer na terça (19), agora pode ser realizado até o dia 27.

O leilão de Libra ocorreu no dia 21 de outubro e o vencedor foi o consórcio formado por Petrobrás (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), com a oferta mínima de 41,65% do óleo lucro para a União.

Por Daniel Fraiha (daniel@petronoticias.com.br)

Fonte: Petronotícias

2013-11-19T15:06:21+00:0019 de novembro de 2013|

País se prepara para licitação histórica

Seis décadas depois da criação da Petrobras, o Brasil se prepara para uma das maiores licitações já realizadas na indústria do petróleo em todos os tempos. O bônus de assinatura para a outorga de blocos no Campo de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, foi fixado em R$ 15 bilhões pelo Conselho Nacional de Política Energética. A exploração em larga escala das reservas do pré-sal é considerada decisiva para consolidar o país como um grande produtor de petróleo, num cenário em que a commodity seguirá como a principal fonte de energia global.

O objetivo é elevar a produção diária do país, de 2,5 milhões de barris para 5,43 milhões em 2020, segundo projeções da Empresa de Pesquisa Energética. Com isso, o Brasil terá o maior acréscimo na produção de petróleo e gás nesta década, fora do âmbito da Organização dos Países Produtores e Exportadores de Petróleo (Opep). Isso vai exigir investimentos bilionários na cadeia produtiva do setor. Só em exploração e produção, a soma pode chegar a US$ 309,7 bilhões no período de 2012 a 2021.

Para concretizar os projetos, a Petrobras vai colocar em operação 38 novas plataformas de produção, 28 sondas, 89 navios de transporte de petróleo e derivados e 198 novos barcos de apoio de grande porte. No processo, a indústria naval empregará até 2016, 100 mil pessoas. Um salto gigantesco desde 2003, quando o setor empregava 2,5 mil trabalhadores. A Petrobras também promete quatro novas refinarias em operação, que elevariam a capacidade de processamento dos atuais 2,1 milhões de barris por dia para 3,7 milhões.

Segundo Alberto Machado, coordenador do MBA de Gestão em Petróleo e Gás da FGV, a meta é factível, pois tem como base reservas já descobertas e não conta descobrimentos de jazidas futuras, no pré-sal ou fora dele.

“Tudo vai depender, no entanto, do cronograma de investimentos e também da velocidade de desenvolvimento da indústria”, diz. “Para o Brasil, não adianta se tornar apenas um exportador de petróleo sem impulsionar a indústria local”.

Para atingir esse objetivo, a Agência Nacional do Petróleo impôs metas de adoção de conteúdo nacional nas encomendas vinculadas a novas licitações. Na 11ª Rodada, realizada em maio, o conteúdo local médio para a fase de exploração foi de 62,32% e, para a fase de desenvolvimento, chegou a 75,96%. No primeiro leilão do pré-sal, o índice nos contratos de partilha será de 37% para a fase de exploração e de 15% para os testes de longa duração. Para os módulos da fase de desenvolvimento iniciados até 2021, o percentual exigido será de 55%. A partir de 2022, o número sobe para 59%.

A Petrobras avalia que a indústria nacional tem demonstrado boa capacidade de resposta, que poderia melhorar ainda mais com o aporte de tecnologias de fabricação e montagem para a industrial e naval e com investimentos em engenharia – projetos básicos e executivos, engenharia industrial e de produto. Essa evolução poderia vir da associação entre empresas e universidades, para incorporar conhecimentos genuinamente nacionais; ou da parceria com empresas estrangeiras.

Jean Paul Prates, diretor-geral do Centro de Estratégias e Recursos Naturais em Energia (Cerne), diz que, embora seja desejável impulsionar a indústria nacional, esse objetivo não pode ser um obstáculo para a atividade de exploração. “O desafio é integrar essa indústria gigantesca que é o setor de petróleo à economia brasileira”, diz. “Não podemos adotar um laissez-faire total, com baixa geração de empregos e sem desenvolver a indústria, como aconteceu em países como Venezuela e Angola; mas também não podemos cair em um protecionismo radical”.

Segundo o professor de Planejamento Energético Alexandre Szklo, da Coppe-UFRJ, cita a construção de navios-plataforma como um dos maiores desafios para o cumprimento da meta de produção prevista para 2020. Os chamados FPSO são fundamentais para exploração em águas distantes da costa, como o pré-sal, pois integram produção, armazenagem e transporte em uma só unidade. Atualmente, a frota mundial de navios-plataforma é composta por 160 unidades em operação. Desse total, 34 operam no Brasil.

Além desses, a Petrobras tem encomendados mais 24 navios para entrega até 2020. Dez são novas unidades, e os demais são embarcações que serão reformadas para uso como FPSO. Esse volume representa mais de 50% do total de encomendas da indústria naval global nesse segmento específico.

“Calculamos que sejam necessários 72 navios-plataforma para atender ao pré-sal, portanto ainda faltariam 14 unidades que nem sequer foram encomendadas para suprir a demanda. Supondo que não haja atraso na entrega dessas embarcações”, diz Szklo. Por outro lado, afirma, atualmente há capacidade ociosa na frota mundial de navios petroleiros.

Outro desafio importante é a capacitação da mão de obra. Para Gary Ward, diretor da empresa britânica de recrutamento Hays, o desafio da mão de obra não é uma exclusividade brasileira. Segundo ele, todos os países que desenvolveram uma indústria de petróleo forte enfrentaram esse problema durante o processo.

Fonte: Valor Econômico

2013-09-04T09:26:57+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|

Justiça determina paralisação de obras e anula licenças ambientais do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro – COMPERJ

O juiz federal Eduardo de Assis de Filho, da 2ª Vara Federal de Itaboraí, determinou a paralisação das obras, sob pena de multa diária de R$ 100.000,00, e anulou as licenças ambientais de instalação do Complexo Petroquímico da Petrobras em Itaboraí (RJ), determinando que o licenciamento seja realizado pelo IBAMA, vigorando as condicionantes antes impostas até que nova licença seja emitida com condicionantes próprias.

Com relação à competência do IBAMA para licenciar, o MPF tentou alegar que o COMPERJ estaria sendo instalado em áreas de proteção ambiental federal e estações ecológicas, classificou as águas da Baia de Guanabara como a de mar territorial, alegações estas que acabaram sendo descaracterizadas pelo juízo. Todavia, a competência acabou sendo determinada com base na invasão e possíveis impactos ambientais dos dutos de recebimento de petróleo, gás e efluentes líquidos, no mar territorial em mais de 3 km.  Dessa forma, pelo fato de não ter sido juntado aos autos qualquer instrumento que comprovasse a delegação de atribuição do IBAMA ao INEA para licenciamento de empreendimentos que se localizem em mar territorial e com base nos art. 4º, I da Resolução Conama 237/1997 e artigo 7, XIV, b da LC 140/11, o qual compete ao IBAMA o licenciamento ambiental de atividades localizadas ou desenvolvidas em mar territorial, o juízo reconheceu a competência do IBAMA para expedir tais licenças.

Com relação à ausência de análise sinérgica do empreendimento com os demais empreendimentos do local, verificou-se que foram realizados estudos diversos para cada unidade do complexo. Há documentos referentes a LI da Unidade Petroquímica Básica (UPB) e EIAs/RIMAs do emissário terrestre submarino, do sistema de duto, das linhas de transmissão e das vias de acessos. No entanto, no entendimento do juiz e em desacordo com a Lei Estadual do RJ nº 3.111/98, apesar de haver ampla análise do que diz respeito a cada elemento em separado, inexistiu qualquer estudo de impacto ambiental sinérgico tanto entre as estruturas que compõem o COMPERJ tanto quanto entre o COMPERJ e estruturas existentes, o que poderia ser feito posteriormente uma análise global desses impactos do empreendimento em sua abrangência.

Em que pese a alegação de fracionamento das licenças, destaca-se a seguinte passagem do decisum;  “deve-se ter em mente que as licenças ambientais podem ser formalmente separadas uma vez que cada item forma o complexo do COMPERJ, por razões de engenharia e econômicas podem ser construídos e entrar em operação em momentos diferentes, porém, ideologicamente as licenças devem ser unas, ou seja, amparadas em EIA/RIMA que considerou o complexo do empreendimento como um todo e não apenas em sua parte”. .. ” Desta forma, é imperioso reconhecer a inexistência de fracionamento das licenças ambientais e ausência de análise do impacto sinérgico das estruturas do COMPERJ, o que viola tanto a Resolução CONAMA 237/97, quanto a Lei Estadual do RJ nº 3.111/98″

Por fim, determinou que as licenças conferidas pelo INEA que já se encontram exauridas, como as licenças prévias de empreendimentos que já estejam em fase de instalação ou operação sejam mantidas, anulando aquelas que estão ainda em desenvolvimento, como a de empreendimentos que estejam sendo instalados, cabendo ao IBAMA a concessão de licenças que foram anuladas e as que ainda não foram objetos de requerimento. Nestas se incluem a licença da UPB, do emissário terrestre submarino, sistema de duto viário, linhas de transmissão, vias de acesso terrestre e aquaviária, sistema de efluentes do COMPERJ, uma vez que o empreendimento deve ser considerado em seu todo e não em forma separada.

Por: Buzaglo Dantas

2013-05-15T17:18:36+00:0015 de maio de 2013|
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