O ministro do Meio Ambiente, Carlos Minc, informou ontem que o governo lançará, nos próximos dias, um novo sistema de licenciamento ambiental para as áreas de petróleo e gás. Segundo ele, no caso do petróleo, as licenças não serão mais por poço e sim por área de exploração. No gás, o licenciamento será feito por bacia e não mais “caso a caso”.

Minc disse que a área ambiental tem tomado medidas para agilizar a concessão de licenças sem perder o rigor. Ele informou que foi lançado um programa, o Destrava 2, que reduz prazos e etapas para a liberação do licenciamento. O ministro citou também uma simplificação na área de aquicultura.

Ele disse ainda que estão sendo adotadas dez medidas para simplificação de licenças ambientais para rodovias de forma que não seja necessário novo levantamento de fauna e relatório de impacto ambiental (Rima) a cada obra de acostamento e tapa-buraco.

Minc garantiu que a área ambiental está cumprindo os prazos nas obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC). “Não há nada de significativo do PAC que esteja parado por conta de licença ambiental”, afirmou. Segundo o ministro, 100% das obras de petróleo e gás estão sendo cumpridas e a data da audiência pública para a hidrelétrica de Belo Monte, no Rio Xingu, no Pará, será divulgada nos próximos dias.

Ele disse também que o presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciará amanhã novas unidades de conservação, manejo e reflorestamento, além de outras medidas para fortalecer a área ambiental. “O meio ambiente deixou de ser problema. Estamos mantendo o rigor e a agilidade”, disse.

100% estatal. O diretor-geral da Agência Nacional do Petróleo (ANP), Haroldo Lima, defendeu ontem o aumento da participação do governo no capital total da Petrobras. “Temos de recuperar as ações do governo. Eu acho que voltar a ser 100% estatal é muito difícil. Mas, hoje, temos até trinta e poucos por cento. Poderíamos chegar, pelo menos, a 60%, 58% ou coisa que o valha”, disse.

Lima, que participou ontem de seminário sobre o pré-sal promovido pela Câmara dos Deputados, em Brasília, reiterou que a comissão do governo que estuda as novas regras para a exploração da camada do pré-sal analisa a hipótese de criar uma empresa 100% pública para administrar as reservas. “Discutimos, mas, por enquanto, não há decisão, se não é o caso de se criar uma estatal não operadora”, disse.

Lima comentou que a Petrobras nasceu 100% estatal, passou a ser de economia mista, mas com a União mantendo-se majoritária no capital. “Aí, no governo passado, de repente, começaram a vender ações da Petrobras. E hoje, mais de 60% das ações são privadas”, comentou.

O governo mantém o controle da empresa porque a União detém atualmente 55,7% das ações ordinárias, com direito a voto.

As descobertas recentes de jazidas de petróleo na região Pré-sal trouxeram novas perspectivas quanto à produção e mercado do GN no país – tema central do 6º Congresso Gas Summit Latin America 2009, realizado entre os dias 26 e 27 de maio, em São Paulo.

O Gás Natural (GN) é obtido nas mesmas jazidas onde o petróleo é prospectado. Assim como os combustíveis fósseis é uma mistura de hidrocarbonetos originados da decomposição de matéria orgânica ao longo de milhões de anos, composto principalmente por metano quando em estado bruto.

O poder energético do GN chega a ser mais eficiente do que dos combustíveis líquidos. No entanto, os custos para transporte acabam sendo tão elevados quanto do óleo, pois o produto passa pelo processo de liquefação – se tornando Gás Natural Liquefeito (GNL).

A queima de GN apresenta baixos índices de emissão de poluentes, se comparada a de outros combustíveis fósseis. Em relação ao óleo combustível, o produto tem se mostrado cada vez mais competitivo respondendo a demanda dos setores industrial, de transporte (na forma de Gás Natural Veicular/ GNV) e geração de energia elétrica.

A diretora de Gás e Energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, declarou que “as notícias” quanto ao Pré-sal são positivas, mas preferiu não citar números de volumes. Já o sócio-diretor da assessoria Gas Energy, Marco Tavares, acredita que os campos Tupi, Iara e Júpiter têm potencial conjunto de 100 milhões de metros cúbicos diários (Mm3/dia), volume previsto para ser prospectado entre os anos de 2015 e 2018.

As reservas provadas no Brasil, não considerando as recentes descobertas do mega-campo, giram em torno de 230 bilhões de m3. Cerca de 48% localizadas no estado do Rio de Janeiro, 20% no Amazonas, 9,6% na Bahia e 8% no Rio Grande do Norte.

Investimentos

A Petrobras tem planos de investir, até 2012, cerca de US$ 18,2 bilhões na cadeia de gás natural, o objetivo será aumentar a oferta dos atuais 23 Mm3/dia para 72,9 Mm3/dia.

Os volumes obtidos do Pré-sal deverão entrar em cena somente a partir de 2017, nas “previsões mais conservadoras”, ressaltou Foster. Atualmente o Brasil oferta 41 Mm3/dia, considerando as prospecções brasileiras, mais as fontes importadas, sobretudo, da Bolívia. Em 2008 a oferta foi de 58 Mm3/dia, já a demanda prevista para 2017, é de 150 Mm3/dia.

Desde o segundo semestre de 2008, a companhia importa GNL – o formato mais denso dessa fonte energética. A diferença do GNL para o GN, é que o primeiro, comprimido e transformado em líquido, é mais fácil de transportar, por exigir menor espaço para acomodação.

Depois de entregue, o GNL pode ser revertido em GN e utilizado para fins comerciais e industriais. Os carregamentos de GNL permitem, dessa forma, flexibilizar o atendimento das termelétricas.

A Petrobras injeta a fonte combustível na malha de gasodutos em dois terminais de regaseificação localizados na Baía de Guanabara (Rio de Janeiro), com capacidade para regaseificar 14 Mm3/dia, e em Pecém (Ceará), capacitado para trabalhar com até 7 Mm3/dia – as estocagens e regaseificação são feitas a bordo de duas embarcações – Golar Winter e Golar Spirit.

Mercado

Em 2007 o GN respondia por 9,2% do consumo brasileiro. Em 2008 a importância subiu para 10,2%. O desempenho da fonte também cresce no setor de energia elétrica, em 2004 a participação do GN nesse mercado era de 4%, em 2008 passou a atender 6% da demanda.

A crise econômica mundial e o período de chuvas favoreceram para que nos últimos meses de 2008, e início de 2009, ocorressem retrações de consumo.

O Ministério de Minas e Energia (MME) enviou na quinta-feira uma proposta de minuta do decreto de regulamentação da lei do gás para ser avaliada pelas associações e entidades do setor, e também pela Petrobras. A diretora de gás e energia da empresa, Graça Foster, deixou ontem, durante seminário realizado em São Paulo, um recado para o setor privado: “Aceitei fazer um acordo com o setor para aprovar a lei do gás, mas o decreto vai ser briga pesada, pesada, pesada”.

As associações do setor ainda estão avaliando o projeto e devem se reunir hoje para discutir alguns pontos. Mas alguns executivos ligados a essas entidades dizem que pelos termos da proposta, a Petrobras já teve uma forte influência no texto do Ministério de Minas a Energia. Os 70 artigos da proposta de minuta do decreto repetem exaustivamente grande parte do texto da lei, mas algumas mudanças podem ainda ser notadas.

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) sai fortalecida e terá papel fundamental para licitar ou autorizar o uso de gasodutos, prorrogar prazos etc. A novidade da regulamentação é que também foi dado um papel importante para a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), que vai desenvolver estudos para a expansão da malha dutoviária do país.

Segundo o texto da proposta, a EPE poderá ainda auxiliar a ANP na determinação da tarifa máxima a ser auferida pelos donos dos gasodutos e ainda no redimensionamento do processo interativo.

Para a Petrobras, ficou assegurada a exclusividade dos usos de seus dutos que já foram construídos, estão em construção ou com licença ambiental em andamento até a data da publicação da lei, 4 de março de 2009, por dez anos. Além disso, a concessão vencerá em 30 anos e pode ser prorrogada por igual período.

Para os novos projetos, o texto da minuta diz que o período de exclusividade dos novos gasodutos não poderá superar dez anos. O que significa que o prazo poderá ser inferior. No caso de expansão dos gasodutos, a previsão é que também não exista um período de exclusividade.

Uma proposta também é que o transportador dono do gasoduto a ser ampliado tenha direito de preferência na licitação da expansão. O governo pareceu preocupado também em definir regras para o período de fim da concessão, onde ocorrerá uma nova licitação. Os critérios de seleção da proposta vencedora poderão ser: maior pagamento pelo uso do bem público, menor receita anual requerida ou ainda a combinação dos dois critérios.

O texto da minuta prevê ainda que o processo de licitação poderá ser iniciado até 24 meses antes do término do período da concessão, para garantir a continuidade os serviços prestados.

A minuta, a qual o Valor teve acesso, propõe ainda a regulamentação da troca operacional de gás natural (SWAP), que é um tema de interesse da Petrobras. Diz o documento que as tarifas a serem pagas pelos carregadores que solicitarem a troca deverão ser aquelas estabelecidas pela ANP para os carregadores no fluxo regular.

O diretor de gás do ministério, Marco Antônio Almeida, participou ontem de evento em São Paulo, o Gas Summit 2009, mas não quis dar nenhum detalhe da minuta e frisou que essa é apenas ainda uma proposta, que o próximo passo agora é ouvir, separadamente, todos os interessados no assunto para fazer melhoras nos textos. Ele disse ainda que a regulamentação não deve ficar pronta no prazo de 90 dias a partir da publicação da lei, que terminaria dia 4 de junho, e que era a expectativa original do governo.

Garantir a segurança energética e modicidade tarifária para o Ceará e Região Nordeste, assegurar o suprimento de gás natural — por meio do Terminal de Regaseificação e ampliação da malha de gasodutos —, desenvolver e ampliar a produção de petróleo, aumentar e modernizar o parque de refino no Estado. Em linhas gerais, estas são as ações estratégicas do Progama de Aceleração do Crescimento (PAC) para o estado do Ceará, na área de infra-estrutura Energética.

Os projetos nesta vertente têm caminhado com maior celeridade do que os demais. Ressalte-se, entretanto, que a maior parte deles é tocada pela iniciativa privada, a exemplo dos parques eólicos, que constam no Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia (Proinfa), iniciado em 2004 e incluído no PAC, assim como os investimentos da Petrobras para o período de 2007-2010.

Para Renato Rolim, coordenador de Energia e Comunicação da Secretaria de Infra-Estrutura do Estado (Seinfra), o “PAC da energia” vem em ritmo avançado no Ceará. Ele lembra que a iniciativa federal englobou os programas de desenvolvimento dos estados, a fim de garantir o financiamento de algumas obras prioritárias.

“O Proinfa deveria ser concluído em 2006 mas teve problemas, na área de geração eólica, com licenciamento ambiental, importação de equipamentos, entre outros”, diz. No Estado, continua ele, os parques eólicos — que totalizam 14 projetos, sendo quatro já finalizados, cinco em andamento e cinco em licitação — estariam concluídos em agosto deste ano. “Mas, parece que é entendimento do governo federal que todos os projetos sejam inaugurados em 2010”, revela.

Rolim acredita que por terem recebido financiamento de bancos públicos, as usinas eólicas passaram a figurar na lista do PAC. Da mesma forma, aparecem as sete usinas termelétricas (UTEs) a carvão e a diesel, que estão sendo erguidas atualmente no Estado. “No caso da Termoceará, que já estava pronta, deve ter sido incluída no PAC porque passou por troca de equipamento: funcionava a gás natural mas, com a crise no fornecimento, recebeu recursos para repotencializar e garantir o clico a diesel”, completa.

Já estão em Marília (SP) os equipamentos que irão permitir a venda de GNV (gás natural veicular) naqula cidade. Um posto de bandeira Petrobras localizado na avenida Tiradentes será o pioneiro na oferta do combustível. Nos próximos dias, técnicos especializados pretendem instalar o compressor de oito toneladas, entre outros componentes.

O empresário José Garcia Júnior, dono da empresa, destaca que a intenção de oferecer gás natural em Marília surgiu antes do ramal do gasoduto boliviano passar pela cidade.

“Eu já pretendia investir em Marília e trazer o gás natural envasado. Seria um meio menos prático. Com o gasoduto, nosso projeto ficou ainda mais viável”, afirma Garcia.

Ele explica que o principal componente do sistema, recebido ontem pela empresa, é o compressor capaz de elevar em até 50 vezes a pressão do gás recebido da tubulação.

A expectativa a médio prazo, segundo Garcia, é que o GNV supere a venda de álcool combustível. Com participação da Petrobras, ele investiu cerca de R$ 2 milhões. O gás natural deve começar a ser vendido no dia 1º de junho.

A cogeração a partir do gás natural pode ser impulsionada nos próximos anos, representando oportunidade de negócios para o segmento. A avaliação é da Associação da Indústria de Cogeração de Energia, que vê um mercado potencial de 3.400 MW, sendo 700 MW para o setor de comércio e serviços, e 2.700 MW para a indústria. Segundo o vice Presidente Executivo da Cogen, Carlos Roberto Silvestrin, vários são os fatores que darão base à essa expansão, abrindo boas perspectivas para um setor que, junto com a biomassa, pode representar um potencial de investimentos estimado inicialmente em US$ 40 bilhões até 2018.

A cogeração a gás natural, detalha o executivo, tem chances de ganhar espaço por conta da elevação dos preços de energia elétrica – com o aumento do despacho térmico, que impacta nos Encargos de Serviço do Sistema e com a elevação dos custos da energia de Itaipu, entre outros pontos. Também pode influir positivamente para o setor o aumento da elevação da oferta de gás, sobretudo na Bacia de Santos, que pode passar de 600 mil metros cúbicos diários para 22,2 milhões de metros cúbicos por dia.

A elevação dos preços do óleo combustível, em torno de 12%, a queda dos preços do gás natural, devido à redução dos preços do petróleo, a formação de um mercado livre de gás natural a partir de 2011, e a possibilidade de negociação de créditos de carbono – diante da possibilidade de compensar emissões – abrem uma janela de oportunidades para empreendedores dispostos a utilizar a cogeração a gás natural, acrescenta.

Para Silvestrin, a associação entre gás natural e fornecimento pela Bolívia também deixará de existir, diante da possibilidade de aumento da oferta do combustível, ajudando a eliminar a dependência do combustível pelo Brasil. “O Sudeste passará a ser exportador de gás natural para o Nordeste”, destacou o executivo. O gás natural será um dos temas do II Fórum Cogen/CanalEnergia – Expansão da Cogeração na Matriz Elétrica Brasileira, que será realizado no próximo no dia 18 de junho, em São Paulo.

Outro fato que sinaliza o aumento da oferta do gás natural, aponta, está no avanço para a construção de um túnel de cinco quilômetros em Caraguatatuba (SP), que levará o gás para o gasoduto Caraguatatuba-Taubaté (Gastau), com vazão máxima de 20 milhões de metros cúbicos por dia. A obra poderá permitir a exploração comercial do campo de Mexilhão em 2010.

Autoprodução – Os dados do Plano Decenal de Expansão da Energia 2008-2017, da Empresa de Pesquisa Energética, apontam para aumento da autoprodução no país, num montante que equivale à capacidade instalada da hidrelétrica de Itaipu, que tem 14 mil MW. Considerando as vantagens da geração distribuída, empreendimentos a biomassa e a gás natural tendem a ganhar mais espaço, avalia Silvestrin.

A Cogen identificou potencial de projetos de cogeração com potência entre 500 kW e 1 MW. “Há 72 projetos em andamento em São Paulo”, afirma. Além disso, existem estudos em andamento para a instalação de usinas com capacidade de até 100 MW, de unidades industriais.

No caso da biomassa, o executivo avalia que atualmente a fonte energética já está com potencial identificado e com condições de participar de todos os leilões de energia, como A-3 e de energia existente. Inicialmente, avalia, há projeções que indicam participação de 300 MW de usinas a biomassa no próximo leilão A-3, previsto para o dia 27 de agosto. Na visão de Silvestrin, leilões específicos ainda são importantes, como forma de permitir o desenvolvimento de um número maior de projetos.

A biomassa firmou-se no mercado a partir das condições para a formação de mercado proporcionadas pelas medidas da área energética do governo, como os leilões de energia alternativa (2007), de reserva (2008) e a criação da figura das Instalações Compartilhadas de Geração (ICGs), inicialmente para os estados de Mato Grosso e Goiás. Há ainda espaço para instalação de ICGs em Minas Gerais, que já tem parecer favorável pela EPE.

Para um próximo ciclo de de mercado, segundo com Silvestrin, projeções indicam potencial de oferta de 20 mil MW de energia a biomassa, sendo metade localizada no estado de São Paulo, por conta da redução gradativa até a eliminação de uso do fogo na colheita, permitindo o uso da palha na geração de eletricidade.

E uma nova onda de investidores está sendo percebida no setor de biomassa, comenta. Depois da entrada de fundos de investimento e e tradings no setor, os novos players no mercado de biocombustíveis, com reflexo para a cogeração está nas empresas de petróleo. “BP e Shell já estão em busca desse mercado de biocombustíveis”, comentou. As inscrições para o II Fórum Cogen/CanalEnergia – Expansão da Cogeração na Matriz Elétrica Brasileira estão abertas e podem ser feitas através do site http://www.ctee.com.br/forumcogen/index.asp.

Serviço

Evento: II Fórum Cogen/CanalEnergia – Expansão da Cogeração na Matriz Elétrica Brasileira
Data: 18 de junho
Local: Hotel Blue Tree Towers Morumbi – São Paulo
Inscrições: http://www.ctee.com.br/forumcogen/index.asp

A Petrobras realizou ontem (12/05) três leilões eletrônicos para venda de gás natural em contratos de curto prazo. Foram comercializados 5,127 milhões de m³/dia de gás natural para entrega nos meses de maio, junho e julho. Para cada mês de fornecimento do gás natural foi realizado um leilão específico com volume e preço distintos entre si. Estes foram o terceiro (entrega em maio), o quarto (junho) e o quinto (julho) leilões realizados pela Petrobras. Os dois primeiros leilões ocorreram em 24 de abril deste ano, para fornecimento em maio e junho. Ou seja, foram realizados até hoje cinco leilões eletrônicos individuais.

Nos leilões para entrega de gás natural nos meses de maio e junho, realizados hoje, foram feitas compras adicionais de 872 mil m³/dia.

Na venda de gás natural para o mês de julho (quinto leilão), foi adquirido o maior volume de gás natural: 4,275 milhões de m³/dia, 59% do total ofertado para o mês. O preço médio de venda para esse mês foi de US$ 4,29 por milhão de BTU, o correspondente a uma redução de 31% sobre o valor médio dos contratos em vigor com as distribuidoras. Para entrega em junho, a redução média foi de 34% e para maio, de 37%.

No terceiro, quarto e quinto leilões, iniciados às 14h e finalizados às 16h30, foram oferecidos volumes de gás natural previstos nos contratos existentes com as distribuidoras estaduais e que, neste momento, não estavam sendo demandados por essas companhias junto aos seus consumidores finais. Os volumes de gás natural adquiridos nestes três leilões não afetam o abastecimento do mercado termelétrico.

Dezesseis distribuidoras realizaram compras nos três leilões realizados hoje, e tiveram suas demandas atendidas plenamente, com os preços formados pelas próprias companhias. As distribuidoras estão localizadas nos mesmos quatro submercados, definidos para os dois primeiros leilões a partir da disponibilidade logística para entrega do gás natural.

O primeiro submercado foi formado pelos estados do Ceará, Rio Grande do Norte, Paraíba e Pernambuco; o segundo, pela Bahia, Alagoas e Sergipe; o terceiro, pelo Espírito Santo, Minas Gerais, Mato Grosso do Sul, Rio de Janeiro e parte do estado de São Paulo; e o quarto, pelo Rio Grande do Sul, Paraná, Santa Catarina e parte de São Paulo. Os leilões foram realizados por meio de uma plataforma virtual, desenvolvida para este modelo de negociação.

A Petrobras reafirma que o seu foco ao realizar estes leilões de gás natural a preços mais competitivos é atender aos anseios do consumidor final, contribuindo assim para a aceleração da retomada do consumo de gás natural, principalmente, no segmento industrial.