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2013: Governo tem chance de evitar sangria da Petrobras no pré-sal

SABRINA LORENZI – REUTERS / EXAME – 29/05/2013

Rio de Janeiro – O governo tem nas mãos o poder de conjugar sucesso no primeiro leilão do pré-sal com mecanismos que evitem uma sangria no caixa da Petrobras, como o ritmo dos prazos de exploração e de desenvolvimento da produção do campo.

Ao dar as cartas para o leilão da maior descoberta de petróleo já realizada no Brasil, a presidente Dilma Rousseff decide nas próximas semanas entre arrecadar rapidamente e sem limites ou livrar a estatal de desembolsos imediatos e muito elevados.

A definição das regras no edital da licitação da área de Libra selará o destino de dezenas de bilhões de dólares da Petrobras, num momento em que a empresa já está comprometida com outras regiões do pré-sal, segundo especialistas do setor ouvidos pela Reuters.

O governo fará em outubro o primeiro leilão do pré-sal no âmbito do novo modelo de partilha da produção, pelo qual as empresas se comprometem a oferecer à União participação no volume de petróleo produzido no campo. Deve vencer disputa o consórcio que oferecer à União o maior volume da produção prevista no campo.

A legislação que rege o sistema de partilha no Brasil deixou em aberto parâmetros decisivos como a parcela mínima de petróleo a ser oferecida à União pelo vencedor do leilão, bônus de assinatura, conteúdo local, critérios para cálculos de royalties, programa exploratório mínimo e ritmo de produção do campo.

O que já se sabe e está previsto na lei 12.351 de 2010 é que a Petrobras será a operadora única e sócia das áreas licitadas, com no mínimo 30 por cento de participação. A regra obriga a estatal a acompanhar ofertas de consórcios vencedores, sejam quais forem e a quaisqueis valores e prazos, se não houver limites previstos nas normas.

Para o especialista Jean Paul Prates, da consultoria Expetro, Libra, uma área que pode ter entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris recuperáveis de óleo, pode ser um bom negócio para a estatal, já que boa parte do trabalho exploratório já foi realizada e não seriam necessários investimentos pesados nesta etapa. Isso faria com que a estatal tivesse que realizar aportes em Libra na fase posterior, de desenvolvimento do campo.

Os desembolsos com o desenvolvimento da produção poderão ser calibrados, pois o governo também participará da definição de prazos mínimos, bem como poderá aprovar ou não planos apresentados pelos consórcios, segundo a lei.

A lei da partilha prevê ainda que a exploração das reservas ocorram de acordo com a capacidade de oferta de conteúdo local.

Se isso for seguido à risca, especialistas acreditam que as exigências de investimentos no pré-sal licitado não deverão ser de curto prazo.

“O mercado fala que é prejuízo para a Petrobras porque não entende que a indústria do petróleo é de longo prazo. Sair como operadora de uma área como essa é ótimo, porque a reserva –e uma enorme reserva– já está ali”, avalia Prates.

O plano atual de investimentos da Petrobras, sem contemplar Libra, é de 236 bilhões de dólares em cinco anos.

Agressividade asiática

Como o governo escolheu para estrear no regime de partilha uma área praticamente sem risco exploratório, o leilão deverá ter disputa acirrada e poderá levar empresas de qualquer parte do mundo a oferecer grandes lances em dinheiro se o bônus não for fixo.

É temido que empresas com grandes necessidades de abastecimento de petróleo, sobretudo as asiáticas, façam ofertas sem retorno comercial para ficar com a reserva, já que a prioridade delas é ter fonte de petróleo.

“A Petrobras tem compromisso com governança, com retorno aos investidores, mas nem todas as petroleiras passíveis de vencer o leilão têm”, afirmou o consultor Jorge Camargo, que predidiu a norueguesa Statoil no Brasil.

Por outro lado, disse ele, a fixação de um bônus pode evitar perdas no caixa da Petrobras, opinião compartilhada por Prates, da consultoria Expetro.

“Não fixando um bônus de assinatura o governo poderá permitir que ofertas agressivas em dinheiro possam eventualmente ofuscar a oferta em petróleo, o que poderá descaracterizar o leilão de partilha, cujo objetivo é justamente dar mais controle das reservas à União, e não dinheiro, e ainda forçar a Petrobras a acompanhar qualquer loucura”, disse Prates.

Divergência

A diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Bicombustíveis e Gás Natural (ANP), Magda Chambriard, afirmou na semana passada que haverá valor fixo para o bônus de assinatura.

Mas o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, disse à Reuters após a declaração de Magda que o valor poderá variar, sendo inclusive critério de desempate.

“Se o governo permitir um bônus muito elevado, a quantidade de óleo oferecida à União deverá diminuir… É uma antecipação da receita que pode afetar a Petrobras”, disse Camargo.

Na última quinta-feira (23), a ANP informou que o edital com as regras do leilão e do contrato de partilha ficaria pronto em 15 dias.

A ANP tem competência para elaborar e submeter ao Ministério de Minas e Energia minutas de editais e contratos dos leilões do pré-sal, cabendo à pasta encaminhar os documentos ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE).

Mas a palavra final sobre o conteúdo dos contratos será da presidente Dilma, com quem a diretora-geral da ANP se reuniu na véspera do anúncio da antecipação do leilão de novembro para outubro e da divulgação de estimativas revisadas para a área de Libra.

O geológo John Forman, ex-diretor da ANP, observou que vários pontos do leilão ainda não estão claros, como, por exemplo, se o governo vai limitar o valor dos bônus e se a Petrobras será coadjuvante nas propostas.

“Não sabemos qual será a estratégia da Petrobras. Resta saber se ela vai executar um programa exploratório que não é dela ou se ela apresentará sua própria proposta”, afirmou.

pemex

2013: Abertura do petróleo mexicano ao setor privado cria concorrente para Petrobras

Decisão mexicana de abrir a estatal de petróleo Pemex ao capital privado dificultará ainda mais a briga por investimentos da Petrobras

O Brasil ganhou um concorrente de peso no mercado de óleo e gás com a reforma energética do México, que vai abrir a estatal de petróleo Pemex ao capital privado, afirmam especialistas ouvidos pelo EL PAÍS. Segundo eles, a disputa por investimentos por parte da Petrobras ficará ainda mais acirrada, principalmente devido a uma fase de “menor internacionalização” da companhia.

Primeiro, foi o Senado mexicano, que aprovou, na última quarta-feira, a abertura da indústria dos hidrocarbonetos ao investimento de empresas privadas nacionais e estrangeiras. Menos de 24 horas depois, foi a vez da Câmara dos Deputados  – com 354 votos a favor e 134 contra – dar seu aval às modificações dos artigos 25, 27 e 28 da Constituição Mexicana, colocando fim a 75 anos de nacionalismo na indústria energética do país.

A decisão traz ainda um novo ingrediente à disputa entre Brasil e México pelo título de “queridinho” da região entre os investidores.

O economista e professor do programa de Energia da Universidade de São Paulo (USP) Edmilson Moutinho, por exemplo, afirma que a concorrência ao Brasil se dará até em áreas consideradas de menor rentabilidade, como as de reservas de gás de xisto.

A decisão traz ainda um novo ingrediente à disputa entre Brasil e México pelo título de “queridinho” da região entre os investidores

“O México já tem dutos de importação com os Estados Unidos e vai ser muito rápida a entrada de investimento norte-americano, mesmo que o resultado não seja tão rentável. Nosso leilão de xisto não atraiu ninguém”, observa Moutinho. “Eles têm uma porta do lado de casa, de um capital que não virá para o Brasil”, completa.

A proximidade com o mercado norte-americano também é destacada por Alan Fernandes, diretor-executivo do Banco Espírito Santo (BES) no Brasil e responsável pela atividade de “project finance” da instituição em nível global. Ele avalia que, além da proximidade física com os Estados Unidos, “o modus operandi mexicano também é muito mais próximo ao norte-americano que o brasileiro”.

“A tendência é um movimento da Pemex e de outras empresas com ações mais agressivas em outros mercados, e também na busca por recursos e parcerias com outras companhias.”

Segundo o professor Moutinho, o México volta também a ganhar terreno no mercado energético, após ter representado quase que uma exceção na onda de liberalização do setor na América Latina na década de 1990. Os mexicanos foram símbolo de um dos três modelos observados na região no período.

“O modelo mexicano não mudava. Havia apenas a perda de reservas e produção, e o modelo se manteve por tanto tempo graças à forte alta do preço do petróleo”, afirma. Os outros modelos citados pelo professor da USP eram o argentino, marcado pela privatização efetiva no governo do presidente Carlos Menem, e o brasileiro, intermediário entre os dois anteriores, pois conseguia atrair parceiros sem realizar a privatização da Petrobras, que é uma empresa estatal de economia mista.

Uma lei em 1997 instituiu a flexibilização do monopólio estatal do petróleo no Brasil. Com isso, teve início um cenário de maior competição no setor, com a Petrobras estabelecendo parcerias com empresas privadas nacionais e internacionais e intensificando o seu processo de internacionalização.

“Ponho minha mão no fogo de que o México não seguirá o modelo argentino. O que dá para esperar é um modelo parecido com o brasileiro. A Pemex não será privatizada, e vão abrir áreas que sejam mais desafiadoras do ponto de vista tecnológico”, completa.

A reforma mexicana estabelece uma margem de dois anos para que as empresas públicas descentralizadas – Pemex e a Comissão Federal de Eletricidade (CFE) – se convertam em “empresas produtivas do Estado”, um termo ambíguo que as conclama a serem mais competitivas e a adotar as melhores “práticas em nível internacional”.

Moutinho e Fernandes coincidiram em destacar ainda que uma parceria entre o Brasil e o México em energia teria sido mais proveitosa no passado, ante uma agenda mais internacionalizada da Petrobras. Hoje, o foco da estatal brasileira está no desafio de colocar de pé uma exploração economicamente viável do petróleo na camada pré-sal.

“Onde poderíamos tirar vantagem é na exploração offshore, com tecnologia e capital humano. Mas não temos dinheiro. Há dez anos seríamos grandes parceiros, mas, hoje, com o pré-sal, estamos nos desinternacionalizando”, diz o professor da USP. “Se fosse em outros tempos, a Petrobras estaria mais aberta à exploração e produção em outros mercados. Atualmente, ela olha com mais atenção o mercado interno”, complementa, por sua vez, o diretor-executivo do BES.

Jean-Paul Prates, diretor da consultoria Expetro no Rio de Janeiro, reforça a exceção mexicana em um passado recente de avanços. “O monopólio do México era total, da exploração de petróleo até o posto de gasolina. Era um prejuízo muito grande que o país carregava”, afirma.

Mas Prates acredita que o momento não deve ser de lamentações no Brasil, e sim, de adaptações. “É evidente que, de cara, há mais riscos de o México se tornar um competidor do que um parceiro. Mas lamentar isso seria idiota. O Brasil tem muito a ensinar para o México por tudo o que percorreu”, avalia.

Smartjob logo

2005: Expetro e Onip lançam banco de dados de currículos para o setor de óleo e gás

A Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e a Smartpetro, empresa do Grupo Expetro, anunciaram nesta terça-feira (8/11) o lançamento oficial do Smartjob, site de recrutamento de mão-de-obra para o setor de óleo e gás. Segundo o diretor da Expetro, Jean Paul Prates, o Smartjob é um banco de dados de currículos de candidatos do nível técnico ao de pós-graduação. A idéia é atender necessidades específicas de empresas afins do setor, incluindo construção naval e mineração.

Para cadastrar o currículo, o candidato precisa preencher gratuitamente um formulário eletrônico no qual fornece todos os seus dados profissionais. O trabalho de triagem e checagem das informações é feito pela Gelre, empresa especializada em recursos humanos. O serviço é pago pelas empresas que precisam contratar mão-de-obra e precisam acessar o banco de dados. “A gente entendeu isso como um atendimento a duas grandes necessidades do setor: para quem procura trabalho e para quem oferece. A principal vantagem é que o Smartjob pode atender necessidades bem específicas, como, por exemplo, a de encontrar um engenheiro de petróleo com experiência no exterior, que já tenha embarcado e fale inglês. Para isso, basta a empresa apresentar todos esses requisitos que o site fornece os currículos que atendam aquelas características”, explicou Alfredo Renault, superintendente regional da Onip.

No primeiro ano de funcionamento como piloto, o Smartjob cadastrou 8 mil currículos, sendo pouco mais da metade de nível técnico. Segundo Prates, é possível atingir a marca de 20 mil registros em um prazo inferior a um ano. A empresa oferece três tipos de assinatura: anual, semestral e mensal. Entre os planos da empresa está o oferecimento do serviço de seleção dos candidatos, que deverá ser oferecido no médio prazo.

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1999: JP Prates (Oil & Gas Journal) – Brazil’s Three Natural Gas Systems

After 50 years of state monopoly on oil and gas activities and of a secondary role for natural gas in the country`s energy mix, Brazil has finally started looking seriously at natural gas as a important alternative source of energy to help match expected rising demand.

Brazilian exploration and production efforts now target natural gas, pipeline projects proliferate throughout the nation`s territory, markets start to become a tangible reality, and regulations are expected to be modern and flexible. Apart from the well-known Bolivia-to-Brazil (BTB) pipeline, other important projects are gaining importance, such as developing the Northeast Brazil market and the Argentina-Brazil gas supply connection-not to forget the old dream of bring viability to the Amazon region gas reserves.

The new scenario for natural gas activities in Brazil is still under construction. However, it already gives positive signs to both investors and consumers. The perspectives are therefore extremely interesting.

This article defines, for the first time, three distinct natural gas systems within Brazil, pointing out the basic characteristics and indicators for each of them. It also outlines the approach that has been taken by the Brazilian government through its National Petroleum Agency (ANP) to regulate the natural gas sector in Brazil aiming at building a competitive market, with sound infrastructure and integrated with the other relevant systems with South America.

 

Full article at Oil & Gas Journal (08/09/1999): click here.

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2002: BNA – Q&A – Expetro executive director Jean-Paul Prates

Expetro is a Rio de Janeiro-based oil, gas and energy consultancy. BNamericas spoke with executive director and partner Jean-Paul Terra Prates on sector perspectives for 2002.

By Joshua Mellars – Friday, March 15, 2002

 

BNamericas: What are the key issues facing the sector this year?

Terra Prates: I think the biggest issue will be the hegemonic, no longer monopolistic, situation that Petrobras has both on natural gas markets and fuels markets. Until now the opening has been good for everyone and good for Petrobras too. Now there is a little disagreeable part, like adolescence where you have to correct the child. The child is the opening itself, you have a new baby, everything is growing, it is learning things. Now comes the time where it has grown to a point where you have to correct some things.

BNamericas: What impact do you see the elections having on the sector?

Terra Prates: If you elect something linked to the continuation of this government, the first year of his administration will be correcting points where the present government failed and they are mainly concerned with regulation.

If an opposition government wins, then the same thing will happen. So in fact you are going in the same direction.

I do not believe any of the candidates, except the really radical ones, would go backwards on the opening, nobody would close the country again, or declare Petrobras a monopoly again. The consequences of the oil and gas opening are very clear and very beneficial in terms of the number of jobs, investment, royalties, increase in reserves, increase in production, perspectives of having natural gas in the [energy] mix in a more important way, and the emergence of new domestic regional companies. The pros are much more interesting and bigger than the cons in this process.

BNamericas: How would you gauge the interest level of investors, particularly in the upstream sector?

Terra Prates: It is cooler now. It had been very heated because of the expectations of the new frontier. When you look at the map, you look at the big coast, and you know there are deep-water offshore reserves and you say, wow, what a great big new place.

It was the new frontier two or three years ago. Now it is reality. The first step was the expectations: big blocks offshore, partnering with Petrobras. Now Petrobras has cash and it does not need a partner just to have a partner. If you do not have anything to offer you do not qualify to be a partner. It (Petrobras) has some of the areas and it has the cash to develop these areas….

There have not been any fantastic discoveries up until now. So this has helped to make people cooler. All this can change all of a sudden if we have a few discoveries. And because some of the deadlines of some of the blocks of the first round, for instance, and some of the partnership blocks end in August, I believe there will be commercial discoveries declared in the middle of the year. Companies prefer to defer as much as they can this declaration of commerciality because that implies a beginning of development.

BNamericas: What are your expectations for the upcoming bid round?

Terra Prates: One fact that is certain is that the fourth round will compete with farm outs. Because after three rounds in a row like that you have several people that took areas strategically just to put their flags in Brazil. You have several people who took 100% stakes in blocks that will not keep the 100%. These people are probably selling their participation and are searching for partners. So anybody who wants to increase their portfolio in Brazil will have to consider both opportunities. Should I farm in to something someone is selling or would it be better to go to the blocks in the fourth round?

BNamericas: What companies have the most interest in the round?

Terra Prates: The fourth round has a whole part of it that falls into a different category of blocks: inland blocks, onshore in basins that are not considered as attractive as the offshore basins. So there might be a different investor profile required for these blocks.

Some people see value in it, but I do not know what type of investor would take that right now. It depends on the situation of the market outside. Most of the independents were either bought by someone else or merged into larger companies, so now they have the profile to go offshore too. These were the companies that could be the candidates to drill onshore, Canadian companies, inland American companies, Australian companies, but we do not know if they will come.

BNamericas: So will there be less interest?

Terra Prates: These internal areas are an experience. I do not think [oil regulator] ANP expects a big boom on these areas. They are testing the hypothesis. They are putting one block here, one block there. They are testing, but probably they will have to create more incentives for these areas in the future. But at least they are testing.

Offshore is a different story. These are ultra deepwater blocks. They require very experienced operators and with a lot of capacity to risk money. So this is a totally different investor profile. The main areas of Campos, Santos and Espirito Santo are sold already. So again you are talking about blocks that can be quasi-marginal. Not marginal but different than the other portfolios that you had before. So it is a very crucial test this fourth round.

BNamericas: Are there any less explored areas that seem to have more potential?

Terra Prates: I think the equatorial margin is quite interesting. There is new information on the area around the equator. This is all offshore. This is a place that is worth exploring.

 

Matéria original: http://www.bnamericas.com/news/oilandgas/Q*A:_Expetro_executive_director_Jean-Paul_Terra_Prates

EL PAIS

O dilema de um futuro encantador, mas um presente turbulento

É praticamente unânime a avaliação de que a Petrobras é um sucesso no longo prazo. O capital, porém, é impaciente.

26/FEV/2014 – CARLA JIMENEZ, EL PAÍS, SÃO PAULO

Ninguém duvida que o futuro da Petrobras é brilhante e que ela está construindo com esmero as bases do seu futuro, investindo em inteligência e inovação para cumprir seus objetivos. Se comparada à estatal mexicana Pemex, por exemplo, que está no centro das atenções do mundo pelo seu projeto de abertura, a brasileira está vinte anos à frente, segundo Cesar Guzzetti, da Gaffney Cline. “Vai levar uns anos para que a Pemex veja os resultados de sua abertura”, explica Guzzetti. “As melhores oportunidades ainda não estão no México. O Brasil é mais concreto”, completa.

Somente o potencial de bilhões de barris de petróleo nos campos do pré-sal saltam aos olhos até dos mais desconfiados. Porém, a estatal brasileira enfrenta um dilema que deve mantê-la na fronteira da eficiência e da desconfiança por algum tempo. Os especialistas no assunto não têm dúvida sobre a viabilidade dos seus projetos. “Na área de engenharia naval e oceânica, vemos um programa muito consistente para novas plataformas, que é a grande infraestrutura para viabilizar o aumento substantivo da produção”, diz Stephen Segen, Professor titular de estruturas oceânica da Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia (Coppe), da Universidade Federal do Rio de Janeiro. “Não se pode garantir o mesmo com as outras empresas de petróleo”, completa ele, que vê uma avaliação desproporcional sobre os rumos da companhia.

Segen reconhece que, ao mesmo tempo em que há um empenho da petrolífera para construer as bases dessa produção, por outro, há um esforço enorme para desconstruí-la do ponto de vista político. “A Petrobras é vista como empresa associada ao Governo”, completa. A perda de valor no mercado é terreno fértil para o ataque de adversários. A mais recente polêmica se refere a uma denúncia de uma empresa de aluguel de navios holandesa (SBM Offshore) de que funcionários da empresa teriam recebido propina para fechar negócios.

O tema ganhou o Congresso brasileiro, com deputados, inclusive da base aliada, pedindo para instalar uma Comissão Parlamentar de Inquérito para apurar as informações. Disputas partidárias e suspeitas à parte, o senso comum entre investidores é de que a empresa é interessante, mas não é boa para o curto prazo. “Como investidor, eu só colocaria dinheiro na empresa se a visse tomando decisões de desinvestimento, que garantisssem retorno no curto e médio prazo”, diz Leonardo Maugeri, ex-presidente da petroleira italiana Eni. Para ele, há ativos que a empresa poderia se desfazer tanto dentro como fora do Brasil.

Maugeri conta que o sentimento dos donos do capital que poderiam negociar ações da Petrobras é sempre o mesmo. “Ela é muito boa para o longo prazo, mas enfrenta tensões no curto prazo. Por isso ela precisa de um comportamento mais agressivo”, afirma. Ele lembra, ainda, que o preço do petróleo tende a cair no futuro, o que exige uma tomada de decisões rápida.

Jean Paul Prates, da consultoria Expetro, reconhece que as ações da Petrobras são indicadas para investidores mais conservadores. “Ele pode ficar meio ano esperando a valorização”, diz Prates. O especialista acredita que a empresa, por exemplo, será capaz de reduzir o endividamento este ano seguindo seu plano estratégico, o que naturalmente vai garantir ganhos aos papeis do grupo.

Prates também acredita que há um exagero na leitura sobre a companhia. “As pessoas falam mal, mas ninguém vaticina o seu fracasso. Só isso é motivo para acreditar”, conclui.

 

Matéria original http://brasil.elpais.com/brasil/2014/02/26/economia/1393450618_935544.html

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Tribunal Regional Federal inocenta Chevron de crime ambiental

Executivos da empresa também ficaram livres da acusação de omissão em vazamento na Bacia de Campos

NONATO VIEGAS (Revista Época)
28/08/2015

O TRF da 2º Região (Rio de Janeiro e Espírito Santo) inocentou nesta quinta-feira (27) a companhia petrolífera Chevron e seus executivos no Brasil das acusações de crime ambiental e omissão pelo vazamento de 3,7 mil barris de óleo, em novembro de 2011.

O acidente ocorreu no Campo de Frade, na Bacia de Campos. Segundo o advogado Nélio Machado, que defendeu a petroleira americana, a justiça entendeu que não houve crime ambiental. “Não se provou a morte de um peixe sequer em decorrência do vazamento”, disse.

Segundo ele, os executivos cumpriram os protocolos, desde a contenção até avisar imediatamente autoridades após a constatação do derramamento.

Em 2013, a Chevron assinou um Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) com o Ministério Público e órgãos do governo federal em que se comprometeu a compensar danos causados.

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Justiça encerra ação contra Transocean e Chevron por vazamento de petróleo na Bacia de Campos

01/10/2013 – 18h40 – Alana Gandra – Repórter da Agência Brasil

Rio de Janeiro – Ao homologar hoje (1º) o Termo de Ajustamento de Conduta (TAC) firmado no último dia 13 de setembro entre a Chevron do Brasil, a Chevron Latin America, a Transocean Brasil e o Ministério Público Federal (MPF), o juiz da 1ª Vara Federal do Rio de Janeiro, Raffaele Felice Pirro, extinguiu as duas ações civis públicas movidas pelo MPF contra as companhias, que somavam indenizações no valor de R$ 40 bilhões. As empresas foram apontadas como responsáveis pelos vazamentos de petróleo ocorridos no Campo de Frade, na Bacia de Campos, em novembro de 2011 e em março de 2012.

A homologação não extingue, entretanto, a ação criminal movida pelo MPF, que está em análise, em segunda instância, no Tribunal Regional Federal (TRF), aguardando parecer sobre a aceitação ou não da denúncia criminal. “O processo criminal é independente do civil”, salientou em entrevista à Agência Brasil a procuradora da República, Gisele Porto.

Gisele recorreu da decisão do juiz Marcelo Marques de Araújo, da 10ª Vara Federal Criminal do Rio de Janeiro, que rejeitou, em primeira instância, a denúncia formulada pelo MPF contra a companhia petrolífera Chevron, a operadora de sondas Transocean e 17 funcionários das duas empresas.  Caso o TRF aceite a nova denúncia,  Gisele Porto informou  que começará o processo criminal para julgar se a Chevron é culpada ou não pelos acidentes no Campo de Frade.

O TAC prevê  que além do cumprimento de exigências feitas pelo Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e pela  Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a Chevron deverá empenhar mais de R$ 95 milhões em medidas ambientais compensatórias pelos vazamentos de óleo.

O montante se refere, segundo  Gisele Porto,  a medidas que ainda vão ser definidas, ou seja, “que dependem da elaboração de projetos ambientais para  serem aprovados pelo MPF e pelo órgão ambiental, o Ibama, para que eles sejam executados com esse dinheiro”. O não cumprimento de qualquer exigência que conste do contrato implicará em multa diária para a Chevron de R$ 1 milhão. A partir da data de homologação do TAC, a empresa terá 60 dias para apresentar um plano de empenho dos R$ 95 milhões.

CCEE: capacidade eólica no Brasil cresce 113% em 12 meses

Entrada em operação de projetos vencedores de leilões em 2009 e 2010 impulsionaram marca

27.04.2015, Fonte: Da Agência CanalEnergia, Operação e Manutenção

A capacidade instalada das usinas eólicas em operação no Brasil teve um aumento de 113% nos últimos 12 meses, passando de 2.758 MW para 5.861 MW entre março de 2014 e o mesmo mês de 2015. Os dados prévios da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica apontam ainda que a geração de energia pelas usinas eólicas em março deste ano, cerca de 1.384 MW médios, representou montante 120% superior aos registros do mesmo período do ano passado.

O crescimento da capacidade eólica, de 3.103 MW, é explicado pela entrada em operação, ao longo do período, de usinas viabilizadas no 2º Leilão de Energia de Reserva, realizado em 2009, no 2º Leilão de Fontes Alternativas de 2010 e no 12º Leilão de Energia Nova de 2011, além de parques com entrega no Ambiente de Contratação Livre e do aumento na potência de empreendimentos existentes. Hoje, a matriz energética brasileira conta com 233 usinas eólicas em operação comercial, 121 a mais do que no ano anterior.

Dados do Conselho Global de Energia Eólica apontam o Brasil, ao lado de China, Alemanha e Estados Unidos na lista dos países com maior incremento na capacidade instalada de energia eólica no mundo em 2014.
A maior geração por estado, segundo a prévia de medição, foi a do Rio Grande do Norte, com o registro de 436 MW médios. Em seguida aparece a Bahia, com 332 MW médios; Rio Grande do Sul, com 283 MW médios e o Ceará, com 220 MW médios. Em capacidade instalada, o ranking também é liderado pelo Rio Grande do Norte, com 1.909 MW; Ceará, com 1.302 MW; Rio Grande do Sul, com 1.145 MW; Bahia, com 959 MW, e Santa Catarina, com 224 MW.

O aumento da capacidade instalada nos últimos 12 meses foi concentrado principalmente no Nordeste, com entrada de 2.555 MW em capacidade na região, que alcançou 4.453 MW instalados. O montante representa 75% da capacidade total de usinas eólicas do país.