Geopolítica Energética

[Marino]

BRASIL/PETRÓLEO E GÁS
Petrobras já planeja novo gasoduto e dez plataformas no pré-sal
Planos para área já licitada incluem nova logística para o transporte das pessoas e dos fluidos
Cláudia Schüffner
Tupi é emblemático. Com ele, o pré-sal da bacia de Santos tornou-se o centro de um polo com
vários reservatórios e a Petrobras mudou de patamar pelo volume de reservas estimadas e pelo valor de
mercado. Entre o antes e o depois de Tupi, o valor da estatal saltou de US$ 93,2 bilhões (em outubro de
2006, quando foi concluído o poço pioneiro de Tupi), para US$ 197 bilhões em outubro de 2010.
Tupi - cuja comercialidade precisa ser declarada até sexta-feira - deverá chegar ao fim de 2011
produzindo 100 mil barris/dia de petróleo e até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Junto com a
plataforma Cidade de Angra dos Reis (instalada em Tupi em outubro), os planos para a região do pré-sal
já nas mãos da estatal e seus sócios incluem a chegada de mais dez plataformas (até 2016), um novo
gasoduto de 350 a 400 quilômetros para escoar o gás da região de Tupi e entorno e novas estratégias
logísticas, incluindo estações intermediárias com capacidade para armazenar (em alto mar) grandes
quantidades de petróleo.
Quando virar campo, Tupi também deverá mudar de nome. Há quem aposte que se chamará
Lula, já que a regra do Ibama é que os nomes dos campos venham da fauna marinha. Qualquer que seja
o nome, ele detém o recorde de ser o que mais cedo entrou em produção, ainda que em fase de testes:
menos de três anos entre a conclusão do primeiro poço, anunciado em outubro de 2006, e o início do
teste de longa duração, em abril de 2009. Antes dele, a média era de a cinco a sete anos entre a
descoberta e o primeiro óleo.
Desde 2009, quando começou o teste de longo duração de Tupi (ainda com a plataforma Cidade
São Vicente) já foram produzidos mais de 7 milhões de barris de petróleo e gás na área. Para chegar aos
100 mil barris/dia, a Petrobras prevê a conexão gradual de seis poços produtores de petróleo, um poço
injetor de gás, um injetor de água e outro capaz de injetar, alternadamente, água e gás.
Além da plataforma de Tupi estão previstas mais dez plataformas na área do pré-sal, sendo dois
pilotos para produção antecipada em Guará (2013) e Tupi Nordeste (2014). Entre 2015 e 2016 virão as
outras oito plataformas chamadas na Petrobras de "replicantes" - projetos quase idênticos, mas não
iguais - a serem construídas no estaleiro Rio Grande.
Além do petróleo, Tupi também vai produzir gás natural. José Formigli, gerente-executivo de
Exploração e Produção da Petrobras para o pré-sal, explica que a transferência de gás de Tupi para
Mexilhão só será possível para os três primeiros pilotos (Tupi, Guará e Tupi Nordeste), limitada a 10
milhões de metros cúbicos por dia de gás. "Temos que ter outra rota em 2014, quando entrar o primeiro
replicante, já que o último piloto entra em 2013", explica.
Para escoar a produção adicional de gás, uma das soluções é construir um novo gasoduto de
350 a 400 quilômetros saindo de Tupi-Iracema direto para Cabiúnas (RJ) , onde a Petrobras já opera
estação de tratamento e poderá receber volumes adicionais sem necessidade de obra grandiosa. O
projeto já está quase pronto e, segundo Formigli, só falta "terminar algumas curvas". Ele terá capacidade
para transportar de 11 a 13 milhões de m3/dia.
Antes dessa fase, o gás excedente servirá para gerar energia a bordo da plataforma de Tupi e
ser reinjetado ou exportado para terra por gasoduto até a plataforma de Mexilhão. De lá ele será escoado
para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), onde será tratado e
distribuído ao mercado. Para não queimar o gás, a Petrobras estuda plantas de liquefação de gás
embarcadas, ou FSOs de gás - antes conhecidas pela sigla Gás Natural Liquefeito Embarcado (GNL-E).
Formigli lembra que a infraestrutura de gás é complexa, já que na concepção ela precisa vir junto
de um projeto para comercialização do insumo, para que ele possa ser monetizado. No momento, os
estudos econômicos indicam que os FSOs de gás serão instalados nos testes de longa duração (TLDs).
Depois de explorar toda a bacia de Campos usando como base o aeroporto de Macaé (RJ), o
pré-sal de Santos vai contar com cinco bases de apoio aéreo: Cabo Frio, Jacarepaguá, Itaguaí (todos no
Rio), Itanhaém (SP) e a base aérea de Santos. Para apoio marítimo serão usados os terminais dos
portos de Macaé, Rio de Janeiro, Itajaí, Itaguaí e a base de Santos, onde o aeroporto já está pronto.
A Petrobras também está analisando a criação de "plataformas-hub", uma espécie de rodoviária
no mar, onde as pessoas chegarão de transporte marítimo e sairão de helicóptero até as plataformas. A
estatal ainda esbarra em projetos de embarcação com estabilidade suficiente para permitir essa
movimentação de barcos, helicópteros e pessoas. "Todo mundo acha que é óbvio, mas não é. E o
preço? Já foi oferecido até um porta-aviões. Só que um porta-aviões se ficar parado tem o péssimo
hábito de ficar virando de um lado para outro. Tem casco fininho porque precisa ter velocidade, e quando
para, rola. E aí o helicóptero não pousa", afirma o executivo.
Esse é apenas um dos desafios de engenharia e projetos que a Petrobras está enfrentando para
desenvolver a produção de petróleo no pré-sal. A empresa já está implantando o conceito de "hubs" na
bacia de Campos onde rebocadores podem se abastecer em navios gigantes da Petrobras capazes de
suprir combustível para várias embarcações durante vários dias. Mas para atender tantos navios indo e
vindo para as plataformas do pré-sal esse modelo causaria o que Formigli chama de "engarrafamentos"
em alto mar. Para estudar isso, a companhia criou um grupo de trabalho chamado Gerenciamento
Integrado de Operações (GIOP). Mas é para o futuro.
No curto prazo, a Petrobras trabalha para permitir que seus sócios em Tupi (BG, com 25% e
Galp, com 10%) e Guará (BG com 30% e Repsolcom 25%) possam ter acesso ao petróleo. Toda a
produção da fase de testes de Tupi foi vendida à Petrobras.
Para ficar com sua parte na produção os sócios poderão retirar sua parte do óleo por meio de
navios aliviadores com sistema de posicionamento dinâmico (o Shuttle DP, na linguagem técnica) que
poderão ser carregados diretamente da plataforma de produção. À medida em que o volume aumenta,
essa logística fica muito cara. Para os três primeiros testes de longa duração, a Petrobras acertou com
os sócios que eles poderão usar uma estação intermediária a ser instalada em águas rasas na região da
Bacia de Campos.
A estação, chamada Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE), será formada por
um navio de 280 mil toneladas adaptado para funcionar como plataforma do tipo FSO (sigla para
Flotation, Storage and Offloading), com capacidade de armazenar entre 1,5 a 1,8 milhão de barris de
petróleo. Ela será ligada a duas monobóias e funcionará como um porto em alto-mar, no qual os navios
poderão atracar, carregar e partir sem necessidade de mover-se até o continente. "Essa solução só
serve para os primeiros testes de longa duração. Para as plataformas replicantes vamos definir outra
estratégia. Mas os sócios também podem chegar à conclusão que o volume de óleo justifica uma
estação deles", diz Formigli.
Para além do horizonte das dez plataformas (2017 em diante), a estatal pesquisa outros modais
para escoar a produção, inclusive dutos. O desafio é construir bombas capazes de gerar pressão
suficiente para bombear óleo diretamente de uma plataforma ou do fundo do mar, e com força suficiente
para chegar na costa paulista, a 320 km de distância. "Esse modal por duto está sendo trabalhado e
estão sendo buscadas soluções tecnológicas", diz Formigli.

[alexmabastos]

BRASIL/PETRÓLEO E GÁS
Petrobras já planeja novo gasoduto e dez plataformas no pré-sal
Planos para área já licitada incluem nova logística para o transporte das pessoas e dos fluidos
Cláudia Schüffner
Tupi é emblemático. Com ele, o pré-sal da bacia de Santos tornou-se o centro de um polo com
vários reservatórios e a Petrobras mudou de patamar pelo volume de reservas estimadas e pelo valor de
mercado. Entre o antes e o depois de Tupi, o valor da estatal saltou de US$ 93,2 bilhões (em outubro de
2006, quando foi concluído o poço pioneiro de Tupi), para US$ 197 bilhões em outubro de 2010.
Tupi - cuja comercialidade precisa ser declarada até sexta-feira - deverá chegar ao fim de 2011
produzindo 100 mil barris/dia de petróleo e até 5 milhões de metros cúbicos de gás. Junto com a
plataforma Cidade de Angra dos Reis (instalada em Tupi em outubro), os planos para a região do pré-sal
já nas mãos da estatal e seus sócios incluem a chegada de mais dez plataformas (até 2016), um novo
gasoduto de 350 a 400 quilômetros para escoar o gás da região de Tupi e entorno e novas estratégias
logísticas, incluindo estações intermediárias com capacidade para armazenar (em alto mar) grandes
quantidades de petróleo.
Quando virar campo, Tupi também deverá mudar de nome. Há quem aposte que se chamará
Lula, já que a regra do Ibama é que os nomes dos campos venham da fauna marinha. Qualquer que seja
o nome, ele detém o recorde de ser o que mais cedo entrou em produção, ainda que em fase de testes:
menos de três anos entre a conclusão do primeiro poço, anunciado em outubro de 2006, e o início do
teste de longa duração, em abril de 2009. Antes dele, a média era de a cinco a sete anos entre a
descoberta e o primeiro óleo.
Desde 2009, quando começou o teste de longo duração de Tupi (ainda com a plataforma Cidade
São Vicente) já foram produzidos mais de 7 milhões de barris de petróleo e gás na área. Para chegar aos
100 mil barris/dia, a Petrobras prevê a conexão gradual de seis poços produtores de petróleo, um poço
injetor de gás, um injetor de água e outro capaz de injetar, alternadamente, água e gás.
Além da plataforma de Tupi estão previstas mais dez plataformas na área do pré-sal, sendo dois
pilotos para produção antecipada em Guará (2013) e Tupi Nordeste (2014). Entre 2015 e 2016 virão as
outras oito plataformas chamadas na Petrobras de "replicantes" - projetos quase idênticos, mas não
iguais - a serem construídas no estaleiro Rio Grande.
Além do petróleo, Tupi também vai produzir gás natural. José Formigli, gerente-executivo de
Exploração e Produção da Petrobras para o pré-sal, explica que a transferência de gás de Tupi para
Mexilhão só será possível para os três primeiros pilotos (Tupi, Guará e Tupi Nordeste), limitada a 10
milhões de metros cúbicos por dia de gás. "Temos que ter outra rota em 2014, quando entrar o primeiro
replicante, já que o último piloto entra em 2013", explica.
Para escoar a produção adicional de gás, uma das soluções é construir um novo gasoduto de
350 a 400 quilômetros saindo de Tupi-Iracema direto para Cabiúnas (RJ) , onde a Petrobras já opera
estação de tratamento e poderá receber volumes adicionais sem necessidade de obra grandiosa. O
projeto já está quase pronto e, segundo Formigli, só falta "terminar algumas curvas". Ele terá capacidade
para transportar de 11 a 13 milhões de m3/dia.
Antes dessa fase, o gás excedente servirá para gerar energia a bordo da plataforma de Tupi e
ser reinjetado ou exportado para terra por gasoduto até a plataforma de Mexilhão. De lá ele será escoado
para a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato, em Caraguatatuba (SP), onde será tratado e
distribuído ao mercado. Para não queimar o gás, a Petrobras estuda plantas de liquefação de gás
embarcadas, ou FSOs de gás - antes conhecidas pela sigla Gás Natural Liquefeito Embarcado (GNL-E).
Formigli lembra que a infraestrutura de gás é complexa, já que na concepção ela precisa vir junto
de um projeto para comercialização do insumo, para que ele possa ser monetizado. No momento, os
estudos econômicos indicam que os FSOs de gás serão instalados nos testes de longa duração (TLDs).
Depois de explorar toda a bacia de Campos usando como base o aeroporto de Macaé (RJ), o
pré-sal de Santos vai contar com cinco bases de apoio aéreo: Cabo Frio, Jacarepaguá, Itaguaí (todos no
Rio), Itanhaém (SP) e a base aérea de Santos. Para apoio marítimo serão usados os terminais dos
portos de Macaé, Rio de Janeiro, Itajaí, Itaguaí e a base de Santos, onde o aeroporto já está pronto.
A Petrobras também está analisando a criação de "plataformas-hub", uma espécie de rodoviária
no mar, onde as pessoas chegarão de transporte marítimo e sairão de helicóptero até as plataformas. A
estatal ainda esbarra em projetos de embarcação com estabilidade suficiente para permitir essa
movimentação de barcos, helicópteros e pessoas. "Todo mundo acha que é óbvio, mas não é. E o
preço? Já foi oferecido até um porta-aviões. Só que um porta-aviões se ficar parado tem o péssimo
hábito de ficar virando de um lado para outro. Tem casco fininho porque precisa ter velocidade, e quando
para, rola. E aí o helicóptero não pousa", afirma o executivo.
Esse é apenas um dos desafios de engenharia e projetos que a Petrobras está enfrentando para
desenvolver a produção de petróleo no pré-sal. A empresa já está implantando o conceito de "hubs" na
bacia de Campos onde rebocadores podem se abastecer em navios gigantes da Petrobras capazes de
suprir combustível para várias embarcações durante vários dias. Mas para atender tantos navios indo e
vindo para as plataformas do pré-sal esse modelo causaria o que Formigli chama de "engarrafamentos"
em alto mar. Para estudar isso, a companhia criou um grupo de trabalho chamado Gerenciamento
Integrado de Operações (GIOP). Mas é para o futuro.
No curto prazo, a Petrobras trabalha para permitir que seus sócios em Tupi (BG, com 25% e
Galp, com 10%) e Guará (BG com 30% e Repsolcom 25%) possam ter acesso ao petróleo. Toda a
produção da fase de testes de Tupi foi vendida à Petrobras.
Para ficar com sua parte na produção os sócios poderão retirar sua parte do óleo por meio de
navios aliviadores com sistema de posicionamento dinâmico (o Shuttle DP, na linguagem técnica) que
poderão ser carregados diretamente da plataforma de produção. À medida em que o volume aumenta,
essa logística fica muito cara. Para os três primeiros testes de longa duração, a Petrobras acertou com
os sócios que eles poderão usar uma estação intermediária a ser instalada em águas rasas na região da
Bacia de Campos.
A estação, chamada Unidade Offshore de Transferência e Exportação (UOTE), será formada por
um navio de 280 mil toneladas adaptado para funcionar como plataforma do tipo FSO (sigla para
Flotation, Storage and Offloading), com capacidade de armazenar entre 1,5 a 1,8 milhão de barris de
petróleo. Ela será ligada a duas monobóias e funcionará como um porto em alto-mar, no qual os navios
poderão atracar, carregar e partir sem necessidade de mover-se até o continente. "Essa solução só
serve para os primeiros testes de longa duração. Para as plataformas replicantes vamos definir outra
estratégia. Mas os sócios também podem chegar à conclusão que o volume de óleo justifica uma
estação deles", diz Formigli.
Para além do horizonte das dez plataformas (2017 em diante), a estatal pesquisa outros modais
para escoar a produção, inclusive dutos. O desafio é construir bombas capazes de gerar pressão
suficiente para bombear óleo diretamente de uma plataforma ou do fundo do mar, e com força suficiente
para chegar na costa paulista, a 320 km de distância. "Esse modal por duto está sendo trabalhado e
estão sendo buscadas soluções tecnológicas", diz Formigli.

Quando isso tudo estiver funcionando....economias de grandes países dependerão deste petróleo. E, sendo de vital importância, alguém irá protegê lo. Cabe nos escolher quem. A MB e o Brasil ou à OTAN ou a Marinha Chinesa...
Obvio....mas nem sempre se pensa nisso.

Abs

[joao fernando]

Marino, a MB vai ter cada vez mais um peso nas costas. Acho que dai, com todas essas previsões, é que vcs sabem de onde vai vir o $$$ e melhor, será dada a real importancia de uma MB forte e moderna

Correto?

[Marino]

Economia » Notícias
Petrobras descobre petróleo no segundo poço de Libra
28 de dezembro de 2010 • 12h50 • atualizado 14h16


A Petrobras encontrou petróleo no segundo poço perfurado no prospecto de Libra, área que está sendo explorada pela estatal para o governo no pré-sal da bacia de Santos.

Libra deverá ser o primeiro bloco na região a ser licitado dentro do novo sistema de partilha, aprovado este ano pelo Congresso Nacional.

Segundo informação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), foram encontrados indícios de petróleo no poço 2-ANP-2A-RJS, em lâmina d'água de 1,964 mil m.

O segundo poço é de pesquisa e tem por objetivo obter mais informações geológicas do solo, segundo a ANP.

Libra pode ser a maior descoberta no mundo desde 2000, com reservas recuperáveis de 3,7 bilhões a 15 bilhões de barris de óleo equivalente.

A previsão do governo é realizar o primeiro leilão de áreas do pré-sal da bacia de Santos em 2011, sob o novo sistema de partilha. Dúvidas em relação à distribuição dos royalties entre os Estados, no entanto, poderão atrasar o processo, já que essa divisão entrava nos contratos de concessão, feitos nos leilões anteriores.

[Marino]

Petrobras batiza Tupi de Lula e anuncia reservas de 8,3 bilhões de barris no bloco


CIRILO JUNIOR
PEDRO SOARES
DO RIO

Atualizado às 12h36.

A área de Tupi teve sua comercialidade declarada nesta quarta-feira pela Petrobras e os sócios Galp e BG. O novo campo será denominado Lula, e tem reservas estimadas em 6,5 bilhões de barris de petróleo e gás recuperáveis. Tupi era o nome provisório da área descoberta. Após a declaração de comercialidade, os campos recebem nomes de espécies da fauna marinha.

A área vizinha de Iracema também foi certificada. Batizada de Cernambi, tem 1,8 bilhão de barris de óleo e gás. Os campos de Lula e Cernambi fazem parte do bloco BM-S-11, e juntos, somam reservas de 8,3 bilhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás).

Quando um consórcio declara comercialidade, ele anuncia que a produção naquele campo é viável em escala comercial. Depois da declaração de comercialidade, as reservas do campo são integradas ao portfólio da companhia.

O BM-S-11 começou a ser perfurado em outubro de 2006. A área de Tupi foi a primeira grande descoberta do pré-sal. Anunciada no final de 2007, foi a partir dela que o governo identificou o grande potencial da nova fronteira exploratória brasileira. Desde então, os leilões na camada pré-sal foram suspensos e um novo marco regulatório para o setor foi desenvolvido, e sancionado na semana passada pelo presidente Lula.

A Petrobras tem 65% do consórcio, sendo a operadora do bloco. A britânica BG tem 25%, com os 10% restante a cargo da portuguesa Galp.

PRODUÇÃO

A Petrobras anunciou na última segunda-feira (27) que a sua produção de petróleo subiu 4,7% em novembro, para 2.030.924 barris/dia, na comparação com outubro. O número corresponde ainda a um aumento de 2% na comparação com o mesmo mês do ano passado. Esse resultado sinaliza uma produção sustentável acima de 2 milhões de barris diários, marca atingida por poucas empresas de petróleo no mundo.

O crescimento do volume extraído, segundo a estatal, se deve à normalização dos níveis de produção de dez plataformas da Bacia de Campos que estavam em manutenção periódica no mês anterior.

Além disso, o início de produção do Piloto de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, no final do mês de outubro e a entrada de mais um poço produtor na plataforma P-40, no campo de Marlim Sul, na Bacia de Campos, também contribuíram.

Considerados também os campos no exterior, a produção total de petróleo e gás natural da Petrobras atingiu a média diária de 2.620.347 barris de óleo equivalente diários em outubro. O volume indica um aumento de 2,5% sobre o mesmo mês de 2009 e de 3,4% em relação à produção global da Petrobras no mês anterior, quando foram produzidos 2.534.274 barris diários.

[Pedro Gilberto]

China pede a países produtores de terra rara que explorem recurso juntos

2010-12-28 15:30:31

A China vai apelar aos países com reserva de terra rara para que estabeleçam parcerias para explorar e atender à demanda do mercado mundial, afirmou hoje (28) Xu Xu, presidente da Câmara Comercial de Importação e Exportação de Metais Minerais e Químicos da China.
Devido à exploração excessiva, a China conta com a reserva a cada dia menor de terra rara, alertou Xu Xu. Para conter a garimpagem indiscriminada e melhorar o meio ambiente local, o governo chinês decidiu restringir a exploração desse tipo de recurso e limitar sua exportação.

Xu Xu enfatizou que as ações da China são corretas e não violam as regras da OMC. Ele disse que vai sugerir ao governo chinês que endureça a política sobre a terra rara.

A China determinou que a cota de exportação de terra rara na primeira rodada de 2011 será de 14.446 toneladas, anunciou hoje o Ministério do Comércio em seu site.

A cota foi 11,4% menor ano a ano em comparação à primeira rodada de exportação de 2010, que foi de 16.304 toneladas.

A cota total de exportação chinesa de terra rara foi de 30.300 toneladas para todo o ano de 2010, uma queda interanual de aproximadamente 40%. No entanto, durante os primeiros três trimestres deste ano, o país registrou um volume de exportação superior à cota programada, com 30,2 mil toneladas de terra rara vendidas ao exterior.

Com cerca de 30% da reserva mundial de terra rara, a China atende 90% da demanda global.

por Renato Lu

http://portuguese.cri.cn/561/2010/12/28/1s130255.htm

[]´S

[Marino]

OGX descobre petróleo em águas rasas da bacia de Campos
quarta-feira, 5 de janeiro de 2011 14:08 BRST


RIO DE JANEIRO (Reuters) - A OGX, braço de petróleo e gás natural do grupo EBX, do empresário Eike Batista, anunciou a descoberta de indícios de petróleo no bloco BM-C-37, em águas rasas da bacia de Campos.

A OGX divide o bloco igualmente com a Maersk Oil, operadora do bloco.

O poço exploratório onde foi feita a descoberta, batizado de Carambola-A (1-MRK-3/4P-RJS), é o primeiro de dois poços a serem perfurados no bloco. A primeira perfuração foi concluída a uma profundidade total de 3.400 metros abaixo do nível do mar.

"...foram identificados hidrocarbonetos em reservatórios arenosos da seção santoniana que totalizam em torno de 14 metros de net pay potencial e em reservatórios carbonáticos das seções albiana e aptiana, apresentando net pays potenciais ao redor de 43 e 12 metros, respectivamente", informou a OGX em nota nesta quarta-feira.

O poço Carambola-A situa-se a aproximadamente a 74 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, onde a lâmina d'água é de aproximadamente 134 metros.

A sonda Blackford Dolphin iniciou as atividades de perfuração no dia 3 de novembro de 2010 e será deslocada cerca de 4 quilômetros ao norte para a perfuração do poço exploratório Carambola B, segundo a OGX.

Segundo o analista do BB Investimentos Nelson Matos, a notícia é positiva para a empresa e a recomendação continua de compra para as ações, apesar de ressaltar que a descoberta não é garantia de declaração de comercialidade.

Ele destacou em relatório que o prospecto Carambola está próximo de outras descobertas da OGX nos blocos BM-C-41, 42 e 43, "favorecendo a formação de um cluster de produção, o que possibilita a otimização da infraestrutura e da logística a serem implantadas".

"Destacamos, ainda, que o resultado desta perfuração aumenta o otimismo para o resultado do segundo poço exploratório no bloco (prospecto Carambola-B) situado a 4 km ao norte, a ser iniciado ainda este mês pela sonda Blackford Dolphin", afirmou o analista.

As ações da companhia subiam 1,39 por cento, por volta das 13h55 (horário de Brasília), apesar do petróleo continuar registrando queda mas mantendo-se em patamares elevados. No mesmo horário, o Ibovespa valorizava 0,64 por cento.

(Por Denise Luna)

[Marino]

Economia » Notícias
Lobão vê aprovação de construção de 4 usinas nucleares no ano
07 de janeiro de 2011


O ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, afirmou nesta sexta-feira que espera a aprovação em 2011 para a construção de quatro novas usinas nucleares no País. Atualmente, o Brasil possui duas usinas, ambas em Angra dos Reis (RJ). Uma terceira, no mesmo local, será construída e deve entrar em operação no final de 2015.

Segundo Lobão, será realizado neste ano uma reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) para autorizar a construção das novas usinas além dessas três. "Aprovamos essas quatro neste ano", disse Lobão em entrevista.

Ainda não há estimativa sobre o investimento necessário, a potência das futuras usinas e também o cronograma. Apesar da localização exata das usinas não estar definida, Lobão disse que duas devem ser construídas no Nordeste e as outras duas no Sudeste, "em São Paulo, Minas Gerais ou Rio de Janeiro".

As unidades do Nordeste serão erguidas nas proximidades do Rio São Francisco. "Usinas nucleares precisam de água em abundância, seja ela de rio ou de mar", disse o ministro.

[Penguin]

Petróleo | 24/01/2011 06:55

Petrobras quer diminuir uso de itens e serviços nacionais no pré-sal
Segundo o jornal Folha de S. Paulo, estatal já pediu ao governo a revisão das metas

Marcio Orsolini, de EXAME.com
Germano Lüders

Petrobras: entrave sobre a participação de empresas nacionais fornecedores de itens e serviços para exploração do pré-sal

São Paulo – A Petrobras quer reduzir de 65% para 35% a meta de utilização de itens e serviços nacionais na exploração das novas reservas do pré-sal. A informação é do jornal Folha de S. Paulo desta segunda-feira (24). Segundo a reportagem, estatal já pediu ao governo para rever as chamadas metas de nacionalização. A incapacidade da indústria brasileira de atender a demanda por equipamentos e os preços 30% mais altos no país teriam levado a estatal a tomar essa decisão.

Por e-mail, a Petrobras informou que medidas de incentivo à indústria nacional estão sendo intensificadas, mas confirmou que há o problema de prazo na exploração da cessão onerosa com equipamentos nacionais. A empresa afirma, no entanto, que não há negociação para reduzir os índices e diz que não há atraso no cumprimento das metas no que diz respeito ao conteúdo nacional.

A estatal precisa extrair cinco milhões de barris para pagar ao governo pela sua capitalização até 2014. Segundo a empresa, não há como fabricar sondas no país durante o período. O presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli, afirmou também que os preços praticados no mercado interno são um problema – cerca de 30% mais altos. Isso fez com que a estatal já encomendasse no exterior parte das 28 sondas que vai utilizar.

O pedido de redução da participação local se restringe às áreas do pré-sal cujos contratos ainda não foram firmados e não afeta os acordos já feitos, mas o Ministério de Minas e Energia agora estuda a flexibilização da regra. A possível redução de espaço das empresas nacionais na exploração do pré-sal já causa desconfortos.

Em entrevista ao jornal, o presidente da Associação da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee), Humberto Barbato, disse que é estranho que a Petrobras tenha essa postura, já que o fortalecimento da indústria nacional foi bandeira do governo Lula e é defendido por Dilma. “Provavelmente a Petrobras quer se beneficiar de um câmbio favorável e comprar no exterior. Mas não acredito que o governo apoie isso.”

[DELTA22]

A Folha devia apanhar com um gato morto até o gato voltar a miar!
=====================================================
Conteúdo nacional: carta à Folha

24 de janeiro de 2011 / 12:38

A Petrobras desmente com veemência matéria publicada com chamada de capa no jornal Folha de S. Paulo desta segunda-feira (24/1), sob o título “Petrobras quer reduzir compras no país”. A Petrobras não cogita nem pleiteou ao governo a redução de sua meta de índice conteúdo nacional. A empresa reafirma, da mesma forma que informou à Folha antes da publicação da matéria, que não há atraso no cumprimento das metas, nem qualquer movimentação contrária à sua ampliação.

A Folha de S.Paulo ignorou informações fornecidas pela Petrobras em 21/1, sobre a intensificação de medidas de incentivo, cobrindo áreas estratégicas para as empresas, como tecnologia, finanças e gestão. É mentirosa a informação sobre reuniões entre a Petrobras e o Ministério de Minas e Energia para discussão destas questões nas últimas semanas.

Com um crescimento de 400% nas contratações no País, a política da Petrobras de participação máxima do mercado nacional na aquisição de bens e serviços no Brasil elevou o conteúdo nacional mínimo de 57%, em 2003, para 77,34%, em 2010. A confiança da Petrobras no mercado supridor nacional e a capacidade de resposta desse mercado permitiram que a parcela nacional das contratações da Companhia registrasse um crescimento constante e acima da meta ao longo dos últimos anos. A política de estímulo à indústria nacional praticada pela Petrobras tem o objetivo de utilizar seu poder de compra para ampliar a competitividade dos fornecedores nacionais.

A empresa tem realizado sistemáticas reuniões com empresários de pequeno, médio e grande porte, com o objetivo de estimular a indústria nacional a desenvolver sua capacidade de fornecimento de produtos, que vão desde parafuso até sondas marítimas.

Em relação à cessão onerosa, dentro do cronograma que vai até 2014, a empresa precisará contratar sondas e outros equipamentos no exterior para cumprir o prazo estabelecido por lei. Isso não significa, de forma alguma, deixar de cumprir as metas estabelecidas. Usar essa informação no contexto da reportagem é, no mínimo, má-fé.

http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/?p=35562

[Penguin]

http://www.conversaafiada.com.br/pig/20 ... no-brasil/

[DELTA22]

Meta de conteúdo nacional: resposta à Folha

24 de janeiro de 2011 / 09:06

Leia a matéria “Petrobras quer diminuir meta de conteúdo nacional” (Parte 1 , Parte 2) publicada nesta segunda-feira (24/01), pela Folha de S. Paulo e a resposta da Petrobras encaminhada ao jornal.

Pergunta: A pauta é sobre a tentativa da Petrobras de cumprir o índice de nacionalização em suas licitações para a exploração do pré-sal. Há um cronograma de nacionalização para os próximos anos que terá que ser refeito, segundo fontes ouvidas pela Folha, porque a indústria nacional ainda não se organizou o suficiente para atender à demanda. Os preços são muito mais altos que os cobrados no exterior e se a Petrobras tiver que esperar a indústria nacional ter competitividade poderá ter o seu cronograma de exploração comprometido.

Gostaria basicamente de saber se há um novo prazo em discussão para conteúdo nacional, se a meta atual poderá ser flexibilizada e o que pode ser feito junto aos fornecedores locais de equipamentos para que possam atender à Petrobras nos próximos anos.

Resposta: Não há atraso no cumprimento das metas no que diz respeito ao índice de conteúdo nacional nas obras da Petrobras, ou qualquer movimentação contrária à sua ampliação.

Ao contrário, medidas de incentivo estão sendo intensificadas, cobrindo áreas estratégicas para as empresas – tecnológica, financeira e gestão. A Petrobras está fazendo também contatos permanentes com a rede de fornecedores de todo o País. Sistemáticas reuniões com empresários – pequenos, médios e grandes fornecedores – estão sendo feitas no sentido de estimular a indústria nacional a produzir tudo o que a Petrobras precisa, desde parafuso até sondas.

http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/?p=35546

[DELTA22]

Petrobras é a terceira maior empresa de energia do mundo, segundo a PFC Energy

25 de janeiro de 2011 / 07:52

A Petrobras avançou mais uma posição e passou do quarto para o terceiro lugar no ranking PFC Energy 50, divulgado na última segunda (24/1), que lista as maiores empresas de energia do mundo em valor de mercado. A Petrobras completou dezembro de 2010 com US$ 228,9 bilhões, à frente de Shell e Chevron, quarta e quinta colocadas.

A consultoria PFC Energy destacou a constante ascensão da Petrobras, que passou de 27º lugar, na primeira edição do ranking em 1999, para a terceira colocação em pouco mais de uma década. Segundo a consultoria, o valor de mercado da companhia, que era de US$ 13,5 bilhões naquele ano, cresceu a uma taxa composta de 27% ao ano. Ainda de acordo com a PFC Energy, o recuo no preço das ações da Petrobras em 2010 foi compensado pela capitalização de US$ 67 bilhões.

A PFC Energy é uma consultoria de energia com atuação junto a empresas e governos em todo o mundo há mais de vinte anos. Ela publica anualmente o ranking das 50 maiores companhias de energia com ações em bolsa e tem como principal critério o desempenho no mercado de capitais. Fundada em 1984, a PFC Energy tem escritórios em Washington, Paris, Houston, Bahrain, Lausanne, Kuala Lumpur e Buenos Aires.

http://fatosedados.blogspetrobras.com.br/?p=35587

[Marino]

Norman Gall
O risco do petróleo em águas profundas
"Quando perfuramos abaixo do sal, entramos no reino do desconhecido", disse Peter Szatmari, um
geólogo de origem húngara que trabalha no Cenpes, o centro de pesquisa da Petrobrás. "Estamos encontrando
algo inteiramente novo abaixo do oceano, como quando Colombo estava descobrindo um novo continente."
O que Szatmari e outros na Petrobrás viram abaixo do sal foi uma nova fronteira na descoberta de
petróleo, uma das últimas neste planeta. O reino do desconhecido envolve problemas de geologia, tecnologia,
logística, segurança, finanças, política, recursos humanos, governança corporativa e estratégias de
desenvolvimento econômico que ainda precisam ser resolvidos no momento em que o Brasil agarra as
oportunidades de uma nova era. Nesta série de artigos e numa conferência na sequência, o Estado tratará
dessas questões.
Em 2006, a Petrobrás e suas parceiras privadas (British Gás, Repsol da Espanha e Galp de Portugal)
perfuraram a 7 mil metros abaixo da superfície do Atlântico Sul, penetrando antigos sedimentos situados abaixo
de camadas de sal com mais de 2 mil metros de espessura, para encontrar os restos fossilizados de micróbios
verdes que viveram há 130 milhões de anos, quando os dinossauros ainda circulavam pelo interior continental
do Brasil. Presos embaixo de volumosas estruturas salinas, esses fósseis de micróbios foram transformados
por calor, pressão e tempo no campo de Tupi, depois renomeado Lula, uma das maiores descobertas de
petróleo e gás das últimas décadas. Ao todo, foram anunciadas até agora as descobertas de 10 campos
gigantes nas águas profundas da Bacia de Santos.
As dimensões dessas formações geológicas são imensas. "Na Bacia de Santos, a crosta continental se
estende por 700 quilômetros offshore na região do Platô de São Paulo", uma elevação vulcânica submersa,
disseram geólogos da Petrobrás na Offshore Technology Conference em Houston. "A separação final entre a
América do Sul e a África não foi simétrica - a zona de crosta continental estendida é mais larga ao longo da
costa brasileira que ao longo da costa africana. Usando novas estratégias em sete anos de trabalho,
perseguindo procedimentos inovadores, ajustada para os desafios geológicos da área, a Petrobrás obteve um
tremendo sucesso exploratório e uma província de petróleo de classe mundial foi encontrada."
Carlos Tadeu Fraga, veterano de 30 anos da Petrobrás, que já chefiou a exploração offshore da empresa
antes de se tornar diretor do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello
(Cenpes), disse-me que a área de águas profundas com camadas enormes de sal retendo micróbios
fossilizados, "é quase igual à área de bacias sedimentares na parte dos Estados Unidos do Golfo do México",
que nos últimos anos respondeu por um terço da produção americana de petróleo.
As águas profundas como uma nova fronteira do petróleo aumentaram de importância como fonte de
metade das descobertas de petróleo e gás adicionadas às reservas mundiais desde 2006. Segundo analistas, a
produção mundial em águas profundas deve dobrar para 12,2 milhões de barris diários (BD) entre 2010 e 2017,
principalmente no novo "Triângulo Dourado" de Brasil, Golfo do México e África Ocidental, mas também na
Austrália e na Indonésia.
A euforia do pré-sal gerou na classe política a ilusão de recursos ilimitados no horizonte. Ao propor uma
legislação para criar um novo arcabouço institucional para gerir essas descobertas, ministros do gabinete de
Lula disseram que eles prometem "riscos de exploração extremamente baixos e grande lucratividade". A
presidente Dilma Rousseff supervisionou a elaboração do novo arcabouço legal quando presidia o conselho
diretor da Petrobrás. Um debate furioso no Congresso sobre o novo regime institucional se centrou quase
inteiramente na distribuição de royalties entre Estados e municípios, negligenciando os desafios técnicos e de
governança dos trabalhos em águas profundas.
Em seu discurso de posse, Dilma chamou as descobertas no pré-sal de "nosso passaporte para o futuro",
mas advertiu contra "o gasto apressado, que reserva às futuras gerações apenas as dívidas e a desesperança".
No entanto, o novo regime de partilha da produção fortalece um capitalismo de Estado politicamente protegido
com amplos poderes discricionários e pouca transparência. O novo regime obriga a Petrobrás a se tornar a
operadora, com uma participação mínima de 30%, de todos os blocos de exploração nas áreas de águas
profundas "estratégicas" que abarcam 149 mil quilômetros quadrados, uma obrigação que sobrecarregaria as
capacidades humana, financeira e técnica já pressionadas da Petrobrás. Todas as decisões operacionais, incluindo contratação de pessoal, fornecedores e empreiteiros, seriam sujeitas ao veto de nomeados políticos
de uma nova estatal, a Petro-Sal Petróleo, criada para supervisionar essas operações.
A Petrobrás pretende dobrar sua produção de petróleo e gás para 5,4 bilhões de barris diários de
petróleo equivalentes (BDOE) até 2020, com investimentos iguais a um décimo da formação bruta de capital
fixo do Brasil. Incluindo gastos de capital de fornecedores da Petrobrás, esse esforço conjunto envolveria
investimentos totais de US$ 624 bilhões a US$ 824 bilhões em 2011-14. O governo captou mais de R$ 207
bilhões (US$ 121 bilhões) para emprestar a taxas pesadamente subsidiadas ao Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), boa parte dos quais foram emprestados para a Petrobrás e
seus fornecedores.
O presidente da Petrobrás, José Sérgio Gabrielli, advertiu para o "estrangulamento em áreas críticas" da
cadeia de suprimentos. "Uma delas é a das sondas de perfuração. Uma sonda demora três ou quatro meses
para perfurar um poço através de 2 mil metros de água. Um superpetroleiro convertido, conhecido como FPSO
(Floating Production and Storage Offloading), que se torna o centro de distribuição de um sistema de produção,
usa 15 ou 20 poços. Assim, com uma sonda leva-se quatro anos para se criar um sistema de produção. As
sondas são críticas e o Brasil não as produz. Também carecemos de sistemas submarinos, tubulações para
conectar o leito do oceano à superfície. Hoje temos toda a capacidade de produção mundial contratada e
precisamos mais. Precisamos avançar na área de geradores de eletricidade flutuantes. Estamos falando de
quantidades gigantescas de equipamentos. Cada sistema produz de 100 mil BD a 180 mil BD. Portanto, se
quisermos atingir nossas metas de produção até 2020, precisamos de 41 desses sistemas. Cada sistema custa
cerca de US$ 3 bilhões.
Para operar, cada um precisa de uma média de cinco navios de apoio. Estamos falando, portanto, de 200
navios de apoio de diferentes tipos (rebocadores, manejadores de âncoras, extintores de incêndio, etc.)."
As dificuldades da exploração e produção de petróleo em águas profundas foram dramatizadas em abril
de 2010 pela explosão no poço de Macondo da BP no Golfo do México, um acidente com muitas ramificações
políticas, econômicas e ecológicas, incluindo custos adicionais de seguro e crédito para operações em águas
profundas. Afundou a sonda Deepwater Horizon, que custou US$ 560 milhões para construir.
Era um gigante semissubmersível, dinamicamente posicionada por enormes propulsores, uma potência
da frota da Transocean, o maior empreiteiro de perfuração do mundo, que opera 11 sondas no Golfo do México
e outras 11 offshore no Brasil. O desastre, matando 11 pessoas, resultou de falhas mecânicas e humanas,
incluindo a negligência de protocolos de manutenção.
Desastres na escala da Deepwater Horizon são raros, mas quase desastres são comuns. Nos meses que
antecederam o desastre do Macondo, uma explosão em águas australianas despejou petróleo no Mar de Timor
durante semanas. No Golfo do México, numa plataforma da Noble, com uma frota mundial de 71 sondas, um
poço descontrolado deslocou uma peça de duas toneladas de equipamento no convés, provocando uma
correria de trabalhadores em busca de proteção.
Em um vazamento de gás numa plataforma de produção em águas norueguesas do Mar do Norte, faltou
uma faísca para provocar um desastre como o de Macondo. Em 2009, na parte americana do Golfo do México,
houve 28 importantes vazamentos de petróleo e de gás e episódios de trabalhadores perdendo o controle de
poços, um aumento de dois terços em relação a 2006. No Mar do Norte britânico, houve 85 incidentes sérios no
ano passado, um aumento de 39% sobre 2009. Na Noruega, 37 desses casos em 2009, 48% acima de 2008.
Na Austrália, 23 quase explosões na primeira metade de 2010, o dobro do verificado em 2009. Os dados de
acidentes fornecidos pelos governos desses quatro países apareceram numa pesquisa do Wall Street Journal,
para a qual as autoridades brasileiras se recusaram a contribuir.
O Wall Street Journal também pesquisou as rotinas de trabalho dos 55 inspetores do governo americano
que verificam equipamentos e procedimentos de segurança nas 3.500 plataformas e sondas no Golfo do
México, descobrindo que "esses inspetores são dominados pela indústria, solapados por seus próprios
superiores e não conseguem dar conta do serviço pela simples carga numérica das instalações offshore que
inspecionam... São principalmente ex-trabalhadores em campos de petróleo com pouca educação formal, que
não se submetem a testes de certificação. Eles quase não têm experiência direta no campo especializado de
perfuração em águas profundas."
O último inspetor a visitar a Deepwater Horizon da BP passou apenas duas horas na plataforma três
semanas antes da explosão fatal.
A Petrobrás sofreu quatro acidentes offshore importantes nas últimas décadas, com muitas mortes e a
perda em 2001 da plataforma P36, na época a maior do mundo, na Bacia de Campos. A Agência Nacional do
Petróleo (ANP) sofre uma severa falta de pessoal. Seus técnicos se queixam de procedimentos frouxos de
segurança.
Em 2010, o sindicato dos petroleiros forçou a suspensão das operações nas Plataformas 33 e 35 na
Bacia de Campos por condições inseguras. As plataformas de produção offshore são comunidades transitórias
e poliglotas, onde os operadores vivem duas semanas por mês e trabalham em turnos de 12 horas, com
empregados estrangeiros de prestadoras de serviços subindo a bordo para realizações tarefas específicas por
períodos breves. Em algumas plataformas, contêineres de aço são usados como dormitórios para trabalhadores
temporários. "Os empreiteiros carecem de pessoas qualificadas para tarefas especializadas. Há uma rotatividade acelerada e muitos trabalhadores asiáticos fazendo esses serviços", disse um inspetor da ANP. "A
ANP tem apenas 20 engenheiros para inspecionar 184 sondas e plataformas de produção na Bacia de
Campos."
A explosão e afundamento da plataforma Deepwater Horizon ocorreu a 120 quilômetros da costa do
Golfo do México, a metade da distância do complexo Lula/Tupi da costa brasileira. Se um acidente parecido
ocorrer assim longe da costa, nem a Petrobrás, nem a Marinha brasileira, nem empresas de serviço privadas
têm capacidade para montar uma operação que se aproxime da escala do esforço de emergência que ocorreu
no Golfo do México, mobilizando 30 mil pessoas, 7 mil navios e 100 aviões. As descobertas na Bacia de Santos
estão fora do alcance dos helicópteros que atualmente dão apoio às operações offshore da Petrobrás.
Gabrielli dizia a Claúdia Schuffner, do jornal Valor Econômico: "O setor não desenvolveu nem a
tecnologia nem os equipamentos para uma resposta rápida e adequada a um acidente dessas proporções",
acrescentando que "barreiras de contenção não funcionam adequadamente, a perfuração de poços de alívio
alternativos é muito demorada e as tecnologias de coleta do petróleo são insuficientes. Precisamos melhorar a
capacidade de mobilização fora da companhia, das Forças Armadas, dos governos estaduais e municipais e da
defesa civil".
No caso de um grande acidente offshore, a Petrobrás sofreria enorme perda de capital que significaria
uma perda do grau de investimento na classificação do crédito e também o do BNDES e do risco soberano do
Brasil.
Depois do acidente da BP no Golfo do México, a corretora internacional Marsh reportou "aumentos
extremos" nos prêmios de seguro no Golfo, com "até o dobro" para renovações de apólices, apesar da avidez
de seguradoras para investir grandes reservas de dinheiro. Tom Bolt, do Lloyd"s de Londres, reportou que as
seguradoras de projetos mundiais de energia offshore perderam dinheiro em oito dos últimos 10 anos.
Isso confirma a vocação da indústria petrolífera para altos riscos e altos ganhos. A prospecção de
petróleo em águas profundas prosseguirá. Resta saber quanto risco será tolerado e contido.
TRADUÇÃO DE CELSO M. PACIORNIK

[Marino]

Belo Monte, ambientalismo e governança
O tema está na pauta há mais de 30 anos, desde os governos militares. Sempre discutido com muita
paixão, e até com certa violência. Na última semana, voltou às páginas por conta da decisão do governo de
conceder uma licença para a instalação de um canteiro de obras. Nesta coluna especial sobre Belo Monte,
vamos tratar do assunto do ponto de vista estratégico, discutir a floresta e não a árvore, abordar a segurança
energética e a preservação do maior patrimônio ambiental do Brasil: a Amazônia.
Para isso, foram convidados 10 especialistas no assunto. Eles responderam a duas perguntas: Você é
contra ou a favor de Belo Monte? Por quê? O grupo ficou dividido e ambos os lados apresentaram bons e
sólidos argumentos. Mas algumas conclusões são óbvias. A primeira, é que a obra não é obviamente boa e
nem obviamente ruim. Talvez não seja urgente como argumenta o governo, mas também não é o maior
absurdo do planeta como tentam fazer crer alguns ambientalistas.
Outro ponto claro é a total falta de habilidade, dos diversos governos, em lidar com esse tema. Temos um
problema de governança e de credibilidade. As audiências públicas não são públicas, os números não batem e
não existe transparência. Onde falta gestão, sobra desinformação e prospera o radicalismo. Um assunto
estratégico e de Estado é tratado como se fosse um problema do Ibama.
Mas as grandes divergências estão nas visões sobre os impactos ambientais e sociais e sobre a
necessidade de energia que o país terá nos próximos anos. Uns acham que os impactos são grandes, outros
que eles são mínimos e que há benefícios sociais. Para os defensores, o Brasil não crescerá sem a energia da
Amazônia. Para os críticos, a prioridade é investir em eficiência e em usinas eólicas e de biomassa. Um debate
que afeta a vida de todos deveria ser mais democrático e racional.
José Goldemberg, professor da USP
SOU CONTRA porque, na realidade, Belo Monte não é necessária. Sucessivos governos têm a idéia fixa
e atrasada de que o consumo de energia tem de crescer junto com o PIB, o que não é verdade. Podemos suprir
a demanda com eficiência energética e com energias renováveis. Com isso teremos tempo para planejar
hidrelétricas de médio porte na própria Amazônia.
Suzana Kahn, vice-presidente do IPCC
SOU A FAVOR porque não existe uma fonte de energia isenta de impactos. Até a energia eólica tem
problemas. Claro que temos muito a fazer na área de eficiência, mas isso não será suficiente. Precisamos
resolver o que queremos para o nosso futuro. Sem hidrelétricas temos que usar mais combustíveis fósseis ou
nucleares.
Sérgio Besserman, economista
NÃO É POSSÍVEL dizer se sou a favor ou contra porque não tenho as informações que gostaria. Esse é
o custo de uma governança de baixo nível e pouco democrática. Não sou contra hidrelétricas e acho que os
ambientalistas precisam aprender a lidar com decisões que levem em conta a relação custo benefício. Mas não
há necessidade de fazer Belo Monte com essa urgência toda.
Fernando Almeida, consultor ambiental
SOU CONTRA porque não sei qual será a vazão ou o custo final da obra. Como profissional, acho que
não foram considerados os impactos na biodiversidade. Como gestor de agência ambiental eu jamais daria uma
Licença de Instalação sem que as exigências tivessem sido atendidas. Isso é ilegal.
Carlos Minc, secretário de Meio Ambiente
SOU A FAVOR porque o Brasil foi o primeiro país em desenvolvimento a ter metas de gases de efeito
estufa e precisamos cumpri-las. A construção de hidrelétricas de fio d’água e usinas plataformas fazem parte
desse processo. Mas é preciso que sejam atendidas as 40 condicionantes

Falta examinar alternativas a Belo Monte
A usina de Belo Monte, que aproveitará um desnível de quase 90 metros na chamada volta do Rio Xingu,
é um projeto mal compreendido. Por se situar na Amazônia, em região com sérios problemas sociais e
ocupação econômica geralmente sem preocupação ambiental, a hidrelétrica é alvo de críticas, muitas vezes
exorbitantes e infundadas, como as que a classificam como um desastre ecológico.
Conciliar desenvolvimento e preservação do ambiente é um desafio que o setor elétrico tem enfrentado
com êxito no Brasil, nas duas últimas décadas. No lugar de imensas áreas inundadas, as usinas vêm sendo
construídas a fio d"água, aproveitando praticamente a vazão natural dos rios. Sem reservatórios (a não ser
aqueles indispensáveis, decorrentes da construção de barragens), a expansão do setor elétrico passou a ser
mais dependente do regime de chuvas, o que, por sua vez, exige uma complementaridade de termelétricas
(com energia gerada quase sempre pela queima de combustíveis fósseis e que aumentam a emissão de gases
que contribuem para o chamado efeito estufa).
Mas este é o preço a pagar para que se consiga continuar a construir hidrelétricas, aproveitando-se o
ainda significativo potencial existente no país.
Cada hidrelétrica construída nessas condições, com o menor impacto possível sobre o meio ambiente,
ajuda a limpar a matriz energética brasileira e representa uma contribuição no esforço mundial para se conter o
aquecimento global.
Embora tão criticado, o projeto de Belo Monte contempla essa experiência acumulada.Várias
modificações foram feitas no projeto original e o resultado é que a usina terá uma das mais baixas taxas de
área inundável por quilowatt gerado. Como compensação, o consórcio responsável pelo investimento terá de
destinar R$3,3 bilhões para iniciativas sociais e ambientais, um valor que a região jamais sonhou. Cidades
próximas contarão com sistemas de saneamento básico e muitas famílias deixarão de viver em lugares
insalubres. Melhorias de infraestrutura, reflorestamento e estímulos a atividades econômicas autossustentáveis
estão previstos. Ou seja, uma região hoje degradada terá com Belo Monte a oportunidade de se recuperar.
Especificamente no segmento de energia, Belo Monte terá papel fundamental. Será a hidrelétrica de
maior potencial do país (mais de 11 mil megawatts) e, em termos médios, adicionará o correspondente a três
usinas nucleares do tamanho de Angra 2. No período de maior vazão do Rio Xingu, Belo Monte permitirá que
as hidrelétricas do Nordeste (cujo subsistema se interliga ao do Norte) poupem seus reservatórios, propiciando
melhor aproveitamento ao longo do ano.
Pergunta-se aos críticos extremados de Belo Monte que alternativa eles propõem. Não aumentar a
capacidade de geração de energia hidráulica, uma fonte renovável, no país? Ampliar a fatia das termelétricas,
mais caras e também mais poluentes? Sem respostas a essas perguntas, a discussão é simplesmente estéril.