Petrobras bate novo recorde de processamento em refinarias no Brasil

A Petrobras atingiu, no mês de março, novo recorde mensal de processamento de petróleo nas suas refinarias no Brasil, anunciou a estatal nesta sexta-feira (4). A carga média processada foi de 2,151 milhões de barris de petróleo por dia (bpd), o que representa um volume de 12 mil bpd superior ao recorde mensal anterior de 2,139 milhões de bpd, obtido em julho de 2013. No primeiro semestre de 2013, as refinarias no Brasil processaram uma média de 2 milhões e 92 mil barris de petróleo por dia, com cinco recordes mensais de processamento, além de três de produção de diesel e de gasolina. No mesmo período, produziram cerca de 2 milhões e 132 mil barris de derivados por dia. A Petrobras estima que a produção de derivados em milhões de barris por dia chegue a 2,4 milhões em 2016 e 3 milhões em 2020. "O resultado atingido reafirma a busca contínua da Petrobras pelo aumento da eficiência operacional das refinarias, reflexo da gestão integrada do sistema de abastecimento, contribuindo para a redução das importações de derivados. A marca foi alcançada respeitando os princípios de Segurança, Meio Ambiente e Saúde que norteiam as ações da companhia", reforça a estatal. Estatal estima que produção de derivados chegue a 3 milhões de barris por dia em 2020 As refinarias transformam o óleo bruto extraído dos campos em diversos produtos. São 14 em funcionamento e quatro com obras sendo concluídas ou com projetos sob análise. Uma das que estão em atividade, a Refinaria Potiguar Clara Camarão, produz diesel, nafta petroquímica, querosene de aviação e, desde setembro de 2010, gasolina automotiva, o que tornou o Rio Grande do Norte o único estado do país autossuficiente na produção de todos os tipos de derivados do petróleo. É a primeira refinaria do Brasil batizada com o nome de uma mulher, uma homenagem à índia brasileira que se casou com Poti, chefe da tribo Potiguares, e junto a ele adotou o sobrenome Camarão, tradução exata do nome Poti. Clara Camarão nasceu no início do século 17 e tornou-se heroína ao liderar um grupo de nativas contra a colonização holandesa numa batalha em Porto Calvo, Alagoas, no ano de 1637. Outra é a Refinaria Duque de Caxias (Reduc), uma das maiores do Brasil em capacidade instalada de refino de petróleo. Iniciou a produção em 1961 e hoje é responsável por 80% da produção de lubrificantes e pelo maior processamento de gás natural do Brasil. Possui também o maior portfólio dos produtos da Petrobras (no total, são 55 produtos processados em 43 unidades). A Petrobras tem outras refinarias para serem inauguradas. A Refinaria Abreu e Lima deve produzir óleo diesel, complementando a oferta do produto no mercado brasileiro, que depende de importações. Adicionalmente, a refinaria produzirá outros derivados como nafta; coque de petróleo; gás liquefeito de petróleo (GLP); gasóleo pesado de coque para ser usado como óleo combustível na indústria ou combustível marítimo (bunker); e subproduto ácido sulfúrico. Em outubro, a refinaria tinha 82% das obras concluídas, com previsão do início de produção para novembro de 2014. O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) está sendo construído no município de Itaboraí (RJ), e tinha cerca de 68% de avanço físico nas obras em janeiro de 2014. A Premium I é construída no município de Bacabeira, a 60 km de São Luis (MA). Será a maior refinaria da estatal, com produção voltada para combustíveis de alta qualidade. Na primeira fase, será capaz de processar 300 mil barris/dia. Quando as obras estiverem totalmente concluídas, a capacidade de processamento chegará a 600 mil barris/dia. O projeto da Refinaria Premium I está em fase de avaliação. A Refinaria Premium II, por sua vez, será localizado no estado do Ceará, no município de Caucaia, dentro da área do Complexo Industrial e Portuário do Pecém. O projeto está em reavaliação técnica e econômica para adequação aos parâmetros internacionais da indústria de petróleo e gás. Abastecerá tanto o mercado interno quanto o externo. Os principais produtos que saem das refinarias são diesel, gás liquefeito de petróleo, gasolina, lubrificantes, nafta, óleo combustível e querosene de aviação. "Queremos produzir mais e também buscamos novos produtos. Com tecnologia própria, processamos o petróleo nacional, que tem como característica ser mais pesado, e conseguimos obter mais produtos nobres. Diminuímos a dependência de importação e aumentamos nossa eficiência operacional", diz a Petrobras. Fonte: Jornal do Brasil

Importação de petróleo do Iraque avança 108% no ano

O Brasil aumentou em 108% a compra de petróleo bruto do Iraque neste ano, apesar de o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (Mdic) não ter registrado qualquer importação do óleo cru do país em junho. Mesmo com a guerra civil em andamento no Iraque, a Petrobras afirmou ao Valor que o comércio está regular e que os negócios não foram afetados até o momento pela instabilidade política. Analistas, por outro lado, acreditam que o percentual de crescimento das importações pode aumentar, já que é comum na balança de petróleo e derivados meses "zerados". Quando isso ocorre, os embarques do período geralmente aparecem no mês seguinte. No primeiro semestre do ano, o Iraque foi o terceiro maior vendedor de petróleo ao Brasil mesmo com o ataque de rebeldes, no início do mês passado, à refinaria de Baiji, maior complexo petrolífero do país. No primeiro semestre do ano passado, o Iraque era o quinto maior fornecedor do Brasil. A Petrobras disse que não realizou importação em junho por uma decisão de mercado e que não houve necessidade de comprar petróleo iraquiano no último mês. O esgarçamento das instituições políticas do Iraque, que hoje está dividido em três forças (sunitas, xiitas e curdos), por outro lado, deve fazer com que as exportações brasileiras ao Iraque sejam afetadas no médio prazo, segundo os mesmos analistas. As vendas totais cresceram 2,3% em junho, para US$ 24,5 milhões, ante o mesmo mês do ano passado. No ano, as exportações brasileiras ao país árabe somaram US$ 113 milhões, puxadas por ferro, aço e carnes. De acordo com José Augusto de Castro, presidente da Associação de Comércio Exterior do Brasil (AEB), os conflitos no Iraque podem fechar um mercado importante no Oriente Médio. "A situação política e econômica do país está dificultando negócios na região e se agravando. A tendência é que, com a economia atingida, haja menos fôlego para importações em um mercado para o qual o Brasil exporta muita carne", diz. As importações brasileiras do Iraque cresceram em um ritmo maior do que as exportações. No acumulado do ano até junho, ante o mesmo período de 2013, a importação brasileira dos iraquianos chegou a US$ 484 milhões, valor gasto exclusivamente em petróleo. Segundo Castro, o óleo cru, por ser uma commodity, é usado para influenciar a corrente de comércio. Para ampliar a entrada de alimentos e outros produtos brasileiros no mercado iraquiano, o país aumentou a compra do óleo iraquiano. "É normal usar o petróleo para isso, já que a importação dele é necessária independentemente de qual seja o país fornecedor", diz. Mesmo no caso de uma redução da produção petrolífera iraquiana, a oferta no mercado mundial está alta, o que impede a instabilidade do governo local de afetar o suprimento da demanda brasileira. Nos dados abertos de junho do Mdic, o Brasil comprou mais petróleo cru da Nigéria e Arábia Saudita, tanto em relação a junho do ano passado quanto na comparação com maio deste ano. A cada quatro dólares gastos em petróleo pelo Brasil no último mês, quatro foram para as mãos de nigerianos e sauditas. Os dois países são os maiores fornecedores do país em 2014. Fabio Silveira, diretor de pesquisa econômica da GO Associados, acredita que o Brasil está procurando outros mercados para se abastecer. Ele pondera que até maio, último mês com dados disponibilizados pela Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês), não houve recuo na produção petrolífera do Iraque, que ficou em 3,3 milhões de barris diários de petróleo. "Em junho, deve começar a aparecer algum recuo. Os conflitos se intensificaram no fim de maio e só depois começaram a afetar as refinarias", diz. A maneira como é realizada a contabilização da balança de petróleo e derivados explica a ausência de importações de petróleo do Iraque em junho, na visão de Welber Barral, ex-secretário de Comércio Exterior e sócio da Barral M Jorge Consultores Asssociados. "As vezes, há prorrogação nos embarques, e entra tudo no mês seguinte, diferentemente do que ocorre com os outros produtos da balança comercial. É preciso esperar ainda alguns meses para saber se a situação política no Iraque vai influenciar a importação", diz. O consultor acredita que a elevação da cotação do petróleo no mercado internacional não sofrerá grandes variações. O impacto maior deve acontecer no preço dos fretes do petróleo naquela região, que ficam mais caros por causa dos riscos causados pela instabilidade. © 2000 – 2014. Todos os direitos reservados ao Valor Econômico S.A. . Verifique nossos Termos de Uso em http://www.valor.com.br/termos-de-uso. Este material não pode ser publicado, reescrito, redistribuído ou transmitido por broadcast sem autorização do Valor Econômico. Leia mais em: http://www.valor.com.br/brasil/3610596/importacao-de-petroleo-do-iraque-avanca-108-no-ano?utm_source=newsletter_manha&utm_medium=11072014&utm_term=importacao+de+petroleo+do+iraque+avanca+108+no+ano&utm_campaign=informativo&NewsNid=3606536#ixzz37Bey9Wkd

PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL CHEGOU A QUASE 550 MIL BARRIS POR DIA EM MAIO

A produção de petróleo e gás no pré-sal bateu novo recorde em maio deste ano, alcançando uma média de 549,3 mil barris de óleo equivalente por dia, 9,1% a mais do que em abril, de acordo com o boletim mensal da ANP. Do total, a parte de petróleo representou 448,2 mil barris por dia, enquanto o gás natural foi responsável por 16,1 milhões de metros cúbicos diários. A produção foi extraída de 33 poços, localizados nos campos de Baleia Azul, Baleia Franca, Barracuda, Caratinga, Búzios, Linguado, Lula, Marlim Leste, Pampo, Sapinhoá, Trilha e na área de Tupi Nordeste (cessão onerosa). Na última semana, a Petrobrás realizou uma grande cerimônia, com a presença da presidente Dilma Rousseff, do governador do Rio, Luiz Fernando Pezão, e de outras figuras do poder executivo brasileiro, além da própria presidente da estatal, Graça Foster, com o intuito de anunciar a marca de 500 mil barris de petróleo por dia no pré-sal. O número foi ultrapassado no dia 24 de junho, quando a estatal extraiu 520 mil barris da região. De acordo com a petroleira, 406 mil barris diários desse volume total eram relativos à Petrobrás, enquanto o restante (22%) pertencia às empresas parceiras. Na ocasião, o diretor de Exploração e Produção da Petrobrás, José Miranda Formigli, afirmou que a produção acumulada do pré-sal, desde 2008, já atingiu 360 milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás). http://www.petronoticias.com.br/archives/53495

ROSNEFT FAZ ACORDO DE US$ 1,5 BILHÃO COM A BP

A Rosneft assinou um acordo de cinco anos com a BP para fornecer até 12 milhões de toneladas de produtos refinados de petróleo. Organizado por importantes instituições financeiras globais, o acordo envolve o pré-pagamento de, pelo menos, US$ 1,5 bilhão. Algumas empresas ocidentais têm hesitado em investir e fazer negócios na Rússia desde que sanções foram impostas devido à crise na Ucrânia. Desde que sanções foram impostas ao presidente da Rosneft, o acordo com a BP é o segundo maior firmado pela companhia. A Rosneft não faz parte da lista de sanções estabelecidas pelas potências ocidentais, mas o presidente-executivo da companhia, Igor Sechin (foto), teve vistos cancelados e ativos congelados pelos Estados Unidos após a anexação da Crimeia pela Rússia. No ano passado, a empresa refinou cerca de 90 milhões de toneladas de petróleo. fonte:http://www.petronoticias.com.br

BIOQUEROSENE RECEBE CERTIFICAÇÃO INTERNACIONAL PARA SER MISTURADO AO QUEROSENE DE ORIGEM FÓSSIL

O bioquerosene (QAV), produzido a partir da cana-de-açúcar já pode ser adicionado na proporção de até 10% ao querosene de aviação de origem fóssil, de acordo com a certificadora internacional de padrões industriais ASTM. A norma inclui o uso de farnesano (diesel de cana), como um elemento de mistura que pode ser acrescentado ao querosene usado na aviação comercial. A decisão permitirá que bioquerosenes produzidos a partir de biomassa, como o produzido pela Amyris em parceria com a Total, possam ajudar a indústria na redução de suas emissões de gases de efeito estufa. O presidente e CEO da Amyris, John Melo (foto), disse que a norma da ASTM permite à empresa avançar nas discussões com várias das principais companhias aéreas do mundo, que planejam voos comerciais com combustíveis renováveis, reduzindo emissões ao mesmo tempo em que promovem ganhos de desempenho. O bioquerosene, por enquanto, apenas poderá ser usado para o abastecimento no exterior. Para que o consumo no Brasil seja liberado, a certificação precisa ser legitimada pela ANP, procedimento que poderá levar até 90 dias. Para o consultor em Emissões e Tecnologia da União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), Alfred Szwarc, a aprovação do uso comercial de 10% de bioquerosene com o combustível convencional, representa um marco na história da aviação moderna. “Essa mistura diminuirá em cerca de 10% a emissão de gás carbônico, gerando grandes benfeitorias para a indústria aeronáutica e agregando novos benefícios para a atividade canavieira,” explicou. Ele acrescentou que os ganhos seriam maiores se a ANP já tivesse aprovado o uso comercial no Brasil. fonte: http://www.petronoticias.com.br

Pólos Magnéticos & Geográficos

Por muito tempo se pensou que o norte geográfico e o norte magnético eram um só. Em 1831, o explorador inglês James Ross verificou que não eram iguais ao chegar ao Ártico e ver que a bússola apontava para o chão, o norte magnético (as linhas de força eram verticais e a única posição em que a agulha aquietava era na vertical). O norte geográfico resulta do movimento de rotação da Terra, enquanto o norte magnético é o resultado do campo magnético gerado pelo movimento do metal fundido do núcleo externo em torno do núcleo metálico sólido da Terra. Os dois nortes, portanto, expressam fenômenos geofísicos diferentes. Usando esse princípio os chineses inventaram a bússola e os europeus se lançaram às grandes navegações. Uma agulha imantada aponta sempre para o polo norte magnético e, de modo aproximado, para o norte geográfico. O ângulo entre o norte magnético e o geográfico reflete a declinação magnética do lugar e varia geralmente de 20 a 30 graus. Como o campo magnético varia com o tempo, atualmente em São Paulo a diferença entre os dois nortes é de 23 graus. Uma confusão frequente é quanto à nomenclatura dos polos. Pela convenção física, o polo magnético norte estaria situado no sul da Terra e vice-versa. Para evitar essa confusão, convencionou-se chamar de polo norte magnético o polo que está próximo ao polo norte geográfico, o mesmo ocorrendo com o polo sul. Eder Molina, da Universidade de São Paulo (USP)

Queda de energia na Reduc prejudica produção de derivados de petróleo

Falha foi provocada por uma interrupção na unidade termelétrica Leonel Brizola

Uma parada programada para esta quinta-feira (30) às 5h30, na Unidade Termelétrica Leonel Brizola, que fica ao lado da Reduc (Refinaria Duque de Caxias), provocou uma pane em todo o sistema da refinaria, no momento em que a Reduc se preparava para reduzir o consumo elétrico.

A pane ocorreu por volta das 5h45. As chamas da tocha que fica permanente acesa atingiram 30 metros de altura, provocando uma fumaça negra que chegou a encobrir o céu e foi vista por quem passava pela Rodovia Rio-Petrópolis (BR-040) e também pela Avenida Brasil, principal ligação do centro do Rio com bairros da zona norte e oeste da cidade.

De acordo com o presidente do Sindicato dos Petroleiros de Duque de Caxias (Sindipetro-Caxias), Simão Zanardi, a Reduc tem 30 unidades em funcionamento e produz 240 mil barris de petróleo por dia, além de insumos petroquímicos, óleo lubrificante, parafina, enxofre, gasolina, óleo diesel, nafta, e gás liquefeito de petróleo (GLP), entre outros. Segundo Zanardi, o volume da queima dos gases já diminuiu consideravelmente e não houve feridos durante o desligamento do sistema elétrico.

"O sistema está sendo religado gradativamente, mas para normalizar toda a produção leva três dias", avaliou Zanardi. Ele disse ainda que o mercado não vai ser afetado, porque a empresa tem estoque suficiente para atender a demanda.

Em nota, a Petrobras informou que às 5h45 de hoje (30) ocorreu parada da Refinaria Duque de Caxias (Reduc) em função de queda do sistema elétrico interno. A parada ocorreu de forma segura, garantindo a integridade das pessoas e das instalações. O sistema está sendo restabelecido para normalização das atividades.

Produção de petróleo no pré-sal cresce 2,4% em março

De acordo com a Petrobras, a produção total de petróleo e gás natural no Brasil, em março, foi de 2 milhões 331 mil barris de óleo equivalente por dia.

Em março, a produção média mensal de petróleo dos campos localizados na província do pré-sal, nas bacias de Santos e Campos, atingiu a média mensal de 395 mil bopd, segundo dados divulgados pela Petrobras.

Esse resultado representa um aumento de 2,4% do total apresentado em fevereiro (385 mil bopd). Em 18 de abril, a companhia atingiu novo recorde diário, com 444 mil bopd.

De acordo com a Petrobras, a produção total de petróleo e gás natural no Brasil, em março, foi de 2 milhões 331 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Montante representa crescimento de 0,2% sobre o volume produzido em fevereiro, que foi de 2 milhões 327 mil boed.

Incluída a produção que a Petrobras opera para seus parceiros no Brasil, o volume chegou a 2 milhões 483 mil boed, indicando um aumento de 0,3% na comparação com o mês anterior (2 milhões 476 mil boed).

A produção exclusiva de petróleo da companhia no Brasil, em março, atingiu a média de 1 milhão 926 mil barris/dia (bopd), superando em 0,1% a produção do fevereiro de 2014, quando foram produzidos 1 milhão 923 mil bopd. Incluída a parcela operada para as empresas parceiras, a produção de petróleo no Brasil chegou a 2 milhões 26  mil bopd, 0,3% acima do volume de fevereiro ( 2 milhões 21 mil bopd).

Produção mensal e diária no pré-sal 

Segundo a Petrobras, contribuiu para esse recorde a produção do primeiro poço interligado a uma boia de sustentação de riser (BSR), no campo de Sapinhoá, iniciada em fevereiro.

Esse poço vem apresentando desempenho acima da média e mantém-se como o melhor poço produtor do país, com aproximadamente 36 mil bpd. O segundo poço desta BSR já foi interligado no  início de Abril e está produzindo 31 mil bpd. 

Além da BSR do campo de Sapinhoá, já foram concluídas as instalações de outras duas BSRs e, ainda no primeiro semestre, será a concluída a instalação da última BSR.

Tais instalações irão possibilitar a continuidade do crescimento da produção no pré-sal, com a interligação de sete novos  poços produtores nos FPSOs Cidade de São Paulo e Cidade de Paraty. Com isso, a capacidade máxima de produção e processamento dessas unidades será alcançada até o terceiro trimestre de 2014. 

No dia 19 de março, foi batido o recorde diário de extração do pré-sal, com 420 mil bopd. É importante ressaltar que esse recorde já foi novamente superado, primeiro em 15 de abril, com 428 mil bopd, e depois em 18 de abril, com 444 mil bopd, devido ao crescimento da produção da P-58 e da entrada em produção do segundo poço na BSR de Sapinhoá. 

Novas unidades e interligação de novos poços 

Outro destaque foi a entrada em produção no dia 17 de março da plataforma P-58, no Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos.

O poço 7-BFR-7-ESS, em reservatório do pré-sal, apresentou excelente produtividade, com 20 mil barris por dia. Dois novos poços de igual potencial entraram em produção nos primeiros dias do mês de abril,  elevando a produção atual da P-58 para cerca de 50 mil barris por dia.

No total, serão interligados à P-58 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal, sete do pós-sal, e nove poços injetores. A unidade tem capacidade de produção de 180 mil barris por dia. 

Ainda no mês de março teve início a produção do poço JUB-45, conectado ao FPSO Capixaba, no campo de Jubarte, com potencial de 18,5 mil bopd. Iniciou-se também a injeção de água no campo de Papa-Terra, através da plataforma P-63, instalada na porção sul da Bacia de Campos. 

Descomissionamento e paradas de manutenção

No dia 30 de março, após 11 anos de atividade, o FPSO Brasil encerrou suas atividades, no campo de Roncador com o fechamento do poço 7-RO-14-RJS. Com o fim de sua operação, os poços interligados ao FPSO serão remanejados para a P-52 e a P-54. 

Ainda no mês de março, a produção não foi maior devido às paradas de produção temporárias planejadas das seguintes unidades: FPSO Cidade de Angra dos Reis (Bacia de Santos), plataforma P-8 (Bacia de Campos), plataforma P-35 (Bacia de Campos), e FPSO Vitória (Bacia de Campos). 

A plataforma P-20 permaneceu em manutenção durante o mês de março, já tendo, no entanto, retomado sua operação no último dia 7 de abril. A P-20 tem potencial de produção de cerca de 20 mil barris de petróleo por dia e é uma das unidades que compõem os sistemas de produção do Campo de Marlim, na Bacia de Campos. 

Produção de gás natural 

Em março, foram produzidos 64 milhões 360 mil metros cúbicos diários (m³/d) de gás natural no Brasil, indicando um aumento de 0,4% sobre fevereiro, quando foram extraídos 64 milhões 85mil m³/d.

Incluída a parcela que operamos para as empresas associadas, o volume alcançou 72 milhões 577 mil m3/dia e foi 0,3% acima do nível atingido  no mês anterior, 72 milhões 344 mil m³/d. Cabe ressaltar o início, em 15 de abril, da exportação de gás em Lula NE, através de gasoduto interligado ao FPSO Cidade de Paraty. 

Crescimento sustentável da produção 

No curto prazo, começarão a produzir ainda, no pós-sal da Bacia de Campos, as plataformas P-62, no campo de Roncador, com capacidade de 180 mil bopd, e a P-61, no campo de Papa-Terra, que será interligada à plataforma semissubmersível SS-88, unidade de apoio do tipo Tender Assisted Drilling (TAD), que já está no Brasil. 

Com a entrada dessas unidades, a produção de petróleo terá crescimento sustentável, durante 2014, de 7,5%, conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão 2014 – 2018, podendo variar 1% para mais ou para menos, ao longo do ano. 

Produção no exterior 

A extração total de petróleo e gás natural no exterior, em março, foi de 219.586 boed, correspondendo a um aumento de 6,2 % em relação aos 206.712 boed produzidos no mês anterior. A produção exclusiva de petróleo foi de 126.921 bopd, 10,1% acima dos 115.279 bopb produzidos em fevereiro. 

Esse aumento resultou do ramp up de produção dos poços CA-6 e CH-5, nos campos de Cascade e Chinook, no Golfo do México, EUA. Esses dois campos juntos produziram em março 33.246 bopd contra 21.594 bopd em fevereiro (parcela Petrobras).

Os campos de Cascade e Chinook encontram-se em fase de desenvolvimento e produzem por meio do primeiro FPSO instalado no Golfo do México americano, com  capacidade de produção de 80.000 bpd. 

A produção de gás natural no exterior foi de 15 milhões 744 mil metros cúbicos diários (m3/d), 1,3 % acima do volume produzido no mês de fevereiro, que foi de 15 milhões 534 mil m³/d, devido à entrada em produção do Campo de Kinteroni, Lote 57, no Peru. 

Acrescentando o volume do exterior, nossa produção total de petróleo e gás em março chegou a 2 milhões 550 mil boed, 0,63 % acima do volume extraído no mês anterior, que foi de 2 milhões 534 mil boed. 

Produção total informada à ANP 

A produção total informada à ANP foi de 9.512.485 m³ de óleo e 2.357.316 mil m³ de gás em março de 2014. Esta produção corresponde à produção total das concessões em que a Petrobras atua como operadora. Não estão incluídos os volumes do Xisto, LGN e produção de parceiros onde a empresa não é operadora.

Fonte:
Agência Petrobras 

Cronograma de Rodovias Está sob Risco

A demora na contratação de parte dos estudos de impacto ambiental já ameaça o cronograma de duplicação de algumas das rodovias concedidas à iniciativa privada no fim do ano passado. Todos os trechos devem estar inteiramente duplicados em até cinco anos. O governo, por meio da Empresa de Planejamento e Logística (EPL), ficou responsável pela elaboração do EIA-Rima em cada uma das estradas e pela obtenção das licenças ambientais.

Dos cinco anos iniciais de concessão, o primeiro é dedicado aos trâmites do licenciamento, abrindo caminho para a realização das obras mais complexas nos quatro anos seguintes. Em parte das rodovias que estão sendo transferidas ao setor privado, no entanto, o cumprimento efetivo do cronograma já começa a ficar sob risco.

A situação mais preocupante é a da BR-163, no Mato Grosso, cujo leilão foi vencido pela Odebrecht em dezembro. O estudo que dá partida ao processo de licenciamento, conhecido como EIA-Rima, sequer foi contratado pelo governo até agora. Uma licitação deve ser lançada em fevereiro e a estimativa oficial é que a empresa contratada para elaborá-lo inicie seus trabalhos em maio.

Em outro trecho da BR-163, no Mato Grosso do Sul, o calendário também ficou apertado. A CCR, empresa controlada pela Andrade Gutierrez e pela Camargo Corrêa, arrematou a concessão da rodovia em dezembro e deverá assumir sua gestão até março.

A confecção do estudo para essa rodovia, porém, ainda nem começou. No dia 8 de janeiro, a EPL inabilitou a consultoria que havia oferecido o melhor preço para fazê-lo, devido à falta de documentos que comprovassem atendimento a todas as exigências do edital. Só na quinta-feira passada foi habilitada outra empresa, que terá 210 dias (sete meses) para entregar o EIA-Rima concluído. Todas as licitações estão sendo feitas pelo regime diferenciado de contratações públicas (RDC).

Depois da entrega, é preciso realizar audiências públicas e obter duas licenças diferentes: a prévia (que atesta a viabilidade ambiental do empreendimento) e a de instalação (que autoriza o início das obras). O Ibama fez um compromisso informal de soltar as duas licenças em um prazo total de oito meses depois de ter recebido o EIA-Rima. Somado ao tempo de elaboração dos estudos, as concessionárias podem levar quase dois anos para receber aval dos órgãos ambientais.

Na BR-050 (GO/MG) e na BR-040 (Brasília-Juiz de Fora), os estudos já foram contratados e devem ser concluídos até meados de 2014, deixando o cronograma bem mais folgado. O lote arrematado pela Triunfo, que inclui trechos de três estradas, está no fio da navalha. Não se pode dizer, entretanto, que já existe atraso.

O presidente da EPL, Paulo Passos, minimiza os riscos de atraso na duplicação das rodovias recém-privatizadas. Conforme ele lembra, enquanto as licenças não são obtidas, as novas concessionárias poderão adiantar seus trabalhos em trechos de até 25 quilômetros que se enquadram em uma portaria interministerial publicada em meados de 2013.

Pela portaria, as novas concessionárias ficam autorizadas a começar obras de duplicação com base apenas em um termo de compromisso a ser assinado com o Ibama, em um ou mais trechos de até 25 km. Isso cria uma "via rápida" que dribla o licenciamento.

Para isso, é necessário que esses trechos cumpram uma série de requisitos: eles devem estar fora da Amazônia Legal e não implicar retirada de vegetação nativa, realocação de população ou impacto em terras indígenas e quilombolas. Para topar essa flexibilização, o Ibama já deixou claro, nos bastidores, que não pretende liberar muito mais do que 10% de toda a duplicação das rodovias.

Com essas obras, as empresas vencedoras dos leilões já poderão iniciar a cobrança de pedágio, de forma a não ter um desfalque importante na geração de caixa. Uma das concessionárias, no entanto, não pode se beneficiar disso. A Odebrecht, por assumir uma rodovia situada dentro dos limites estabelecidos pela Amazônia Legal, só pode duplicar trechos depois das licenças.

Nos outros casos, a questão não é se as novas concessionárias vão conseguir cobrar pedágio, já que elas aparentemente não terão dificuldades em fazer os 10% de duplicação iniciais - mas quando poderão continuar com os trabalhos dos 90% restantes.

"Estamos trabalhando com bastante aperto", reconhece Paulo Passos, ponderando em seguida: "Tecnicamente, é possível cumprir [com a previsão de duplicação em cinco anos]. Significa uma grande mobilização e um bom planejamento para a execução de tudo, mas é possível."

Se houver atrasos por causa do licenciamento, a concessionária ganha um prazo adicional e não é prejudicada com multas. Fica obrigada, porém, a dar um desconto proporcional nas tarifas de pedágio. O mecanismo visa compensar os usuários da rodovia.

Até os últimos leilões, eram as próprias concessionárias que se responsabilizavam pelos estudos ambientais e pela obtenção das licenças. Esse processo mudou devido à "síndrome OHL ". A empresa espanhola arrematou cinco das sete rodovias concedidas, no governo Lula, incluindo a Régis Bittencourt e a Fernão Dias.

A OHL, que acabou vendendo seus ativos para a Arteris, ficou sem executar compromissos contratuais. Dizia ter enfrentado excesso de burocracia no licenciamento ambiental. Para o governo, os estudos estavam mal feitos. Diante do impasse, que atrasou as obras, o Palácio do Planalto decidiu assumir a responsabilidade pelo EIA-Rima de cada rodovia nas novas concessões.



Passos avalia que foi uma decisão correta. "Os estudos demoravam, eram feitos sem a qualidade necessária e colaboravam para o nível de inexecuções contratuais. Esse novo compartilhamento de obrigações nos dá boas razões para acreditar no cumprimento dos cronogramas", diz o ex-ministro.


Fonte: Valor Econômico/Daniel Rittner De Brasília

Segunda, 20 Janeiro 2014 08:52 Geral