Ibama afirma: área de influência não diz respeito a royalties

“É preciso entender o que significa estar em área de influência e digo categoricamente: não diz respeito aos royalties. O licenciamento do Ibama não tem nenhuma interferência sobre distribuição dos royalties”, afirmou Cristiano Vilardo, coordenador geral de Petróleo e Gás do Ibama. Segundo ele, o Termo de Referência do órgão, que é utilizado para parâmetros na elaboração dos Eia-Rimas, é padronizado para todas as atividades de petróleo do país. Os critérios são debatidos tecnicamente. “Em algum momento, a gente convencionou que são esses critérios. É uma convenção. Ela é útil para o licenciamento ambiental”. De acordo com Vilardo, “se o município está em área de influência, ele pode ou não receber programas de Educação Ambiental a titulo de mitigação. Na Bacia de Santos, o Ibama já trabalha com programas regionais que envolvem medidas de mitigação e compensação com a comunidade. Caraguá, Ubatuba e São Sebastião já estão recebendo esses projetos independente de determinar ou não área de influência. A inclusão ou não deles tem pouco reflexo na prática porque não mexe com royalties”, declarou o representante do Ibama afirmando que “royalties não têm absolutamente nada a ver com impacto ambiental da atividade”

Novo modelo No caso de royalties, Cristiano disse que esse empreendimento segue modelo anterior de concessão, uma vez que está no Congresso projeto que definirá novo modelo de partilha. “Para esse empreendimento, o que vale é a regra anterior prevista na lei dos royalties até hoje, mesmo em relação ao pré-sal.”. Ele concluiu que só os blocos do pré-sal que forem licitados, após o novo modelo de partilha é que terão novos critérios. Sobre essa questão, o advogado Marcos Couto também frisou que o Ibama é responsável pelo licenciamento ambiental e o exame e enquadramento do empreendimento em todas as correlações exigidas pela legislação. No entanto, “área de influência obrigatoriamente está relacionada a impactos e royalties são impactos”. O prefeito Ernane Primazzi lembrou que existe lei própria para royalties que está em discussão em Brasília (DF). Mas essa lei propõe alterações. Entre elas, retira o termo de “cidades com instalações de terminais“ e utiliza municípios afetados. “Por isso haverá problema se não colocar São Sebastião, Caraguá e Ubatuba como área de influência porque se o Ibama diz que você não está afetado, como será possível participar dessa distribuição dos royalties? O fato de incluir em área de influência possibilita a reivindicação, mais tarde, na divisão dos recursos”, frisou Ernane.

Valores São Sebastião recebe em torno de R$ 6,4 milhões mensais de royalties enquanto Caraguá, Ilhabela e Bertioga 50% do valor de São Sebastião por serem municípios vizinhos e sujeitos a possíveis impactos. Em relação ao ICMS pelo valor agregado, a cidade recebe entre R$ 6 milhões e R$ 7 milhões mensais, explicou o prefeito Ernane. De acordo com o prefeito de Ilhabela, Antonio Colucci, há muita especulação em torno dos valores dos royalties do pré-sal. “Falam em R$ 250 milhões e até R$ 500 milhões por ano para Ilhabela. É tudo suposição”. Segundo Colucci, os números reais apontam que em 2 meses de produção de gás, Ilhabela recebeu R$ 500 mil e Caraguá cerca de R$ 5 milhões de royalties oriundos da produção de mexilhões. Sobre repasses de 2010 da exploração do pós-sal, Colucci diz: “Recebemos R$ 18,5 milhões enquanto Caraguá cerca de R$ 25 milhões e São Sebastião R$ 45 milhões. Se falarmos em valores agregados de ICMS nos últimos 6 anos, Ilhabela recebeu R$ 31 milhões e São Sebastião em torno de R$ 350 milhões. Esses são os números reais. O resto é suposição”, afirmou Colucci.

Saiba mais sobre o pré-sal:

Os reservatórios de petróleo e gás natural do pré-sal estão localizados a cerca de 3 km abaixo do leito marinho, cobertos por sedimentos e uma camada de sal que atinge mais de 2 km de espessura. A região do pré-sal ocupa extensa área do litoral brasileiro com 800 km de extensão e 200 km de largura, desde o Estado do ES até SC. Essa área fica entre 50 e 450 km da costa em águas com profundidade que variam entre 2 mil e 3 mil metros. A maior parte dos reservatórios está localizada na Bacia de Santos, que é a maior bacia sedimentar marítima brasileira, com cerca de 350 mil km de área, desde o litoral do RJ a SC. Na Bacia de Santos, o pré-sal ocupa área aproximada de 15 mil m², a cerca de 300 km da costa de SP e RJ. Os Projetos Integrados de Óleo e Gás no Pré-Sal da Bacia de Santos incluem a realização de 14 TLDs (Testes de Longa Duração); 2 Projetos Pilotos de Produção; e 1Projeto de Desenvolvimento de Produção. Os testes visam avaliar a capacidade dos reservatórios e o comportamento da produção das respectivas áreas de blocos exploratório (BM-S-8, BM-S-9, BM-S-10, BM-S-11, BM-S-21 e BM-S-24) a cerca de 300 km da costa do RJ. Os dados obtidos com esses testes vão ser usados no planejamento dos sistemas definitivos de produção e nos estudos para desenvolvimento de tecnologia para produção no pré-sal.

Plataformas Os TLDs serão realizados pelos navios plataformas BW Cidade de São Vicente e Dynamic Producer que já atuam em atividade similar nas áreas da Bacia de Santos. Os testes ocorrerão entre 2012 e 2016. Cada TLD tem duração estimada de 4 a 6 meses e deverá produzir cerca de14 mil barris de óleo por dia. O produto será escoado para comercialização por navios aliviadores. Já o gás natural associado ao produto será usado na geração de energia na embarcação e o excedente enviado para o queimador da unidade. Nos Projetos Pilotos e de Desenvolvimento da Produção, a Petrobras avaliará o comportamento da produção e testará a injeção de água e gás para aumentar o fator de recuperação de petróleo nos poços do pré-sal. Os projetos pilotos acontecerão em Guará, a 289 km da costa de Ilhabela e 323 de Marica (RJ) e o Poço Tupi Nordeste, a 350 km de Ilhabela e 275 km de Maricá. As atividades estão previstas para 2012 e 2013, respectivamente, com duração de 27 anos. A Bacia de Santos inclui, ainda, implantação do Projeto de Desenvolvimento da Produção na área de Iracema, a 384 km de Maricá e 272 km de Ilhabela. Nesse projeto será usado o navio plataforma tipo FPSO ainda não contratado. A capacidade estimada será de 125 mil barris de óleo por dia e 6 milhões de m³ de gás/dia. A operação deve começar em 2014 e também durar 27 anos. O Projeto de Desenvolvimento da Produção visa extração do petróleo e gás, contidos nos reservatórios em escala comercial.

Gás natural Em relação ao gás natural, será escoado por 3 novos gasodutos marítimos (Guará-Tupi, Tupi-Nordeste-Tupi e Iracema-Tupi), que serão interligados aos gasodutos existentes até o envio de gás à UTGCA, em Caraguá. Após tratamento nessa unidade, o gás seguirá para distribuição pela malha de dutos da Petrobras. A produção de óleo será escoado por navios aliviadores até terminais na costa. Estão previstos projetos de Monitoramento Ambiental, Controle de Poluição, Educação Ambiental, Comunicação Social e Educação Ambiental dos Trabalhadores, além de Planos de Emergências. Fonte: Petrobras