I – NOTÍCIAS
1- Petrobras – Bacia de Campos (RJ) deverá retomar boa produtividade em 2013
Segundo o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli, a produção de petróleo na Bacia de Campos, no Rio de Janeiro, deverá retornar a melhores patamares no ano que vem. Neste ano a Petrobras registrou queda de produtividade no terceiro trimestre o que decepcionou os acionistas da empresa e os analistas do mercado financeiro.
Segundo Formigli, a exploração no local deve retomar os níveis anteriores ao longo do ano de 2013. A ANP, Agência Nacional do Petróleo, publicou um balanço que aponta que as plataformas de produção de petróleo da Bacia de Campos obtiveram uma queda de 200 mil barris por dia desde janeiro de 2012 até o mês de agosto.
A recuperação da produção na região se deverá, segundo o diretor de produção da Petrobras, em virtude da melhoria da eficiência operacional do complexo e da entrada em operação de novos poços de exploração. A queda na produção teria sido causada por um declínio natural de produtividade dos poços.
Deverá entrar em operação em 2013 as plataformas P-63, P-61, P-55 e P-58. Juntas elas poderão alcançar uma produtividade, em seu pico, de mais de 400 mil barris de petróleo por dia.
Hoje, o pré-sal responde por cerca de 10% do total do que é produzido pela Petrobras. Isso corresponde a um total médio de 205 mil barris de petróleo por dia.
Fonte: NE10/Matheus Camargo
Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore
2- Comércio global de combustíveis deve aumentar com novas refinarias
Os volumes globais de comércio de combustíveis como o diesel devem crescer em detrimento da venda de petróleo bruto, com produtores construindo a próxima geração de refinarias em seu próprio solo.
Enquanto os produtores de petróleo do Oriente Médio têm investido no aumento da capacidade de refino, margens estreitas forçaram o fechamento de unidades na Europa e nos Estados Unidos, levando a grandes mudanças no mercado global de petróleo local.
"Nós vemos grandes mudanças nos fluxos de comércio. É realmente um novo mapa do petróleo", disse o chefe do setor de petróleo e divisão de mercados Antoine Halff, da Agência Internacional de Energia.
"Assim como o comércio de petróleo deverá cair, o volume de derivados deve aumentar", acrescentou, na Conferência Global de Energia em Genebra.
Duas das grandes mudanças que ele descreveu serão a redução das exportações do Oriente Médio e a queda das importações de petróleo dos EUA, com os investimentos pesados em óleo e gás de xisto para reduzir sua dependência das importações de petróleo estrangeiro.
Os volumes de petróleo negociados globalmente devem diminuir em cerca de 1,6 milhão de barris por dia (bpd), antes os níveis de 2011, para abaixo de 33 milhões de bpd em 2017, de acordo com a Halff. Ele não deu um número para o aumento do fluxo de derivados no mesmo período.
"Eu acho que é uma tendência e que os produtores estão procurando agregar valor às sua exportações com o refino, já que o petróleo bruto tem valor relativamente baixo e os derivados têm alto valor", disse David Fyfe, diretor global de pesquisa de mercado e análise da trading Gunvor.
Emma Farge
Fonte: Reuters
3- OSX prevê concluir obras do estaleiro do Açu em meados de 2014
O presidente da OSX, Carlos Bellot, disse, em teleconferência com analistas, que as obras do estaleiro do Açu, em São João da Barra, no norte fluminense, estarão concluídas em meados de 2014. Ele informou que o cronograma está mantido e a unidade vai começar a operar parcialmente, no primeiro trimestre de 2013, com a construção de um navio de apoio às atividades das plataformas de petróleo para a empresa Sapura.
"Será a primeira embarcação a ser entregue pelo estaleiro", disse Bellot. O OSX é controlado pelo EBX, de Eike Batista. O projeto do navio da Sapura está em fase de detalhamento de engenharia. Hoje, segundo o executivo, o estaleiro da OSX está com 30% de avanço físico nas obras.
Bellot disse que a OSX atualizou o custo de construção do estaleiro para cerca de R$ 4,8 bilhões em função do redimensionamento do projeto, de custos setoriais e de variação cambial. O executivo acrescentou que a OSX passou a incluir a Petrobras em sua base de clientes a partir da assinatura do contrato para a integração de duas plataformas de produção para a estatal. Ele afirmou que a alta direção da Petrobras esteve recentemente no Açu visitando o estaleiro.
Fundo da Marinha Mercante
O diretor financeiro da OSX, João Borges, disse que a empresa tem projetos priorizados junto ao conselho diretor do Fundo da Marinha Mercante (FMM) de R$ 4,2 bilhões. O FMM é a fonte de financiamento de longo prazo para o setor de construção naval e offshore no Brasil.
Borges disse que os recursos tem prazo de carência de quatro anos, período de amortização de 20 anos e a taxa média de juros prevista é de US$ 3,38% ao ano.
Novos contratos
O presidente da OSX disse que a empresa negocia dez novos contratos potenciais de embarcações a serem construídas no estaleiro do Açu. Mas reconheceu: "Seria muito otimismo acreditar que teria sucesso em todas as frentes [de negociação] abertas".
Bellot disse que a empresa continua a negociar várias oportunidades de embarcações a serem construídas, algumas com possibilidade de incluir contratos de leasing (aluguel). O executivo não falou em nomes de clientes e não comentou as negociações mencionadas pelo mercado sobre uma eventual parceria entre a OSX e a empresa operadora de sondas de perfuração Ocean Rig.
Bellot disse que a OSX recebeu convite da Petrobras para oferecer proposta para construir dois FPSOs, plataformas que produzem, estocam e escoam petróleo, para a cessão onerosa do pré-sal. O prazo da Petrobras para receber as propostas, segundo ele, é dezembro de 2012.
Francisco Góes
Fonte: Valor Online
4- Queiroz Galvão prevê perfurar mais poços em Carcará
O diretor-presidente da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Lincoln Guardado, afirmou há pouco que a companhia prevê perfurar mais poços no prospecto de Carcará, no bloco BM-S-8, na Bacia de Santos, em 2013 e 2014. Ele, no entanto, informou que a quantidade de poços e o respectivo investimento ainda serão definidos.
“Os testes que estão sendo preparados vão nos orientar sobre a decisão de quais serão nossas necessidades de perfuração”, disse Guardado, que participa de teleconferência com analistas financeiros.
O executivo explicou que, por ser especial, com resultados muito positivos, o primeiro poço em Carcará levou mais tempo para ter a perfuração concluída. Ele acredita que as novas perfurações terão um prazo médio “normal”, de seis meses.
O executivo acrescentou ainda que a empresa e os demais sócios no bloco BM-S-8 estão “muito otimistas com a produtividade que está prevista na região, com base nas características do reservatório”.
Ele destacou, no entanto, que o volume de recursos em Carcará não será da magnitude de Tupi. “Também estamos muito curiosos em relação ao tamanho de Carcará. Estamos buscando uma taxa entre um mínimo e um máximo”.
A QGEP tem 10% de participação no BM-S-8. Os demais sócios são Petrobras (66%), Petrogal Brasil (14%) e Barra Energia (10%).
O diretor-presidente da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Lincoln Guardado, afirmou há pouco que a companhia prevê perfurar mais poços no prospecto de Carcará, no bloco BM-S-8, na Bacia de Santos, em 2013 e 2014. Ele, no entanto, informou que a quantidade de poços e o respectivo investimento ainda serão definidos.
“Os testes que estão sendo preparados vão nos orientar sobre a decisão de quais serão nossas necessidades de perfuração”, disse Guardado, que participa de teleconferência com analistas financeiros.
O executivo explicou que, por ser especial, com resultados muito positivos, o primeiro poço em Carcará levou mais tempo para ter a perfuração concluída. Ele acredita que as novas perfurações terão um prazo médio “normal”, de seis meses. O executivo acrescentou ainda que a empresa e os demais sócios no bloco BM-S-8 estão “muito otimistas com a produtividade que está prevista na região, com base nas características do reservatório”.
Ele destacou, no entanto, que o volume de recursos em Carcará não será da magnitude de Tupi. “Também estamos muito curiosos em relação ao tamanho de Carcará. Estamos buscando uma taxa entre um mínimo e um máximo”. A QGEP tem 10% de participação no BM-S-8. Os demais sócios são Petrobras (66%), Petrogal Brasil (14%) e Barra Energia (10%).
Fonte: Redação TN Petróleo
5- Novos poços fazem pré-sal bater novo recorde de produção
 |
| FPSO Cidade de Anchieta produzindo em Baleia Azul |
Três novos poços entraram em produção em reservatórios do pré-sal no campo de Baleia Azul, operado pela Petrobras. Um deles já está entre os 30 maiores produtores, com uma média de produção de 15,6 Mboe/d. Dentre os 13 poços produtores do pré-sal, 8 figuram nessa lista. Os outros 10 poços estão localizadas nos campos de Jubarte (1), Lula (5), Caratinga e Barracuda (1) Marlim Leste (1), Marlim e Voador (1) e Barracuda (1).
Com isso, a produção média nesses reservatórios, atualmente conhecidos como a "menina dos olhos" de empresas brasileiras e estrangeiras, registrou um novo recorde, com 182,6 Mbbl/d de petróleo e 5,9 MMm3/d de gás natural, totalizando 220,1 Mboe/d, que corresponde a um aumento de 8,3% em relação ao mês passado. É o terceiro mês consecutivo que essa produção média fica acima de 200 mil barris de óleo equivalente por dia.
A produção média de gás natural no Brasil foi de aproximadamente 71,7 MMm3/d, um aumento de aproximadamente 9,9% em relação ao mesmo mês do ano passado. O maior produtor foi o campo de Manati, na Bacia de Camamu (litoral da Bahia), com uma produção média de 6,7 MMm3/d. O aproveitamento de gás natural na fase de produção foi de 94%.
A produção média de petróleo no Brasil em setembro foi de aproximadamente 1.924 Mbbl/d, uma queda de 4% se comparada ao mês anterior. O campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o que mais produziu petróleo e o segundo maior produtor de gás natural, com média de 318,1 Mboe/d.
Aproximadamente 89,9% da produção de petróleo e 76% da de gás natural foram explotados de campos marítimos. Cerca de 93,7% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. Dentre os 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, 2 são operados por empresas estrangeiras: Statoil (Peregrino) e Shel (Ostra). O campo de Baleia Azul, que iniciou a produção neste mês, teve média de aproximadamente 23,6 Mboe/d.
A produção de petróleo e gás natural em setembro foi oriunda de 9.059 poços, sendo 778 marítimos e 8.281 terrestres. A plataforma P-56, no campo de Marlim Sul, foi a que mais produziu, com média de 144,4 Mboe/d. O grau API médio do petróleo produzido em setembro foi de aproximadamente 24,1º, sendo que 9% da produção é considerada de óleo leve (>= 31º API), 56% de óleo médio (>= 22º e <31º API) e 35% de óleo pesado (<22º API).
Três novos poços entraram em produção em reservatórios do pré-sal no campo de Baleia Azul, operado pela Petrobras. Um deles já está entre os 30 maiores produtores, com uma média de produção de 15,6 Mboe/d. Dentre os 13 poços produtores do pré-sal, 8 figuram nessa lista. Os outros 10 poços estão localizadas nos campos de Jubarte (1), Lula (5), Caratinga e Barracuda (1) Marlim Leste (1), Marlim e Voador (1) e Barracuda (1).
Com isso, a produção média nesses reservatórios, atualmente conhecidos como a "menina dos olhos" de empresas brasileiras e estrangeiras, registrou um novo recorde, com 182,6 Mbbl/d de petróleo e 5,9 MMm3/d de gás natural, totalizando 220,1 Mboe/d, que corresponde a um aumento de 8,3% em relação ao mês passado. É o terceiro mês consecutivo que essa produção média fica acima de 200 mil barris de óleo equivalente por dia.
A produção média de gás natural no Brasil foi de aproximadamente 71,7 MMm3/d, um aumento de aproximadamente 9,9% em relação ao mesmo mês do ano passado. O maior produtor foi o campo de Manati, na Bacia de Camamu (litoral da Bahia), com uma produção média de 6,7 MMm3/d. O aproveitamento de gás natural na fase de produção foi de 94%.
A produção média de petróleo no Brasil em setembro foi de aproximadamente 1.924 Mbbl/d, uma queda de 4% se comparada ao mês anterior. O campo de Marlim Sul, na bacia de Campos, foi o que mais produziu petróleo e o segundo maior produtor de gás natural, com média de 318,1 Mboe/d.
Aproximadamente 89,9% da produção de petróleo e 76% da de gás natural foram explotados de campos marítimos. Cerca de 93,7% da produção de petróleo e gás natural são provenientes de campos operados pela Petrobras. Dentre os 20 maiores campos produtores de petróleo e gás natural, 2 são operados por empresas estrangeiras: Statoil (Peregrino) e Shel (Ostra). O campo de Baleia Azul, que iniciou a produção neste mês, teve média de aproximadamente 23,6 Mboe/d.
A produção de petróleo e gás natural em setembro foi oriunda de 9.059 poços, sendo 778 marítimos e 8.281 terrestres. A plataforma P-56, no campo de Marlim Sul, foi a que mais produziu, com média de 144,4 Mboe/d. O grau API médio do petróleo produzido em setembro foi de aproximadamente 24,1º, sendo que 9% da produção é considerada de óleo leve (>= 31º API), 56% de óleo médio (>= 22º e <31º API) e 35% de óleo pesado (<22º API).
Fonte: Redação TN Petróleo
II – COMENTÁRIOS
1- A hora da retomada
A década de 2000 testemunhou um impressionante avanço do setor sucroenergético no Brasil. Embalado pelos bons fundamentos de mercado, sobretudo para o etanol, o setor cresceu a uma média de 10% ao ano até a safra 2008/2009.
O Mato Grosso do Sul soube aproveitar esse momento. Nosso setor, que havia levado quase trinta anos para atingir a marca de 10 milhões de toneladas, viu sua produção triplicar a partir de 2005. É justo dizer que não foram as nossas boas terras que levaram a isso. Tivemos e temos ambiente. Um governo estadual que entendeu a industrialização como vetor de desenvolvimento para o Estado, uma classe de produtores rurais tecnificada e empreendedora que viu na cana-de-açúcar uma oportunidade de diversificação. E, claro, uma FIEMS que tem sido fundamental no apoio à qualificação, evitando um "apagão" de colaboradores, uma necessidade premente no nosso setor.
E aí veio um problema. A crise econômica de 2008 afetou diretamente a oferta de recursos e indiretamente o preço das commodities, sacrificando assim os tratos culturais, renovação de canaviais e sobretudo a implementação de novos projetos. Em seguida, três safras consecutivas com problemas climáticos, entre outros que afetaram ainda mais a produção. O resultado disso é que o crescimento não só arrefeceu como, na safra passada houve involução do canavial, o que não ocorria desde 1999. Aqui no MS, ainda crescemos algo, fruto da inércia desse movimento de crescimento que começou cinco anos depois do resto do Brasil.
E hoje o País vive uma situação difícil de entender. No caso do etanol, temos um mercado potencial que cresce em um ritmo inédito. E ainda assim a participação do nosso combustível renovável - que já foi de 50% desse mercado - caiu a 36% nesse universo ainda maior. Ainda no etanol, os Estados Unidos abriram uma avenida de mercado para o produto brasileiro, à medida que o reconheceram como mais eficiente que o de milho no que tange a questões ambientais e eliminaram as tarifas de importação.
A bioeletricidade é outro produto que tem um mercado ávido. Podemos dar a resposta que o Brasil precisa de forma mais rápida, mais barata e mais eficiente, já que as unidades produtoras ficam mais próximas dos grandes centros de consumo, reduzindo de forma significativa os custos de transmissão. São três Belo Monte adormecidas nos canaviais. E novamente o MS é um exemplo disso, com um parque moderno, já exportamos para o Sistema Interligado Nacional quase o equivalente a todo o consumo residencial de todo o Estado.
O açúcar, uma commodity consolidada que permite às unidades planejamentos de longo prazo é outro produto que tem uma grande importância para o setor e para o Brasil, pelo importante papel que desempenha na nossa balança comercial (foi o segundo lugar na balança do MS no ano passado). E frequentemente tem sido vilanizado, por conta de uma visão distorcida de que que é por conta do aumento de sua produção que se fabrica menos etanol. Na verdade, a possibilidade de escolha das unidades com relação à mix de produção não é tão grande assim, podendo variar menos de 10%.
Ponto pacífico que os nossos mercados estão em expansão e/ou não atendidos , existe área ? Sim, e muita. Só no Mato Grosso do Sul existem 8 milhões de hectares em pastagens sub-aproveitadas. Isso é pouco menos de TODA a área de cana do Brasil. E essa oferta de terras se repete em outros estados. O mais importante disso é que existe potencial não só para a cana, mas para que outras culturas cresçam também. Nada de monocultura ou de prevalecência de uma atividade sobre outras.
Finalmente, o impasse. Dentro de um contexto tão favorável para o crescimento dessa atividade que traz desenvolvimento descentralizado, com municípios do interior vicejando de desenvolvimento. Que melhora o ambiente, no campo e nas cidades, que coloca o Brasil num posto de destaque no que tange às ditas economias verdes, nada tem ocorrido.
Para converter em realidade todo esse potencial seriam necessárias 120 novas unidades no Brasil até 2020. Só duas serão inauguradas na safra 2012/2013, por sinal aqui no MS.
A resposta para essa questão passa pela competitividade do nosso etanol. Como atrair investimentos pesados como são os requeridos pela nossa indústria num contexto em que o nosso principal concorrente, a gasolina, tem preços artificialmente mantidos abaixo do seu custo ?
E faço um ressalto, o setor sucroenergético NÃO advoga pelo aumento da gasolina, só pede que tenha tratamento semelhante. E não pede de graça. Oferece em troca investimento e desenvolvimento.
Claro que temos sempre que olhar para dentro. E temos desafios importante no que tange à incorporação de novas tecnologias e aumento do investimento em pesquisa para aumentar essa competitividade. Já somos um exemplo disso e continuaremos sendo, cada vez mais.
Ainda no que tange ao que não nos cabe decidir ou resolver, é importante a implementação de políticas públicas de longo prazo, que definam o papel do etanol em nossa matriz energética.
Estamos em um bom caminho. O Governo Federal mostrou sensibilidade ao problema e estabeleceu um canal de discussão com o setor, que tem levado suas propostas para o devido debate.
Vivemos, enfim, um momento fundamental na história do setor sucroenergético brasileiro.
Roberto Hollanda Filho
Presidente da Associação de Produtores de Bioenergia de Mato Grosso do Sul - Biosul
2- Graça defende venda de ativo com baixa rentabilidade
A Petrobras prosseguirá com seu plano de desinvestimentos, vendendo ativos com rentabilidade insatisfatória, neste e no próximo ano, reforçou ontem a presidente da companhia, Graça Foster. A medida é para que a empresa evite recorrer ao mercado financeiro, aumentando sua dívida. No Plano de Negócios 2012-2016, a Petrobras anunciou que pretende vender um total de US$ 14,8 bilhões em ativos, a maior parte ainda este ano e o restante em 2013.
"Estamos trabalhando para tirar da nossa carteira investimentos que não dão o mesmo retorno [financeiro de antes]", afirmou a executiva, em evento promovido pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).
Na palestra ela disse que a Petrobras, que não está "acostumada à prática de vender ativos", precisa trabalhar sobre um modelo de redução de custos operacionais. O último balanço da estatal, referente ao terceiro trimestre, divulgado na sexta-feira, indicou que a alavancagem da empresa, medida pelo índice de dívida líquida/Ebitda, está em 2,42 vezes. Na avaliação de Graça, o indicador poderá chegar a 2,5 vezes, patamar considerado "seguro" para o porte da empresa.
"A companhia precisa ter um nível de endividamento na faixa dos 2,5 [vezes] para que possamos trabalhar com muita segurança", afirmou a executiva. "Quando falamos em corte de custos, nos referimos a custos operacionais. Não vamos mexer em pessoal. Os concursos continuarão a ser feitos", frisou.
Graça também disse que possíveis perdas com a defasagem de preços dos combustíveis poderão ser recuperadas no futuro. Essa defasagem permanece com relação ao mercado externo mesmo depois dos reajustes de junho (7,83% para a gasolina e 3,94% para o diesel) e julho - mais 6% para o diesel.
"Somos uma empresa de investimentos de médio prazo. Hoje, existe defasagem entre os preços da gasolina e do diesel vendidos [ em comparação com] mercado externo. Mas no médio prazo vamos ganhar em volume e em preços e recuperar o que perdemos agora", afirmou Graça.
A executiva disse ainda que é "grande" a expectativa com a 11ª Rodada de Licitação de Blocos Exploratórios da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), prevista para maio de 2013. "Precisamos renovar poços e ativos. Está mais do que na hora de ter um leilão. Recebemos a notícia com satisfação e alívio", afirmou, acrescentando que a empresa vai participar da rodada. "Entraremos no leilão possivelmente com parceiros. É importante ter um parceiro para dividir riscos e prêmios", avaliou.
Graça estava no debate no mesmo momento em que era realizada a entrevista coletiva de apresentação dos resultados do trimestre na estatal. Não é hábito o presidente da empresa participar da entrevista. Ela estava na relativa ao segundo trimestre para acalmar o mercado, pois o prejuízo anunciado foi terceiro em 59 anos da história da Petrobras.
Diogo Martins
Fonte: Valor Econômico
3- Ompetro também espera veto de Dilma
A Organização dos Municípios Produtores de Petróleo (Ompetro) tem a “expectativa” de que a presidenta Dilma Rousseff vete o projeto de redistribuição dos royalties do petróleo aprovado na terça (6) pela Câmara dos Deputados.
O presidente da Ompetro, Riverton Mussi, que também é prefeito de Macaé - um dos municípios do norte fluminense que mais se beneficiam com o pagamento dos royalties - disse que a entidade está unida à Associação Nacional dos Municípios Produtores (Anamup) e à Associação Brasileira de Municípios com Terminais Marítimos, Fluviais, Terrestres de Embarque e Desembarque de Petróleo e Gás Natural (Abramt) na luta pela manutenção dos royalties.
“Os municípios produtores do estado do Rio de Janeiro não abrem mão dos royalties provenientes dos campos do pós-sal e do pré-sal licitados. Já o pré-sal não licitado, que são as descobertas futuras, aceitamos rediscutir”, disse.
O presidente da Ompetro disse que no caso da presidenta vetar o projeto e a Câmara derrubar o veto, a entidade vai apoiar o governo do estado do Rio de Janeiro na decisão de ingressar com uma ação direta de inconstitucionalidade (ADIN) no Supremo Tribunal Federal (STF).
Mussi disse que os royalties servem para custear parte da demanda ocasionada pelo impacto da indústria petrolífera nas cidades onde há atividades exploratórias. “Sabemos o alto custo da manutenção da educação, da saúde e da necessidade constante da ampliação de serviços públicos, como no saneamento e nos projetos sociais, mas defendemos a manutenção da Lei dos Royalties nos contratos assinados, porque somos um município impactado com a demanda social decorrente da atividade de exploração e produção de petróleo. Os royalties ajudam a suprir parte da demanda e, por isto, o governador do Rio também está empenhado”.
Hoje, os royalties representam cerca de 40% do orçamento do município de Macaé. O prefeito diz que, por ser a sede da Petrobras na Bacia de Campos e ser o município que concentra toda a logística de trabalho para as plataformas, Macaé é a cidade mais impactada pelos problemas trazidos pela indústria do petróleo.
A população da cidade, que era 30 mil no final da década de 70, hoje chega aos 200 mil habitantes. “Milhares de trabalhadores vieram para a cidade em busca de emprego. Por consequência, os investimentos em educação, saúde, saneamento e infraestrutura cresceram ainda mais e só foram possíveis graças aos royalties”.
Estimativas da própria prefeitura indicam que a receita municipal proveniente dos royalties, hoje da ordem de R$ 450 milhões por ano, cairia para apenas R$ 100 milhões já no próximo ano com a vigência na nova lei.
A Ompetro é composta também pelos municípios de Arraial do Cabo, Armação de Búzios, Cabo Frio, Campos dos Goytacazes, Carapebus, Casimiro de Abreu, Rio das Ostras, Quissamã, São João da Barra e Niterói.
A Organização dos Municípios Produtores de Petróleo (Ompetro) tem a “expectativa” de que a presidenta Dilma Rousseff vete o projeto de redistribuição dos royalties do petróleo aprovado na terça (6) pela Câmara dos Deputados.
O presidente da Ompetro, Riverton Mussi, que também é prefeito de Macaé - um dos municípios do norte fluminense que mais se beneficiam com o pagamento dos royalties - disse que a entidade está unida à Associação Nacional dos Municípios Produtores (Anamup) e à Associação Brasileira de Municípios com Terminais Marítimos, Fluviais, Terrestres de Embarque e Desembarque de Petróleo e Gás Natural (Abramt) na luta pela manutenção dos royalties.
“Os municípios produtores do estado do Rio de Janeiro não abrem mão dos royalties provenientes dos campos do pós-sal e do pré-sal licitados. Já o pré-sal não licitado, que são as descobertas futuras, aceitamos rediscutir”, disse.
O presidente da Ompetro disse que no caso da presidenta vetar o projeto e a Câmara derrubar o veto, a entidade vai apoiar o governo do estado do Rio de Janeiro na decisão de ingressar com uma ação direta de inconstitucionalidade (ADIN) no Supremo Tribunal Federal (STF).
Mussi disse que os royalties servem para custear parte da demanda ocasionada pelo impacto da indústria petrolífera nas cidades onde há atividades exploratórias. “Sabemos o alto custo da manutenção da educação, da saúde e da necessidade constante da ampliação de serviços públicos, como no saneamento e nos projetos sociais, mas defendemos a manutenção da Lei dos Royalties nos contratos assinados, porque somos um município impactado com a demanda social decorrente da atividade de exploração e produção de petróleo. Os royalties ajudam a suprir parte da demanda e, por isto, o governador do Rio também está empenhado”.
Hoje, os royalties representam cerca de 40% do orçamento do município de Macaé. O prefeito diz que, por ser a sede da Petrobras na Bacia de Campos e ser o município que concentra toda a logística de trabalho para as plataformas, Macaé é a cidade mais impactada pelos problemas trazidos pela indústria do petróleo.
A população da cidade, que era 30 mil no final da década de 70, hoje chega aos 200 mil habitantes. “Milhares de trabalhadores vieram para a cidade em busca de emprego. Por consequência, os investimentos em educação, saúde, saneamento e infraestrutura cresceram ainda mais e só foram possíveis graças aos royalties”.
Estimativas da própria prefeitura indicam que a receita municipal proveniente dos royalties, hoje da ordem de R$ 450 milhões por ano, cairia para apenas R$ 100 milhões já no próximo ano com a vigência na nova lei.
A Ompetro é composta também pelos municípios de Arraial do Cabo, Armação de Búzios, Cabo Frio, Campos dos Goytacazes, Carapebus, Casimiro de Abreu, Rio das Ostras, Quissamã, São João da Barra e Niterói.
Fonte: Agência Brasil
Nenhum comentário:
Postar um comentário