esPerANçAsmOVidAs

Grandes expectativas para o setor de petróleo e gás natural,
de Marilda Rosado de Sá Ribeiro, sócia do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.
A infraestrutura (ainda) é o problema
O gás e a transição energética do Brasil
Volume recorde em leilão de gás natural
EPC – produtividade e competitividade são vitais
Especial: perspectiva 2011
esperanças
movidas
a petróleo
Entrevista exclusiva
Fernando Martins, vice-presidente
da GE Vetco Gray para a América Latina
Trabalho embarcado e estresse profissional,
por Humberto Superchi e Eduardo Ramalho
Renegociação de seguros: a hora é agora,
por Sérgio Rausch
A busca americana pela segurança energética,
por José Alexandre Hage
Os principais regimes de E&P na indústria
de petróleo e gás ao redor do mundo,
por Luiz Antonio Lemos e Bruno Vignall
9 771415 889009
Programa de Educação Ambiental e Valorização
do Ser (PertenSer), por Geraldo José Virgínio,
Lucilene Danciguer e Caroline Signorelli Maciel Marques
00076
GE amplia operações no Brasil
I SSN 1 41 5889- 2
Revista Brasileira de Tecnologia e Negócios de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis
opinião
Ano XII • jan/fev 2011 • Número 76 • www.tnpetroleo.com.br
suplemento especial: caderno de sustentabilidade
LIDERANÇA
GLOBAL
COM
CONTEÚDO
LOCAL
TN Petróleo 76
1
sumário
14
edição nº 76 jan/fev 2011
Entrevista exclusiva
com Fernando Martins, vice-presidente
da GE Vetco Gray para a América Latina
GE amplia operações
no Brasil
20
Especial: Perspectiva 2011
Esperanças
movidas a petróleo
27 Nova era no setor de dutos
28 A infraestrutura (ainda) é o problema
32 Petrobras: a meta é manter o ritmo
de crescimento
34 A oportunidade de avançar
36 Indústria de óleo e gás se movimenta
e novos contratos são formalizados
38
Gás natural
O gás e a transição
energética do Brasil
44
46
49
50
52
Mercado de grandes perspectivas
Volume recorde em leilão de gás natural
Usiminas inicia consumo de GN
Setor discutiu ações para mais
qualidade, eficiência e segurança
para o consumo
EPC: produtividade
e competitividade
são vitais
58 Demandas na área naval geram
nova metalúrgica
um bom
60 Waimea:
começo
Liderança em Classificação e Certificação Offshore
e-mail: [email protected] Tel: + 55 21 2276-3535
62
CONSELHO EDITORIAL
Affonso Vianna Junior
Alexandre Castanhola Gurgel
André Gustavo Garcia Goulart
Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira
Novo terminal de
Bruno Musso
regaseificação na Bahia
Colin Foster
David Zylbersztajn
Ipiranga inaugura base em Cuiabá
Eduardo Mezzalira
Eraldo Montenegro
Technip investe R$ 700 milhões
Flávio Franceschetti
em Angra dos Reis
Francisco Sedeño
Skandi Peregrino é batizado
Gary A. Logsdon
no Rio de Janeiro
Geor Thomas Erhart
Gilberto Israel
Logística para transporte de etanol
Ivan Leão
TI para todos os segmentos...
Jean-Paul Terra Prates
João Carlos S. Pacheco
inclusive de petróleo
João Luiz de Deus Fernandes
José Fantine
Josué Rocha
Eventos
62
63
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65
66
67
108
Relíquias no
MNBA:
Um tesouro novamente
à mostra
artigos
78 Programa de Educação Ambiental e Valorização
do Ser (PertenSer), por Geraldo José Virgínio, Lucilene Danciguer
Luiz B. Rêgo
Luiz Eduardo Braga Xavier
Marcelo Costa
Márcio Giannini
Márcio Rocha Melo
Marcius Ferrari
Marco Aurélio Latgé
Maria das Graças Silva
Mário Jorge C. dos Santos
Maurício B. Figueiredo
Nathan Medeiros
Roberto Alfradique V. de Macedo
Roberto Fainstein
Ronaldo J. Alves
Ronaldo Schubert Sampaio
Rubens Langer
Samuel Barbosa
e Caroline Signorelli Maciel Marquesa
84 Trabalho embarcado e estresse profissional,
por Humberto Superchi e Eduardo Ramalho
96 Renegociação de seguros: a hora é agora, por Sérgio Rausch
98 A busca americana pela segurança energéticas,
por José Alexandre Hage
102 Os principais regimes de E&P na indústria de petróleo
e gás ao redor do mundo, por Luiz Antonio Lemos e Bruno Vignal
seções
5
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editorial
hot news
indicadores
eventos
perfil profissional
caderno de sustentabilidade
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pessoas
produtos e serviços
fino gosto
coffee break
feiras e congressos
opinião
Ano XII • Número 76 • jan/fev 2011
Fotos: Roberto Rosa e Divulgação GE
4
TN Petróleo 76
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Filiada à
Crescem as
expectativas
C
om o Brasil entre as principais
rotas de negócios e investimentos no setor de óleo e gás,
começamos o ano cheio de expectativas. A cadeia produtiva deste setor
começou o ano com algumas tarefas
urgentes. A primeira delas, prospectar as múltiplas oportunidades de
negócios delineadas pelo ambicioso
plano de negócios da Petrobras, no
valor global de US$ 224 bilhões,
para o período de
2010 a 2014. Afinal, apenas um
ano se passou
e há muito mais
pela frente.
As perspectivas de todos
aqueles que
atuam no setor, tanto as operadoras e seus associados, como os
fornecedores de bens e serviços
são extremamente positivas (sempre
com alguns senões), como pudemos
aferir na reportagem de capa dessa
edição e concluir que são muitas as
“esperanças movidas a petróleo”.
Outro desafio é a questão de
recursos humanos – cada vez mais
em falta –, tecnologias e ferramentas necessárias para atender a uma
demanda altamente aquecida do
setor petrolífero, nas mais diversas
áreas de atividades. Os epecistas,
que já vêm executando diversos
projetos, têm buscado a qualificação
contínua, tanto em recursos humanos como em capacitação técnica e
tecnológica, para disputar os grandes empreendimentos que devem
começar a sair do papel esse ano,
como veremos na reportagem sobre
esse segmento de atividade.
Grandes também as expectativas
em torno da Petrobras, uma vez que
ainda não estão definidas ‘algumas
cartas do jogo’, inclusive a permanência da atual diretoria da empresa,
que fechou o ano com recordes de
lucro líquido (17% maior que o de
2009), aumento da produção diária
média (2%), que chegou a
2,6 milhões de boe/dia e das reservas provadas – com o pré-sal contribuindo com 1,281 bilhão de barris de
óleo equivalente.
Com um índice de reposição
de reservas (IRR) de 229%, a
estatal reafirma sua posição no
mercado internacional, tornando
o país ainda mais atraente para
os investidores do mundo inteiro.
E não somente na área de óleo e
gás, mas em outros segmentos de
energia, como o eólico e de energias renováveis – pauta que está
na ordem do dia de governantes,
mundo afora.
Sem mais as nuvens negras da
crise financeira internacional que
eclodiu em 2008 e tem reflexos
até hoje na economia das principais nações do mundo e a despeito
das mudanças políticas que estão
ocorrendo no mundo árabe, 2011
prenuncia muitas coisas boas para
o Brasil. O que todos esperam, tanto
os principais agentes do setor produtivo como a sociedade em geral, é
que não fiquemos apenas na esperança e sim que consolidemos uma
rota sustentável de desenvolvimento
que nos permita ter não apenas um
grande “pibão”, mas um PIB robusto
todos os anos.
Benício Biz
Diretor executivo da TN Petróleo
TN Petróleo 76
5
hot news
Cameron e Petrobras:
cooperação tecnológica
Macaé e Taubaté, o que irá representar um valor de quase US$ 200 milhões de recursos aplicados no país.
O reforço da infraestrutura de
pesquisa e desenvolvimento da
Cameron no estado de São Paulo
está alinhado à estratégia da Petrobras de atrair para o Brasil centros
tecnológicos de importantes fornecedores da indústria de petróleo
e gás. O presidente e CEO da
Cameron, Jack Moore, disse que
esses investimentos significam um
passo importante da Cameron em
seu compromisso com a indústria
brasileira de óleo e gás.
O gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras
(Cenpes), Carlos Tadeu da Costa
Fraga, ressalta que “a Cameron é
um entre vários
fornecedores
importantes da
Petrobras que
estão estabelecendo no Brasil
centros de pesquisa e desenvolvimento. Esse
movimento, em conjunto com a
expansão do Cenpes e com o reforço da capacidade experimental nas
universidades e institutos de pesquisa brasileiros, contribuirá para
que o Brasil se consolide como um
Balanço do Programa Empresas
Brasileiras de Navegação
A Petrobras apresentou no dia 2 de março, o balanço do
Programa Empresas Brasileiras de Navegação (EBN). O programa
é parte de um conjunto de iniciativas para reduzir a dependência
do mercado externo de fretes marítimos, estimulando a construção
naval no Brasil e gerando empregos e trata do afretamento, pelo
período de 15 anos, de navios a serem construídos por empresas
brasileiras em estaleiros estabelecidos no Brasil.
Na primeira fase do programa (EBN1), foram contratados 19
navios. O processo foi concluído em maio de 2010 e contou com
a participação de cerca de 40 empresas, tendo sido apresentadas
mais de 30 propostas comerciais. A previsão de entrega dos navios
dessa primeira fase: é entre 2012 e 2014.
6
TN Petróleo 76
dos principais polos tecnológicos
internacionais nesta área.”
“É de grande importância o
aumento da capacidade da Cameron para atender às necessidades
da Petrobras para implantação dos
empreendimentos de desenvolvimento da produção em águas
ultraprofundas, com conteúdo tecnológico e fabril estabelecidos no
país”, comenta Solange Guedes,
gerente executiva de Engenharia
de Produção da Petrobras. O acordo entre as empresas será válido
por 16 meses.
Estiveram presentes à cerimônia de assinatura do memorando
o CEO da Cameron, Jack Moore;
o pró-reitor de pós-graduação da
Unicamp, Euclides de Mesquita
Neto; o diretor corporativo
da Cameron,
Juan Arango; o
vice-presidente
executivo e COO
da Cameron,
John Carne; e
representando a
Petrobras, Orlando Ribeiro, coordenador de projetos tecnológicos
do Programa de Capacitação em
Águas Profundas (Procap), do Centro de Pesquisas Leopoldo Américo
Miguez de Mello (Cenpes).
Foto: Cortesia Enavi-Renave
A Petrobras e a Cameron
assinaram um Memorando de Entendimentos para cooperação tecnológica em projetos de pesquisa
e desenvolvimento voltados para
a área de equipamentos submarinos. A assinatura do acordo é uma
das etapas para a construção pela
Cameron de um centro de tecnologia no campus da Universidade
Estadual de Campinas (Unicamp).
A unidade brasileira do Cameron Research Center ficará no Polo
de Pesquisa e Inovação da Unicamp, no campus da universidade,
e será um centro de excelência em
Pesquisa e Desenvolvimento (P&D)
de novas tecnologias para o setor
de óleo e gás no Brasil.
Hoje, a Cameron já conta com
três plantas industriais em nosso
território, localizadas em Jacareí, Taubaté (SP) e Macaé (RJ).
Além da construção do centro de
tecnologia, também está previsto aumento da infraestrutura de
testes na planta de Jacareí, com a
instalação de uma câmara hiperbárica e uma série de testes de alta
pressão, para execução de ensaios
e qualificação de equipamentos
submarinos.
Nessas duas obras serão investidos US$ 30 milhões. Ademais, a
Cameron irá expandir as plantas de
Já na segunda fase, que se encontra em processo final de
contratação, participaram 38 empresas, com 30 propostas apresentadas. A expectativa é que as 20 novas embarcações comecem a ser entregues entre 2013 e 2017. Segundo Paulo Roberto
Costa, o conteúdo local nesses projetos ficará em 50%, mas que
progressivamente poderá chegar a até 70%.
TLD no pré-sal da Bacia de Campos
A Petrobras iniciou, no fim de fevereiro, o Teste de Longa
Duração (TLD) do reservatório de Tracajá, em área de pré-sal,
por meio do poço 6-MLL-70, localizado a 124 km da costa do Rio
de Janeiro, no campo de Marlim Leste, na Bacia de Campos.
Aquisição da Quattor
pela Braskem é
aprovada pelo Cade
Foto: Roberto Rosa, Consórcio Quip
O poço 6-MLL-70, onde foi encontrado reservatório com petróleo
na profundidade de 4.442 m em setembro de 2010, foi interligado ao
navio-plataforma P-53, aproveitando
a capacidade de processamento e escoamento disponível. O teste começou
com vazão de 23.300 barris por dia.
O objetivo do TLD é obter informações sobre as características
do reservatório, para a definição do
futuro projeto definitivo de desenvolvimento da produção. Em dezembro
de 2010, a Petrobras iniciou teste
semelhante, na acumulação conhecida como Carimbé, também em
estrutura de pré-sal, na concessão
de Caratinga.
A descoberta de Tracajá é mais
um resultado conseguido pela estratégia do Planóleo, programa que
busca intensificar os trabalhos de
exploração e produção nas áreas próximas a campos que já se encontram
em operação, com o objetivo de aproveitar a capacidade das instalações
existentes, diminuir custos e agilizar a produção de novos volumes
de petróleo.
O Plano de Avaliação de Descoberta (PAD) de Tracajá, apresentado
à Agência Nacional de Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP)
em 2010, prevê ainda a perfuração
de um ou dois poços de extensão
para delimitação completa da acumulação.
Além de Tracajá e Carimbé, a
Petrobras já descobriu petróleo no
pré-sal em outras regiões da Bacia de Campos, onde a companhia
iniciará TLD ainda neste ano nas
acumulações de Brava (concessão
de Marlim), Aruanã e Oliva (bloco
exploratório BM-C-36).
Na porção norte da Bacia de
Campos, no litoral do Espírito Santo,
a Petrobras vem produzindo petróleo no pré-sal, na região conhecida como Parque das Baleias, desde
agosto de 2008.
Pré-sal: óleo de boa qualidade em Iara
A Petrobras concluiu a perfuração do poço exploratório de extensão 3-BRSA-891ARJS (3-RJS-682A) localizado na área do Plano de Avaliação de Iara, no pré-sal da Bacia de
Santos. Em profundidade de água de 2.279 m, o poço está localizado a cerca de 230 km da
costa do Rio de Janeiro e a 8 km do poço pioneiro descobridor.
O resultado da perfuração do poço confirmou a boa qualidade do óleo no reservatório
(28º API) e reforçou o potencial de óleo leve e gás natural recuperável daquela jazida.
A estimativa da Petrobras é que o volume recuperável esteja entre 3 e 4 bilhões de barris de
óleo equivalente. Conhecido informalmente como Iara Horst, o poço demonstrou melhores
características do reservatório do que as encontradas no poço descobridor 1-BRSA-618-RJS
(1-RJS-656). Testes de formação ainda serão feitos para avaliar a produtividade do reservatório. O consórcio operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG Group (25%) e Galp
Energia (10%), dará continuidade às atividades previstas pelo Plano de Avaliação aprovado
pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Foi aprovado em fevereiro, integralmente, pelo Cade (Conselho Administrativo
de Defesa Econômica), a aquisição da
Quattor pela Braskem. Com essa decisão,
foi mais uma vez confirmado como global,
o mercado relevante para o setor petroquímico e que, portanto, a competição se dá
nessa dimensão.
As negociações para aquisição da
Quattor foram concluídas em janeiro de
2010, por meio de um Acordo de Investimento celebrado entre Odebrecht,
Petrobras, Braskem e Unipar. A aquisição
posiciona a Braskem como a maior produtora de resinas termoplásticas das Américas, colocando-a em um novo patamar de
escala e eficiência para fazer frente aos
desafios do mercado internacional.
Como parte da operação, a Braskem
se comprometeu a notificar previamente
o Cade sobre os futuros contratos para
a compra de resinas de fornecedores
estrangeiros que contenham cláusula de
exclusividade e que preencham os demais
requisitos legais que tornam tais contratos
notificáveis, em linha com o projeto de
lei que reestrutura o Sistema Brasileiro
de Defesa da Concorrência. Além disso,
a Braskem, visando incentivar a transparência nas suas relações comerciais e a
competitividade da cadeia produtiva, concordou em submeter, periodicamente, sob
regime de confidencialidade, informações
a respeito de seus contratos e atividades de importação e comercialização de
resinas.
Com a aprovação consumada, a empresa continuará mantendo os melhores
padrões de governança corporativa vigentes no mercado internacional, fundamentados em: transparência e autonomia da
gestão executiva; busca de resultados consistentes para os acionistas; compromisso
com a melhoria da competitividade de toda
a cadeia produtiva e com a promoção do
desenvolvimento sustentável.
TN Petróleo 76
7
hot news
Siemens fecha contrato para o fornecimento de
turbinas para parques eólicos da Ersa no Brasil
A Siemens vai fornecer 34 aerogeradores (de 2,3 MW cada) para quatro novos parques
eólicos a serem construídos no Nordeste pela Ersa (Energias Renováveis S/A).
Localizados no Rio Grande do Norte, os empreendimentos – Costa Branca,
Juremas, Macacos e Pedra Preta – vão
ser responsáveis pela geração de 78,2
mw de energia limpa. O contrato foi assinado em dezembro, sendo que a Ersa já
possui licença de instalação para todos os
projetos e planeja iniciar as obras ainda
neste semestre.
De acordo com Roberto Sahade,
presidente da Ersa, os equipamentos da
Siemens foram escolhidos por seu alto
grau de tecnologia
agregada e por serem bastante adequados às condições
de vento existentes
no Brasil, e em particular, nos parques da
Ersa localizados no Rio Grande do Norte.
“A Siemens possui comprovado sucesso em aplicações offshore e transportou
este conhecimento para os equipamentos
onshore, como por exemplo confiabilidade
do equipamento e a alta eficiência do aerogerador, graças ao design na construção
exclusiva das pás”, afirmou Sahade.
A Siemens é líder global em energia
eólica nas aplicações offshore, e vem, ano
a ano, aumentando sua participação de
mercado também nas aplicações em terra
(onshore). Está entre os três maiores fabricantes do mercado e vem apresentando
taxas de crescimento aceleradas perante
seus competidores. Somente no exercício de 2009, a Siemens instalou mais
de 2.100 megawatts com novas turbinas
eólicas, aumentando sua base instalada
para cerca de 11.000 megawatts.
De acordo com o diretor de energias renováveis da
Siemens no Brasil,
Eduardo Ângelo,
a empresa trabalha
com a expectativa
de aumentar ainda
mais sua participação no mercado
brasileiro de eólicas. “Estamos em negociações adiantadas com outros clientes que também
venceram os recentes leilões de energias
renováveis no Brasil e acreditamos fechar
novas encomendas em breve”, afirma. “O
Brasil entrou definitivamente no radar
estratégico da Siemens e contribuirá de
modo efetivo para o aumento da participação da empresa no mercado de
energias renováveis.”
O mercado brasileiro apresenta enorme potencial para energia eólica. Até recentemente, as estimativas eram da ordem
de 140.000 megawatts, com medições realizadas em torres de 50 m de altura. Hoje,
já há estudos sinalizando que, em ventos
medidos a 100 m de altura, este potencial
poderá dobrar. O setor, que hoje tem mais
de 900 megawatts de capacidade instalada
no país, conta com um portfólio acima de
4 gigawatts em empreendimentos eólicos
a ser instalados até 2013, resultado dos
contratos fechados nos leilões de dezembro
de 2009 e agosto de 2010.
A energia eólica faz parte do portfólio
ambiental da Siemens. Em 2010, o faturamento em tecnologias ambientais atingiu
28 bilhões de euros, tornando a Siemens
a maior fornecedora de tecnologias ambientais do mundo. No mesmo período,
os produtos Siemens ajudaram os clientes
da empresa a reduzirem suas emissões de
dióxido de carbono (CO2) em 270 milhões
de toneladas, o equivalente às emissões
anuais de megacidades como Hong Kong,
Londres, Nova York, Tóquio, Deli e Cingapura. Esse total também equivale ao
dobro de CO2 emitido pelo estado de São
Paulo no último levantamento feito pela
Cetesb em 2005.
R$ 2,47 bi para expandir produção de aço no Rio
No dia 2 de março, o governador do Rio de
Janeiro, Sérgio Cabral Filho, e o presidente
do Conselho de Administração da Gerdau,
Jorge Gerdau Johannpeter, anunciaram investimentos de R$ 2,47 bilhões na expansão
da produção de aço e laminados em sua usina
Cosigua, localizada no Distrito Industrial de
Santa Cruz, na Zona Oeste carioca. O empreendimento prevê gerar 550 empregos diretos
permanentes e três mil indiretos. No pico das
obras, em 2012, serão criadas cerca de 1,7 mil
vagas temporárias.
Na unidade, a capacidade de produção de
aço crescerá 50%, chegando a 1,8 milhão de
toneladas por ano. Além disso, será instalado
8
TN Petróleo 76
um novo laminador de fio-máquina e vergalhões, com capacidade instalada de 1,1 milhão
de toneladas por ano, a ser implantado em
duas etapas. Os investimentos, que seguem
rigorosos padrões de proteção ambiental,
envolvem a implantação de toda a infraestrutura necessária para a expansão da unidade
industrial.
“Estamos investindo no Rio para atender à expansão futura da demanda por aço
no Brasil, impulsionada pelo crescimento da
economia brasileira e pelos eventos da Copa
do Mundo de 2014 e dos Jogos Olímpicos de
2016, que envolvem não somente a construção
e reforma de complexos esportivos, mas tam-
Foto: Carlos Magno, Governo RJ
Duplicação da unidade da companhia visa atender à demanda de aço no Brasil por conta
do crescimento econômico e de eventos como Copa e Olimpíadas. O empreendimento vai gerar
550 empregos diretos e três mil indiretos.
bém a ampliação da infraestrutura aeroviária,
hoteleira, de energia e de telecomunicações”,
disse Jorge Gerdau Johannpeter.
TN Petróleo 76
9
indicadores tn
Lucro líquido da Petrobras em 2010
alcança valor recorde de R$ 35 bilhões
O valor foi impulsionado por um
maior volume de vendas de derivados
assim como pelo efeito das cotações de
petróleo mais elevadas sobre as exportações e produção internacional.
Segundo a estatal, adicionalmente, a
valorização cambial contribuiu para o aumento do lucro, gerando impacto positivo
no resultado financeiro líquido (variação
positiva de R$ 2 bilhões e 725 milhões)
e no resultado atribuível a acionistas não
controladores (variação positiva de
R$ 2 bilhões 581 milhões). Também
contribuiu para o resultado a elevação da
participação do óleo nacional na carga
processada (de 79% para 82% em 2010) e a
maior utilização da capacidade nominal das
refinarias, cuja média em 2010 foi de 93%.
A produção total de petróleo e gás
natural aumentou 2% em relação a 2009,
atingindo a média de 2 milhões e 583 mil
barris/dia.
No Brasil, a produção total de óleo e
gás foi 2% superior em relação a 2009,
alcançando o volume de 2 milhões 338 mil
boed. A produção de gás aumentou 5% no
período, devido principalmente à entrada
em operação de novos projetos previstos
no Plano de Antecipação da Produção de
Gás (Plangás). Já a produção de petróleo
atingiu seu recorde anual (2 milhões e
4 mil barris/dia), diário e mensal em 2010,
sustentado pela elevação dos volumes
produzidos em plataformas existentes e
pela entrada em operação de seis novas
unidades de produção (310 mil bpd de
capacidade no 4T10).
Em 2010, as reservas provadas
totalizaram 15 bilhões e 986 milhões de
boe (critério ANP/SPE), um aumento de
7,5% em relação a 2009, como resultado
da incorporação de 1 bilhão e 990 milhões
de boe, incluindo o pré-sal, e de projetos
implantados em campos maduros. O Índice
de Reposição de Reservas (IRR) ficou em
229% e a relação reserva-produção em
18,4 anos.
Os investimentos totalizaram R$ 76
bilhões e 411 milhões, e foram 8% superior
a 2009, com foco no aumento da capacidade de produção de petróleo e gás natural,
10
TN Petróleo 76
Foto: Agência Petrobras
A Petrobras anunciou, no dia 25 de fevereiro, que encerrou 2010 com um lucro líquido recorde
de R$ 35 bilhões 189 milhões, o que representa um avanço de 17% sobre o resultado de 2009.
O Ebitda atingiu R$ 60 bilhões e 323 milhões.
na melhoria do parque de refino e na
infraestrutura do gás natural.
Recorde na produção
de petróleo no Brasil
Produção de petróleo bate recorde
e chega a 2,18 milhões de barris/dia em
dezembro. Esse volume ultrapassa em
4,4% o registrado um mês antes (2,09 milhões de barris por dia). Já na comparação
com dezembro de 2009, houve aumento
de 9,1%.
Os dados fazem parte do Boletim
da Produção de Petróleo e Gás Natural, divulgado pela Agência Nacional do
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
(ANP). Segundo a nota, o país também
registrou em dezembro de 2010 recorde na
produção de gás natural, totalizando cerca
de 69 milhões de m³ por dia. O resultado
aponta elevação de 4,5% em relação aos
66,2 milhões de m³ diários produzidos
em novembro de 2010. Já na comparação
com o mesmo período do ano anterior, o
crescimento foi de 14,5%.
Os principais responsáveis pelos
incrementos na produção foram os
campos de Jubarte, Cachalote e Marlim,
todos da Petrobras, localizados na Bacia
de Campos.
O documento traz ainda informações
sobre a produção no pré-sal, que também
aumentou em dezembro, quando foram
registrados 65,2 mil barris diários e 2,312
milhões de m3 por dia de gás natural.
A agência informou também que a
queima do gás caiu em cerca de 11,4%
em relação a dezembro de 2009 e em 2%
na comparação com novembro de 2010.
Desse total, 79,23% foram queimados na
fase de produção de petróleo e 20,77%
na fase de exploração nos testes de longa
duração (TLDs).
Os campos marítimos responderam
por 91,4% da produção do petróleo e por
75,7% do gás natural produzidos no país.
Ainda de acordo com a nota da ANP,
92,53% da produção de petróleo e gás natural
do Brasil são provenientes de campos operados pela Petrobras. Dos 20 maiores campos
produtores de petróleo e gás natural, em
barris de óleo equivalente, dois são operados
por empresas estrangeiras: Frade (Chevron) e
Ostra (Shell), na Bacia de Campos.
PIB brasileiro: novo ciclo de
expansão
De acordo com o Instituto Brasileiro de
Geografia e Estatística (IBGE), o Brasil teve,
em 2010, o terceiro melhor desempenho
econômico no mundo. O PIB (Produto Interno
Bruto, soma de todos os bens e serviços
produzidos no país) brasileiro, que subiu
7,5% – na maior alta desde 1986 –, ficou atrás
de China (que cresceu 10,3%) e Índia (que
avançou 8,6%). A expansão da economia
brasileira supera o
avanço dos PIBs de
países europeus e dos
Estados Unidos, além
da Coreia do Sul.
Para o
presidente do
Banco Central (BC),
Alexandre Tombini,
a economia brasileira entrou em novo
ciclo de expansão, após a crise financeira
internacional de 2008 e 2009. “O crescimento do PIB, com os dados das contas
nacionais divulgados pelo IBGE, confirma
que, após a rápida recuperação dos efei-
Opep: pronta para agir
A crise no Egito iniciada em janeiro, com uma onda de protestos pedindo o afastamento
do presidente Hosni Mubarak, continua a inquietar a comunidade internacional.
do a AIE. “Esperamos um pouco mais
de petróleo vindo da
Opep, uma vez que
eles estão vendo os
mesmos indicadores
que nós – do lado da
demanda, especialmente na Ásia.
A atitude flexível da Opep é uma coisa boa”,
disse David Fyfe, chefe da indústria de óleo
e divisão de mercado da AIE.
“O fato de os preços terem subido de
cerca de 75 dólares em setembro para 95
dólares o barril, e até mais, se deve ao
aperto no mercado físico”, avaliou. “Isso
não é a única coisa a guiar os preços, mas
alguns dos estímulos vêm deste aperto
do mercado. Nós vimos forte aumento da
demanda por petróleo em 2010 e estamos
esperando isso para 2011.”
A AIE disse que aumentou ligeiramente sua estimativa de crescimento da
demanda por petróleo de 2011 em 50 mil
bpd e estima que o consumo total pode exceder 90 milhões de barris por dia no final
de 2011. Segundo a Agência, os estoques
de petróleo da OECD caíram para o menor
volume em dois anos, equivalente a 57,5
dias de demanda em dezembro, frente aos
58,3 dias em novembro, mas ainda estavam confortáveis. “O colchão de estoque
e a capacidade excedente oferecem algum
potencial para segurar possíveis futuros
aumentos de preços em 2011”, concluiu.
Crise tem efeito de curto prazo, diz Coutinho – O presidente do Banco Nacional
de Desenvolvimento Econômico e Social
Jan 11
Dez 10
Nov 10
Set 10
Out 10
Jul 10
Ago 10
Jun 10
Abr 10
Maio 10
Fev 10
Mar 10
Jan 10
Dez 09
Nov 09
82
Set 09
83
25
Out 09
84
26
Jul 09
85
27
Ago 09
86
28
Jun 09
29
Abr 09
87
Maio 09
88
Fev 09
31
30
(BNDES), Luciano Coutinho, afirmou
no final de fevereiro (23) que vê com
preocupação a instabilidade política em
países do Oriente Médio e do Norte da
África. “Acho que está havendo algumas
implicações sobre os preços de commodities, mas são de curto prazo. A oferta de
petróleo é muito sensível, na margem, a
essas oscilações de curto prazo, mas acho
que esses assuntos irão se resolver, e [ela]
vai se regularizar. São repiques que serão
superados”, disse.
“Que atrapalha, atrapalha, mas acho
que a situação vai retroceder. A não ser
que a coisa chegue a países produtores
mais pesados. Mas não vejo essa possibilidade”, acrescentou.
No final do mês, o valor da commodity teve aumento de 2% em Nova
York e Londres. Além disso, há o temor
de que os confrontos na Líbia, que é o
oitavo maior produtor de petróleo entre
as nações que integram a Opep, afete a
produção na região.
Foto: Banco de Imagens Keystone
Aumento de produção e nível confortável
– Já a Agência Internacional de Energia
(AIE) estima uma demanda recorde por
petróleo em 2011. A Agência assegura
que o aumento da produção dos países
exportadores de petróleo e o nível confortável de estoques de petróleo em países
desenvolvidos deve limitar nova alta nos
preços do petróleo, apesar da expectativa
de demanda recorde neste ano.
A organização, especializada em
políticas energéticas que conta com 28
países-membros, disse em seu relatório
mensal que a Opep aumentou a produção
em 280 mil barris por dia (bpd) em janeiro
sobre dezembro, para 29,85 milhões de
bpd, principalmente por conta do aumento
na produção do Iraque.
A produção mensal dos países da Opep
em janeiro foi a maior em dois anos, segun-
Produção de países-membros da Opep e não-membros – fev/09 a jan/11
Mar 09
No início de fevereiro, o secretáriogeral da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), Abdallah ElBadri, afirmou que
existe um risco de
escassez real para
o mercado mundial
se a crise no Egito
provocar o bloqueio
de rotas petrolíferas
estratégicas como
a do Canal do Suez
– controlado por aquele país e pelo qual
transitam cerca de um milhão de barris de
petróleo por dia, sendo uma das principais
passagens para o transporte de petróleo
entre o Médio Oriente e a Europa. “Se verificarmos uma verdadeira escassez, será
necessário agir”, disse.
A Organização voltou a subir sua
projeção da demanda mundial de petróleo
para 2011 devido a uma atividade industrial
robusta, especialmente na China e nos
Estados Unidos, e a um inverno glacial
que afetou a maior parte das regiões da
Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômicos (OCDE), segundo
o informe mensal publicado em fevereiro.
O cartel aposta, agora, numa demanda
de ouro negro de 87,7 milhões de barris
diários (mbd) em 2011, uma cifra revisada
em alta de 0,4 mbd.
TN Petróleo 76
11
indicadores tn
Frases
“Mesmo observando um período sustentável de criação de empregos, nós não
podemos considerar a recuperação verdadeiramente consolidada. Aumentos
sustentáveis nos preços do petróleo e de outras commodities representariam
uma ameaça para o crescimento e a estabilidade de preços, particularmente se
mexerem na expectativa ancorada de inflação baixa.” Ben Bernanke, presidente
do Federal Reserve (banco central dos EUA). 02/03/2011 – O Estado de São Paulo
“Por enquanto, a crise do petróleo ainda é limitada. É claro que, se subir o
petróleo permanentemente ... a economia norte-americana e a europeia podem
se recuperar mais lentamente. (A inflação) subiu em todos os lugares por causa
das commodities. Não é problema brasileiro.” Guido Mantega, ministro da Fazenda. 01/03/2011 – O Globo
“Estamos mostrando com transparência que, no longo prazo, nós realizamos o mesmo lucro que qualquer outra empresa, só que eles têm muito mais
volatilidade nos seus resultados do que nós.” Almir Barbassa, diretor financeiro
da Petrobras, durante divulgação dos resultados da estatal em 2010. 02/03/2011
– O Estado de São Paulo
“A concretização da EBN só foi possível graças à participação de vários setores
com uma forte presença dos armadores nas licitações. Foi algo surpreendente
em relação ao esperado e isto vai agregar muito valor para o nosso país.” Paulo
Roberto Costa, diretor de Abastecimento da Petrobras, durante apresentação do
balanço do Programa Empresas Brasileiras de Navegação (EBN). 02/03/2011 –
Portal Naval
Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil (agosto/2010 a janeiro/2011)
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Jan
Bacia de Campos
1,678,4 1.604,2 1.609,4 1.697,1 1.778,9 1.774,9
Outras (offshore)
124,4
124,8
125,6
118,6
124,0
107,1
Total offshore
1.802,8 1.729,0 1.734,9 1.815,6 1.902,9 1.852,1
Total onshore
219,7
214,9
203,9 215,3
218,7
217,3
Total Brasil
2.022,5 1.943,9 1.938,8 2.030,9 2.121,6 2.069,3
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil (agosto/2010 a janeiro/2011)
Bacia de Campos
Outras (offshore)
Total offshore
Total onshore
Total Brasil
Ago
25.216,5
11.385,8
36.602,3
15.782,5
52.384,9
Set
Out
Nov
Dez
Jan
24.110,7 23.713,1 24.653,2 25.712,5 25.098,0
14.189,3 16.918,5 15.460,7 17.399,8 15.514,8
38.300,0 40.631,6 40.113,9 43.112,2 40.612,8
15.473,3 14.188,1 15.174,1 15.634,1 15.554,7
53.773,3 54.819,7 55.288,0 58.746,3 53.743,5
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional (agosto/2010 a janeiro/2011)
Exterior
Ago
151,6
Set
153,6
Out
155,8
Nov
147,6
Dez
149,3
Jan
150,9
tos da crise financeira de 2008/2009, a
economia brasileira entrou em novo ciclo
de expansão”, afirmou Tombini, em nota
divulgada pelo BC.
Segundo Tombini, a demanda doméstica
continuou sendo o grande suporte da economia. E destacou que o consumo das famílias
cresceu 7,0%, no “sétimo ano consecutivo de
expansão desse componente, que tem sido
impulsionado pela expansão do crédito, do
emprego e da renda”.
“A formação bruta de capital fixo,
uma boa medida do investimento, cresceu
21,8% em 2010, um desempenho que
sugere que o empresariado nacional está
confiante nas perspectivas para a economia brasileira neste e nos próximos anos”,
acrescentou Tombini.
Cresce o consumo de derivados e combustíveis no Brasil
O Brasil consumiu 117,9 bilhões de
litros de derivados de petróleo em 2010.
O mercado de derivados de petróleo
no Brasil cresceu 8,4% neste período,
se comparado com 2009. Além disso, o
aumento da safra de cana e o crescimento
da demanda aérea puxaram o consumo de
combustíveis, que cresceu 8,4%.
Os dados são da Agência Nacional
de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP): foram consumidos, em 2010,
117,936 bilhões de litros de derivados de
petróleo. Em 2009, os brasileiros consumiram 108,787 bilhões de litros de derivados.
O maior consumo foi o de querosene
e de gasolina de aviação, com expansão de
15,3% e 11,3%, respectivamente. O consumo
de óleo diesel cresceu 11,2%, o que, segundo
a ANP, reflete a recuperação da economia.
Com relação ao aumento do consumo
de combustíveis, o país registrou em 2010
o recorde de 117,936 bilhões de litros.
O número é 8,4% superior ao de 2009,
informou a ANP. Os principais destaques
foram o aumento do consumo de diesel,
de 11,2%, e do querosene de aviação, de
15,3%. Também cresceu acima da média o
consumo de gasolina de aviação, usada em
aeronaves pequenas (11,3%).
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional (agosto/2010 a janeiro/2011)
Ago
Set
Out
Nov
Dez
Jan
16.170,0 15.955,0 16.109,0 15.978,0 15.445,0 14.997,2
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) (agosto/2010 a janeiro/2011)
Brasil+Exterior
Ago
2.598,8
Set
Out
Nov
Dez
Jan
2.529,9 2.534,2 2.620,4 2.731,3 2.661,9
(*) Inclui gás injetado.
(**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).
12
TN Petróleo 76
Fonte: Petrobras
Foto: Agência Petrobras
Exterior
Int
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aci per
on iê
Con 4 Co e Xa al dencia
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ada anh ai ousto
n
s P ias D
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rar
12º Fórum
Portos
Brasil
2011
Seminário Especial
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VISÕES PRÁTICAS DO
DESENVOLVIMENTO
DO SETOR NO PAÍS
10, 11 e 12 de Maio de 2011 | Windsor Barra Hotel – Rio de Janeiro - RJ
Panorama do Desenvolvimento e Investimento no Setor Portuário: De Onde Virão os Aportes
Financeiros e Onde Estão as Grandes Oportunidades de Negócio.
Entenda como o setor pode crescer de maneira planejada!
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os temas que estão impactando a
realidade portuária brasileira:
11 de Maio - Workshop:
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Liderador por: Eng. Dr. Aluísio de Souza Moreira - Companhia de Docas do Estado de São Paulo
- Porto de Santos
12 de Maio - Seminário:
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CRUZEIROS MARÍTIMOS
ABTP – ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE
TERMINAIS PORTUÁRIOS
ANE - ACADEMIA NACIONAL DE ENGENHARIA
ANTAQ – AGÊNCIA NACIONAL DE
TRANSPORTES AQUAVIÁRIOS
AUTORIDADE PORTUÁRIA DE HOUSTON
BANDEIRANTES DRAGAGEM
BNDES
CCIBC – CÂMARA DE COMÉRCIO E INDUSTRIA
BRASIL-CHINA
CNT – CONFEDERAÇÃO NACIONAL DE
TRANSPORTES
COMPANHIA DOCAS DE SÃO SEBASTIÃO
COMPANHIA DOCAS DO CEARÁ
COMPANHIA DOCAS DO ESTADO DE SÃO
PAULO – PORTO DE SANTOS
COMPANHIA DOCAS DO PARÁ
CONSÓRCIO DO CORREDOR ATLÂNTICO DO
MERCOSUL
DEPARTAMENTO HIDROVIÁRIO - SECRETARIA
ESTADUAL DE LOGÍSTICA E TRANSPORTES DO
ESTADO DE SÃO PAULO
DPC – DIRETORIA DE PORTOS E COSTAS –
MARINHA DO BRASIL
DRAGABRAS – MEMBRO DO GRUPO DEME
FUNDAÇÃO ESTUDOS DO MAR
FUNDAÇÃO GETÚLIO VARGAS
IVIG/COPPE/UFRJ - INSTITUTO VIRTUAL DE
MUDANÇAS GLOBAIS
LIBRA TERMINAIS
MILARÉ ADVOGADOS
SECRETARIA DE POLÍTICA NACIONAL DE
TRANSPORTES – MINISTÉRIO DOS
TRANSPORTES
SECRETARIA DE TRANSPORTES DO ESTADO
DO RJ
SINDARIO
Patrocínio:
TN Petróleo 76
13
entrevista exclusiva
Fernando Martins, vice-presidente
da GE Vetco Gray para a América Latina
GE amplia operações
no Brasil
por Rodrigo Miguez
Com investimentos de US$ 200 milhões previstos
para os próximos três anos na área de energia no Brasil,
a GE Oil & Gas está com os olhos voltados para o país.
Com sede em Florença, na Itália, e três fábricas no Brasil,
em Jandira (SP) e em Macaé e Niterói (RJ), a divisão de
Oil & Gas da companhia atua aqui desde 2007.
Para falar dos investimentos
da empresa no Brasil, a TN Petróleo entrevistou Fernando Martins,
vice-presidente da GE Vetco Gray
para a América Latina. Formado em
Engenharia Mecânica pelo Instituto
Militar de Engenharia (IME), Fernando Martins ingressou na GE Oil &
Gas, em 2008, como gerente geral
de Perfuração e Produção de Sistemas, até ser nomeado responsável
pela área de Oil & Gas na América
Latina. Ele destaca os números das
operações realizadas pela empresa no Brasil e a expectativa para
os próximos anos, considerando
a exploração do petróleo do présal. “Ser uma one stop shop para
os nossos clientes é um de nossos
maiores ativos”, afirma, reforçando
a estratégia da empresa de se consolidar como o principal fornecedor
de produtos e serviços do setor de
óleo e gás.
14
TN Petróleo 76
TN Petróleo – O ano de 2010 foi importante para a GE, principalmente na
área de negócios, com a aquisição de
empresas como a Dresser e a Wellstream. Quais os principais números
dessas aquisições?
Fernando Martins – Em outubro
de 2010, a GE adquiriu globalmente a
companhia Dresser, com a intenção
de complementar seu portfólio de turbinas a gás para a indústria de óleo e
gás. As turbinas a gás da Dresser permitem que a GE reduza suas emissões
de gases causadores do efeito estufa,
além de possuírem tecnologia para a
utilização flexível de combustíveis.
Estes combustíveis também podem ser
aplicados no segmento de compressão
de óleo e gás. Com esta aquisição, a
GE pretende desenvolver soluções
para gerenciamento de pressão que
aliviem os fluxos em dutos. As receitas
da Dresser giram em torno de US$ 2
bilhões, em escala mundial. Em de-
zembro do mesmo ano, a GE ofereceu
US$ 1,3 bilhão pela aquisição global
da Wellstream, também com foco na
complementação de seu portfólio de
exploração em águas profundas. As
operações da Wellstream no Brasil são
muito significativas e, com a aquisição,
a GE Oil & Gas vai operar a planta de
Niterói, que tem um faturamento da
ordem de US$ 450 milhões por ano.
Quais os ganhos da GE com a aquisição dessas empresas?
Com a aquisição da Dresser e
da Wellstream, a GE Oil & Gas terá a
oportunidade de diversificar e complementar seu portfólio de soluções,
agregando mais inovação e tecnologia
às suas soluções de exploração em
águas profundas.
A companhia pretende continuar com
a estratégia de aquisições na área de
petróleo e gás?
Fotos: Cortesia GE
Ser uma one
stop shop para
os nossos
clientes é um de
nossos maiores
ativos.
TN Petróleo 76
15
entrevista exclusiva
Ser uma one stop shop para os nossos clientes é um de nossos maiores
ativos. A GE Energy atua globalmente
por meio de três unidades de negócios principais – GE Oil & Gas, Energy
Services e Power & Water – de forma a entregar soluções completas
para os nossos clientes. A empresa
analisa constantemente as possibilidades de aquisições de companhias
que complementem seu portfólio. Se
fizer sentido e agregar em tecnologias
e soluções para o portfólio existente,
sempre existirá a possibilidade de
novas aquisições.
A empresa tem planos de entrar na
área de exploração e produção no
Brasil?
Não temos planos imediatos de
atuação como operadora na área de
E&P, mas sim como fornecedora de
produtos, tecnologia e serviços, para
as empresas que estejam realizando
estas atividades, como a Petrobras, a
OGX e as companhias internacionais.
A GE Energy já está presente no Brasil em diversas frentes da indústria.
Possuímos duas plantas no Brasil,
uma em Jandira e outra em Macaé, e
elas produzem sistemas de cabeças
de poços e árvores de natal para exploração em águas profundas. Além
disso, temos um centro de serviços
em construção em Petrópolis, para
a manutenção e reparos de turbinas
16
TN Petróleo 76
Anunciamos,
em novembro,
investimentos de
US$ 550 milhões
no Brasil para os
próximos três anos;
US$ 200 milhões
deles para a
área de energia
da GE. Pretendemos
aumentar a
capacidade de
produção das
unidades da
GE Oil & Gas em
Jandira e Macaé.
aeroderivadas para geração de energia em plataformas. Com o Centro
de Pesquisas Global da GE no Rio de
Janeiro, nossos negócios de óleo e
gás ganharão mais capacidade para
desenvolver tecnologia e soluções
para nossos clientes no Brasil e
na região.
No fim de 2010, a GE anunciou que irá
investir US$ 200 milhões nos próximos
três anos, no aumento da capacidade
das fábricas e no desenvolvimento de
novos produtos. O que significa esse
aumento de capacidade?
Anunciamos, em novembro, investimentos de US$ 550 milhões no Brasil
para os próximos três anos; US$ 200
milhões deles para a área de energia
da GE. Pretendemos aumentar a capacidade de produção das unidades
da GE Oil & Gas em Jandira e Macaé,
assim como da unidade de motores da
GE Services em Campinas, e investir
em pesquisa e desenvolvimento de
novas tecnologias que posicionem
a companhia de forma ainda mais
competitiva nestes mercados. Esse
aumento de capacidade significa que
estamos certos de que o crescimento
da demanda que verificamos nos últimos dois anos continuará ocorrendo
pelos próximos cinco ou dez anos.
Estamos, portanto, nos preparando
para isso.
O objetivo desses investimentos é
ampliar a atuação da empresa na
América Latina?
A GE no Brasil já possui a maior
operação entre todos os países da
América Latina. Estes investimentos
anunciados simbolizam e concretizam a importância do país dentro
das operações na região. Pretendemos atender as necessidades dos
nossos clientes locais com estes
investimentos e ampliar a atuação
na América Latina.
Qual a posição do Brasil com relação
a esses investimentos em comparação
a outros países em que a GE atua?
Podemos afirmar que o Brasil está
entre os cinco países que mais receberam investimentos da companhia,
em termos globais.
No ano passado, a GE também anunciou
dois importantes empreendimentos:
uma central de serviços de manutenção
de turbinas aeroderivadas, em Petrópolis, e o Centro de Pesquisa Global, no
Rio de Janeiro. Ela vai manter esses
planos ou houve mudanças?
A GE vai manter estes planos, sim.
Estes dois investimentos fazem parte
da estratégia de crescimento da GE no
Brasil e têm grande importância para
a nossa operação local. A central de
serviços deverá estar pronta ainda em
2011. Já o centro de pesquisas está
previsto para começar as atividades
no ano seguinte: trata-se de um investimento de mais de US$ 100 milhões,
com expectativa de geração, incialmente, de 200 empregos diretos.
ge amplia operações no brasil
As descobertas de petróleo do présal foram determinantes na decisão de instalar o quinto Centro de
Pesquisas no Parque Tecnológico
da UFRJ?
O Brasil foi escolhido para receber o quinto centro de pesquisas
por diversos fatores, incluindo as
oportunidades na área de óleo e gás.
A escolha também se deveu às diversas oportunidades que o país apresenta em infraestrutura, possibilitando
pesquisa e desenvolvimento de novas
tecnologias para outros negócios da
companhia (como, por exemplo, a
área de aviação e de locomotivas), a
solidez do crescimento da economia
do Brasil e das operações da GE no
país. As pesquisas em óleo e gás no
Centro visam permitir que a GE atenda, em conjunto com os principais
clientes nesta área, desenvolvendo as
melhores soluções para a exploração
da camada de pré-sal.
Quais os principais focos de pesquisa que serão desenvolvidos nesta
entidade?
A GE ainda está determinando o
escopo de trabalho do Centro de Pesquisas. Estamos avaliando as necessidades de nossos clientes para definir
a natureza de seus laboratórios.
A empresa pretende aproveitar os
estudantes da UFRJ da área de engenharia?
Com certeza... e não apenas da
UFRJ, mas também das demais universidades reconhecidas do país.
Qualificação e retenção dos nossos
talentos é uma prioridade para a GE.
Inicialmente, estamos prevendo pelo
menos 200 empregos diretos de alto
nível. A GE pretende, desde já, começar as contratações para 2012 e
todas as universidades do país serão
imprescindíveis para fornecer a mão
de obra qualificada que buscamos.
Juntamente com o Centro de Pesquisa,
a GE irá construir um Centro de Qualificação. Essa iniciativa é uma solução da
empresa para a falta de qualificação dos
profissionais do setor de óleo e gás?
O Centro de Qualificação funciona
como uma Universidade Corporativa,
em que a GE oferecerá cursos e treinamentos para seus executivos e clientes.
É um modelo de sucesso já existente
em outros países como nos centros
dos Estados Unidos e da Índia, visando
à complementação da qualificação e o
treinamento na própria tecnologia GE.
Do que aprendemos em outros centros,
grandes ideias surgem no compartilhamento de expertises e complementam
a tecnologia existente. Nossa estratégia
de negócios verdes, conhecida globalmente por ecomagination, surgiu na
Universidade Corporativa da GE em
Crotonville e hoje é um grande sucesso,
com faturamento na ordem de US$ 20
bilhões, globalmente.
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
Nesta
edição.
TN Petróleo 76
17
entrevista exclusiva
Qual o peso e a influência da Petrobras nessa estratégia de expansão
da GE no setor de petróleo e gás,
considerando o contrato de US$ 160
milhões fechado em 2010, para o fornecimento de turbinas a gás, e esse
último em fevereiro para sistemas de
cabeça de poço?
A Petrobras é um grande cliente para a GE nas áreas de energia.
Por isso possui um peso significativo
nos nossos negócios no Brasil. Não
podemos esquecer, contudo, outros
importantes clientes, como OGX,
Repsol, Chevron, Exxon, lembrando
ainda que vários deles são parceiros
da Petrobras em blocos de exploração
da camada de pré-sal.
Quais os principais contratos da GE
nos últimos cinco anos?
Obtivemos êxitos em alguns grandes contratos ao longo dos últimos
anos como o de 250 sistemas de
cabeça de poços submarinos, maior
contrato envolvendo o fornecimento
da solução mundialmente, árvores
de natal Piggyback e diversos de
Plet/Plem/ESDV, todos estes para
os projetos subsea (E&P) de campos pós ou pré-sal. Na área de turbomáquinas, que abrange refino,
transpetro e também E&P, tivemos
sucesso em vários grandes contratos para fornecimento de módulos
de geração de energia, módulos de
compressão, tanto para reinjeção
nos poços quanto para processos e
bombeamentos.
A GE também acertou um contrato de
US$ 120 milhões com a Daewoo Shipbuilding & Marine Engineering (DSME).
Tem relação direta com o Brasil? Qual
o escopo desse contrato?
A GE irá fornecer sistemas de
controle e válvulas de prevenção e
monitoramento em poços de óleo e
gás, conhecidos como BOP (Blow out
Preventer), para serem instaladas em
sondas de perfuração flutuantes pertencente à Petroserv, para atividades
Ilustração: Cortesia GE
Investindo
em pesquisa
O novo Centro de Pesquisas
Global, o quinto da empresa no mundo, que ficará localizado dentro do
Parque Tecnológico da Universidade
Federal do Rio de Janeiro (UFRJ),
será um dos maiores e principais
investimentos da companhia nos
próximos anos.
Terá como foco o desenvolvimento de tecnologias avançadas para as
indústrias de óleo e gás, energias
renováveis, mineração, transporte
18
TN Petróleo 76
ferroviário e aviação. O complexo,
que custará US$ 100 milhões, irá
empregar aproximadamente 300
pesquisadores e engenheiros, além de
estudantes da UFRJ e de outras universidades dos cursos de engenharia
e ligados ao setor de óleo e gás. As
obras devem começar este ano e a
previsão é que tudo esteja concluído
no fim de 2012.
“Escolhemos o Rio de Janeiro por
concentrar muitas qualidades como
de exploração e produção de óleo e
gás na costa brasileira. Além disso, a
GE também foi escolhida para fornecer
dois pacotes completos de perfuração
que serão instalados nas plataformas
da Odebrecht Óleo & Gas, cada um
incluindo um sistema de riser de perfuração (com capacidade de operação
em três 3.000 m de profundidade)
e controles de BOP, que tem como
principal função impedir que os fluidos
das formações atinjam a superfície de
maneira descontrolada.
Quais as perspectivas da empresa para os negócios no Brasil em
2011?
As expectativas são as melhores
possíveis. Organicamente, a GE no
Brasil pretende crescer pelo menos 30% a mais em 2011. Em óleo
e gás, orgânica e inorganicamente,
mais de 50%, que é um crescimento
promissor, principalmente considerando as oportunidades futuras desta
indústria no país.
facilidades de acesso, logística, proximidade com nossos clientes e com as
universidades”, afirmou João Geraldo
Ferreira, presidente e CEO da GE
Brasil, durante o anúncio do empreendimento, no fim do ano passado.
Um dos atrativos do Centro é
aumentar os recursos aplicados em
pesquisa no país, e aproximar a GE
dos clientes. A Vale e a GE firmaram
um termo de cooperação técnica
focada em projetos de armazenamento, geração e distribuição de
energia. Com o acordo, as duas
empresas poderão compartilhar
conhecimentos e experiências e
trabalhar conjuntamente para trocar
informações sobre as atividades do
Centro de Pesquisas Global, para
auxiliar no desenvolvimento de tecnologias e cooperar na identificação
de áreas de P&D.
Os outros centros de pesquisa
da GE ficam em Niskayuna, no estado
norte-americano de Nova York, em
Bangalore, na Índia, em Xangai, na
China e em Munique, na Alemanha.
02/11
1° Congresso
Brasileiro de CO2
01/11
na Indústria do Petróleo,
Gás e Biocombustíveis
18- 20 de abril de 2011
Hotel Sofitel Rio de Janeiro • Rio de Janeiro-Brasil
Mapear a pesquisa e desenvolvimento tecnológico
em captura, transporte, armazenamento
e conversão de CO2
patrocínio diamante
patrocínio prata
apoio institucional
patrocínio bronze
organização/realização
www.ibp.org.br/congressodeco2
TN Petróleo 76
19
Foto: Roberto Rosa, Consorcio Quip
perspectiva 2011
Esperanças
movidas a petróleo
por Cassiano Viana
Uma das principais fronteiras mundiais de
exploração do petróleo, o Brasil tornou-se destino
preferencial para investimentos, os quais, aliados à
exploração acelerada do pré-sal, devem contribuir
para dinamizar diversos setores da economia.
20
TN Petróleo 76
Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
O
s investimentos
previstos para os
próximos anos em
petróleo e gás somam cifras recordes.
Somente a Petrobras
planeja aportes de US$ 224 bilhões
até 2014, volume que impõe às empresas fornecedoras instaladas no
Brasil desafios de bom tamanho,
entre os quais, desenvolver capacidade suficiente para atender as
demandas crescentes por equipamentos e serviços com preços
competitivos e padrão tecnológico
adequado, e evoluir em termos de
qualificação da mão de obra.
Empresas de diversos setores
vêm se estruturando para partici-
par dos investimentos relacionados
a petróleo e gás, diante das muitas
oportunidades que o setor apresenta. Estudo divulgado pelo Banco Nacional de Desenvolvimento
Social (BNDES) indica que, entre
2011 e 2014, o setor petrolífero tem
potencial para gerar demanda doméstica de R$ 100 bilhões por ano,
sendo as máquinas e equipamentos
os principais beneficiados.
A indústria de petróleo já tem
participação de cerca de 12% no
PIB. Na última avaliação apresentada pelo BNDES, para investimentos no Brasil, no período 2011-2014,
o setor de O&G representa 38% do
total de investimentos industriais
e de infraestrutura.
A promessa de continuidade da
política de nacionalização, que traz
a garantia da demanda, importante
para fornecedores, que precisam
de escala para crescer e ganhar
competitividade, também é um fator que deve mobilizar a indústria
a realizar investimentos.
No entanto, o país hoje ocupa
a sétima posição mundial quando se considera o Produto Interno
Bruto (PIB), mas está em 58º lugar
no ranking de competitividade do
Fórum Econômico Mundial (WEF,
na sigla em inglês), duas posições
abaixo da que ocupava em 2009.
Dentro do grupo de economias
emergentes conhecido como Brics,
ficou em terceiro lugar, atrás de
TN Petróleo 76
21
perspectiva 2011
China (27º) e Índia (51º), e à frente
da Rússia (63º).
Salto decisivo
Em que pese a capacidade de
o Brasil superar os efeitos da crise
global e a retomada do crescimento econômico, os próximos quatro
anos serão decisivos. Infraestrutura,
educação, inovação tecnológica e
sustentabilidade ambiental devem
encabeçar as prioridades do país.
De acordo com a Confederação
Nacional da Indústria (CNI), no
documento “Indústria e o Brasil:
Uma agenda para crescer mais e
melhor ”, o Brasil poderá crescer
a taxas superiores a 5% ao ano,
desde que respeite as lições sobre a importância da estabilidade,
priorize a competitividade e avance
na modernização das instituições
econômicas e políticas.
Para demonstrar o papel decisivo da indústria, a Confederação
Nacional da Indústria (CNI) lembra, no mesmo documento, que
períodos de maior crescimento são
liderados pelo desempenho da indústria, dos investimentos que ela
realiza e dos demais segmentos
do sistema produtivo, pelo efeito
multiplicador que exercem sobre
o crescimento.
Segundo a entidade, o momento é de diversificar a produção,
aproveitar o potencial do mercado
interno e ganhar espaços no mercado externo. Ao mesmo tempo, é
preciso investir em capital humano, gerando o conhecimento que
é a base de sustentação de uma
indústria dinâmica.
Para o presidente da CNI, Robson Braga de Andrade, é preciso
que a competitividade – tecnicamente definida
pelo órgão como
a capacidade
das empresas de
22
TN Petróleo 76
igualar ou superar os concorrentes
na preferência dos consumidores
pelo preço e diferenciação do produto na qualidade, inovação ou
propaganda – se torne a grande
prioridade estratégica nacional.
“É preciso dar um salto de competitividade. Essa missão exige a
mobilização de todas as forças políticas e econômicas do país: os três
poderes de Estado – Executivo, Legislativo e Judiciário –, as empresas
e suas entidades representativas;
todos os segmentos representativos
da sociedade”, defende. “Quanto
mais lento for o processo de reformas pró-competitividade, maiores
serão os riscos para a estrutura industrial brasileira”, adverte.
De acordo com Andrade, o
Brasil ocupa uma posição extremamente desconfortável num
ambiente de negócios penalizado
por uma elevada carga tributária,
legislação trabalhista anacrônica,
dificuldades de acesso ao crédito,
previdência social de alto custo,
a maior taxa de juros do mundo,
insegurança jurídica, má qualidade
de educação, excesso de burocracia, entre outros fatores.
Perspectivas promissoras
Por sua vez, a descoberta das
reservas gigantes na camada do
pré-sal mudou de forma definitiva
a industria petrolífera nacional,
incluindo sua cadeia de fornecedores. Os investimentos estimados
pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) para os
próximos dez anos em exploração
e produção offshore somam cerca
de US$ 400 bilhões, o que representa uma grande oportunidade
para o fornecedor
nacional.
“As perspectivas são excelentes. Os investimentos serão de
grande porte, alterando profundamente a escala das encomendas”,
afirma o diretor geral da Onip, Eloi
Fernández y Fernández. “Além
disso, outro fator importante é
que existem, no
momento, previsões de que eles
se manterão por
mais de uma década. Esta continuidade permite o planejamento pela indústria e motiva novos
investimentos. O que se prevê,
diante dos cenários atual e futuro, é que o setor ainda ampliará
sua participação relativa. Portanto, seu papel será relevante para
o desenvolvimento nacional nos
próximos anos.”
Segundo o executivo, considerando-se as atividades desenvolvidas pelos fornecedores, o aumento
da capacidade instalada e a atração de novos players – que poderão chegar a fazer parceria com
a indústria nacional – gera boas
perspectivas de negócios. “Assim,
todo o investimento realizado em
exploração e produção das relevantes descobertas dos últimos anos
terá inevitavelmente repercussão
sobre o avanço da indústria fornecedora”, destaca.
“Como oportunidades, temos
o volume da demanda prevista, a
continuidade desta demanda por
um largo período e nossa capacidade de elevar o conteúdo local
nos investimentos.” Fernández
considera que as indústrias naval
e offhore serão o destaque deste ano. E, por consequência, um
conjunto de setores envolvendo
fornecedores será puxado por estas
atividades.
Lei do gás natural
Para o economista Eduardo
José Bernini, presidente-executivo
da Abiquim, o cenário é positivo.
esperanças movidas a petróleo
“Há vários projetos em estudo ou
em andamento para o aumento da
capacidade de refino no país, com
destaque para o Comperj (Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro)”, pontua. Ele observa que a
regulamentação da Lei do Gás, no
final do ano passado, abriu boas
perspectivas ao definir as condições de acesso dos consumidores
livres autoprodutores e autoimportadores à malha de transporte.
A regulamentação também estabeleceu o regime de troca operacional de gás natural (swap), que
ainda depende de regulação pela
Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural e Biocombustíveis (ANP),
e instituiu, entre outros pontos, o
Plano Decenal de Expansão da
Malha de Transporte Dutoviário
de Gás Natural, cuja revisão deverá
ser anual.
Outro importante aspecto da
Lei do Gás, em especial para a indústria química e de grande interesse para a cadeia petroquímica,
foi remeter ao Conselho Nacional
de Política Energética (CNPE) o
estabelecimento de diretrizes para
o uso do gás natural como matériaprima. Essa é a atividade que mais
agrega valor ao insumo.
Para Guilherme Pires de Mello,
diretor de Petróleo e Gás da Associação Brasileira de Engenharia
Industrial (Abemi), as perspectivas atuais e futuras são muito
promissoras. “No que se refere às
companhias associadas à Abemi
(99% delas são fornecedoras da
Petrobras), o cenário positivo é reforçado pela política de conteúdo
local, que permite antecipar o que
será comprado no país”, afirma.
Ele destaca que a garantia
de demanda representa para as
empresas oportunidade de qualificação, busca por tecnologia,
permitindo, de forma confiável, a
consecução de planos estratégicos.
“Em nossa visão, essa política é
fundamental justamente para que
as empresas locais atinjam nível de
competitividade tal que dispensem
a obrigatoriedade.”
Para Mello, os esforços de desenvolvimento de toda a cadeia
de óleo e gás, buscando dar valor
agregado à matéria-prima, deverá
potencializar a cadeia de bens e
serviços, oferecendo oportunidades
de consolidação de uma indústria
local associada ao petróleo com
capacidade de competir em nível
global.
“O volume de demandas envolvidas é, sem dúvida, suficiente para
desenvolver uma cadeia consistente”, avalia. “Os benefícios, porém,
devem ir além do setor, atingindo
áreas tão diversas que vão da educação à logística, da siderurgia ao
varejo.”
Mello lembra ainda que um
processo que vem ocorrendo e
demonstra a capacidade de mobilização do setor de petróleo e gás é
a formação de cluster tecnológico
do pré-sal na Ilha do Fundão (RJ).
“Além do Cenpes da Petrobras, recentemente ampliado, empresas
como Halliburton e TenarisConfab
já anunciaram a instalação de seus
centros de pesquisa e desenvolvimento na região”, assegura. “Outro
dado importante é a implantação
dos polos de desenvolvimento na
Baixada Santista (SP) e no litoral
do Espírito Santo.”
Eletroeletrônicos:
crescimento lento
De acordo com a Associação
Brasileira da Industria Elétrica e
Eletrônica (Abinee), em 2010 a indústria eletroeletrônica viveu um
grande paradoxo. Apesar do ambiente de grandes dificuldades, as
empresas do setor demonstraram
competência e capacidade para
atender às demandas do mercado,
a maioria delas fechando o ano com
desempenho positivo. O setor en-
cerrou 2010 com um crescimento
de 11% em seu faturamento.
“Os números mostram um ano
aparentemente bom, mas quando
avaliados com mais profundidade
não são tão auspiciosos”, afirma
Humberto Barbato, presidente da
Abinee, referindo-se à concorrência
acirrada, tanto no mercado externo
como no mercado interno, imposta pela valorização do real diante
ao dólar, e que tem trazido sérias
dificuldades ao setor.
“Os investimentos superiores
a US$ 40 bilhões que a Petrobras
fará, até 2014, em projetos de exploração de petróleo e gás poderão
servir para o aumento da participação do conteúdo local nos fornecimentos para a estatal”, avalia.
“Nosso apelo é que esse extraordinário valor contemple todos os
elos da cadeia de petróleo e gás,
onde estão incluídos os produtos
eletroeletrônicos.”
Mercado para todos
Para a Associação Brasileira
dos Produtores Independentes de
Petróleo e Gás (Abpip), a grande expectativa para 2011 é pela
elaboração de uma política que
efetivamente venha permitir aos
investidores aproveitar as oportunidades que as reservas nacionais
disponibilizam, agregando avanço
às economias locais.
Segundo o presidente da Associação, Oswaldo Pedrosa, entre
as reivindicações
que devem ser
contempladas,
destaca-se a
ampliação do
portfólio das petroleiras independentes, seja
por meio da retomada dos leilões
da ANP, seja pela contratação pela
Petrobras. Neste último caso, seriam criados contratos de serviço
para áreas sob concessão da estatal
TN Petróleo 76
23
Foto: Cortesia Estaleiro Eisa
perspectiva 2011
com o perfil dos independentes.
Um outro item seria a comercialização do petróleo produzido.
“É preciso gerar opções de
compradores além da Petrobras”,
afirma. “Em 2010, surgiu como
alternativa a refinaria DaxOil, na
Bahia. Outras ainda devem surgir.
As petroleiras independentes poderiam até mesmo seguir o exemplo
dos Estados Unidos, onde pequenas e médias petroleiras operam refinarias próprias. Mas, para isso,
é necessário escala de produção
do insumo.”
Outra reivindicação é que uma
nova regulamentação acompanhe
a complexidade do mercado. “A
atual engloba campos de diferentes
dimensões operados por empresas
de diferentes portes”, avalia, acrescentando que ainda há uma sobre-
BNDES
Os desembolsos do BNDES
atingiram R$ 168,4 bilhões em 2010, o
que representou aumento de 23% em
relação a 2009. O resultado considera a operação de capitalização da
Petrobras, no valor de R$ 24,7 bilhões.
Descontada essa operação – pontual e
não recorrente –, os desembolsos do
Banco encerraram o ano passado em
R$ 143,7 bilhões, com alta de 5% na
comparação com 2009, um crescimento compatível com as projeções
feitas anteriormente.
O setor da indústria respondeu
por 47% das liberações totais do
24
TN Petróleo 76
carga de tributos e dificuldade no
financiamento às independentes.
“É certo que a política que
está sendo desenhada pelo governo não dará conta de todos
os pontos de reivindicação, pois
terá característica abrangente”,
diz Pedrosa. “O importante, no
entanto, é que haja um posicionamento claro para a criação de
uma regulamentação direcionada
ao setor independente.”
Gargalos tecnológicos
“Historicamente, o setor de petróleo sempre foi uma das áreas da
economia mais bem organizadas e
sempre teve a Petrobras como mola
mestra do desenvolvimento de toda
sua cadeia de valor. Não existem
dúvidas de que os investimentos
previstos serão realizados”, avalia
Banco, seguido por infraestrutura,
com presença de 31%. A carteira
de financiamentos do Programa de
Sustentação do Investimento (PSI)
superou R$ 120 bilhões em 2010,
sendo R$ 87 bilhões em liberações.
Os desembolsos da Agência Especial de Financiamento Industrial
(Finame), isoladamente, cresceram
119% no ano passado, somando
R$ 52,7 bilhões.
Segundo o BNDES, a perspectiva
de investimentos na economia entre
2011 e 2014 soma R$ 1,59 trilhão,
sendo R$ 611 bilhões na indústria
e R$ 378 bilhões em infraestrutura.
Alberto Machado, presidente
do segmento de
óleo e gás da
Associação Brasileira da Indústria de Máquinas
e Equipamentos
(Abimaq). “A grande preocupação é
como será o seu aproveitamento na
alavancagem do desenvolvimento
nacional.”
Para Machado, existem gargalos tecnológicos, decorrentes das
inovações necessárias para vencer
os novos desafios do pré-sal, gargalos estes decorrentes da inexistência de escala suficiente para
viabilizar a fabricação local, e mais
aqueles decorrentes do custo das
matérias-primas, mas o principal
deles é a falta de isonomia com os
concorrentes estrangeiros.
“A indústria nacional não precisa de protecionismo, precisa
apenas de condições isonômicas
de competição, hoje inexistentes,
e que irão permitir que os significativos investimentos programados revertam de fato em prol do
crescimento do país”, explica o
dirigente.
“Nunca houve um cenário tão
favorável em termos de oportunidades de crescimento da indústria
nacional. Entretanto, se nada for
Desembolsos do Fundo
de Marinha Mercante
Ano
2001
R$ milhões
305
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010*
338
591
721
465
658
1.100
1.300
2.600
2.019*
*Prosição até outubro
Fonte: Sinaval
esperanças movidas a petróleo
Brasil pouco competitivo
O Brasil está atrás de importantes competidores internacionais em
oito fatores que determinam a competitividade do produto nacional: disponibilidade e custo da mão de obra,
disponibilidade e custo de capital,
infraestrutura e logística, peso dos
tributos, ambientes macro e microeconômico, educação e tecnologia e
inovação. A posição relativa do Brasil
frente a 13 países está no Relatório
Competitividade 2010, que a Confederação Nacional da Indústria (CNI)
divulgou em dezembro.
O relatório compara as condições
do Brasil com 13 países, selecionados
de acordo com características econômicas, sociais e de participação no
mercado internacional. Os países são:
África do Sul, Argentina, Austrália, Canadá, Chile, China, Colômbia, Coreia do
Sul, Espanha, Índia, México, Polônia e
Rússia. Nesse grupo, o Brasil é o último colocado no quesito disponibilidade e custos de capital, o 12º em infraestrutura e logística e o 13º em carga
tributária.
De acordo com o estudo, o país só
está à frente da África do Sul no quesito ‘disponibilidade e custo da mão de
obra’ e perde para Austrália, Canadá,
Rússia, México, China, Polônia, Espa-
nha, Índia e Coreia. Também está nos
últimos lugares em disponibilidade e
custo do capital, infraestrutura e logística e carga tributária.
Nos fatores macro e microeconômicos que afetam a competitivi-
dade das empresas, o Brasil também ocupa os últimos lugares: é o
14º em volume de investimentos e
em evolução da taxa de câmbio real.
Fica em 10º lugar na atração de investimentos diretos estrangeiros,
em nono lugar em taxa de inflação
e, em oitavo, no quesito dívida bruta
do governo.
76%
Elevada Tributação
55% falta de Mão de Obra Qualificada
40% Elevado Custo de Capital
35% Burocracia para Realizar Negócios
29% Acesso à Tecnologia/Maquinário de Ponta
28% Acesso A Crédito/Garantias
26% Custo da Matéria-Prima Local
perspectiva 2011
feito a respeito dos pontos abordados aqui, continuaremos a ser o
país das oportunidades perdidas”,
conclui Alberto Machado
De vento em popa
O Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação
Naval e Offshore (Sinaval) informou que a indústria naval brasileira fechou o ano de 2010 com
vendas de R$
3,5 bilhões. Para
2011, a previsão
gira em torno de
R$ 8 bilhões. “Há
um horizonte de
planejamento de
dez anos em que
a demanda está dimensionada de
forma clara”, diz Ariovaldo Rocha,
presidente do Sinaval.
De acordo com o sindicato, 269
obras estão hoje em andamento.
Outras 140 foram anunciadas. O
segmento de transporte e produção de petróleo continua liderando
como o principal contratante da
indústria naval brasileira.
“Do lado da demanda da Petrobras, os desafios são relevantes.
A petroleira vai produzir 4,5 milhões de barris de petróleo por dia,
em 2020. Cada sistema offshore
produz entre 100 e 180 mil barris
por dia e serão necessários cerca
de 40 sistemas, cuja implantação
custa cerca de US$ 3 bilhões, cada
um”, avalia. “A demanda de navios e plataformas para atender à
demanda da Petrobras é estimada
em: 200 navios de apoio marítimo
(cinco por sistema de produção);
40 plataformas de produção; e 30
navios petroleiros (Suezmax) para
transporte entre plataformas e terminais na costa.”
Segundo Rocha, o setor continua a produzir encomendas em
contratos assinados em anos anteriores. São esperadas novas contratações de plataformas, navios
de apoio e petroleiros. A entidade
conta com 37 estaleiros associados que estão implementando 269
empreendimentos, sendo 19 plataformas.
Além disso, os contratos anunciados irão somar mais 39 navios
do programa EBN (Empresa Brasileira de Navegação); 30 sondas;
mais 30 navios de apoio, cuja licitação é esperada para este ano;
cerca de 40 novos rebocadores e
balsas de transporte fluvial, totalizando 400 empreendimentos.
Isso sem mencionar a implantação
de 13 novos estaleiros de médio e
Crescimento lento, mas sólido
O crescimento econômico
mundial deverá ser lento este ano,
porém ocorrerá de forma mais
sólida em comparação a 2010. A
conclusão é do Banco Mundial no
estudo ‘Perspectivas Globais para
2011’, que projetou para os países
em desenvolvimento um crescimento de 7% em 2010, 6% em 2011 e
6,1% em 2012.
De acordo com o documento, os
países em desenvolvimento devem
superar o crescimento projetado
para os países mais ricos – 2,8%
em 2010, 2,4% em 2011 e 2,7% em
2012. O Banco Mundial calcula que o
26
TN Petróleo 76
Produto Interno Bruto (PIB) global,
que cresceu 3,9% em 2010, cairá
para 3,3% em 2011.
Para a América Latina e o Caribe, o Banco Mundial estima que o
crescimento deverá atingir, em média, 4% em 2011 e 2012. A maioria
dos países em desenvolvimento, segundo o estudo, teve ganhos no que
se refere ao comércio internacional
em 2010. O PIB, no ano passado,
nesses locais, cresceu em média
5,3%. As perspectivas são positivas,
indicando o fortalecimento dessa
tendência – com um crescimento
médio de 6,5% neste ano e em 2012.
grande porte, que elevará para 50
o total de unidades produtoras de
embarcações.
“O setor precisa de financiamento. A participação do Fundo
de Marinha Mercante (FMM) é
fundamental”, diz. “Já o preço do
aço não é gargalo para a construção naval. A indústria siderúrgica
brasileira e internacional tem capacidade de produção de atender
à demanda. Não temos gargalos e
sim desafios já bem analisados e
diagnosticado pelo Prominp. Entre
esses desafios estão o aumento da
competitividade, a formação de
Recursos Humanos e o aumento do
conteúdo local. E para todos existem soluções em andamento.”
Apoio marítimo
O presidente da Associação
Brasileira das Empresas de Apoio
Marítimo (Abeam), Ronaldo Lima,
afirma que o setor continua a viver
uma fase bastante animadora,
com crescimento constante e
significativo
e muitos investimentos a serem
feitos, atraídos
principalmente pela exploração
das bacias de Campos e Santos
e o início do desenvolvimento da
área do pré-sal.
“O momento é ótimo e as perspectivas excelentes. A indústria
tem um potencial enorme com
o pré-sal. O apoio marítimo terá
certamente importante participação, com grandes desafios. A
perspectiva é de crescimento do
número de embarcações estimado
em mais de 500 para os próximos
dez anos”, comemora. “O principal gargalo, hoje, é a formação de
recursos humanos para tripular as
embarcações. Outro seria estaleiros
disponíveis para reparo e docagem
de embarcações.”
Nova era no setor de dutos
O crescimento da produção de petróleo e gás exigirá maior escoamento e distribuição. O país conta hoje com uma rede de cerca
de 22 mil km de dutos em operação. Esse número deve crescer,
levando em consideração que deveremos alcançar algo em torno
de 3,9 milhões de barris por dia em 2020.
P
ara Raimar van den Bylaardt, presidente do Conselho Executivo do Centro de
Tecnologia em Dutos (CTDUT),
o setor dutoviário tem um “dever
de casa” que deverá monopolizar as discussões operacionais
neste ano: adequar a sua gestão
de segurança operacional dos
dutos terrestres ao novo Regulamento Técnico n. 2/2011 da ANP
– Regulamento Técnico de Dutos
Terrestres para Movimentação
de Petróleo, Derivados e Gás
Natural (RTDT) –, publicado em
03/02/2011.
Ele lembra a palestra sobre o
Programa de Segurança Operacional de Instalações de Transporte de Petróleo, seus Derivados e
Gás Natural, apresentada durante
uma reunião da Comissão de
Dutos do Instituto Brasileiro de
Petróleo, Gás e Biocombustíveis
(IBP), em agosto de 2005, na ANP.
Nesse evento foi destacada a
necessidade de elaboração de um
modelo de segurança operacional
para as instalações de transporte
dutoviário, chamando a atenção
para o fato de o sucesso de suas
ações depender da contribuição e
participação de todos os agentes
da indústria petrolífera e gasífera
nacional que iriam ter suas atividades reguladas.
Fazendo o dever de casa
Mais tarde, a Comissão de
Dutos do IBP indicou o CTDUT
como entidade independente e
representativa da Comunida-
de de Dutos, para coordenar o
assunto, podendo recorrer aos
seus associados
para equacionar os recursos
necessários à
elaboração da
proposta.
O Acordo
de Cooperação
Técnica que viabilizou o RTDT foi
assinado em dezembro de 2006,
tendo prazo de cinco anos e o
objetivo de desenvolver estudos
e atividades visando auxiliar,
presente e futuramente, o aprimoramento das regulamentações de
competência da ANP em questões
referentes à segurança operacional de instalações para movimentação de petróleo, seus derivados,
gás natural e biocombustíveis.
“Para começar, as empresas
operadoras deverão apresentar
diversos documentos para a ANP,
conforme o artigo 3º do Regulamento, dentre eles a avaliação
preliminar do risco do duto ou
trecho do mesmo, conforme critérios estabelecidos pelo RTDT e
o cronograma para implementação dos requisitos constantes da
nova regulamentação”, explica
Bylaardt “Após alguns anos sem
que tivesse ocorrido alguma
mudança significativa na regulamentação operacional de dutos,
esta certamente veio atender às
expectativas da comunidade,
sempre preocupada com a segurança do transporte dutoviário,
colocando o Brasil em um pata-
mar oficial de controle e segurança comparável com as nações
que possuem grandes extensões
de dutos terrestres”, conclui.
Melhores práticas
O CTDUT contribuiu com os
estudos das melhores práticas
internacionais para gestão da
integridade de dutos e apresentou subsídios para a ANP
na elaboração do Regulamento
Técnico, bem como, juntamente
com a Comissão de Transporte
Dutoviário do IBP, promoveu
diversas discussões com a
comunidade. Agora se prepara
para contribuir com as empresas
operadoras para a interpretação
do RTDT e a implementação de
seus requisitos, com um primeiro workshop sobre o assunto em
24 de março.
Para a comunidade dutoviária, o ano também marca a realização de mais uma Rio Pipeline,
durante os dias 20 a 22 de setembro, no Centro de Convenções
Sul América, no Rio de Janeiro.
“A participação na programação
técnica na Rio Pipeline é fundamental para o desenvolvimento
do setor no Brasil, seja pela
atualização de conhecimentos,
pelas discussões sobre tendências e expectativas da indústria,
seja pela troca de experiências
que propicia”, afirma van den
Bylaardt.
Levando em consideração
o crescimento da indústria de
transporte por dutos, que tem
movimentando, por ano, mais
de US$ 50 bilhões no mundo, o
evento é de extrema importância.
No Brasil, estima-se até 2013,
investimentos na ordem de US$
8 bilhões previstos para projetos
de expansão da malha de dutos.
TN Petróleo 76
27
perspectiva 2011
Foto: Itaipu Binacional
A infraestrutura (ainda)
é o problema
A falta de infraestrutura ainda é um dos grandes problemas do país. Dados do Instituto de
Pesquisa Econômica e Aplicada (Ipea) dão conta que o investimento brasileiro em infraestrutura é pequeno, comparado a outros países como China, Chile, Colômbia e mesmo Índia.
H
á uma grande perspectiva
de aumento de investimento em infraestrutura.
A Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústria de Base
(Abdib) projeta que, para atender
à adequação da infraestrutura
em geral, exige-se investimento
anual de cerca de R$ 160 bilhões,
53% a mais do que o valor realizado em 2009.
Segundo Paulo Godoy, presidente da Associação, a infraestrutura deve
estar na pauta
de prioridades
do novo governo. “Nenhuma
nação conseguiu atingir
patamares de
28
TN Petróleo 76
desenvolvimento econômico sem
investimento maciço em energia,
transportes, saneamento básico e
telecomunicações”, diz. “O Brasil
precisa acelerar investimentos e
contar com a variedade de fontes
de recursos, públicas e privadas,
para prover acesso e atendimento a serviços de infraestrutura
com qualidade e em quantidade
suficiente.”
Para a Abdib, uma das mais
importantes ações é disponibilizar financiamento e instrumentos
de garantia de longo prazo em
condições competitivas e volume
suficiente. “A agenda positiva da
infraestrutura remete também à
necessidade de o Brasil consolidar o ambiente regulatório, com
regras claras, estáveis e atrativas
aos investidores, com segurança
jurídica e agências reguladoras
eficientes, independentes e autônomas”, diz.
Mão de obra
Por outro lado, persiste o problema da mão de obra – problema
histórico no Brasil –, caracterizado tanto pela necessidade de
aumentar os efetivos para fazer
frente aos novos empreendimentos, quanto de ampliação da qualificação profissional. Estimativas
do governo indicam que é preciso
treinar 212 mil pessoas de 2010 a
2014 para atender ao crescimento
da demanda da Petrobras prevista
para o período.
A conta, feita pelo Programa
de Mobilização da Indústria
esperanças movidas a petróleo
Nacional do Petróleo (Prominp)
pode ser considerada até mesmo
conservadora, já que não leva
em conta a demanda por esta
mão de obra especializada entre
outras petroleiras nacionais e
estrangeiras que devem aumentar suas atividades no país nos
próximos anos.
Para Alessandra Simões, da
Fesa, o problema de mão de obra
do Brasil apresenta de forma
macro duas dificuldades: uma
relacionada a
volume e outra
a qualificação.
“No que tange
o volume, o Brasil tem diversos
indicadores que apontam uma
escassez de mão de obra não vista
no país pelo menos nos últimos
30 anos”, diz.
E esta escassez não está
centralizada por região nem
por função, ou seja, existe uma
demanda por profissionais de
diversas formações em regiões
que até pouco tempo viviam um
grande êxodo de mão de obra,
como por exemplo a Amazônia.
“Isso torna o problema em certas
regiões um pouco mais agudo,
desafiando assim os gestores não
só na formação, mas atração e
retenção desses profissionais”,
avalia Alessandra Simões.
“Quando abordamos o tema
pela ótica de qualificação, o cenário não é melhor. Muito se deve a
termos vividos anos em recessão,
quando a engenharia era sinônimo de potencial desemprego ou
estagnação de carreira”, explica.
“As estruturas organizacionais
vigentes não contemplavam, na
sua maioria, a preparação de
sucessores ou profissionais com
aptidões gerenciais. Nesse contexto, faltam jovens gestores para
assumir as posições mais promis-
soras dentro dos atuais projetos
e desafios do pré-sal e PAC.”
Outra questão que torna essa
escassez ainda mais crítica é o
montante envolvido nos atuais
projetos, a ordem de grandeza
chega às vezes a ser o dobro, ou
triplo, dos usualmente executados
no passado. “Tendo como premissa profissionais com experiência
nesse tamanho de projeto, a
oferta de mão de obra fica mais
escassa ainda”, pontua ela.
Nesse cenário de escassez
de mão de obra e abundância de
oportunidades, o mercado começa a reagir de diferentes formas.
As mais usuais são: aumento na
oferta de programas trainee, programas de trainee executivos e
também, dependendo da posição,
a busca desse profissional em
outra área da cadeia produtiva
ou até mesmo em setor diferente.
Outro movimento que tem
facilitado um pouco a vida dos
gestores no Brasil é a inversão
do fluxo de mão de obra. No passado viu-se o fluxo de brasileiros
saindo do país, buscando boas
oportunidades fora. Hoje, por
conta do volume de investimento
e da taxa do câmbio, existe um
grande interesse de os brasileiros
residentes lá fora retornarem ao
país, assim como de estrangeiros
fixarem residência no Brasil.
“Em linhas gerais, a solução é
simples: craque se forma em casa.
As empresas precisam entender e
acreditar no futuro do país, assim
como investir não apenas na geração atual, mas também nas que
estão por vir”, conclui.
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Inovação tecnológica
fôrmas
No que diz respeito à pesquisa
e desenvolvimento tecnológico, a
primeira grande notícia desde início de ano foi o indício da transformação gradual da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep)
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Petróleo 76 29
perspectiva 2011
Brasil: investimentos em infraestrutura (em R$ bilhões correntes)
2003
2004
2005
8,73
11,05
9,94
9,69
12,18
15,60
16,29
83,47
71,91
21,99
9,69
8,02
13,30
14,21
12,41
12,46
92,09
46,34
Transporte rodoviário
5,87
5,53
3,86
5,40
6,74
8,67
9,36
45,43
24,08
Transporte ferroviário
0,82
0,72
1,11
1,90
3,24
2,53
2,74
13,06
8,26
Aeroportuário
0,46
0,58
0,57
0,55
0,74
0,89
0,57
4,36
2,43
Portos
(inclusive docas)
0,33
0,44
0,20
0,44
0,50
0,58
0,72
3,21
1,18
Hidrovias
0,20
0,09
0,05
0,08
0,10
0,11
0,13
0,77
0,61
Saneamento
4,82
4,43
3,74
4,46
6,44
8,28
9,76
41,92
28,34
Total
43,22
32,54
27,48
35,82
44,15
49,07
51,03
284,31
183,14
PIB nominal
1.302
1.477
1.699
1.941
2.147
2.322
2.558
13,446
8.386
3,32
2,20
1,62
1,85
2,06
2,11
2,03
2,11
2,18
Telecomunicações
Investimento/PIB (%)
2007
Total
2008-2010
2002
Energia elétrica
2006
Total
2001-2007
2001
Foto:Sérgio Coelho/CODESP
Foto: Banco de Imagens Keystone
Fonte: Ipea
em uma espécie de ‘BNDES da
inovação’.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) pretende dobrar o
volume de crédito da Finep para
pesquisa e desenvolvimento nas
empresas até 2014. A expectativa
é desembolsar, em média, R$ 2
bilhões por ano, demandando
R$ 4 bilhões adicionais ao atual
orçamento da Finep em quatro
anos.
No ano passado, a execução
de recursos do Fundo Nacional
de Desenvolvimento Científico
e Tecnológico (FNDCT) pela
Finep alcançou R$ 3,1 bilhões,
30
TN Petróleo 76
a maior parte para subvenções a
pesquisas. Os empréstimos para
projetos de empresas somaram
R$ 1,21 bilhão, dez vezes mais
do que em 2002.
“Esse processo de capitalização da Finep precisa continuar, duplicando a capacidade
de crédito em
quatro anos
para aumentar
o número de
empresas que
são apoiadas
para inovar ”,
disse Glauco Arbix, novo presidente da
instituição, que tomou posse
em janeiro. Sociólogo, expresidente do Ipea e professor
da USP, Arbix substituiu Luiz
Manuel Fernandes, que estava
à frente da Finep desde junho
de 2007.
A condição de banco de
fomento daria à Finep mais
instrumentos de captação de
recursos, assim como protegeria
a instituição de contingenciamentos. Por outro lado, frente à
dificuldade de medir o risco das
operações de financiamento a
inovação demandaria exigências mais brandas em relação
à exposição da instituição. “No
Brasil, não há nada parecido”,
disse, em entrevista coletiva.
Arbix considera que também a
forma de capitalização da Finep,
que acompanharia a mudança do
perfil institucional da agência,
ainda não foi definida. Poderia
ser feita por meio de aportes do
Tesouro Nacional ou via captação no mercado.
esperanças movidas a petróleo
Investimentos em infraestrutura: países selecionados (em % do PIB)
Brasil
Chile
Colômbia
Índia
China
Vietnã
Tailândia
Filipinas
Total
2008-2010
Ano/período
2007
2001
2001
2006-2007
2003
2003
2003
2003
71,91
% do PIB
2,03
6,2
5,8
5,63
7,3
9,9
15,4
3,6
46,34
Fonte: Ipea
No discurso de posse, Arbix
afirmou que a Finep já precisa
de mais recursos este ano para
dar conta do aumento da demanda por projetos. Depois, explicou
que, mesmo que a contenção
fiscal do governo impeça o objetivo de dobrar as liberações de
crédito este ano, espera compensações nos anos seguintes.
Sustentabilidade ambiental
Por outro lado, o Ministério do
Meio Ambiente (MMA) anunciou
em janeiro regras mais rígidas
para liberação de licenças am-
bientais para o
setor. “Isso é resultado de cinco
anos de discussão e estudos
com base na
consulta a órgão
estaduais, técnicos e do Ibama”, disse a ministra
de Meio Ambiente, Izabella
Teixeira a jornalistas na sede do
BNDES, no Rio de Janeiro.
Segundo a ministra, as regras
já passariam a valer para as
novas rodadas de licitação de
blocos dentro e fora da região
do pré-sal e para os leilões do
governo previstos para este ano,
sendo um com áreas fora da
região pré-sal (Décima Primeira
Rodada) e outro com blocos na
cobiçada nova fronteira.
Izabella Teixeira classificou
as novas regras como “medidas
de modernização das licenças”
ambientais concedidas no Brasil.
“É mais rigoroso, mais minucioso,
com custos reais mais efetivos e
práticas ambientais mais sustentáveis, sem trabalhar com o lixo
da burocracia existente na área
ambiental desse país”, avaliou.
perspectiva 2011
Petrobras: a meta é manter o ritmo de crescimento
C
om uma produção total de
petróleo e gás natural atingindo a média diária de 2,58
milhões de barris de óleo equivalente (petróleo e gás) e um volume
2,3% superior aos 2,52 milhões de
barris de óleo equivalente produzidos em média ao longo de 2009, a
Petrobras espera manter o mesmo
ritmo de crescimento dos últimos
anos e ter uma alta de 3,5% e 4% na
produção de óleo e gás em 2011.
Tupi, na Bacia de Santos, tem
previsão de produzir em média 50
mil barris por dia em 2011, devendo atingir um pico de 70 mil barris
por dia até o final do próximo ano,
com possibilidade de chegar a 75
mil barris. A unidade deve atingir
sua capacidade máxima de 100 mil
barris por dia em 2012.
No início de janeiro, a Petrobras
informou que as reservas provadas
pelo critério SPE atingiram 15,283
bilhões de barris de óleo equivalente, alta de 7,5% em relação a 2009.
Pelo mesmo critério, a relação reservas/produção ficou em 18,4 anos.
Pelo critério da Securitie Exchange Comission (SEC), as reservas subiram para 12,7 bilhões
de boe, alta de 5% contra o ano
anterior. O tempo de produção
com as atuais reservas seria de
14,7 anos.
De acordo com o relatório divulgado pelo Merrill Lynch, o crescimento da Petrobras é bem superior
ao dos seus concorrentes, levando
em consideração os grandes volumes para serem incorporados nos
próximos anos.
Enquanto em 2009 a estatal
incorporou apenas 182 milhões
de boe da região do pré-sal, este
ano foram incorporados 1,281 bilhão de boe.
O banco lembra que em 10-15
anos a produção da Petrobras vai
dobrar, com forte contribuição do
pré-sal, e por isso mantém a recomendação de compra.
A Petrobras está revisando
um ousado plano de negócios
de 224 bilhões de dólares em
cinco anos. Em 2010, realizou
com sucesso uma capitalização
de 120 bilhões de reais, o que
melhorou seu endividamento.
A revisão do plano de negócios
2011-2015 da companhia está
previsto para ser divulgado no
segundo trimestre do ano.
Novas plataformas: quadro das encomendas (2010)
Campo
P‐55 semissub
Roncador | BC
Total
–
EAS/Quip
1.600
P‐56 semissub
Marlim | BC
Total
–
BrasFels/Technip
1.200
P‐57 FPSO
Jubarte | BES
Módulos
Casco
BrasFels/SBM ‐ Keppel Fels
nd
P-58 FPSO
Baleia Azul | BES
Módulos
Casco
Em licitação – casco
Keppel Fels Cingapura
nd
P‐61 TLP
Papa-Terra | BC
Total
Floatec (Keppel Fels
+ RJ Mc Dermott)
1.100
P‐62 FPSO
Roncador | BC
Casco
Jurong (ES)/Jurong Cingapura
94 (casco)
FPSO Cidade de Santos
Uruguá | BS
Total
Modec – aluguel
nd
P‐63 FPSO
Papa-Terra | BC
Casco
Quip/BW Noruega
1.300
FPSO Cidade de
Angra dos Reis
Tupi | BS
–
Total
Modec – aluguel
nd
FPSO Cidade
de Paraty
Tupi Nordeste | BS
Integração
módulos
Brasfels
Casco
Schahin/Modec e SBM/Queiroz
Galvão Conversão do casco
Keppel Fels – Cingapura
nd
FPSO Cidade
de São Paulo
Guará | BS
Integração
módulos
Casco
Schahin/Modec e SBM/
Queiroz Galvão
nd
Cascos de
FPSO – 08
Pré-sal | BS
Total –
módulos a
licitar
Ecovix – Rio Grande (RS)
nd
32
TN Petróleo 76
Brasil
–
Módulos
–
Módulos
Internacional
–
Construção
Valor
(US$ milhões)
Plataformas
esperanças movidas a petróleo
TN Petróleo 76
33
perspectiva 2011
A oportunidade de avançar
Para muitas empresas o ano de 2011 começou com o pé direito. A grande aposta é o
aquecimento do mercado com o incremento das atividades offshore na costa brasileira
e as demandas da Petrobras na área do pré-sal.
34
TN Petróleo 76
Foto: Cortesia Wärtsilä
P
ara Elon Guimarães, diretor
da unidade de negócios de
Óleo e Gás, Química e Petroquímica da Progen, empresa de
engenharia consultiva, gerenciamento e implantação de projetos
industriais, o papel da industria
de O&G nos próximos anos será
fundamental.
“Caberá a ela uma boa parcela
de contribuição no campo da qualificação de profissionais, no desenvolvimento de tecnologias e, principalmente, na questão da elevação dos
índices de conteúdo local”, avalia.
“Com certeza veremos nos próximos
anos grande avanço do Brasil em
diversas áreas, e a indústria de petróleo será um dos vetores positivos
nesse desenvolvimento.”
Com tecnologia 100% nacional,
a Metalcoating aposta na consolidação dos revestimentos orgânicos
anticorrosivos. A tecnologia tem
tido um uso crescente na Petrobras
para a proteção interna de tubulares, válvulas, filtros, bombas, peças
e acessórios metálicos.
“O ano de 2011 consolidará a
atuação da Metalcoating no Brasil
através da participação em diversos
empreendimentos no segmento de
óleo & gás que estão sendo capitaneados pela Petrobras e que mobilizam toda a cadeia de suprimentos
do setor ”, destaca Gilson Gama,
gerente comercial da empresa.
“Começamos o ano com o pé
direito, com a revalidação do nosso
SGI - Sistema de Gestão Integrado
(ISO 9001:2008, ISO 14001:2004
e OHSAS 18001:2007) e estamos
inseridos na ET-200.03 da Petrobras, o que demonstra o reconhecimento da área de engenharia da
Petrobras-E&P com a qualidade dos
nossos serviços”, enumera. “Este,
certamente, será um bom ano”.
Para Luis Barcellos, gerente geral da área de Ship Power da Wärtsilä Brasil, as perspectivas para
2011 são excelentes. “O mercado
está bastante aquecido devido à
demanda do pré-sal. Recentemente
a Petrobras lançou o edital para
afretamento de novos barcos de
apoio offshore, além de anunciar
a contratação para construção e
afretamento do primeiro lote de
sete sondas a serem construídas
no Brasil”, contabiliza.
Barcellos lembra que, historicamente a indústria
do petróleo vem
impulsionando o
desenvolvimento
tecnológico. “No
entanto, este desenvolvimento
não se limita a
área técnica, pois qualidade, segurança, meio ambiente e a própria
economia também acompanham
as demandas da indústria do petróleo.”
“Estamos com vários projetos
em andamento, entre eles a mudança da base de serviços para
uma nova área de 6.000 m, que
será utilizada para reparo, assistência técnica, etc”, conta. Estamos
bastante otimistas pois a Wärtsilä
tem um amplo portfólio de produtos, além de experiência e capacidade de prover soluções técnicas
específicas para as necessidades
de cada projeto.
Produção local garantida
Líder global em especialidades
químicas, a Clariant Oil & Services
tem grandes expectativas quanto às
suas operações no Brasil, onde já
se posiciona de forma diferenciada
por seu conteúdo local: suas unidades fabris estão aptas a atender o
aumento da demanda por químicos
de exploração e produção.
Foto: Agência Petrobras
Foto: Divulgação
doméstico. “Esta é uma vantagem competitiva no país diante
da expectativa de crescimento da
demanda e das exigências crescentes por conteúdo local”.
Setor naval espera crescer
ainda mais em 2011
Ilustração P-55: Agência Petrobras
A empresa suíça, que possui
11 contratos com a Petrobras no
segmento de químicos para as plataformas offshore, há dois anos vem
desenvolvendo produtos voltados
para o pré-sal. Em dezembro, fechou o primeiro para a região do
pré-sal, referente ao FPSO Capixaba, que está operando no Parque
das Baleias, no litoral do Espírito
Santo.
O incremento das atividades
offshore na costa brasileira, nas
áreas do pré-sal, irá demandar um
grande volume de produtos químicos, tanto nas etapas exploratórias,
quanto na fase de produção, impondo novos desafios à cadeia de
fornecedores dessas especialidades, que vão desde fluidos de perfuração a agentes antiespumantes
e inibidores de corrosão.
“Ciente das necessidades da
Petrobras já aumentamos nossa
capacidade produtiva para atender às demandas
dela, quando estiver produzindo
quatro milhões
de bar ris, em
2020”, afirma o
vice-presidente da Unidade de Negócios Oil & Mining Services para
a América Latina, Carlos Tooge.
A expectativa da indústria química é que a demanda dobre nesses primeiros anos, quando será
maior a atividade exploratória, que
utiliza produtos químicos na perfuração, completação e estimulação
de poços. Segundo o executivo, a
demanda será ainda maior a partir
de 2012, quando forem iniciadas
as operações dos diversos testes
de longa duração (TLDs), projetospilotos e novas unidades previstas
para o desenvolvimento de campos
do polo pré-sal.
Os investimentos foram destinados especialmente para a unidade industrial instalada em Suzano,
no interior de São Paulo, hoje a
segunda maior fábrica da Clariant
no mundo. No Brasil, a companhia
ainda possui plantas em Resende e
Duque de Caxias, no estado do Rio
de Janeiro, além de uma unidade
de apoio logístico em Macaé.
O executivo afirma que está
pronto para atender às exigências do conteúdo nacional nos
contratos futuros da Petrobras.
A empresa é uma das poucas do
setor com capacidade produtiva
local, já que seu parque industrial
responde atualmente por cerca de
90% dos produtos comercializados pela companhia no mercado
Com a expansão mundial do
transporte marítimo, 2011 inicia
em ritmo acelerado para o setor.
Até o final de 2015 os estaleiros
nacionais deverão fazer a entrega de 49 navios para atender o
Promef – Programa de Modernização e expansão da Frota da
Transpetro.
“O mercado naval é muito
exigente. São produções enormes, que demandam alta tecnologia, tempo
e mão de obra
profissional.
O investimento
em tecnologia
deve ser prioritário, elevando
ainda mais o nível de exigência do mercado”, afirma Adauto Riva, gerente técnico
e de produtos da Renner Protective
Coatings, fabricante de tintas de
alta resistência à corrosão.
Em 2010, a empresa realizou
a manutenção dos módulos da
Plataforma P-55, e de plataformas
na Bacia de Campos e Macaé,
dentre outras.
TN Petróleo 76
35
perspectiva 2011
Indústria de óleo e gás se movimenta
e novos contratos são formalizados
O ano de 2011 começou com vários contratos sendo fechados entre as
empresas de petróleo, principalmente a Petrobras, que continua seu processo
de investimentos em refinarias e equipamentos para exploração e produção de
por Rodrigo Miguez
petróleo e gás nas bacias de Campos e Santos.
36
TN Petróleo 76
civil do pátio e suas edificações e
montagem dos equipamentos do
pátio. A UCR é a unidade responsável pela conversão em diesel de
70% da carga a ser processada na
Refinaria Abreu e Lima.
Quem também firmou acordos
comerciais foi a GE Oil & Gás.
A empresa assinou dois novos contratos no valor de US$ 50 milhões,
que compreende o fornecimento de
171 sistemas de cabeças de poço
submarino e ferramentas de instalação para a Petrobras. O equipamento será utilizado nos projetos
da Petrobras nas bacias de Campos
e de Santos.
Já a Odebrecht Óleo e Gás
(OOG) assinou dois novos contratos de Montagem e Manutenção
(M&M) para o campo de Peregrino,
na Bacia de Campos (RJ). A partir
deste projeto, a OOG atenderá às
empresas Statoil Brasil e Maersk
FPSOs Brasil.
Os contratos, de cerca de US$
60 milhões, abrangem as áreas de
engenharia, planejamento, suprimentos, fabricação, montagem e
manutenção, envolvendo as disciplinas de estrutura, tubulação,
equipamentos, elétrica, instrumentação e comissionamento.
O período de duração dos contratos
entre a OOG e as duas companhias
será de quatro anos.
O Estaleiro Atlântico Sul (EAS)
venceu a licitação para a construção
de sete navios-sonda da Petrobras.
O preço final foi de US$ 4,6 bilhões
(em torno de US$ 662 milhões por
sonda). “Estamos muito contentes
com essa notícia. A nova encomenda reforça a nossa posição e garante
a continuidade da nossa indústria
no país”, comemora o presidente
do EAS, Angelo Bellelis.
O resultado da licitação dos navios-sonda foi anunciado no dia 11
de fevereiro. Esse
primeiro pacote
integra um total
de 28 unidades
de per furação
marítima, para
atendimento ao
programa de perfuração de longo prazo da Petrobras.
As sondas serão utilizadas prioritariamente em poços no pré-sal.
Foto: Agência Petrobras
Foto: Bia Cardoso
N
o início do ano, a estatal assinou o contrato para a construção da nova Unidade de
Hidrotratamento de Diesel (HDT
II) e da nova Unidade de Geração
de Hidrogênio (UGH II), na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap),
em Canoas (RS). A HDT II terá
capacidade para tratar 6.000 m³/dia
de diesel com baixo teor de enxofre (10 ppm), contribuindo para o
atendimento à legislação ambiental
e para a melhoria da qualidade do
ar. Já a UGH II terá capacidade
para produzir 1.250.000 Nm³/dia
de hidrogênio, com pureza de 99%,
tendo como diferencial a possibilidade de carga com gás natural,
gás de refinaria, butanos e nafta.
A obra terá duração de três anos,
com um índice de nacionalização
superior a 70%.
Outro importante contrato firmado pela estatal foi para as obras de
engenharia, suprimento e construção
(EPC) do Sistema de Manuseio de
Coque (pátio de coque) da Refinaria
Abreu e Lima, em Pernambuco, um
dos principais empreendimentos da
Petrobras no plano de investimentos
da companhia até 2014.
O acordo feito com as empresas
Fidens Engenharia e Milplan Engenharia Construção e Montagens
prevê o projeto do sistema de manuseio de coque; fornecimento de
equipamentos (semipórticos, trituradores, transportadores de correia,
retomadoras, sistema de carregamento de caminhões e sistema de
pesagem e faturamento); construção
CALL FOR PAPERS CLOSES MARCH 2011
The 20th World Petroleum Congress
First for the Middle East – 4-8 December 2011,
Doha, Qatar.
Qatar: Energy supplier to the world
20th WPC Call for Papers
Submit your Abstract now at
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and join 500 Industry Leaders on the Speakers’ Panel
Your chance to present a Paper or Poster to over
4,000 Delegates at the 20th WPC
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PLATINUM SPONSORS
GOLD SPONSORS AND OFFICIAL PARTNERS
SILVER SPONSORS
TN Petróleo 76
37
gás natural
O gás
e a transição
energética do Brasil
O Brasil está indo contra a corrente mundial no setor de gás natural.
Enquanto o mundo passa por um excesso na oferta de gás e barateia o
valor desse combustível, no Brasil acontece o inverso. Além disso, o mais
limpo dos combustíveis fósseis é considerado o melhor combustível para
fazer a transição da matriz energética mundial para uma matriz mais limpa,
reduzindo a emissão de gases. Atualmente, as fontes renováveis e o gás
natural respondem por 56% da matriz nacional.
por Maria Fernanda Romero
38
TN Petróleo 76
Foto: Nelson Chinalia, Agência Petrobras
O
cresci mento da
economia, aliado à
forte demanda por
energia elétrica, fez
com que o consumo
brasileiro de gás natural voltasse a subir em 2010 e
batesse recordes históricos, superando os volumes anteriores à crise
econômica. A média de gás natural
entregue pela Petrobras em setembro (até dia 14) foi de 77,6 milhões
de m³ por dia, 71% superior ao volume registrado em igual mês do
ano passado, que foi de 45,6 mi-
lhões de m³ por dia. Em setembro
de 2008, o consumo havia sido de
59,3 milhões de m³ por dia.
O ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustível (ANP), Victor Martins,
informou que em
agosto foram
produzidos 62,5
milhões de gás
natural diariamente. Segundo
a diretora de gás e
energia da Petrobras, Maria das
Graças Foster, o
crescimento do
consumo de gás
poderá ser tranquilamente atendido pela Petrobras, q ue tem
projetos novos entrando em operação
no próximo ano, como o campo de
Mexilhão, na Bacia de Santos: “O suprimento para todo esse crescimento
da demanda não nos preocupa.”
De acordo com a executiva,
atualmente, a produção nacional
de gás é de 63,5 milhões de m³,
com uma extensão de 9.634 km de
gasodutos. “Só de 2007 para cá,
construímos 3.600 km. Um crescimento forte e necessário nesses
últimos anos”, ressaltou ela, afirmando ainda que o investimento
no setor até 2014 será de US$ 17,6
bilhões. Cerca de metade do gás
consumido em setembro foi para
a geração de energia nas termelétricas, a fim de poupar os reservatórios das hidrelétricas no período
da seca. As térmicas chegaram a
gerar o recorde de 6,5 mil megawatts médios neste mês.
Mesmo fornecendo um cenário
otimista, a diretora da Petrobras
destacou a lentidão das autoridades
na concessão de licenças ambientais para a construção de gasodutos
e unidades de compreensão. De
acordo com Foster, algumas unida-
des da estatal estão sofrendo uma
demora de quatro anos para a liberação das obras. “O setor de gás
cresceu 9,2% em 20 anos. Temos
que projetar o futuro. O país está
em franca expansão e a demanda
é rigorosa. Posso afirmar que estamos felizes em conseguir atender
os diversos setores”, afirmou.
Novas reservas
O plano de investimentos da
Petrobras para a área de gás e
energia prevê aportes de US$ 17,6
bilhões para poder atender a um
consumo previsto de gás natural
de 136 milhões de m³ por dia, em
2014. Para 2020, a previsão é de
201 milhões de m³ por dia. Segundo pesquisa da consultoria internacional IHS Cera, o Brasil foi o
quinto país em que houve mais
acréscimos às reservas provadas
de gás natural com novas descobertas. De acordo com Michael
Stoppard, diretor da empresa, o
Brasil caminha para a autossuficiência em gás natural também.
Na opinião do presidente da Gas
Energy, Marco Tavares, apesar deste cenário, ele ainda vê a indústria
brasileira como imatura. “Do ponto
de vista de demanda, estamos em
uma situação péssima. A demanda
de gás natural no país é praticamente a mesma que em 2007. Vemos que
não evoluímos nos últimos três anos
como o mundo”, aponta.
Tavares indica que o preço do
gás nacional está hoje quase o triplo
da cotação no mercado internacional e considera o alto valor cobrado
pela Petrobras como o principal
empecilho para o desenvolvimento
da indústria nacional de gás. O executivo afirma que o gás produzido
no Brasil está chegando às distribuidoras a US$ 10,50 por milhão
de BTU, contra os US$ 3,8 vigentes
nos Estados Unidos.
“O gás natural no Brasil é 30%
mais caro que na Bolívia, o que nos
TN Petróleo 76
39
gás natural
Infraestrutura de produção e
movimentação de gás natural
Malha dutoviária do Brasil
Gasodutos da Transpetro: 7.013,10 km
Expansões previstas até 2011: 127 km
Obs.: Atualmente o Brasil ocupa a 16ª posição
no ranking mundial. O país tem malha dutoviária inferior até mesmo a de países com
extensão territorial menor, como México (40
mil km), Argentina (38 mil) e Austrália (32
mil), e está distante dos mais de 400 mil km
dos norte-americanos e dos 800 mil km de
dutos existentes na União Europeia.
faz concluir que ele não consegue
competir com os outros combustíveis. O gás boliviano viaja 4.000
km para chegar ao Brasil e custa
apenas US$ 7,50”, justificou. Ele
afirmou também que o Brasil vai
precisar encontrar uma solução
para produzir o gás associado
do pré-sal, já que a ANP não vai
permitir que haja queima de gás
nessas áreas.
De acordo com Tavares, o país
terá uma super oferta de gás natural da ordem de 200 milhões de
m³/dia a partir de 2020. O novo
cenário, que representa salto para
40
TN Petróleo 76
Fonte: Transpetro e ANP, 2009
um patamar de três a quatro vezes superior ao atual, exigirá uma
nova política para o gás no Brasil.
“É preciso mudar essa cultura de
cobrar caro pelo gás e não colocar
o gás no mercado como uma estratégia”, afirmou.
“Chegou o momento de o país
começar a discutir um Programa
Nacional de Gás Natural. Com o
pré-sal vamos precisar de uma política, e exportar gás não é política.
É melhor vender esse gás produzido
no pré-sal para o mercado interno
do que exportar a preços baixos”,
declarou o presidente do conselho
de administração da Gas Energy,
que ainda chamou a atenção para
a necessidade de revisão da regulamentação atual do país.
Tavares defendeu uma política
de indução do gás e acredita que o
desenvolvimento mais viável para
a introdução do excedente de gás
no país é através de um modelo
baseado em terminais de GNL
na costa com termelétricas âncoras. “O gás natural sempre foi um
combustível complementar, mas
daqui para a frente teremos que ter
uma política, porque exportar não
é política”, afirmou. Segundo ele,
o gás e a transição energética do brasil
com um preço de gás no mundo
na ordem de US$ 4/MMBTU, será
possível desenvolver uma matriz
elétrica à base de gás.
Apesar dos elevados custos de
produção e escoamento, o aspecto
econômico não será preponderante,
visto que o gás natural do pré-sal é
do tipo associado, que não pode deixar de ser produzido para não parar
a produção de petróleo. Segundo Tavares, o cenário de preços baixos no
mercado internacional vai empurrar
o excedente para o mercado interno.
“Não há hipótese de queimar 70 milhões de m³/d”, afirmou.
Lei do gás
A lei do gás está gerando grande expectativa entre os representantes do governo. Nesse caminho, a diretora do departamento
de gás natural do Ministério de
Minas e Energia, Symone Araújo,
ressaltou que a lei será um marco
para o setor, e trará avanços para
as especificidades do mercado.
“Não tenho dúvidas de que essa
regulamentação trará inúmeros
benefícios e transformará o setor
de gás equilibrado e acessível”,
afirmou durante a Rio Oil & Gas,
realizada em setembro.
Paulo Pedrosa, presidente da
Associação Brasileira de Grandes Consumidores Industriais de
Energia e de Consumidores Livres
(Abrace), acredita que o mercado
atual de gás é complexo e pouco
transparente, não permitindo um
planejamento dos consumidores.
“Nós, consumidores, esperamos
que o produto chegue com um preço acessível e nos passe segurança.
Precisamos de um setor mais competitivo”, ressaltou Pedrosa.
De acordo com o executivo, é
urgente a regulamentação da Lei
do Gás e a definição das normas
complementares e instruções necessárias à sua efetiva implementação. “A Abrace recomenda ainda a implantação de uma política
nacional para o gás natural que
priorize o aumento da sua competitividade e a instituição de um
planejamento integrado dos setores
elétrico e de gás natural”, explicou
o executivo.
Ele fez questão de deixar claro
que sua posição não era de críticas
à Petrobras. “Todos nós apostamos
nessa empresa. Apenas não concordamos com a maneira como ela monopoliza o setor. Eles estão envolvidos 100% na exploração, produção,
processamento e transporte. Assim
não há competitividade e atrapalha
o planejamento do consumidor”,
afirmou Paulo Pedrosa.
A regulamentação da lei do gás
deverá ser concluída em outubro.
Segundo o ministro de Minas e
Energia, Márcio Zimmermann, resta
ainda definir o modelo de renovação
das concessões de distribuição de
gás natural para que o documento seja encaminhado ao presidente
Luiz Inácio Lula da Silva.
De acordo com o secretário de
petróleo, gás natural e combustíveis renováveis do Ministério de
Minas e Energia, Marco Antônio
Almeida, depois da regulamenta-
Presidente da ALGNV defende o uso de combustíveis menos poluentes
O coordenador do Comitê de Gás
Natural Veicular (GNV) do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) e presidente da Associação Latino-Americana
de Gás Natural Veicular (ALGNV), Rosalino Fernandes, defendeu durante a
Rio Oil & Gas 2010, a necessidade de
uma política de transporte e energia no
país que privilegie combustíveis menos
poluentes.
Embora o número de veículos produzidos no país venha batendo recordes
sucessivos – entre janeiro e agosto de
2010 foram fabricados 2,4 milhões – as
conversões de automóveis ao GNV diminuíram. Até o fim de julho deste ano, a
frota a GNV no Brasil somava 1.650.147
veículos. Para Fernandes, o número é
reduzido em relação à frota total de cerca de 61 milhões de veículos, considerando ônibus, caminhões, automóveis,
reboques e tratores, ou mesmo à frota
de automóveis, de 35,35 milhões.
O Brasil chegou a ter entre 20 mil e 22
mil veículos convertidos por mês a GNV
há cerca de quatro
anos. Em 2010, o
maior número de
conversões foi registrado em março
passado: três mil
veículos. Segundo
Fernandes, o GNV
está com o preço
mais elevado hoje no país porque o governo não quer vender todo o gás que
produz para ser usado pelo setor automotivo, destinando-o a outras aplicações
como a geração de energia elétrica. “A
conversão de veículos ao GNV não está
acompanhando o crescimento da frota
porque os preços praticados para venda
de gás no Brasil não são competitivos em
relação a outros combustíveis, pois falta
uma política nacional que estabeleça ou
regule os preços desse combustível de
acordo com a realidade brasileira”, diz o
coordenador do Comitê de Gás Natural
Veicular (GNV) do IBP.
Atualmente, grande parte da frota
mundial, de 950 milhões de veículos,
é movida a gasolina ou a óleo diesel.
Esses combustíveis são considerados
altamente poluidores. “A molécula do
diesel tem 12 átomos de carbono e a da
gasolina oito átomos, enquanto o GNV
tem apenas um átomo de carbono e o
álcool, dois”, compara Fernandes.
Embora o etanol também contribua
menos para o aquecimento global, Fernandes considera que seria uma ilusão
pensar que esse tipo de combustível
poderá substituir toda a gasolina e o
diesel. “Para isso, o Brasil teria que se
tornar um imenso canavial”. Como a
cana-de-açúcar não pode ser cultivada em todo o território, ele argumentou
que entre as alternativas em estudo, o
gás natural é a melhor opção.
TN Petróleo 76
41
gás natural
Volumes de gás natural processado e produção de gás natural seco, GLP e C5+,
segundo Unidades de Processamento de Gás Natural - 2009
Volumes de gás natural processado e produção de gás natural seco, GLP e C5+
UPGNs (Unidade da
Federação)
Atalaia – SE3
Bahia – BA4
Produtos obtidos (mil m³)
Gás natural processado
(mil m³)¹
GLP²
C5+ 2
Gás seco¹
1.040.233
166
67
977.776
1.960.094
-
-
1.864.092
5
4.332.013
301
171
3.703.004
Guamaré – RN6
923.065
262
66
837.846
Lagoa Parda – ES7
601.002
10
13
594.002
Lubnor – CE
30.963
-
-
28.301
Pilar – AL
Cabiúnas – RJ
549.961
71
24
526.965
8
Reduc – RJ
833.723
-
-
743.856
RPBC – SP
9
215.619
-
-
213.463
3.670.985
947
127
3.402.343
14.157.658
1.757
467
12.891.650
Urucu – AM10
Total
Fonte: Petrobras/Unidade de Negócios de Gás Natural.
1
Volumes no estado gasoso. 2Volumes no estado líquido. 3Inclui os volumes produzidos nas UPGNs de Atalaia e Carmópolis. O LGN produzido na UPGN de Carmópolis é fracionado em GLP e C5+ na UPGN de Atalaia. 4Inclui os volumes processados nas UPGNs Bahia, Catu e Candeias. O LGN produzidos nestas UPGNs
é fracionado na RLAM e as parcelas GLP e C5+ estão contabilizadas na produção desta refinaria. 5Inclui os volumes processados nas UPCGNs, URLs, URGN e
UPGN de Cabiúnas. O LGN produzido na URGN é fracionado nas UPCGNs. O LGN produzido nas URLs é fracionado na UFL da Reduc e as parcelas GLP e C5+
estão contabilizadas na produção desta refinaria. 6Inclui os volumes produzidos nas UPGNs Guamaré I, II e III. 7Inclui os volumes produzidos na UPGN e DPP
de Lagoa Parda e UPGN, UPCGN e DPP Cacimbas. 8Inclui os volumes processados nas UPGNs Reduc I e II e as parcelas GLP e C5+ estão contabilizadas na
produção da Reduc. 9Esta UGN apenas separa e estabiliza o condensado de linha. 10Inclui os volumes produzidos nas UPGNs Urucu I, II e III.
ção o governo vai elaborar o Plano
de Expansão da malha, em conjunto com a Empresa de Pesquisa
Energética (EPE), que indicará a
necessidade ou não de um leilão
para a construção de gasodutos.
Almeida acredita que o plano
não vai indicar a necessidade de
um leilão nos próximos dois anos e
meio. “Nossa malha cresceu muito,
não só em extensão como também
em capacidade de transporte, e estamos hoje vendo um mercado plenamente abastecido até 2019. Não
estamos com problema de abastecimento”, disse o secretário.
O plano de expansão deverá ser
atualizado anualmente para verificar a necessidade de construção de
gasodutos, ainda mais por causa do
gás que será disponibilizado pelo
pré-sal. “Temos que ver qual será
o mercado. Vamos estudar e ver se
terá ou não mercado”, assinalou
42
TN Petróleo 76
o presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício
Tolmasquim.
Gás não convencional
O gás não convencional (shale gas), especialmente o de xisto,
exige um esforço de exploração e
de tecnologia considerável. Entretanto, nos Estados Unidos, por
exemplo, o recurso transformou
o panorama de energia do país,
levando os preços ao patamar mais
baixo em sete anos.
“Estamos vivendo uma revolução. O gás não convencional está
transformando o negócio da energia em todo o mundo.” Desta forma
o diretor de Energia na América
Latina da IHS Cera, Enrique Sira,
definiu a produção de gás de xisto, um assunto que ganha espaço
nos Estados Unidos, país que nos
últimos três anos tornou-se quase
autossuficiente em gás natural,
principalmente por apostar na produção não convencional.
O executivo caracteriza o produto como “uma virada de jogo” e
aponta que atualmente os EUA têm
capacidade de suprir a demanda
interna por até 20 anos. “Ainda não
estamos na capacidade máxima.
A estimativa é que somente o gás
não convencional atenda a uma
demanda de 75 anos”, disse.
Outro especialista e ex-membro
da Agência Internacional de Energia, Guy Grancis Caruso, citou os
problemas políticos, regime fiscal e
limitações tecnológicas como aspectos que servem como barreiras para
que o gás não convencional chegue
ao resto do mundo. Ele explica que
o produto veio para ficar e a prova
é que já tem impactado de forma
direta projetos relacionados com
o comércio de gás, em particular
o gás e a transição energética do brasil
na cadeia do gás natural liquefeito
(GNL). “Hoje existe uma incerteza
sobre as tendências de preço do gás
natural no mercado. Isso também é
reflexo do gás de xisto”, analisou.
O gás não convencional pode
ser extraído de grande profundidade, das rochas xistosas, das areias
de baixa permeabilidade ou compactas, do metano das camadas de
carvão e dos hidratos de metano,
sendo este provavelmente de elevado impacto ambiental, dado existir,
sobretudo, nas camadas árticas.
O xisto betuminoso é uma fonte
de combustível que, quando submetido a altas temperaturas, produz
um óleo de composição semelhante
à do petróleo. O professor Edmar de
Almeida, do Instituto de Economia
da Universidade Federal do Rio de
Janeiro (IEE/UFRJ) afirmou que
as novas descobertas de gás não
convencional deverão trazer mudanças substanciais no preço do
gás natural e no mercado de GNL.
“O mercado consumidor deverá cair
ainda mais se a produção de shale
gas ganhar escala por todo o mundo
e mantiver em patamares baixos o
preço do energético”, explicou.
GNL
No médio prazo, o cenário de
abundância de gás não convencional no mercado norte-americano
tenderá a manter os preços do Gás
Natural em um patamar reduzido.
A previsão é do engenheiro químico Marcelo Alfradique, autor de
estudo sobre o mercado global do
GNL, em parceria com três colegas
da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) (Marco Radu, Wellington
Campos e Carlos Pacheco).
“Com a demanda enfraquecida e novas fontes de liquefação
que entraram em operação, o
mercado global de GNL passou
de vendedor a favorável ao comprador”, observou o especialista
da EPE, que apresentou o estudo
na sessão técnica “Tendências dos
Mercado Global de GNL”, na Rio
Oil & Gas.
Afetado pela crise econômica
de 2008, o mercado global do GNL
já iniciou no ano passado um tênue
processo de recuperação, mas que
ainda não resultou em aumentos
significativos nos volumes praticados, relatou Alfradique.
O quadro do GNL no Brasil foi
qualificado pelo engenheiro químico como “ainda incipiente, mas
em expansão”. Já há dois terminais
de regaseificação no Brasil – em
Pecém (Ceará), com capacidade
para processar 7 milhões de m³/
dia; e na Baía de Guanabara (RJ),
com 14 milhões m³/dia. “Temos
ainda a sinalização de dois novos
terminais capacitados para processar 14 milhões de m³/dia, com
operação a se iniciar em 2014, e
uma unidade de floating LNG,
para o pré-sal, a partir de 2015”,
concluiu.
Segundo o Sindicato Nacional
das Empresas Distribuidoras de
Gás Liquefeito de Petróleo (Sindigás), o consumo de GLP deverá
crescer 2,5% no fechamento deste
ano em relação aos 6,8 milhões de
toneladas em 2009. O porcentual é
menor do que os 4% de crescimento no primeiro semestre.
Sergio Bandeira de Mello, presidente do Sindigás, acredita que a
crise econômica
contribuiu para
distorcer o porcentual do primeiro semestre
para cima, em
função da baixa
taxa de comparação no ano anterior. Já sobre a
base de comparação do segundo
semestre, a tendência é de manutenção do mesmo porcentual dos
anos anteriores. A participação do
GLP na matriz energética brasileira
está em 3,6%.
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gás natural
Mercado de grandes
perspectivas
O atual equilíbrio entre oferta e demanda é
provavelmente a principal questão para a indústria
mundial de gás.
C
omo resultado da recessão
econômica mundial, a demanda de gás se reduziu em
muitos locais, o que significou uma
pressão sobre os compradores, uma
vez que eles tinham que cumprir
seus compromissos de retirada do
insumo. Alguns especialistas têm
sugerido que isso levará à dissolução da indexação ao petróleo, o
principal mecanismo de precificação nos mercados do gás.
Entretanto, para a britânica
BG, o mercado de gás tende a se
recuperar fortemente. “Nós não
acreditamos em desaceleração e
vemos que a demanda em alguns
mercados de gás começa agora a
se recuperar, sobretudo na Ásia,
e acreditamos que a indexação ao
óleo se manterá, embora possamos
ver alguma evolução nas normas
de indexação”, afirma o presidente
da BG Brasil, Nelson Silva.
De acordo com Nelson, conforme o impacto da recessão econômica seja superado, a demanda voltará a crescer, tornando a
disponibilidade de fornecimento
outra vez um fator crítico em vários locais. O surgimento de Brasil,
China e Índia no cenário global
como mercados internacionais em
44
TN Petróleo 76
Nós não acreditamos
em desaceleração e
vemos que a demanda
em alguns mercados de
gás começa agora a se
recuperar, sobretudo
na Ásia, e acreditamos
que a indexação ao óleo
se manterá, embora
possamos ver alguma
evolução nas normas de
indexação
Nelson Silva,
presidente da BG Brasil
crescimento será, segundo ele, um
elemento chave dessa dinâmica.
O executivo comentou ainda
que com o aumento da idade média
dos trabalhadores, a indústria tem
que tomar consciência da necessidade de atrair profissionais novos,
jovens e qualificados para atuar
como engenheiros, profissionais
da área comercial e gestão. “Caso
contrário, a mão de obra pode
se tornar um gargalo em futuro
não muito distante, exacerbando
qualquer restrição dessa oferta”,
salientou.
Mesmo com o surgimento do
shale gas no mercado mundial,
a BG acredita que o mercado de
gás natural liquefeito (GNL) vai
continuar a ser um setor em forte
crescimento e continuará a impulsionar a globalização da indústria
do gás natural. “O surgimento do
shale gas nos EUA mudou o papel do mercado de GNL no país,
deixando de atuar como motor do
mercado global de GNL e assumindo uma posição de suporte.
No entanto, apesar disso, o mercado americano continua a desempenhar papel importante nessa
indústria, oferecendo acesso ao
armazenamento durante o verão,
sustentando a flexibilidade de destino dos navios e, potencialmente,
até mesmo ofertando gás, já que
alguns proprietários de terminais
consideram o potencial de inverter
o fluxo em suas instalações de importação para que possam produzir
e exportar o GNL”, explica.
Para Nelson, o shale gas só
não se alastrou ainda no Brasil
porque a viabilidade econômica
terceiro trimestre, citando forte
desempenho nas operações com
gás natural liquefeito.
Com relação à lei do gás, Nelson deixa claro que a BG acredita
que esta lei aborda as necessidades do mercado brasileiro de gás
e fornece uma base sólida para o
seu crescimento, no entanto, não
se deve esperar nenhuma mudança significativa na estrutura do
mercado a curto prazo, em função
da exclusividade de dez anos que
será válida para parte significativa da infraestrutura atualmente
instalada.
O executivo explica que no longo prazo, porém, a lei do gás estabelece um arcabouço de mercado
no setor do gás, sobretudo através
de determinação do livre acesso e
da criação do regime de concessão
para os gasodutos de transporte.
Foto: Agência Petrobras
dele nos EUA é auxiliada por um
rápido retorno do investimento,
uma vez que a infraestrutura,
com uma grande rede de gasodutos, permite que o gás chegue
aos clientes com rapidez. “Foram
perfurados mais de um milhão
de poços na porção continental
dos EUA em busca de recursos
convencionais. Este não é o caso
do Brasil, onde até agora o volume de exploração em terra tem
sido muito mais modesto. Atingir
o mesmo grau de conhecimento
no Brasil não é economicamente
viável hoje”, aponta o presidente
da BG.
Em novembro do ano passado, o grupo britânico elevou suas
estimativas para as reservas de
petróleo e gás no Brasil em cerca
de um terço e reportou aumento
de 6,7% em seu lucro líquido do
Mas, conclui: “Ainda há dúvidas,
porém, a respeito de como a Lei do
Gás vai ser posta em prática, já que
mesmo após 20 meses de ter sido
publicada, sua regulamentação
continua pendente.”
Incertezas econômicas devem impactar oferta de gás
O Relatório Global Gas Challenge,
da Ernst & Young, mostra que a incerteza quanto ao nível de demanda futura
de gás e a capacidade de seu atendimento nunca estiveram tão em alta na
pauta de preocupações do setor.
De acordo com o estudo, a Agência Internacional de Energia aponta
que a demanda global por gás deverá crescer 1,5% por ano, até 2030.
No entanto, este crescimento deve
ser influenciado por uma série de
fatores imprevisíveis que resultarão
em reservas de fornecimento insuficientes para o volume de demanda.
“A força e a velocidade da recuperação econômica, os preços do
gás futuro, as políticas de energia
e desenvolvimento e as novas tecnologias também impactarão o nível
de demanda de gás no futuro. Com
as incertezas em relação ao futuro,
a preocupação é que as empresas
sejam muito cautelosas ao investir
em projetos de gás natural e que
esse comportamento resulte em um
abastecimento insuficiente diante da
procura”, explica Carlos Assis, sócio
de consultoria da Ernst & Young.
Os maiores níveis de crescimento de demanda de gás estão previstos, principalmente, para países não
membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), como China, Índia e
Oriente Médio.
No longo prazo, o crescimento
na produção do gás de xisto aparece
como alternativa para a falta de reservas, devendo desempenhar um papel
importante para a América do Norte,
Europa e Ásia. Os recursos convencionais de gás têm potencial para
tornar alguns países autossuficientes
em energia, alterando o equilíbrio entre a oferta e a demanda global.
Entretanto, também o potencial
desses recursos está sujeito a uma
série de incertezas, que incluem a
propriedade dos direitos minerários,
a falta de mão de obra qualificada
e equipamentos, disponibilidade de
água, preocupações ambientais e a
elevada densidade populacional em
alguns países.
“As reservas estão afastadas dos
centros de demanda e alguns governos subsidiam o preço do gás nos
seus mercados locais. Na situação
atual, temos preços em níveis historicamente baixos, como resultado
de um excesso de oferta de gás. Isso
é causado por uma combinação de
queda na demanda devido à retração
recente no mercado mundial e ao
aumento da produção, sobretudo a
partir de fontes não convencionais
na América do Norte.
“Enquanto houver essa ‘bolha’,
as empresas de petróleo e gás serão cautelosas em investir em novos
projetos de gás”, comenta Assis. De
acordo com o executivo, “um mercado do gás verdadeiramente global e
equilibrado não existirá até que haja
uma maior flexibilidade no abastecimento de gás e o aumento do transporte entre as regiões”.
TN Petróleo 76
45
gás natural
Volume recorde
em leilão de gás natural
N
o leilão foi oferecida parte do
volume disponível para as
termelétricas que não serão
demandadas até março de 2011
em função do despacho termelétrico esperado para o período e das
atuais condições dos reservatórios
das hidrelétricas. As quantidades
comercializadas nesse leilão não
afetam o atendimento aos compromissos assumidos pela Petrobras
com o mercado das termelétricas.
Ao colocar esses volumes de gás
natural no mercado, a Petrobras possibilita que as distribuidoras estaduais ofereçam à indústria nacional o
energético em condições mais competitivas. Hoje, o mercado industrial
consome cerca de 70% do volume de
gás não termelétrico brasileiro.
O deságio, neste certame, foi de
49% em relação ao preço médio dos
contratos de longo prazo – maior desconto no preço do gás natural obtido
pelas distribuidoras nos 11 leilões
já realizados. Como consequência,
62% da demanda das distribuidoras
por gás natural, para atendimento
ao mercado não termelétrico, terão
preço médio global inferior ao do
gás de origem boliviana.
Já a entrega de gás ao mercado
nacional não apresentava crescimento tão expressivo desde 2008.
No Norte e Nordeste, a oferta de
46
TN Petróleo 76
Foto Termelétrica Seropédica: Cortesia CEG Rio
Em novembro do ano passado, a Petrobras vendeu 9,18 milhões de m³/dia de gás natural em
leilão eletrônico. Este é o maior volume desde que a estatal iniciou, em abril de 2009, essa modalidade comercial, sendo 34% superior ao volume recorde já vendido em leilões anteriores. Foram
adquiridos 61% do total de 15 milhões de m³/dia ofertados hoje. Já em outubro do mesmo ano, a
estatal informou novo recorde mensal de entrega de gás nacional ao mercado. O volume ofertado
alcançou a média diária de 36,8 milhões de m³.
Segundo estimativas da Petrobras, essa trajetória ascendente
continuará no próximo ano com a
entrada em operação dos campos
de Mexilhão (foto) e Uruguá-Tambaú, além do início do escoamento
da produção de gás de Tupi, consolidando ainda mais os resultados
do Plangás na Bacia.
Comgás projeta investimentos
de R$ 400 milhões para 2011
gás em outubro de 2010 foi de 12,1
milhões de m³/d, enquanto que no
Sudeste a entrega ao mercado atingiu a marca de 24,6 milhões de
m³/d. Esses resultados são frutos
da entrada em operação de novos projetos e poços no âmbito do
Plangás, como o início da produção
antecipada do projeto de Canapu,
a elevação da produção do campo
de Camarupim e o início das operações na unidade Sul-Capixaba,
permitindo o escoamento da produção do Parque das Baleias, no
Espírito Santo. Além disso, o término da adequação da Unidade de
Processamento de Gás da Refinaria
Presidente Bernardes, em Cubatão
(SP), permitiu a elevação da produção do campo de Lagosta, na
Bacia de Santos.
Para cumprir sua meta de expansão da rede de gás canalizado
a um ritmo de anual médio de 600
a 800 km, a Companhia de Gás de
São Paulo (Comgás) prevê investimentos de R$ 400 milhões para
2011. O montante está em linha
com os investimentos da companhia
dos últimos cinco anos e também é
o patamar previsto para 2012.
No terceiro trimestre do ano
passado, a Comgás reportou lucro
líquido de R$ 188,3 milhões, o que
corresponde a um avanço de 11,3%
em relação ao mesmo período do
ano passado. A companhia passou a adotar as normas contábeis
internacionais, com base do IFRS,
para elaboração das demonstrações
financeiras a partir do segundo
trimestre deste ano. Segundo o
diretor de finanças da empresa,
Roberto Lage, utilizando a legisla-
ção contábil anterior, o crescimento
corresponderia a 25,8% na mesma
base de comparação.
“Nosso crescimento continua
firme. Entendemos que em 2010
recuperaremos um ano e meio perdido, expandindo os volumes residenciais, industriais e comerciais”,
disse o executivo, referindo-se às
perdas com os efeitos da crise financeira internacional.
Sobre o desempenho da companhia entre julho e setembro, Lage
destacou o crescimento no segmento residencial, com mais de 76 mil
novos domicílios conectados desde
Excellence in Solutions
LOGISTIC BASE
Mega oferta de gás reativa
investimento em térmicas
A grande oferta de gás natural que
o Brasil terá nos próximos anos está
abrindo caminho para que o governo
federal volte a licitar usinas termelétricas. Em apenas cinco anos, a oferta do
combustível vai praticamente dobrar,
se levadas em conta as bacias que já
estão sendo exploradas pela Petrobras
e as novas descobertas feitas nos estados de Minas Gerais e Maranhão –
sem incluir as descobertas do pré-sal.
O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Maurício Tolmasquim, prevê a volta das térmicas no
Plano Decenal de Energia e a Agência
Nacional de Energia Elétrica (Aneel)
já fala em leilões de termelétricas que
operem na base, ou seja, que gerem
energia durante boa parte do ano e não
somente em períodos emergenciais.
“Pela primeira vez, o Brasil terá,
de fato, gás suficiente para investir
em energia elétrica”, diz o diretorgeral da Aneel, Nelson Hubner. Com
isso, o setor privado poderá desengavetar projetos parados desde 2008
– último ano com leilão de termelétricas. Só os projetos a gás natural
naquele período somavam mais de
5.000 MW – boa parte deles sequer
teve a energia ofertada, pois não dispunha de combustível.
A Duke Energy, que há dez anos não
faz grandes investimentos no Brasil, será
uma das competidoras. Além de tocar um
projeto térmico para cumprir o edital de
privatização em São Paulo, o presidente
da empresa, Armando Henriques, bus-
ca projetos em outros estados. A MPX
Energia é outra candidata, pois pode usar
gás descoberto no Maranhão pela OGX,
empresa do mesmo grupo. A portuguesa
EDP também tem térmicas paradas no
Espírito Santo e pode voltar a fazer investimentos. A AES Tietê, empresa também
parada há anos, tem planos para térmica
em São Paulo.
Alguns diretores da EPE falam, inclusive, na possibilidade de se adiar leilões de grandes hidrelétricas na Amazônia para o aproveitamento do gás do
pré-sal na geração de energia elétrica.
A retirada do gás é obrigatória na exploração do petróleo e o combustível
não pode ser queimado nas quantidades que se espera obter. Isso significa
que é preciso encontrar um destino
para o gás do pré-sal.
O ministro das Minas e Energia,
Márcio Zimmermann, diz que o governo federal continuará incentivando
as energias renováveis. O mesmo diz
Tolmasquim, mas o presidente da EPE
está preocupado com as dificuldades
para o licenciamento ambiental de
hidrelétricas e linhas de transmissão. Além disso,
as novas usinas
não têm grandes
reservatórios, por
isso,
requerem
fontes
complementares, e ficam distantes dos centros consumidores, encarecendo o
custo do empreendimento.
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gás natural
2010 – recentes
descobertas de gás
Setembro – A OGX comunicou
ao mercado que foi identificada
a presença de hidrocarbonetos,
com indicativo de óleo leve e
gás, na seção santoniana do
poço 1-OGX-19A-RJS, no bloco
BM-S-58, águas rasas da Bacia
de Santos.
A OGX Maranhão encontrou gás
na seção devoniana no poço
OGX16MA, no bloco PNT68, na
bacia terrestre do Parnaíba. Segundo o empresário Eike Batista,
a descoberta é como uma “meia
Bolívia”.
O governo de Minas descobre
gás natural na cidade de Morada
Nova de Minas, região central do
estado. O local perfurado fica na
Bacia do rio São Francisco.
Outubro – A Petrobras Energia
Peru S/A (PEP) descobre gás
natural no Lote 58, localizado no
Departamento de Cuzco, próximo
a Camisea, no Peru. A subsidiária
da Petrobras é a operadora, com
100% de participação.
Foto: Cortesia OGX
Novembro – A OGX e a MPX, empresas de óleo e gás e de energia
do Grupo EBX, do empresário
Eike Batista, identificaram a
presença de gás em um segundo
poço na bacia terrestre do Parnaíba, por meio de sua subsidiária OGX Maranhão. O gás foi
encontrado no poço 1-OGX-22MA, no bloco PN-T-68, no interior
do estado do Maranhão.
48
TN Petróleo 76
o início do ano. Segundo Lage, o
avanço das conexões residenciais
superou as expectativas. O número
total de medidores cresceu 10,2%
ao longo dos últimos 12 meses,
atingindo a marca de 745 mil em
setembro. Mas esse crescimento
rápido também é um ‘sofrimento’
por conta das dificuldades de extensão da rede, confessou.
A principal estratégia da Comgás
é crescer no mercado residencial,
segmento que responde atualmente
por quase 1 milhão de consumidores.
Mas a companhia vê um potencial
de dois milhões de clientes, o dobro. De acordo com Lage, o ciclo do
mercado industrial durou de 1999
e foi até 2004. “Daí para a frente,
é residencial. As grandes e médias
empresas em que poderíamos entrar,
nós já entramos”, assegurou.
Para 2011, a companhia pretende investir nos municípios de
Jundiaí, Santo André, Piracicaba
e Hortolândia. “O segredo é sair
um pouco de São Paulo e ir para
o interior”, comentou. A Comgás
já conversa com empreiteiras nesses locais para o início das obras.
A equipe designada para instalação das redes de gás natural nos
domicílios deve ser local.
No caso de Santos, um dos
principais projetos da Comgás em
curso, onde já foram construídos
120 km de redes de gás canalizado, problemas com a empreiteira
responsável e reajustes tarifários
comprometeram o andamento das
obras. Agora, a intenção é recuperar o tempo perdido e avançar
entre 60 e 70 km de rede até o fim
de 2011.
Programa Gás Legal
O Programa, lançado pela ANP em
setembro de 2010, tem o objetivo de
combater o comércio irregular de gás
de botijão (GLP), e ampliar a fiscalização do mercado a partir de ações
coordenadas com outras instituições,
como o Ministério Público, os Procons,
as Secretarias de Fazenda, o Corpo de
Bombeiros e as prefeituras.
O Programa tem o caráter e adesão
nacional das entidades de classe, assim
como Distribuidores de GLP, Postos Revendedores de GLP, Sindicatos (Distribuidores e Revendedores), Ministério Público Estadual, Secretarias de Segurança
Pública dos estados. Até o final de 2010,
já foram realizadas reuniões regionais em
Recife/PE, Fortaleza/CE e Goiânia/GO,
mas de acordo com o superintendente
adjunto de fiscalização da ANP, Oiama
Guerra, estão previstas reuniões em todos os estados da federação, podendo ser
repetido sempre que o acompanhamento
de um ou de outro estado necessitar.
Guerra explica que o programa tem
várias propostas importantes: educativa,
preventiva e regulamentadora. “Educativa quando visa informar a população
por meio de veículos de comunicação de
maior abrangência sobre o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) envasado; preventiva, quando alcançar bons resultados
na erradicação dos milhares de pontos
de armazenamento e venda de um
produto; e regulamentadora, quando
consegue do segmento de GLP (Distribuidores e Postos Revendedores) a
disciplina e cumprimento da legislação
vigente da ANP, sem prejuízo de outras normas legais.
Guerra explica, ainda, que a clandestinidade do GLP tem sido fomentada
pelos segmentos Distribuidor e Revendedores de GLP. De acordo com a ANP,
temos cerca de 35 mil postos revendedores de GLP autorizados e cerca de
cem mil informais ou não autorizados
pela ANP a comercializar o GLP. Para o
executivo, o principal desafio encontrado pelo programa é a grande extensão
do território brasileiro e a educação do
consumidor e da sociedade.
Usiminas inicia consumo de gás natural
Atento ao P&D
O presidente da BG Brasil, Nelson
Silva, anunciou no final de janeiro deste
ano que a empresa procura um local para
construir um centro de tecnologia global
no Brasil, o primeiro da companhia inglesa
no mundo. No centro serão aplicados US$
1,5 bilhão até 2025. Assim, a BG obedecerá à legislação que obriga as companhias a
destinarem 1% do faturamento bruto obtido nos campos que pagam a Participação
Especial (PE) em projetos de pesquisa e
desenvolvimento de tecnologia.
Segundo o executivo, a empresa procura uma área em terra (onshore) para
montar uma instalação de tancagem
para armazenar a parte do petróleo que
a empresa extrairá do pré-sal. No primeiro momento, a BG vai extrair o óleo das
plataformas utilizando navios com sistema de posicionamento dinâmico (DP),
representa 70%
do consumo total
da aciaria.
O vice-presidente Industrial
da Usiminas,
Omar Silva Jr,
afirma que o
combustível
contribuirá para
o aumento da
flexibilidade da
matriz energética
da Usina, garantindo a continuidade operacional. “Conseguiremos viabilizar análises e decisões
estratégicas com o menor impacto
possível para o meio ambiente e
reduzindo consideravelmente os
nossos custos”, ressalta.
A economia de recursos e a
otimização da produção não são
os únicos ganhos. O combustível
traz também grandes benefícios
ambientais. Por ser uma fonte de
energia mais limpa que os derivados do petróleo e do carvão,
sua combustão é mais facilmente
regulada.
A partir de 2011, o gás natural será levado também para
outras áreas da usina, em substituição total ao óleo combustível
e para cobrir o déficit dos gases
gerados no processo siderúrgico. Até meados de 2013 serão
concluídas as obras para o uso
do gás na Laminação de Tiras a
Quente, Chapas Grossas, áreas
de Recozimento e Caldeiras e as
duas linhas de galvanização.
os quais irão levar
o produto até uma
unidade de armazenagem e transferência da Petrobras que ficará em
águas rasas. Mas
essa solução não
poderá ser adotada
para grandes volumes de todos os sócios
e Silva antecipa que precisa definir este
ano o local para a tancagem.
“Temos que decidir logo nossa estrutura de custo para o longo prazo”, afirma.
Ao contrário do que foi noticiado recentemente, Silva assegura que nunca avaliou a
possibilidade de utilizar instalações da refinaria de Manguinhos (RJ). E diz que o local
para o projeto terá de ter porto de grande
calado, apto a receber navios petroleiros.
Em 2020, quando sua produção irá
superar os 400 mil barris ao dia de óleo
equivalente (medida que inclui petróleo
e gás) no país, a BG estará à frente da
Repsol e da Galp (também sócias da Petrobras no pré-sal) e da Shell, que está
no país há mais tempo. Até lá, os volumes farão com que o Brasil seja responsável por quase um terço da produção
global da companhia – de 1,6 milhão de
barris. O grupo BG produz hoje 650 mil
barris de óleo equivalente ao dia, o que
lhe garantiu receita líquida de US$ 13 bilhões e lucro líquido de US$ 2,95 bilhões
até o terceiro trimestre de 2010.
“A BG está aqui para ficar. Queremos
ser operadores e temos um projeto sustentável no Brasil. Vamos desenhar nossa
estrutura no país e isso passa pelos investimentos em pesquisa, incentivo ao conteúdo local e apoio a programas sociais
e de meio ambiente. Esses são os quatro
pilares que vão sustentar nosso programa
de desenvolvimento”, aponta Silva.
Foto: Leonardo Galvani, Usiminas
A
Usiminas começou em
dezembro do ano passado
a utilizar o gás natural
fornecido pela Companhia de
Gás de Minas Gerais (Gasmig)
na área de produção da Usina de
Ipatinga. O combustível será utilizado no Alto-Forno 3 e na Aciaria em um primeiro momento, o
que representará um consumo
de cerca de 90 mil m³/dia e uma
economia total de cerca de R$ 40
milhões por ano.
No Alto-Forno 3, o gás natural será utilizado em substituição
ao coque. Até junho de 2011, o
equipamento vai consumir 72 mil
m³/dia de gás.
Mais tarde, passará a consumir
120 mil m³. Já
na Aciaria, o
fornecimento
do gás natural
terá início em
dezembro e substituirá o Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), o que
TN Petróleo 76
49
gás natural
Encontro Técnico do GLP 2010
Setor discutiu ações para mais qualidade,
eficiência e segurança para o consumo
Foto: Agência Petrobras
O
Encontro Técnico do GLP
2010 reuniu, nos dias 1 e 2
de dezembro, no Instituto
de Engenharia de São Paulo,
aproximadamente 250 profissionais do setor, entre os quais estão
representantes de distribuidoras,
reguladoras, associações, prestadores de serviços (instaladores, engenheiros, revendedores,
etc.) e fabricantes de produtos e
sistemas. Todos os temas abordados, nas palestras oficiais e em
algumas apresentações técnicas,
foram relacionados à melhoria da
qualidade, eficiência e segurança para o consumo do Gás
Liquefeito de Petróleo (GLP).
O evento foi realizado pela
Projeto GLP/Qualidade Compartilhada, entidade que reúne
18 empresas
do setor e é
mantenedora do
CB-09 (Comitê
Brasileiro de
Gases Combustíveis da Associação Brasileira de Normas Técnicas/ABNT).
O coordenador da Projeto GLP
e superintendente do CB-09,
João Nery, surpreendeu-se com
a diversidade de público, que
abrangeu todas as regiões do
Brasil. “Isso é muito positivo, já
que colocamos em discussão os
temas mais atuais e importantes
para o setor, além de promover
o encontro de profissionais e a
consequente troca de experiências e soluções que contribuem
para a melhoria de toda a cadeia”, considera Nery.
Entre os assuntos abordados, Nery destacou o Programa
Nacional de Requalificação,
coordenado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP), destinado a garantir a qualidade dos
botijões de gás LP. Segundo ele,
desde que entrou em vigor, em
1996, o Programa viabilizou a
requalificação de aproximadamente 95 milhões de botijões
e o sucateamento de outros 17
milhões. “Coincidência ou não,
observamos que os sinistros com
GLP no estado de São Paulo
diminuíram no mesmo período”,
comenta. Em sua avaliação, outra importante questão discutida
no evento, que também envolve
diretamente a segurança, foi o
Programa de Qualificação de
Empresas Instaladoras, promovido pela Associação Brasileira
pela Conformidade e Eficiência
das Instalações (Abrinstal).
Emmeti apresenta soluções
As soluções apresentadas
pela Emmeti Brasil no encontro
levaram ao conhecimento dos
participantes produtos e sistemas que figuram entre os mais
eficientes e inovadores em todo
o mundo. Com o tema Tubos
Multicamadas para Gás (Sistema
GasPex) e Sustentabilidade com
Integração entre Aquecimento Solar e Gás, a apresentação
técnica da Emmeti, conduzida
pelo diretor comercial da empresa, Marcos Pelizzon, demonstrou
como é possível otimizar custos,
ganhar tempo e agregar valor ao
projeto ou empreendimento.
TN Petróleo no Twitter. Siga-nos em
http://twitter.com/tnpetroleo
50
TN Petróleo 76
TN Petróleo 76
51
Foto: Agencia Petrobras
epc
52
TN Petróleo 76
EPC
Com uma carteira cheia de grandes
empreendimentos da indústria de
óleo e gás para os próximos anos, a
cadeia produtiva de EPC tem grandes
expectativas e desafios para crescer
junto com esse setor, que vem
alavancando a economia do país.
produtividade e
competitividade
são vitais
por Rodrigo Miguez
TN Petróleo 76
53
epc
A
indústria do óleo e
gás vem investindo
bilhões de dólares
nos últimos anos
em obras como o
Complexo Pet roquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí, e os estaleiros
Atlântico Sul, em Pernambuco e
Rio Grande (na cidade gaúcha de
mesmo nome), novas refinarias no
Nordeste, sem falar nas inúmeras
unidades offshore de exploração e
produção – sondas, plataformas e
navios – demandadas pelo setor,
com novas descobertas nas bacias
de Campos e Santos.
Mas para que esses projetos
não sejam prejudicados é necessário que a cadeia produtiva de
EPC (engeneering, procurement
and construction) se desenvolva
como um todo, com uma engenharia de qualidade, um setor de
suprimentos ágil e a construção
dos empreendimentos de modo
integrado.
Também chamadas de ‘epecistas’, essas empresas são contratadas pelos ‘donos’ dos projetos
para serem as gerenciadoras, ou
seja, ficam com toda a responsabilidade do desenvolvimento e
da entrega do empreendimento.
O investimento maciço em áreas
estratégicas como a mão de obra e
o conteúdo local, que são os pilares
de qualquer indústria, é fundamental para que a produtividade
e competitividade do setor aumentem cada vez mais.
A confiança das empresas da
cadeia do EPC é
forte. Para Renato Augusto Rodrigues, diretorsuperintendente
da construtora
Odebrecht, a expectativa é positiva em relação aos próximos anos:
a capitalização da Petrobras, que
54
TN Petróleo 76
irá investir US$ 212 bilhões até
2014, é o principal estímulo para
a cadeia epecista ter o crescimento
esperado.
De olho nesse grande volume
de obras e investimentos, e na necessidade de um aprimoramento
da cadeia de fornecimento da indústria de óleo e gás, 60 entidades entre operadoras, fornecedores
de bens e serviços e entidades de
classe, se uniram e criaram, em
2008, o Centro de Excelência em
EPC (CE-EPC).
O foco do CE-EPC é o desenvolvimento dos supridores de equipamentos dessa cadeia produtiva,
com a atuação conjunta de universidades e empresas através de inovações tecnológicas, a fim de fazer
ações que resultem no aumento da
produtividade da indústria.
Os trabalhos desenvolvidos
pelo Centro ajudam a aumentar
a competitividade da indústria
nacional, e o conteúdo local nos
projetos de óleo e gás no Brasil.
A capacidade de atender tamanha demanda é um dos grandes desafios que a cadeia de EPC
destaca para o setor, que terá que
melhorar muito o fornecimento,
incluindo materiais, equipamentos
e serviços. Entraves como carga
tributária elevada, infraestrutura deficiente para o escoamento
de produtos e ainda a competição
desleal com os produtos chineses
estão entre os problemas enfrentados pela indústria.
Grandes projetos
Um dos projetos mais importantes do setor para os próximos
anos é o Comperj, que terá investimentos em torno de US$ 8 bilhões e está previsto para entrar
em operação em 2014. O complexo
da Petrobras ocupará uma área
equivalente a seis mil campos de
futebol, e será formado por uma
refinaria e unidades geradoras de
produtos petroquímicos de primeira geração como propeno, butadieno, benzeno, entre outros, e com
uma capacidade de eteno da ordem
de 1,3 milhão de toneladas/ano.
A capacidade de refino será de
165 mil barris/dia de óleo pesado
nacional (primeira unidade de refino) com uma segunda unidade
de refino com a mesma capacidade (165 mil barris/dia de petróleo)
para três ou quatro anos após a
entrada em operação.
Haverá também um conjunto
de unidades de segunda geração
petroquímica com produção de
estireno, etileno-glicol, polietilenos e polipropileno, entre outros.
Além disso, haverá uma Central de
Produção de Utilidades (CDPU),
responsável pelo fornecimento de
água, vapor e energia elétrica necessários para a operação de todo
o Complexo.
Uma das principais empresas
epecistas do país, a EPC Engenharia está participando ativamente
do projeto do Comperj. A empresa irá desenvolver, em conjunto
com a Alusa Engenharia, o projeto
de detalhamento da unidade de
Hidrocraqueamento Catalítico
(HCC) do complexo petroquímico. Além disso, irá desenvolver o
projeto, em regime turn key, de
distribuição de energia elétrica
para a Gel Engenharia, que é responsável pelo abastecimento de
água e a distribuição de energia
elétrica do complexo.
Na opinião de Dhenisvan Ferreira Costa, vice-presidente Comercial & Marketing da EPC Engenharia, o momento da indústria de
óleo e gás é muito favorável para a
ampliação de projetos e abre oportunidades para outras empresas,
tirando o foco exclusivamente da
Petrobras, que detém a maioria dos
projetos em execução no país.
“Nunca houve um volume tão
grande de investimentos como
epc – produtividade e competitividade são vitais
CE-EPC: Processo de Formação da Carteira de Projetos
Sistema de Gestão do CE-EPC
Macroprocessos de Apoio
(RH, Financeiros, Gestão de Sócios,...)
há hoje no setor. Antes se falava
apenas de projetos da Petrobras,
mas agora há empresas como a
OGX, que mudaram esta situação
no mercado”, afirmou.
O crescimento da companhia
de petróleo do empresário Eike
Batista é um dos sintomas do bom
momento vivido pela indústria e
demonstra a grande dimensão
dos desafios a serem enfrentados
para que o ritmo de crescimento
se perpetue. A entrada da OGX no
mercado faz com que a competitividade aumente, impulsionando as
empresas prestadoras de serviço e
fornecedores de material a correrem atrás da modernização.
No momento, além do Comperj,
há outros importantes projetos em
andamento. No campo das refinarias são: Refinaria Abreu e Lima,
em Pernambuco; Premium I, no
Maranhão; e Premium II, no Ceará;
e Clara Camarão, no Rio Grande do
Norte (com previsão de conclusão
das obras para este ano).
Além das refinarias, as empresas epecistas estão empenhadas
nas plataformas para exploração
de óleo e gás da Petrobras. Com o
advento da descoberta das reservas
do pré-sal, esse pacote de pedidos
Foto: Cortesia GDK
Transferência
e implantação de
conhecimento
Foto: Bia Cardoso
Gestão do
portfólio
Foto: Agência Petrobras
Direcionamento
estratégico
A Cadeia de Valor do Centro de Excelência em EPC foi desenhada
de forma a promover: forte alinhamento estratégico da carteira
de projetos de pesquisa e desenvolvimento; gestão participativa,
compartilhada e transparente; forte comunicação; integração
universidade X fornecedores de bens e serviços X operadoras;
aplicação do conhecimento gerado no CE-EPC.
Os processos do grupo de apoio serão detalhados conforme o
desenvolvimento das atividades do Centro de Excelência em EPC.
Fonte: www.ce-epc.org.br
irá aumentar substancialmente.
A mais recente plataforma inaugurada foi a P-57, que teve a sua
estrutura metálica construída no
canteiro de obras da UTC Engenharia.
A embarcação foi entregue em
tempo recorde graças a inovações
na engenharia, que darão possibilidade de a petrolífera brasileira replicar o método nas próximas plataformas P-58 e P-62, que também
irão operar na região da camada do
pré-sal da Bacia de Santos.
Mão de obra e conteúdo local
A falta de qualif icação da
mão de obra é classificada como
preocupante pelos membros da
cadeia – eles vão ter de gastar
recursos próprios para capacitar
seus empregados. O problema está,
pode-se dizer, nos profissionais
contratados para a execução da
construção civil e da montagem
dos equipamentos, mas a defasagem entre oferta e demanda de
profissionais de engenharia também chama a atenção, apesar da
forte necessidade de vagas a serem
preenchidas.
“A carência de mão de obra especializada, de escala no setor de
produção de equipamentos e de
materiais em quantidade adequada pode afetar a competitividade
e qualidade de nossos empreendimentos”, afirma Mauro Cesar
Pereira, diretor de Projetos da
Promon Engenharia. Ele diz
ainda que é preciso uma aproximação maior do
empresariado e
das universidades para atrair a
atenção dos futuros engenheiros
para esta área da profissão.
Para suprir parte dessa demanda, o Programa de Mobilização da
Indústria Nacional de Petróleo e
Gás (Prominp) oferece cursos gratuitos de capacitação profissional.
Com quatro anos de existência, o
Prominp já qualificou quase 80
mil pessoas e já tem projetado para
o período 2010-2014, a qualificação de 207 mil pessoas. As escolas
técnicas também estão cheias de
profissionais querendo se especializar, entrar para o mercado de
óleo e gás e aproveitar a onda de
oportunidades.
As universidades também têm
percebido o espaço que existe para
TN Petróleo 76
55
epc
CE-EPC: Quadro Resumo
Interesse das Operadoras
ID
Projeto
EPC-P&D01
Redução de custos e prazos e agregação de valor nos projetos
de investimento para a indústria de óleo e gás
EPC-P&D02
Soluções para o desenvolvimento da engenharia consultiva
EPC-P&D03
Modelos de contratos na cadeia EPC
EPC-P&D04
Análise e recomendações relativas ao comissionamento
de empreendimentos na indústria de óleo e gás no Brasil
EPC-P&D05
Projeto e construção de plantas modularizadas
EPC-P&D06
Banco de dados de registros e especificações de procedimentos
de soldagem
EPC-P&D07
Sistema de gestão logística de construção e montagem de dutos
EPC-P&D08
Desenvolvimento de processos e tecnologias integradas para o setor
de aquisição e suprimentos da cadeia produtiva de epc no Brasil
Operadoras envolvidas: Petrobras, Shell, StatoilHydro e Repsol
os novos profissionais no setor de
óleo e gás e estão abrindo cada vez
mais cursos, tanto de graduação
como de pós-graduação voltados
para a área, em especial para engenharia de petróleo, um dos mais
procurados pelos estudantes.
De acordo com Sérgio de Fontoura, coordenador do curso de engenharia do petróleo da Pontifícia
Universidade Católica do Rio de
ros para as suas necessidades e
do mercado também, através de
programas de trainee.
Mas para que esses milhares
de estudantes e trabalhadores
possam ingressar neste segmento, é importante que a indústria
local esteja preparada para atender aos projetos. Hoje, o nível de
participação das empresas brasileiras nos empreendimentos é
muito baixo.
”Ainda estamos em um processo muito embrionário em se
tratando de conteúdo local, sendo que para o segmento de E&P,
quase todos os equipamentos,
ferramentas e tecnologia são de
empresas estrangeiras, o que dificulta o atendimento aos percentuais estabelecidos nos leilões”,
afirma Júlio Cesar Duarte, líder
operacional de Óleo e Gás da UTC
Engenharia. “É preciso investir
em pesquisas e aperfeiçoamento
técnico”, completa.
Entre as razões desta situação,
está a enorme carga de impostos
que as empresas têm que pagar
Fonte: www.ce-epc.org.br
Janeiro (PUC-Rio), a procura pela
graduação na área tem sido grande. O que mostra que, aos poucos,
os gargalos da engenharia vêm
sendo supridos. “Anualmente recebemos cerca de 30 alunos para
a graduação e 40 para a especialização de graduados”, afirma.
Além disso, as empresas também estão se mobilizando para
“modelar” os futuros engenhei-
A Associação Brasileira de
Engenharia Industrial (Abemi),
juntamente com a Petrobras e a
Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos
(Abimaq), lançaram, em fevereiro, a
Cartilha Hold Points.
O documento é resultado de um
trabalho conjunto entre as entidades
e a empresa e traz orientações para
aprimorar os processos de fornecimento e inspeção de equipamentos
em contratos de EPC.
Com o intuito de melhorar o
relacionamento entre a Petrobras e
os fornecedores, foi estabelecido,
em 2002, o Grupo de Trabalho Petrobras/Engenharia-Abemi-ABCE,
que já emitiu diversos comunicados,
com força normativa, válidos para a
56
TN Petróleo 76
construção de empreendimentos da
empresa.
Outros subgrupos foram originados a partir desse grupo de
trabalho para desenvolver estudos
sobre temas específicos. Entre eles,
o dedicado a identificar os fatores
que influenciavam atrasos e aumentos de custos em encomendas de
contratos EPC.
De acordo com o diretor de
Fabricação da Abemi, Cristian Jaty
Silva, um evento identificado como
crítico pelo grupo era o da inspeção
na fabricação de máquinas e equipamentos, o chamado hold point,
exigido pela contratante para assegurar a qualidade e a segurança do
empreendimento industrial. “Tratase de um processo que envolve
Foto: Divulgação
Mercado fornecedor agora tem cartilha
diversos
players –
Petrobras,
epecistas,
fabricantes,
inspetores,
agências de
certificação, entre
outros. Nem
sempre a comunicação entre eles é
adequada, o que acaba gerando problemas, como atrasos e renegociações, com impactos no andamento
de todo o projeto”, explica Jaty.
O objetivo da Cartilha Hold
Points é justamente melhorar essa
dinâmica de aprovações e análises.
“Em última instância, nosso esforço
está em aumentar a competitividade
da cadeia de EPC no Brasil”, resume o dirigente da Abemi.
epc – produtividade e competitividade são vitais
Energia da empresa CH2M Hill,
a competitividade é essencial para
assegurar a maior participação das
empresas que estão instaladas no
Brasil nos projetos da cadeia de
óleo e gás.
Investimento em tecnologia
Em grandes projetos como os
que as empresas epecistas realizam para a indústria de óleo e
gás, a tecnologia tem um papel
cada vez mais importante para o
sucesso dos empreendimentos. A
modernização da engenharia foi
primordial para o avanço de muitas das obras executadas no país
nos últimos anos e as empresas
estão investindo cada vez mais
nesta área.
Maquetes em 3D, salas de realidade virtual, entre outras coisas,
fazem parte do cotidiano das empresas que utilizam ferramentas
para aprimorar projetos, reduzir os
erros e acelerar as obras. A Promon
Engenharia vem investindo forte
nesse sentido, utilizando softwares
Empresas buscam novas
tecnologias
Alinhada às exigências do mercado e visando oferecer soluções eficientes aos clientes, a EPC Engenharia,
especializada em trabalhos de engenharia consultiva,
projetos conceituais, básicos e detalhados, gestão de suprimentos, gerenciamento de empreendimentos e fornecimentos em regime EPC, EPCM, Turn Key e Aliança, utiliza
a tecnologia Laser Scanning 3D (ilustração) para agilizar
seus serviços.
Por meio da Laser Scanning 3D, que capta dados
para a criação de nuvem de pontos, é possível executar a
varredura de 500 mil a um milhão de pontos por segundo, possibilitando operações gráficas como a geração de
modelos 3D, medição de distâncias, cálculo de ângulos,
rotações, planificações, plantas, cortes, desenhos, vistas,
isométricos, detalhes, entre outros.
Na visualização em nuvem de pontos e ou no
modelo 3D criado, podem ser obtidas dimensões reais
da área levantada com precisão de 0 mm a 3 mm. O
equipamento utilizado para o levantamento, o scanner Z+F Imager 5006, o mais rápido do mundo e um
dos mais modernos.
de forma integrada ao gerenciamento dos projetos para aumentar a qualidade e confiabilidade
dos dados gerados na engenharia, com impactos muito positivos
nas etapas de fornecimento e de
construção e montagem. Isso gera
ainda uma redução de retrabalhos
durante todo o processo, aumentando a produtividade.
“No projeto Udav/Comperj, por
exemplo, estamos usando pela primeira vez a ferramenta Comos,
avançado banco de dados que
facilita o desenvolvimento da engenharia, já que todos trabalham
na mesma base de dados”, afirma
o diretor de Projetos da Promon,
Mauro Cesar Pereira.
A UTC Engenharia segue na
mesma linha, quando se trata de
implementar novas tecnologias
para a melhoria dos projetos. Segundo Julio Cesar Duarte, a empresa está sempre presente em
feiras nacionais e internacionais,
para se manter atualizada com as
novas tendências tecnológicas.
Benefícios da tecnologia – maior exatidão e velocidade, se comparado ao método convencional; captura de
dados mais segura em áreas de difícil acesso e/ou perigosas; fácil integração com sistemas nas plataformas
(CAD e CAE); atualização de documentação física e
de fácil visualização; informações reais das condições
existentes, inclusive deformações; redução do tempo
de projeto, construção e montagem; estudo de viabilidade de projeto e planejamento no orçamento (redução
de custos); redução do número de visitas em campo;
redução do ajuste de campo; verificação e eliminação
de interferência entre o real e o projeto; verificação dimensional dos
spools fabricados; simulação
de montagem
utilizando os
modelos 3D
gerados a partir
da verificação
dimensional
dos spools;
ss-built 3D para
atualização de
documentações.
Ilusração: Divulgação
sobre seus produtos, que acabam
ficando muito mais caros que os
trazidos do exterior, principalmente da China, prejudicando a
competitividade do Brasil.
Na visão de Guilherme Pires
de Mello, diretor de óleo e gás da
Associação Brasileira de Engenharia Industrial
(Abemi), o aumento do conteúdo local passa
diretamente por
uma revisão dos
encargos no país, pois essa área
é uma importante fornecedora de
empregos qualificados, desenvolvimento e criação de riqueza.
Outro ponto importante, segundo ele, é a modernização e
crescimento do nosso parque de
fornecedores de bens para atender à demanda crescente. Para
isso, há a necessidade de resolver
problemas de logística e o custo
dos insumos, como o aço nacional.
Para Lilian Valentim, diretora de
TN Petróleo 76
57
epc
Demandas na área naval
geram nova metalúrgica
Além da construção de plataformas e refinarias, a cadeia de EPC tem também desafios
em setores de apoio à indústria de óleo e gás, como construção naval e metalurgia.
58
TN Petróleo 76
Foto: Agência Petrobras
N
ovos projetos em diversas regiões do país têm
ajudado a fomentar ainda
mais essa indústria, ampliando
empregos e fortalecendo os fornecedores locais. É o caso dos
estaleiros Rio Grande e Atlântico Sul, mega empreendimentos
que visam atender a demanda
da Petrobras por novos navios,
que fazem parte do Promef
(Programa de Modernização e
Expansão da Frota), da Transpetro. Obras complexas como
essas estão entre os desafios
das empresas da cadeia de EPC
– elas têm de concluir as obras
em tempo, pois a necessidade
da indústria é grande.
A empresa EPC Engenharia
realizou o projeto multidisciplinar do Estaleiro Atlântico Sul,
localizado no Complexo Portuário
de Suape, em Pernambuco. E
agora, está empenhada no projeto
básico, executivo e de apoio técnico na construção do Estaleiro
da OSX, no Complexo Industrial
do Porto do Açu, litoral norte do
estado do Rio de Janeiro.
A obra, que terá investimento
de US$ 1,7 bilhão, abrange todo o
parque industrial e administrativo, incluindo cais de acabamento,
cais oeste, dique seco, casa de
bombas, escritórios principais,
centros de produção de navios e
jaquetas, salas de treinamento,
refeitórios e ambulatório.
Outro importante estaleiro
que entrará em funcionamento é
o Eisa Alagoas. A filial alagoana
do estaleiro carioca irá começar
a fase de construção no primeiro
semestre do próximo ano e terá
investimento de R$ 1,5 bilhão.
O empreendimento, do grupo
Synergy, do empresário German
Efromovich, ficará localizado no
Pontal do Coruripe, no litoral sul
do estado, e irá produzir plataformas de petróleo e ainda prestar
serviços navais. A previsão é que
o primeiro navio do estaleiro Eisa
Alagoas seja entregue em 2013.
Nova metalúrgica
Para atender a demanda dessa
área, empreendimentos de grande
porte estão sendo construídos por
empresas como a Lafem Engenharia, contratada para executar, em
regime de turn key, as obras de
construção de uma metalúrgica
em Guaxindiba, no município de
São Gonçalo (RJ).
O empreendimento, de R$ 23
milhões, atenderá ao Estaleiro
Aliança, que constrói embarcações
de apoio às áreas de exploração
de petróleo operadas pela Companhia Brasileira de Offshore (CBO).
A metalúrgica será construída em um terreno de 50 mil m²
e, que será destinada à produção de blocos, chapas e peças
para a construção dos navios
no estaleiro. Além disso, o local
terá um galpão de estoque de
1.500 m².
“É uma obra de muitos detalhes e priorizará a sustentabilidade, pois a iluminação natural irá
favorecer junto com a ventilação
a economia de energia”, explica
Walbert Nunes, engenheiro responsável pela obra, que afirmou
que 200 operários serão terceirizados e, após a
conclusão, prevista para março
de 2011, 300
pessoas serão
contratadas.
Reconhecimento internacional
Apesar dos grandes desafios,
o trabalho das empresas epecistas brasileiras em projetos complexos e grandiosos está sendo
reconhecido internacionalmente.
A Brasfond Fundações Especiais
recebeu o Outstanding Project
Award, pelas obras do Estaleiro
Atlântico Sul.
Conferida pelo Deep Foudations Institute (DFI), entidade
que congrega empresas e técnicos da área da engenharia de
fundações profundas em escala
global, a premiação tem como
principais critérios de escolha o
porte, a abrangência, os desafios
do projeto, grau de inovação,
criatividade e soluções usadas
para ultrapassar as dificuldades
do trabalho.
Com 34 anos de atuação, o
Grupo Brasfond é especializado
nas mais modernas tecnologias
em engenharia de subsolos, infraestrutura, fundações (inclusive de obras marítimas e fluviais), construção e distribuição
de equipamentos de perfuração
para o mercado de óleo e gás.
No Estaleiro Atlântico Sul,
a Brasfond tem usado o equipamento GB34, que executa
escavação da parede diafragma
Epecistas entram na
exploração de óleo e gás
Além de projetar e construir plataformas, refinarias e estaleiros, as empresas epecistas estão diversificando
suas atividades, atuando, também, na
exploração e produção de petróleo e
gás natural, tanto de forma independente como por meio de parceria com
companhias petrolíferas.
A entrada dessas empresas na
área é recente, mas vem crescendo
nos últimos anos. A UTC Engenharia,
que está como operadora desde novembro de 2009, e a Petrobras, estão
trabalhando juntas na perfuração de
Projetos em andamento na área de refino
Refinarias
Início de
operação
Capacidade
nominal (bpd)
Abreu e Lima (PE)
2013
230 mil
Comperj (RJ)
2013/2016
165 mil (1ª fase)
165 mil (2ª fase)
Premium I (MA)
2014/2016
300 mil (1ª fase)
300 mil (2ª fase)
Premium II (CE)
2017
300 mil
Clara Camarão (RN)
2010
30 mil
Total
1,49 milhão bpd
Projetos em andamento na área da construção naval
Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro
Fase 1: construção de 26 navios (dez Suezmax, cinco Aframax,
quatro Panamax, quatro produtos e três GLP)
Posição da Fase 1: dos 26 navios previstos, 23 foram licitados e
estão sendo construídos pelos estaleiros: Atlântico Sul (PE) –
10 navios Suezmax: preço global: US$ 1,2 bilhão; cinco navios
Aframax: preço global: US$ 693 milhões; Estaleiro Ilha – Eisa
(RJ) – quatro navios Panamax: preço global: US$ 468 milhões;
Estaleiro Mauá (RJ) – quatro navios de produtos: preço global:
US$ 277 milhões.
Fase 2: construção de mais 23 navios (quatro Suezmax DP
Atlântico Sul, três Aframax DP Atlântico Sul, oito produtos, cinco
GLP e três Bunker).
com clam shell hidráulico, que
além de melhorar a qualidade
final da obra, permite o monitoramento e registro eletrônico
de toda a operação. Além disso,
a empresa tem usado para a
execução das estacas, a raiz
perfuratriz de última geração e
alto desempenho, a C1500. As
estacas escavadas e estaca de
hélice contínua são executadas
com perfuratriz hidráulica de
última geração com monitoramento eletrônico.
poços para extração de petróleo no
sertão paraibano, nas cidades de Santa Helena e Triunfo.
As duas empresas, vencedoras de
licitação, são detentoras de lotes de
exploração de petróleo na Bacia do
Rio Peixe. A Petrobras vai perfurar
quatro poços no município de Santa Helena, e a UTC Engenharia vai
explorar dois poços, entre 1.380 m
e 1650 m de profundidade, na cidade
de Triunfo.
“Resolvemos entrar nesse segmento visando um novo nicho de
negócios”, afirmou Julio Cesar Alves
Duarte, líder operacional de Óleo e
Gás da UTC Engenharia.
Quem também seguiu o caminho
da exploração petrolífera foi a Queiroz
Galvão. Em outubro de 2010, o departamento de exploração e produção da
companhia tornou-se empresa independente, com o nome de Queiroz Galvão
Exploração e Produção S/A (QGEP).
A mais nova empresa do grupo
possui participação de 45% no campo
de Manati, o maior campo de gás não
associado em produção no país, localizado na bacia de Camamu, na costa
sul da Bahia. E, ainda, tem percentuais
significativos em oito blocos exploratórios: quatro na Bacia de Santos
e quatro nas bacias sedimentares da
costa da Bahia.
TN Petróleo 76
59
produção
Waimea: um bom começo
A
OGX concluiu em
fevereiro a perfuração do poço horizontal 9-OGX-26HP-RJS (Waimea
Horizontal) e, por
meio de um teste de formação,
identificou índice de produtividade (IP) de 100 m³/dia/kgf/
cm², similar a resultados obtidos
nos melhores poços do país. No
momento, este poço está sendo equipado para a realização
de um Teste de Longa Duração
(TLD) que poderá registrar vazão
de até 20.000 barris por dia, podendo atingir vazões superiores
durante um projeto definitivo.
Este resultado superou as
expectativas iniciais em relação
à acumulação Waimea e oferece
elementos ainda mais concretos
para o início da fase de produção da OGX. Este poço está localizado no bloco BM-C-41, na
Bacia de Campos, e será interligado ao FPSO OSX-1 durante o
TLD, a ser iniciado em meados
do ano de 2011.
60
TN Petróleo 76
Fotos: Cortesia OGX
OGX conclui perfuração do primeiro poço
produtor na acumulação Waimea
“O resultado obtido com a
perfuração deste poço representa um marco na história da
companhia. O uso da tecnologia
de poço horizontal confirmou
altíssimos índices de produtividade em reservatórios carbonáticos do sul da Bacia de Campos,
comprovando
que estamos
de fato diante
de uma província petrolífera
extraordinária”,
comentou Paulo
Mendonça,
diretor geral da OGX. “Trata-se
de um dos melhores testes de
produção que já vi em minha
vida”, acrescentou Mendonça.
A perfuração do poço horizontal 9-OGX-26HP-RJS contou
com o estado da arte em tecnologia. A equipe técnica da OGX
foi responsável por implementar
uma estratégia que contemplou
a perfuração de um poço direcional de 3.746 m de profundidade
pelo qual foi possível entrar
horizontalmente no reservatório
desejado. O sucesso na execução deste trabalho resultou em
um poço de mais de 1.000 m de
extensão horizontal em reservatórios carbonáticos da seção
albiana da acumulação de
Waimea, que foi originalmente
descoberta pelo poço 1-OGX3-RJS em 18 de dezembro de
2009.
Na sequência à conclusão da
perfuração, foi realizado um teste de formação a poço revestido,
que confirmou o potencial produtivo de 40.000 barris por dia
de óleo de cerca de 20° API. Um
complexo processo de acidificação seletiva foi utilizado em oito
intervalos do poço, permitindo
a melhor estimulação dos mais
de 1.000 m de extensão do poço,
resultando na maximização de
vazão de óleo.
Além da produtividade do
poço, foram coletadas outras informações, tais como características da rocha reservatório e dos
fluidos presentes, que serão analisadas pela equipe técnica da
OGX nos próximos meses. Essas
interpretações, juntamente com
as informações do TLD, permitirão entender melhor esta acumulação e auxiliarão na elaboração
do plano de desenvolvimento.
Modelo de produção
A OGX segue confiante na
condução de seu plano de avaliação da acumulação de Waimea,
tendo como próximo passo a
realização de um Teste de Longa
Duração (TLD), pelo qual dará
início à sua produção. O conceito
para este primeiro projeto conta
com tecnologia amplamente dominada pela indústria do petróleo
e prevê a utilização de árvores de
natal molhadas e linhas flexíveis
que estarão ligadas diretamente
ao FPSO OSX-1. O poço será
equipado para a produção com
o método de bombeio centrífugo
submerso submarino.
Todos os equipamentos desta
fase de produção já foram contratados junto a fornecedores mundialmente conhecidos e parte
deles já começou a ser entregue.
A árvore de natal molhada a ser
utilizada no TLD já se encontra na base portuária da OGX,
Briclog, no porto do Caju (RJ).
O equipamento foi fabricado
pela GE Oil & Gas e é o primeiro
encomendado por uma empresa
privada nacional. Outros quatro
equipamentos desse tipo serão
entregues pela GE nos próximos
meses, sendo parte deles produzida no Brasil.
As linhas flexíveis para interligação deste primeiro poço
ao FPSO OSX-1 já estão sendo
fabricadas pela Wellstream em
sua fábrica em Niterói (RJ) e
o umbilical de controle pela
Oceaneering, também naquela
cidade. Tais equipamentos têm
previsão de entrega à OGX em
março de 2011.
O conjunto que compõe o
Bombeio Centrífugo Submerso
(BSC) já foi testado na fábrica
da Baker Hughes em Claremore,
Oklahoma (EUA) e já se encontra no Brasil, na base da Baker
Hughes em Macaé (RJ).
Outro importante recurso
de grande porte já contratado
para uso no TLD é a embarcação
recém-construída pela Aker, Aker
Wayfarer, fornecida pela Wellstream. Ela será responsável pela
interligação do poço produtor ao
OSX-1, além da instalação do
sistema de ancoragem do FPSO.
A unidade de produção do
tipo FPSO (Floating Production
Storage & Offloading) OSX-1
encontra-se em Cingapura em
fase de adaptações da planta de
processo para as características
do óleo de Waimea.
Comercialização
Tendo em vista o início de
sua produção de óleo, a OGX
começou a estruturação de sua
área de comercialização. A
equipe conta com especialistas, dois deles com mais de 30
anos de experiência em trading
internacional – eles já estão em
contato com potenciais clientes
visando à negociação da produção inicial da OGX.
OGX recebe árvore de natal
molhada para fase da produção
A OGX recebeu, no início de
fevereiro, a primeira árvore de natal
molhada de produção. O equipamento foi fabricado pela GE Oil &
Gas e é o primeiro encomendado
por uma empresa privada nacional.
A árvore de natal já se encontra
na base portuária da OGX, Briclog,
localizada no Caju (RJ).
A peça permite a produção de poços submarinos e é
composta de um conjunto de
válvulas e sensores de temperatura e pressão; será instalada no
poço OGX-26HP, no prospecto
de Waimea, na Bacia de Campos,
como parte da primeira fase de
produção da OGX.
Essa primeira fase se dará
por meio de um Teste de Longa
Duração (TLD), a ser iniciado em
meados deste ano com o FPSO
OSX-1. Atualmente, o FPSO OSX-1
se encontra em Cingapura em fase
final de adaptação para as características do óleo de Waimea.
O poço OGX-26HP já foi perfurado, tendo um trecho horizontal
de 1.000 m de comprimento. Após
ser testado e equipado, o poço
estará pronto para integrar a primeira fase de produção da OGX.
A árvore foi fabricada em
Cingapura e faz parte de um
contrato que prevê a entrega de
outros quatro equipamentos. O
próximo também será fabricado
em Cingapura e os três últimos,
no Brasil.
TN Petróleo 76
61
eventos
GNL
Novo terminal de
regaseificação na Bahia
Em março, a Petrobras anunciou a implantação do Terminal de Regaseificação de Gás Natural
Liquefeito (GNL) da Bahia (TRBA). Com a entrada em operação do terminal, o país passará a ter
capacidade para regaseificar 35 milhões de m³ por dia, volume que supera os atuais 31 milhões
de m³ por dia de gás natural importados da Bolívia.
A
construção do Terminal de Regaseificação da Bahia
(TRBA) vai assegurar a injeção de gás
natural no maior estado consumidor deste combustível
do Nordeste. Integrante do Programa de Aceleração do Crescimento
(PAC), a obra começará em março
de 2012 e será concluída em agosto
de 2013, um investimento de US$
706 milhões que vai gerar 850 empregos diretos e 2.400 indiretos,
com um índice de nacionalização
de 80%.
Hoje, o país já conta com os
terminais de Gás Natural Liquefeito (GNL) de Pecém (CE), com
capacidade de regaseificação de 7
milhões m³/dia, e da Baía de Guanabara (RJ), com capacidade de
regaseificação de 14 milhões de
62
TN Petróleo 76
Fotos: Agência Petrobras
Da esquerda para a direita, o governador da Bahia,
Jaques Wagner; a diretora de Gás e Energia da Petrobras, Graça Silva Foster; o secretário da Indústria
e Comércio da Bahia, James Correa, e o presidente
da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo.
m³/dia. A partir de setembro de
2013, quando o TRBA entrar em
operação, o Brasil terá capacidade de regaseificar 35 milhões de
m³/dia, volume maior que os 31
milhões de m³/dia de gás natural
importados da Bolívia.
Ao injetar esse volume de gás
na malha de gasodutos brasileira,
a Petrobras agregará ainda mais
segurança e flexibilidade no atendimento ao mercado, uma vez que
ampliará o acesso a diferentes fontes de oferta (nacional e importada), com uma malha de gasodutos
que atingiu 9.634 km em 2010 e
integra as regiões Nordeste, Sudeste, Sul e Centro-Oeste.
O gerente executivo de marketing e comercialização de gás
e energia da Petrobras, Antonio
Eduardo Monteiro de Castro, disse
que a previsão é de que o terminal
entre em operação em 2013 com
capacidade de regaseificar 14 milhões de m³/dia, mesma capacidade
do primeiro terminal, construído na
Baía de Guanabara, no Rio de Janeiro, e com o dobro da capacidade
do segundo terminal construído,
em Pecém.
“O TRBA é um projeto do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC) e é o terceiro terminal
de regaseificação a ser implantado
no Brasil. O GNL regaseificado é
injetado na malha em Candeias
(BA) e também na altura do Quilômetro 910 do gasoduto Cacimbas-Catu que é o último trecho do
Gasene em operação desde março
de 2010, integrando totalmente à
malha de gasodutos no Brasil desde a região Sul até o Nordeste”,
informou.
Funcionamento
Nos terminais de Pecém e da
Baía de Guanabara, o sistema de
atracação dos navios ocorre em um
píer com dois berços e o GNL é
transferido do navio supridor para
o navio regaseificador por meio de
braços criogênicos. No TRBA, a
transferência do GNL será feita diretamente entre os navios, através
do sistema de atracação side-by-
side, ou seja, o navio regaseificador
ficará atracado a um píer tipo ilha
com apenas um berço.
Com a conexão direta com o
navio supridor, a transferência de
GNL será realizada por meio de
mangotes ou braços de carregamento. No navio regaseificador,
o GNL passará do estado líquido
para o gasoso. Depois, o combustível será injetado na malha de
gasodutos através de um duto de
28 polegadas de diâmetro e 49 km
de extensão, sendo 15 km em trecho submarino. Hoje, no mundo,
existem dois terminais de GNL
operando com a configuração
side-by-side: o de Bahia Blanca,
na Argentina, e o de Dubai, nos
Emirados Árabes Unidos.
Projeto GNL Petrobras
Desenvolvido para atender às
necessidades do mercado nacional e aos objetivos estratégicos da
estatal, o projeto GNL Petrobras
é único no mundo. Ele reafirma
a postura da petroleira, uma das
maiores do mundo, na busca por
melhores soluções tecnológicas.
Hoje, seus ativos de regaseificação diversificam as fontes de
suprimento de gás natural para
atender, principalmente, à demanda das usinas termelétricas (UTEs).
Complementares à geração hidre-
Terminal de GNL na Baía de Guanabara
létrica, as UTEs demandam gás
de forma intermitente, operando
sempre que há necessidade de preservar os reservatórios hidrelétricos
em níveis adequados de segurança
energética.
Segurança
O projeto GNL-TRBA Petrobras
segue os mais rígidos padrões internacionais de segurança com a
adoção de normas e orientações
técnicas do Oil Companies International Marine Fórum (Ocimf) e da
Society International Gas Tanker
and Terminals Operators (Sigtto). A
Petrobras integra estas entidades,
que são referências internacionais
no setor.
Assim como nos terminais de
Pecém e da Baía de Guanabara, a
Petrobras adotará no TRBA medidas adicionais de segurança como
um sistema de inteligência que
integrará todo o terminal. Este sistema é capaz de fazer a interrupção
completa da transferência tanto
de GNL entre os navios, como de
gás natural do navio regaseificador
para o gasoduto a qualquer sinal
de anormalidade.
O TRBA terá válvulas especiais para o fechamento rápido,
caso haja necessidade. Os braços
de transferência, ou os mangotes
criogênicos, também possuirão sistema de desengate de emergência,
que prevê o desligamento das bombas de carga, o fechamento das
válvulas dos braços e a desconexão
dos braços ou dos mangotes dos
navios.
As tecnologias adotadas no projeto pretendem garantir a preservação do bioma da Baía de Todos
os Santos e da comunidade do seu
entorno. Os dois terminais de GNL
da Petrobras em funcionamento são
exemplos do convívio harmonioso
entre desenvolvimento e preservação do meio ambiente, e assim será
na Bahia.
A maior distribuidora de combustíveis privada do país
inaugurou, no final de fevereiro, uma base em Cuiabá (MT),
que vai atender aos seus clientes na região. Este será o
mais novo empreendimento da Ipiranga para distribuição de
combustíveis.
A nova base vai permitir à distribuidora maior autonomia,
uma vez que a empresa passará a atuar de forma direta nesta
região, bem como garantir a qualidade e agilidade de seu atendimento aos clientes que integram sua rede no Mato Grosso.
Com esta nova unidade, a Ipiranga amplia sua infraestrutura e reforça sua estratégia de atuação na região Centro-Oeste,
um dos focos da distribuidora. Além disso, a empresa espera
fortalecer os vínculos com este promissor estado e continuar
contribuindo para seu crescimento.
Foto: Divulgação
Ipiranga inaugura base em Cuiabá
Da esquerda para a direita: Flavio Dantas, secretário de Estado de Indústria,
Comércio, Minas e Energia; Leocadio Antunes Filho, diretor-superintendente
da Ipiranga; Pedro Nadaf, diretor comercial; e Silval Barbosa, governador do
Mato Grosso
“A escolha de Cuiabá para hospedar esta base se justifica
não só por sua localização privilegiada, mas também, e principalmente, pelo muito que a região representa para a Ipiranga.
Com a Base de Cuiabá, teremos maior autonomia e poderemos
garantir a qualidade e agilidade de nosso atendimento aos clientes
que integram nossa rede no Estado”, afirma Leocadio Antunes,
diretor-superintendente da Ipiranga.
TN Petróleo 76
63
eventos
Nova fábrica de tubos
Technip investe R$ 700 milhões
em Angra dos Reis
Grupo francês construirá fábrica de tubos e usará porto como centro de fornecimento
de equipamentos e apoio logístico ao pré-sal. Cerca de dois mil empregos diretos
e seis mil indiretos serão gerados na expansão do porto e na fábrica, a segunda do
grupo no país – a primeira funciona em Vitória (ES).
por Maria Fernanda Romero
A
francesa Technip
anunciou no final de
janeiro investimento
de R$ 700 milhões
nos próximos cinco
anos na expansão
do porto de Angra dos Reis, no Rio
de Janeiro, onde opera desde 2009.
A empresa construirá uma fábrica
para produzir tubos flexíveis umbilicais para o pré-sal e modernizará
a área do porto.
“O Brasil tem recebido muitos
investimentos no setor de óleo e gás.
Essa nova fábrica representa geração
de emprego, renda e investimento no estado. Sem dúvida, o Rio é
a capital do pré-sal e vivemos um
momento extraordinário em nossa
economia. Estamos procurando mais
espaços em nossa costa para receber
os investimentos, pois, apesar de
sermos o segundo maior PIB do país
e a terceira maior população, somos
o terceiro menor estado”, disse o governador Sérgio Cabral, na ocasião
do anúncio da Technip.
De acordo com a empresa, o
projeto de modernização do porto
será desenvolvido em etapas. Na
primeira fase será construído um
novo berço para atração de navios
com investimentos de cerca de R$ 80
milhões. Já a segunda fase, que deve
durar até 2014, será para a construção efetiva da fábrica e de um centro
de treinamento de mão de obra. A
última fase será para a construção
do chamado deck mating, espécie de
64
TN Petróleo 76
estaleiro para a montagem de plataformas que produzem e armazenam
petróleo (FPSO).
A previsão é de que apenas a
unidade fabril demande investimentos da ordem de R$ 300 milhões, com início de produção
previsto para 2013; o restante do
investimento será direcionado à
expansão do porto.
A ampliação do porto de Angra
dos Reis vai aumentar sua área em
cerca de 160 mil m² – dos atuais
78 mil m² para 238 mil m². O projeto será dividido em três etapas
e o início das obras da primeira
fase está previsto para o segundo
semestre deste ano.
Segundo o presidente mundial
da empresa, Thierry Pilenko, o objetivo do grupo é
transformar o terminal em centro
de fornecimento
de equipamentos
e apoio logístico
ao pré-sal dentro
dos próximos cinco anos, aproveitando sua proximidade à Bacia de Santos.
Ainda segundo ele, os investimentos da Technip não ficarão
restritos ao porto e à fábrica,
serão investidos “centenas de
milhões de dólares” em embarcações para instalar as tubulações
fabricadas pela empresa. “Haverá investimentos maciços em
embarcações para instalar essas
tubulações. Nós participamos e
estamos lá com esses investimentos”, disse.
Pilenko informou que a fábrica
de flexíveis não se localizará dentro do porto, mas que o local exato
ainda não foi definido. “Temos uma
ideia; precisamos trabalhar com
todos os envolvidos e interessados
para escolher o melhor local. Mas
Angra dos Reis está muito bem
localizada no que diz respeito à
sua proximidade com o pré-sal”,
complementou.
“Será a fábrica mais moderna
do mundo, com tecnologia desenvolvida especialmente para atender
os desafios da nova fronteira de
exploração petrolífera localizada
no pré-sal”, afirmou ele. De acordo
com o executivo, o foco da empresa
em Angra é a prestação de serviços
logísticos para empresas operadoras de petróleo, sobretudo no
pré-sal. A capacidade de produção
da planta será de 200 km de tubos
por ano.
Também presente no evento do
anúncio do projeto, o secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia,
Indústria e Serviços, Julio Bueno, destacou a
importância do
investimento
para consolidar a posição do Rio de
Janeiro como centro das operações
Foto: Carlos Magno, Governo do Rio de Janeiro
Da esquerda para a direita: José Antonio Azevedo, presidente da Câmara Municipal de Angra dos
Reis; Tuca Jordão, prefeito de Angra dos Reis;
Thierry Pilenko, presidente mundial da Technip;
Sérgio Cabral, governador do Estado do Rio de
Janeiro e Hélio Szmajser, presidente em exercício da Companhia Docas do Rio de Janeiro.
do pré-sal, além de impulsionar a
economia de Angra dos Reis e região. O projeto prevê a construção
de um Centro de Treinamento e
Capacitação de Mão de Obra, para
aproveitamento dos trabalhadores
locais na operação da nova fábrica
e do porto.
“Fico feliz de a Technip ter escolhido o estado do Rio para realizar
este investimento. O porto de Angra
estava estagnado havia anos e este
projeto significa a dinamização da
região. A Technip é uma empresa
de alto conteúdo tecnológico, que
vai gerar dois mil empregos diretos
depois que a fábrica ficar pronta.
Isso vai ajudar a disseminar o desenvolvimento pelo estado e gerar
receita e renda em torno do présal”, indicou.
por Rodrigo Miguez
O
navio Skandi Peregrino foi
batizado em fevereiro, no
Píer Mauá, no Rio de Janeiro. Construído pelo estaleiro STX
Vietnam Offshore, a embarcação foi
arrendada à Norskan Offshore pela
Statoil Brasil. De modelo AHTS-AH
08, o barco vai operar no campo de
Peregrino, no bloco BM-C-7, na Bacia
de Campos, no Rio de Janeiro.
O Skandi Peregrino está equipado
para manuseio de âncoras e operações de reboque e de transporte e
descarga de equipamentos, plataformas de produção e similares, além de
stand by e de resgate de 120 pessoas.
Ele também serve
como um navio de
recuperação de
petróleo. O total
investido no navio
foi de 300 Million
Nok, cerca de 88
milhões de reais.
“Essa embarcação fecha um pool de quatro
embarcações da Statoil. Esse era o último barco que faltava para completar
nossa frota”, afirmou o gerente de logística da Statoil Brasil, Raul Portella.
“Temos uma expectativa muito boa
Foto: Lenine Serejo
Skandi Peregrino é batizado no Rio de Janeiro
Modelo.....................................................................Aker AH 08
Tipo.....................................................................................AHTS
Comprimento total.............................................................75 m
Boca moldada.................................................................. 17,4 m
Calado de projeto máximo.................................................7 m
Capacidade do deck.........................................700 toneladas
Área do deck................................................................... 550m²
Velocidade.......................................................................30 nós
Motor principal..............Rolls-Royce B32:40 V12 6000kW
Gerador............................................. AEM 2200 ekW - 440V
Classificadora..................................................................... DNV
para a atuação do Skandi
Peregrino”, completou.
Também estiveram
presentes à cerimônia o
presidente da STX Brasil,
Waldemiro Arantes Filho,
o presidente da Norskan,
Hans Ellingsen, o presidente da Statoil Brasil, Kjetil Hove,
além da madrinha da embarcação, Irene Hogset Hove, mulher do presidente
da Statoil.
O campo de Peregrino está localizado na Bacia de Campos, a uns
100 m de profundidade, nos blocos
BM-C-7 e BM-C-47. A Statoil ven-
deu em maio do ano passado 40%
do campo Peregrino para a empresa chinesa Sinochem Corporation
pelo valor de US$ 3,07 bilhões. Com
a negociação, a Statoil ficou com
60% do total e manteve-se como
operadora do campo, que deverá
começar a produzir em breve.
TN Petróleo 76
65
eventos
Logum Logística
Logística para transporte de etanol
Foi firmado em março, no Rio de Janeiro, o acordo de acionistas que cria a Logum
Logística S/A, empresa que será responsável pela implantação de um abrangente
sistema logístico multimodal para transporte e armazenagem de etanol.
A
66
TN Petróleo 76
Sistema Integrado de
Transporte de Etanol
Foto: Agência Petrobras
sociedade anônima
fechada de capital
autorizado é composta
por ações ordinárias,
nominativas e sem valor nominal divididas
da seguinte forma: Petrobras, 20%;
Copersucar S/A, 20%; Cosan S/A Indústria e Comércio, 20%; Odebrecht
Transport Participações S/A, 20%;
Camargo Correa Óleo e Gás S/A,
10%; Uniduto Logística S/A, 10%.
O capital social da nova companhia será, de início, de R$ 100
milhões. A Logum Logística S/A
será a responsável pela construção,
desenvolvimento e operação do sistema (logística, carga, descarga, movimentação e estocagem, operação
de portos e terminais aquaviários)
que envolverá poliduto, hidrovias,
rodovias e cabotagem.
Com investimentos de R$ 6 bilhões,
o Sistema Multimodal de Logística de
Etanol terá perto de 1.300 km de extensão e atravessará 45 municípios,
ligando as principais regiões produtoras de etanol nos estados de São Paulo,
Minas Gerais, Goiás e Mato Grosso à
Replan, em Paulínia (SP).
Parte deste sistema integrado será
composto por um duto de longa distância, entre as regiões de Jataí (GO)
e Paulínia; o primeiro trecho entre
Ribeirão Preto e Paulínia, até então
sob responsabilidade da PMCC S/A,
teve inicio em novembro passado,
com as primeiras contratações de
serviços, projetos e instalações.
O empreendimento será integrado ao sistema de transporte hidroviário existente na bacia TietêParaná. Os comboios de transporte,
compostos pelas barcaças de cargas e
os barcos empurradores, serão cons-
O diretor de Abastecimento da Petrobras, Paulo
Roberto Costa, e o diretor presidente da Logum,
Carlos Alberto Guimarães
truídos e operados pela Transpetro.
A Transpetro deverá também operar
os dutos do sistema a serviço da Logum Logística S/A.
A combinação dos modais dutoviário e hidroviário tem como finalidade a racionalização do processo
de transporte do etanol, com os menores custos. O sistema integrado se
estenderá por ampla malha de dutos
até Barueri e Guarulhos, na grande
São Paulo, e Duque de Caxias (RJ).
A partir destes terminais, o etanol
será levado diretamente aos postos
de combustíveis por meio de transporte rodoviário de curta distância.
Para garantir que o etanol chegue a outros mercados no território
nacional, por meio da cabotagem,
o sistema de escoamento alcançará
terminais marítimos nos litorais de
São Paulo e Rio de Janeiro. O sistema levará agilidade ao processo de
exportação do etanol. Hoje, a maior
parte do produto é transportada até
os portos por meio de caminhões.
O projeto, quando concluído,
terá uma capacidade instalada de
transporte de até 21 milhões de m³
de etanol por ano. Mais de dez mil
empregos diretos e indiretos serão
gerados. Parte dessa mão de obra será
recrutada nas regiões do entorno.
A maior parte do sistema será
construída utilizando as áreas de
passagem de dutos já existentes.
Essa medida vai beneficiar com um
menor impacto as populações locais
e a vegetação nativa. Além disso, o
projeto irá reduzir o tráfego nas grandes rodovias e nas áreas de grande
circulação de veículos dos centros
urbanos. Essa característica do novo
sistema proporcionará a redução do
número de caminhões em rodovias e
o menor desgaste das estradas, maior
segurança e agilidade e menor emissão de poluentes.
SolidWorks World 2011
TI para todos os segmentos...
inclusive o de petróleo
por Beatriz Cardoso, enviada especial
a San Antonio, Texas, a convite da SolidWorks
Foi o que os mais de cinco mil participantes dos quatro cantos do mundo viram na última
SolidWorks World 2011, conferência realizada todo ano pela empresa que disseminou o uso
do CAD3 mundialmente.
Foto: Bia Cardoso
O
fato não é novo, pois há
muito tempo a tecnologia de informação é
uma ferramenta chave
nas complexas operações da indústria petrolífera. Mas nunca foi tão expressiva,
como nos últimos tempos, a aposta
firme de empresas líderes de TI no
desenvolvimento de soluções e aplicativos passíveis de serem utilizados
nos diversos segmentos de atividades
da indústria de petróleo e gás.
Ferramentas utilizadas desde a
conceituação e execução de projetos relacionados às operações de
exploração e produção de petróleo
– incluindo construção naval de unidades offshore e navios – de refino
e distribuição (tanto equipamentos
como refinarias completas e malha de
dutos) até sistemas de gerenciamento
e controle operacional de todas essas
unidades complexas.
Essa polivalência da TI foi demonstrada, ainda que não com foco
na indústria petrolífera, na maior
conferência do planeta na área de
software de projetos. Realizado há
mais de uma década pela empresa
de origem norte-americana – incorporada em 1997 pela francesa Dassault
Systèmes –, o SolidWorks World 2011
reuniu mais de cinco mil pessoas,
entre usuários, especialistas e revendedores dos cinco continentes. Entre
eles, empresas de tecnologia de ponta
que prestam serviços para a indústria
petrolífera utilizando ferramentas desenvolvidas pela SolidWorks, como é
o caso da Halliburton, Baker Hugues,
entre outras. O evento aconteceu entre os dias 23 e 26 de janeiro, em San
Antonio, no Texas.
Além de sessões, palestras técnicas e workshops, faz parte do
congresso um espaço de exposição
das ferramentas desenvolvidas por
parceiros – essa é uma das principais características da empresa, que
apoia e incentiva o desenvolvimento
de soluções em parceria. Verdadeira babel de nacionalidades, ali se
cria um ambiente de negócios que
reforça a interação e possibilita novas parcerias, além de um feedback,
sem intermediários, da percepção do
mercado e dos usuários do programa
no mundo inteiro.
O Brasil teve uma participação de
destaque, com a apresentação de um
case relacionado ao uso do software
CAD 3D SolidWorks no projeto de um
avião desenvolvido pela Universidade
Federal de Minas Gerais (UFMG), o
SEA 308, que já bateu quatro recordes
mundiais de velocidade em aeronaves
experimentais da Federação Aeronáutica Internacional.
O avião, de pouco mais de 300 kg,
atingiu uma velocidade de 360 km/h,
superando marcas antes estabelecidas
nas categorias ‘subida’, 100 km, 15 km
e 3 km, essa última considerada os “100
metros rasos”, a prova mais prestigiada
da competição. O projeto apresentado
na conferência utiliza 25 licenças do
software de CAD 3D SolidWorks.
Por conta do uso dessa ferramenta em universidades e empresas
instaladas no Brasil, os negócios da
SolidWorks vêm crescendo mais do
que em outros países, de economia
mais forte, de acordo com Oscar
Siqueira, Country Manager Brazil
& South Cone da
SolidWorks. Sem
poder dar números mais detalhados, ele destaca
que as operações
brasileiras têm
atraído a atenção
da Dassault Systèmes. Prova disso é que a corporação,
seguindo os passos de sua controlada,
comemora a presença da Petrobras
em seu portfólio de clientes.
O executivo aposta, ainda, que
esse crescimento, nos próximos anos,
terá uma contribuição expressiva do
setor de óleo e gás, que vem demandando mais e mais ferramentas e soluções para viabilizar suas operações de
A a Z, assim como a de seus parceiros
no desenvolvimento de numerosos
projetos de alta complexidade. Oscar
Siqueira observa que não há soluções
desenvolvidas especificamente para o
setor de óleo e gás, e sim aplicativos
que vêm sendo incorporados às novas
versões dos softwares da empresa, de
forma a atender usuários que estão
envolvidos em projetos no setor.
TN Petróleo 76
67
perfil profissional
Eduardo Tosta
De olho no principado
da família Grimaldi
Engenheiro mecânico com especialização em Petróleo pela PUC-Rio
e em VIV (Vibração induzida por vórtices em estruturas marítimas e
oceânicas) pela Politécnica de Milão, egresso do Centro de Pesquisa
da Petrobras (Cenpes) e com mais de 14 anos de experiência
na indústria de óleo e gás, Eduardo Tosta, carioca, 36 anos, é
engenheiro líder da Subsea 7, responsável pelo conceito, fabricação
e instalação de equipamentos submarinos.
por Cassiano Viana
“Toda a minha experiência profissional, de 14 anos, foi no setor de petróleo. O primeiro contato aconteceu no Centro de Pesquisa
da Petrobras (Cenpes), como estagiário da engenharia básica”, diz.
Naquela época, o superintendente geral era Antônio Sergio Fragomeni, conta ele. “Fragomeni morreu em 2009, aos 53 anos, tinha
ingressado na Petrobras em 1968 e sido gerente da construção da
plataforma de Enchova e superintendente geral de Garoupa, além
de chefiar o escritório da Petrobras em Londres. Foi superintendente
do Fermat e do Cenpes. Ele e o gerente geral Marcos Assayag, hoje
gerente da Área de Equipamentos e Logística do escritório do E&P da
Petrobras em Londres, encabeçam o hall das pessoas mais brilhantes
que já conheci.”
Ao fim do período no Cenpes, Tosta foi convocado para um
centro de pesquisa privado, em São Paulo, que tinha como um
de seus clientes uma grande caldereira, com planos de entrar no
setor. “Houve, então, um spin-off do grupo dedicado e fomos para
Sorocaba”, lembra.
Após um ano em São Paulo, o retorno ao Rio o levou a trabalhar
diretamente com a Petrobras e, em um dos muitos projetos realizados,
foi designado para a Itália, onde fez pós-graduação em VIV.
“Meu foco era gerar soluções inovadoras para as demandas que se
apresentavam ou estivessem por vir”, recorda. “Este foi o meu norte
por muitos anos, no suporte técnico de uma grande empresa de repre68
TN Petróleo 76
sentação. Pude desenvolver ampla e irrestrita visão do mercado
de petróleo, trabalhando com o
que exista de mais moderno no
mundo. Criávamos cenários para
identificar os gargalos tecnológicos e desenvolver soluções, antes
mesmo que as demandas chegassem ao mercado.”
Estes projetos o levaram
mundo afora, à procura de novas
tecnologias. Uma das escalas
mais frequentes era a Escócia.
“Não esquecerei nunca o meu
primeiro embarque no Mar do
Norte. Era fim do outono, decolei
da Noruega num helicóptero
russo, rumo a um navio de construção. O voo rente às ondas gigantes, que rugiam logo abaixo,
só me permitia um pensamento:
“Se a próxima for maior?!” A
passividade e tranquilidade dos
vikings eram absolutas diante
daquela demonstração de força
da natureza”, conta.
No entanto, seu sonho de consumo, desde os dez anos, é morar
em Mônaco, principado no sul da
França, à beira do mar Mediterrâneo, “mas sem ter que trabalhar”,
brinca. Para quem conhece meio
mundo, é até engraçado pensar
que esta pessoa queira morar em
uma área de dois mil quilômetros
quadrados, no segundo menor
Estado do mundo, atrás apenas
do Vaticano...
Por motivos de trabalho,
Eduardo, já faz algum tempo, se
reveza em uma escala 2/2, entre
o Rio de Janeiro e uma outra cidade na Europa. “Tudo depende
do desenvolvimento do projeto e
de sua validação. Mas geralmente a fase final é aqui no Brasil e
acabo me mudando para uma
outra cidade no Brasil. Em breve,
será Vitória”, adianta.
Em 2004, com a necessidade
de evolução profissional, consultou com mais um membro
do ilustre hall aqui mencionado: José Formigli, hoje gerente
executivo para a área do pré-sal
da Petrobras, que indicou o curso
de especialização em petróleo da
PUC. “Com o intuito de sedimentar e incrementar meu conhecimento, este curso abriu as portas
para trabalhar em Epecistas
Submarinos”, avalia.
Com a bagagem adquirida
em diversos ambientes e empre-
Idade: 36
Formação: Engenheiro Mecânico com
especialização em Petróleo
Primeiro trabalho: Cenpes, como
contratado
Principais cargos ocupados: sgerente de Suporte Técnico e gerente
técnico de Projetos
Horas médias de trabalho/dia: 10h
Hobbies: viajar, trilhas e marcenaria
Sonho de consumo quando criança:
morar em Mônaco
Sonho de consumo hoje: morar em
Mônaco sem ter que trabalhar
Músicas: rock (“hoje em dia estou
ouvindo muito Wolfmother”)
Um bom lugar para descansar:
o sítio dos meus pais em Minas,
onde, por sinal, trabalho muito...
Um filme: Um bom ano
Livros: Solution Selling: Creating
Buyers in Difficult Selling Markets,
de Michael Bosworth
sas, Eduardo hoje se considera
bem posicionado e sólido em um
mercado promissor que ainda
guarda desafios para aqueles
dispostos a enfrentá-los.
Para o profissional que deseja
fazer carreira na área de óleo e
gás, quais os grandes empregos
hoje e no futuro? “Os profissionais seniores de outras áreas que
desejam migrar para o setor de
petróleo devem ter uma experiência profissional sedimentada. A bagagem será usada por
associação na indústria. Já os
profissionais juniores precisam
buscar uma formação acadêmica
sólida nas engenharias tradicionais e uma especialização em
petróleo.”
Já na área de gestão, segundo ele, cai bem uma certificação
em PMP (Project Management
Professional) pelo PMI Project
Management Institute (PMI) –
entidade mundial voltada para o
gerenciamento de projetos, com
sede na Filadélfia, Pensilvânia
(EUA) –, visando o reconhecimento oficial e público de habilidades individuais no campo de
Gerenciamento de Projetos. “O
mercado hoje demanda fortemente por engenheiros de materiais, navais, subsea e de perfuração. Hoje estão sendo criadas
as soluções para a exploração e
produção de petróleo próximo
aos 3.000 m WD e no pré-sal”,
explica.
Para Eduardo, o emprego do
futuro será o relacionado à Inteligência de Mercado, na capacidade das empresas em prever o
comportamento do mercado, os
gargalos tecnológicos, logísticos
e de pessoal. “O Brasil está rompendo várias barreiras tecnológicas e, levando em consideração
esse movimento desbravador,
problemas, desafios e imprevistos se apresentarão continuaTN Petróleo 76
69
perfil profissional
mente”, avalia. “A necessidade
de suplantá-los de forma rápida
e capaz de atender as demandas
técnicas inerentes moverá as
futuras contratações. O profissional para atuar neste campo deve
ter muita experiência na área de
atuação da empresa, sendo então
capaz de mapear as armadilhas
que estão por vir e propor soluções eficientes”.
Nas horas livres, o programa é
viajar... mas, não é cansativo viajar
a trabalho e continuar viajando
(no tempo livre)? “É totalmente
diferente. Muitas pessoas acham
que viajar a trabalho é um prêmio... Quando viajo, neste esquema, além do cansaço inerente
à viagem propriamente dita
(lembre-se de que tenho mais de
1,90 m de altura!) trabalho pelo
menos oito horas por dia para o
motivo da viagem, faço os relatórios diários destinados a minha
gerência, informando os avanços
ou complicações do dia. Mas o
pior é que o trabalho no Rio não
para só porque você está viajando.
Os prazos são os mesmos e seus
70
TN Petróleo 76
colegas continuam dependendo
de decisões suas. Assim, quando
tudo referente a viagem acaba, eu
ainda me conecto remotamente
e faço, pelo menos, uma grande
parte do trabalho que faria se
estivesse no Rio”, explica. “Quando se viaja a passeio, a mente está
relaxada e ocupada com coisas
banais. Se ficar no Rio, estarei
trabalhando, mesmo de casa.”
Do pai, ex-fuzileiro naval,
herdou o gosto pela marcenaria:
“Quando fico no Rio, tenho uma
pequena marcenaria em casa.”
E acrescenta: “O trabalho com a
madeira é quase uma meditação.
Meu pai sempre mexeu muito em
madeira, sobretudo entalhando
peças brutas. Infelizmente, não
tenho esta habilidade manual,
mas adquiri o gosto de trabalhar
com este material. Faço desde
pequenos móveis até uma estante
inteira de quatro prateleiras e uma
bancada em ‘L’ de mais de 4 m de
comprimento”, exulta.
A cozinha é outra paixão.
Chegou a viajar para Tiradentes
(MG) em busca de um cuteleiro
russo para adquirir facas de alta
qualidade – chefs de cozinha
costumam ser maníacos por facas. As facas Burza – palavra que
significa tempestade na língua
cossaca – do russo Woldyslack
Nicolayewcht Zacarowiskini,
cuja família fabrica facas há mais
de 300 anos, foram indicação
de uma amiga, ex-souschef do
Copacabana Palace. “Quando
cheguei em seu ateliê, o russo foi
logo perguntando qual a minha
profissão. Ele gosta de lidar com
especialistas. Para ele, cada faca
é uma faca. Existem famílias
europeias que compram as facas
Burza há mais de cem anos”.
Ano 3 • nº 14 • março de 2011 • www.tnsustentavel.com.br
Editorial
Resultados positivos
Estamos iniciando 2011 com uma nova proposta,
após dois anos de publicação do Caderno de Sustentabilidade TN. Entendemos nesse período que o tema
ainda está sendo absorvido pelas empresas apesar de já
presenciarmos muitas iniciativas no setor. Mas, seguindo a nossa vocação de mídia especializada, sabemos
que o nosso papel também passa pela educação que
ajuda a apontar caminhos para a efetivação dos negócios em qualquer área desse nosso imenso mercado.
Assim, a partir dessa edição vamos abordar cada vez
mais temas de relevância que contribuam para a formação e informação dos nossos leitores, através de artigos
e entrevistas com especialistas renomados e exemplos
de empresas cujo foco do negócio é notadamente tecnologia para a sustentabilidade, principalmente ambiental. E, para iniciar, trazemos em entrevista exclusiva,
Otávio Vianna, chefe de Departamento de Operações de
Meio Ambiente do Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES). Ele fala sobre o Índice
de Carbono Eficiente (ICO2), que a entidade lançou em
dezembro do ano passado. O projeto consiste em um
fundo de índice formado por ações de empresas que
compõem o índice de carbono eficiente, cuja carteira
conta com ações de 42 empresas.
Também nessa edição, um levantamento inédito do
Instituto Akatu e do Instituto Ethos mostra uma relação
entre o consumidor brasileiro e a sustentabilidade; qual
foram detectados um maior número de consumidores
aderindo a valores e comportamentos mais sustentáveis. Enfim, apesar dos constantes desafios, os resultados positivos estão reinando no campo da sustentabilidade, como vocês vão conferir nestas em outras
matérias do nosso primeiro caderno do ano.
Boa leitura!
Lia Medeiros
Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo
Sumário
73
76
77
Pesquisa revela
que consumidor
é indiferente
Financiamento
responsável
Portas
abertas
Akatu-Ethos
Instituto Camargo Corrêa e BNDES
Recursos
TN Petróleo 76
71
suplemento especial
Entrevista especial
Otávio Vianna, chefe de Departamento de Operações de Meio Ambiente do BNDES
Fundo com base no índice
de carbono eficiente (ICO2)
por Maria Fernanda Romero
O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES)
financia empresas que compõem o Índice de Carbono Eficiente (ICO2),
tendo lançado em dezembro do ano passado um fundo formado por
ações de 42 empresas que compõem o índice de carbono eficiente.
Otávio Vianna, chefe de Departamento de Operações de Meio Ambiente
do BNDES, conta à TN Petróleo de que forma o instrumento, conhecido
internacionalmente como Exchange Traded Fund (ETF), vai estimular
a gestão de mudanças climáticas das companhias de capital aberto.
TN Petróleo – Qual o principal objetivo do fundo com base no índice
de carbono eficiente (ICO2)?
Otávio Vianna – Dar visibilidade e liquidez ao ICO2, criando uma
oportunidade para investidores de
renda variável sensíveis às questões ambientais. Além disso, o fundo ajudará a divulgar a cultura do
baixo carbono entre os investidores
e as empresas.
Como surgiu esta iniciativa?
A iniciativa de criação do ICO2
surgiu no momento em que criamos a área de meio ambiente no
BNDES, em 2009. O fundo lastreado
é uma consequência natural, pois é
um instrumento que pretende dar
visibilidade e importância ao índice,
bem como atrair os investidores
sensíveis às questões climáticas.
Como ele será constituído? Qual
sua metodologia?
O instrumento deverá ser
formado por ações da carteira da
BNDESPar e terá cotas negociadas na BM&FBovespa. Ele seguirá
o modelo já utilizado na operação
do PIBB, que teve como públicoalvo o investidor de varejo. O ETF
vai refletir o desempenho do ICO2,
seguindo a mesma composição de
72
TN Petróleo 76
ações e o peso de cada uma delas
no índice.
Como se dará a gestão do fundo?
O gestor do fundo será o
BlackRock Brasil, empresa líder
mundial em gestão de investimentos
e que administra US$ 3,2 bilhões
em ativos. O administrador será o
Citibank e o coordenador da oferta
pública das cotas do fundo será
indicado até março.
Quem pode participar?
Todas as empresas com ações
listadas em bolsa e que participam
da carteira teórica do IBrX-50. A
participação da empresa é voluntária. Atualmente, o ICO2 tem 42 empresas em carteira, das quais seis
da área de energia: Cesp, Cemig,
Eletrobrás, Ecodiesel, OGX Petróleo
e Brookfield. Quem comprar uma
quota no fundo terá ações das 42
empresas participantes na exata
proporção destas no ICO2.
Em sua opinião, qual será a contribuição deste fundo para o país
no que se refere à preservação
ambiental?
O fundo irá estimular as maiores
empresas brasileiras com ações em
Bolsa a levantar e divulgar suas emis-
sões de gases causadores do efeito
estufa (GEE), o que acreditamos ser o
primeiro passo para a adoção de práticas de gerenciamento das emissões.
No que consiste o ICO2? Ele foi
lançado no ano passado, mas já
está em vigor?
Ele tem por base a carteira do IBrX50 e leva em consideração, na ponderação das ações participantes, as emissões de gases de efeito estufa (GEE)
das empresas. É constituído de modo a
obter maior eficiência em emissões de
carbono em relação ao índice-base. Ou
seja, quanto maior forem as emissões
em relação à receita, maior será a
redução de participação da empresa
no índice. Embora tenha sido lançado
em dezembro de 2010, o desempenho
do ICO2 pôde ser calculado retroativamente a setembro de 2010 porque foi
baseado na carteira do IBrX50, que é
reponderada a cada quatro meses – em
janeiro, maio e setembro.
Qual a expectativa do BNDES para
este projeto?
O fundo vai estimular a gestão de
mudanças climáticas das companhias
de capital aberto, bem como contribuir para o desenvolvimento do mercado de ETF no Brasil. Acreditamos
que o fundo dará liquidez ao ICO2.
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
Pesquisa revela que
consumidor é indiferente
Pesquisa Akatu-Ethos 2010 mostra que a fatia de consumidores conscientes ainda continua em 5%
da população. Entretanto, houve crescimento (de 25% para 37%) do segmento mais distante do
consumo consciente, o grupo chamado “Indiferente”. Outro desafio, segundo a pesquisa, é traduzir
o termo sustentabilidade para o dia a dia dos brasileiros – 56% dizem que nunca ouviram falar.
O
Instituto Akatu e o Instituto
Ethos fizeram um levantamento inédito intitulado ‘O
consumidor brasileiro e a sustentabilidade: atitudes e comportamentos frente o consumo consciente,
percepções e expectativas sobre a
RSE – Pesquisa 2010’. Executada
pela GfK Brasil, a pesquisa contou
com o patrocínio do Bradesco, da
Faber-Castell, do Santander e do
Walmart.
A publicação com os resultados
integra a série sobre responsabilidade social e se soma à pesquisa
‘Práticas e perspectivas da RSE no
Brasil – 2008’, aos relatórios sobre
‘Percepção da RSE pelo consumidor
brasileiro’ (série de seis publicações
iniciada em 2000), e aos relatórios
das pesquisas Akatu n. 3, 4, 5, 6 e 7
(a primeira realizada em 2003).
“Em um momento de forte crescimento do consumo no Brasil,
quando se poderia esperar que as
pessoas deixassem a consciência
de lado na hora de consumir, conseguimos, com a pesquisa, verificar
que o segmento de consumidores
mais conscientes manteve-se praticamente estável em relação ao que
foi encontrado na pesquisa feita
há quatro anos. O que é uma boa
notícia, já que o Instituto Akatu tem
conseguido, pouco a pouco, atingir seu objetivo de traduzir os conceitos de consumo consciente, de
Responsabilidade Social e de Sustentabilidade em ações concretas
do consumidor que, se realizadas
cotidianamente,
trarão impactos
positivos para
a sociedade”,
afirma Helio
Mattar, diretorpresidente do
Instituto Akatu.
A pesquisa ouviu 800 mulheres
e homens, com idade igual ou superior a 16 anos, de todas as classes
sociais e regiões geográficas do
país, nas regiões metropolitanas
de Belém, Belo Horizonte, Curitiba,
Fortaleza, Porto Alegre, Recife, Rio
de Janeiro, Salvador e São Paulo,
bem como em Goiânia, Manaus e
no Distrito Federal.
“O entendimento do comportamento do consumidor é fundamental no processo de construção da
sustentabilidade e, aqui no Brasil,
é notável a consistência dos esforços nesse sentido em relação
a outros países
do mundo”, diz
o presidente do
Ethos, Jorge
Abrahão. “Este
levantamento
serve como trânsito para uma
TN Petróleo 76
73
economia verde e responsável”,
complementa o executivo.
Indiferença e consumo
O novo estudo traz alguns resultados positivos, como a manutenção do percentual de consumidores conscientes em 5%, o que,
considerando-se o aumento populacional, significa um crescimento
de cerca de 500 mil consumidores
aderindo a valores e comportamentos mais sustentáveis.
Mas, ao mesmo tempo, constatou-se um crescimento (de 25%
para 37% do total) do segmento de
consumidores mais distante desses
valores e comportamentos – o grupo chamado de “indiferente”.
De forma geral, o crescimento do segmento de consumidores
“indiferentes” é creditado ao movimento de ascensão social e de
incorporação no mundo do consumo de uma parte significativa
da população brasileira, verificado
especialmente ao longo dos dois
governos do presidente Lula (2003
a 2010).
A renda média anual do brasileiro, que era de R$ 6.800,00 em
2000, deve chegar, segundo projeções, a R$ 17.500,00 no final de
2010. Isso representa um ganho
real de cerca de 30% nesta década,
descontada a inflação.
Nos últimos anos, viu-se crescer
a parcela da população pertencente
à classe C, que atingiu 50,5% da
população em 2009. Isso significa
que um contingente de cerca de
29 milhões de pessoas passaram
a fazer parte desse grupo, entre
2003 e 2009.
Essa chamada “nova classe média brasileira” tem um perfil mais
jovem, de maioria afrodescendente e com mais famílias chefiadas
por mulheres. A combinação de
aumento populacional e de renda
fez com que essa classe C passasse
a representar o segmento com o
74
TN Petróleo 76
Foto: Divulgação
suplemento especial
maior poder de consumo no país.
E em 2010 a classe D irá se tornar
o segundo segmento com maior
poder de consumo, ultrapassando
a classe B.
Desafios sociais
Esses fatos apresentam dois
desafios: por um lado, não há
ninguém que deseje que este movimento de redução da pobreza,
distribuição de renda e acesso ao
consumo seja interrompido. Ao
contrário, que continue, amplie
e carregue para a nova “classe
média” os milhões de brasileiros
que ainda estão abaixo da linha de
acesso aos bens materiais mínimos
para uma vida com dignidade e o
sonho de novas conquistas. Assim,
mantido esse cenário positivo, o
desenvolvimento de ações de estímulo a uma sociedade sustentável
deverá ser feito dentro desse contexto ‘desfavorável’ à adoção de
práticas conscientes de consumo.
O estudo revela também certa
estabilidade no grupo dos “mais
conscientes”, que ainda são praticamente um em cada três consumidores. Este é um grupo mais
aguerrido, em especial na internet,
onde busca com avidez informações sobre RSE e sustentabilidade,
e ainda é ativo em influenciar os
outros. Esse grupo tem também um
poder potencialmente importante
para influenciar tanto empresas
como outros consumidores.
Constata-se que praticamente
metade da população estudada
(49%) está desconectada desse
debate, qualquer que seja a chave de entrada para ele – ecologia,
meio ambiente, sustentabilidade
ou RSE. Se forem somados a esse
grupo os 11% que estão apenas
interessados no tema, chega-se a
60% de baixo envolvimento com
esse debate.
Além disso, 56% dos consumidores nunca ouviram falar em “sustentabilidade”. O termo desperta
muito pouco interesse na população, além de ser um assunto mais
abstrato e, portanto, mais difícil de
ser compreendido e transformado
em prática do dia a dia.
No grupo que afirma conhecer
o termo, há problemas com sua definição. Parcela significativa (21%
dos que dizem conhecê-lo, ou 9%
do total) não consegue dar nenhuma definição para ele. Outra parcela (19% do total) apresenta uma
compreensão incorreta de sustentabilidade, ligada sobretudo a autossustento – “ter renda para sustentar
a família”, “sustentar a família” ou
“se sustentar sozinho”.
Entre o conceito e a prática
Há um interesse relativamente
baixo sobre responsabilidade social
empresarial, quando colocada em
termos apenas conceituais. Como
decorrência desse fato, também
se constata um percentual baixo
de consumidores que buscam informações sobre o tema. Do total
estudado, 16% afirmam buscar informações sobre RSE. Entre estes,
destacam-se consumidores universitários e os das classes A e B.
Os consumidores buscam se
informar mais por internet e tevê,
mas a internet não desfruta ainda
da mesma credibilidade da tele-
visão e dos jornais, estes pouco
citados como fonte de informação
sobre RSE, mas bem citados no
quesito ‘credibilidade’.
Consumidores premiam empresas mais responsáveis e punem as
menos responsáveis. Eles repudiam
a propaganda enganosa e o tema
que mais conta pontos positivos são
as relações de trabalho: 80% dos
consumidores apontam o desenvolvimento de alguma ação ligada
à dimensão “Direito das Relações
de Trabalho” como importante para
que uma empresa seja considerada
socialmente responsável.
Tendo em vista que os consumidores esperam e exigem que as
empresas sejam socialmente responsáveis, deve-se pensar também
no desenvolvimento de legislações
e políticas públicas que, mesmo
sem passar de início pela compreensão e consciência do consumo,
induzam nos consumidores e nas
empresas comportamentos que
gerem, como resultado, passos no
sentido de uma sociedade mais
sustentável.
Divulgação reforça
consciência
Uma reflexão em particular
merece ser desenvolvida sobre a
relação das empresas com consumidores das classes C e D. Hoje,
é claro o foco que quase todas as
empresas estão desenvolvendo no
sentido de ampliar sua relação com
esses segmentos, como forma de
atraí-los para o consumo e ampliar
seus volumes de negócio. Em que
medida essas empresas buscam
também, ao divulgar seus produtos
e serviços, investir para desenvolver comportamentos de consumo
mais consciente?
Em relação aos consumidores,
alguns exemplos desse modelo,
como a obrigatoriedade do uso do
cinto de segurança, políticas de incentivo à solicitação de nota fiscal
por meio da devolução de parcela
do valor total das notas fiscais solicitadas ou a legislação de proibição de fumo em locais públicos,
dão mostras de que essa estratégia pode não apenas provocar um
comportamento mais sustentável,
mas até, ao final, gerar algum nível
maior de consciência no consumo
dos brasileiros.
No que toca às práticas das
empresas, medidas como a Política
Nacional de Resíduos Sólidos, o
Plano para Produção e Consumo
Sustentáveis e a Política Nacional
sobre Mudanças do Clima, entre
outras, estão a apontar importantes mudanças no cenário regulatório-institucional. A presença
ativa e articulada das empresas
socialmente responsáveis nesse
processo é fundamental, quer para
enriquecê-lo com suas importantes experiências e reflexões, quer
para evitar que, mesmo bem intencionadas, as medidas adotadas
redundem em mais problemas do
que soluções.
Além das políticas públicas e
soluções tecnológicas e organizacionais capazes de minimizar os
impactos da previsível explosão
de consumo, é preciso trabalhar
no redirecionamento das aspirações da sociedade como um todo.
É necessário um esforço urgente
e sem precedentes para dissociar
“aumento contínuo do consumo”
de “maior felicidade e realização”.
Essa equação, que moveu (e move)
o crescimento da sociedade de consumo, é incompatível com o duplo
objetivo de “inclusão social com
sustentabilidade”.
Para ganhar os corações, mentes e bolsos dos consumidores, a
sustentabilidade, a RSE e o consumo consciente precisam ser apresentados não como conceitos sofisticados, mas traduzidos em práticas
e propostas concretas. E estas não
podem ser percebidas pelo público
como imposições restritivas, mas
sim como uma boa alternativa ao
consumismo vazio, angustiante e
insustentável. Como o caminho
mais curto, barato e desejável rumo
à felicidade, que é, ao final, o que
todos almejamos.
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TN Petróleo 76
75
suplemento especial
Financiamento responsável
Instituto Camargo Corrêa faz parceria com BNDES para projetos de inclusão social:
acordo prevê um investimento de R$ 50 milhões, em cinco anos, para ajudar a
inserção de jovens no mercado de trabalho.
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TN Petróleo 76
Foto: Cortesia Instituto Camargo Corrêa
O
Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e o Instituto
Camargo Corrêa (ICC) assinaram
um Acordo de Cooperação Técnica
e Financeira, para financiar ações
do programa Futuro Ideal, cujo objetivo é estimular o empreendedorismo e aumentar as chances de
inserção de jovens de 16 a 29 anos
no mercado de trabalho. Ao longo
de cinco anos, serão investidos
R$ 50 milhões de reais – metade do
valor será fornecida pelo BNDES
e a outra metade, pelo ICC, como
contrapartida, em contratos anuais
de R$ 10 milhões.
O objetivo é expandir a atuação do Futuro Ideal, presente hoje
em 32 municípios. Grupos produtivos, ONGs e instituições locais
recebem aportes do Instituto para
desenvolver trabalhos que ajudem
a melhorar a renda e as condições
de vida de microempreendedores
e empresas familiares. “Os resultados atingidos pelo Futuro Ideal
demonstram que é possível modificar uma realidade com base
no incentivo. A parceria ajudará
microempreendedores e pequenos
grupos produtivos em localidades diversas,
favorecendo nossa estratégia de
incentivar o desenvolvimento
territorial sustentável”, afirma Francisco Azevedo,
diretor executivo do ICC.
Os recursos do Acordo, provenientes do BNDES Fundo So-
cial e não reembolsáveis, servirão
para financiar iniciativas no Norte, Nordeste, em Minas Gerais e
no Espírito Santo, além de áreas
de influência de grandes projetos
já financiados pelo BNDES. Estão incluídos também municípios
e microrregiões relacionados ao
Programa Territórios da Cidadania,
iniciativa do governo federal cuja
meta é superar a pobreza e gerar
renda no meio rural. “A erradicação
da pobreza extrema passa por dar
acesso a serviços básicos de saúde, educação e assistência, como a
inclusão no mercado de trabalho,
com a criação de oportunidades
de geração de renda que sejam
permanentes após esse apoio inicial”, complementa Elvio Gaspar,
diretor da Área de Inclusão Social
do BNDES.
Após a assinatura do acordo
para o ano de 2011, será formado
um Grupo Técnico de Trabalho,
composto por membros das duas
instituições. Este grupo visitará
as áreas a serem beneficiadas, as
quais foram definidas no Plano
Anual de Investimentos do ICC, e
conversará com os agentes locais,
a fim de estruturar as estratégias
dos projetos. Três visitas já estão
marcadas: no dia 17 de fevereiro,
a equipe visitará o município de
Alpestre, no Rio Grande do Sul,
para avaliar um projeto de beneficiamento mínimo de mandioca
e hortaliças. No dia seguinte, seguem para Águas de Chapecó e
São Carlos, em Santa Catarina,
onde o ICC apoia projetos de desenvolvimento da cadeia de apicultura. Por fim, nos dias 23 e 24 de
fevereiro, a equipe estará em Cabo
de Santo Agostinho, em Pernambuco, para identificar oportunidades
de projetos na área.
Quatro programas básicos
O ICC atua nas comunidades
em que as empresas do Grupo
Futuro ideal
O propósito do Programa Futuro
Ideal é estimular o empreendedorismo e aumentar as possibilidades
de inclusão de jovens de 16 a 29
anos no mercado de trabalho. A iniciativa pretende não apenas desenvolver competências necessárias
Onde há projetos
Futuro Ideal
Porto Velho (AM); Candeias do
Jamari (RO); Nova Mamoré (RO);
Guajará Mirim (RO); Tapurah
(MT); Lucas do Rio Verde (MT);
Nova Mutum (MT); Nortelândia
(MT); Natividade (RJ); Santo
Antonio do Grama (MG); Paracatu (MG); Campinas (SP); Tucuruí
(PA); Fortaleza (CE); São Paulo
(SP); Paulista (PE); Ipojuca (PE);
Curitiba (PR); Cubatão (SP);
Nossa Senhora do Socorro (SE);
Davinópolis (GO); Campo Alegre
de Goiás (GO); Catalão (GO);
Cristalina (GO); Pedro Leopoldo (MG); Americana (SP); São
José dos Campos (SP); Apiaí
(SP); Araucária (PR); Águas de
Chapecó (SC); São Carlos (SC);
Alpestre (RS)
Portas abertas
Empresas brasileiras podem captar recursos no exterior
para projetos de responsabilidade socioambiental
Ainda é muito pouco difundida
no Brasil a concreta possibilidade
de captação de recursos internacionais para a realização de projetos
de responsabilidade socioambiental.
Somente no Reino Unido há 300
instituições que destinam recursos
para projetos realizados no Brasil
(Guidestar UK, 2010). O Europeaid
(Cooperação da União Europeia para
o Desenvolvimento da América Latina) tem orçamento de 556 milhões
de euros (R$ 1,28 bilhão), no período
2007/2013, para projetos de defesa
dos direitos humanos, energia reno-
vável, combate às drogas e redução
da pobreza, dentre outras áreas.
No mapeamento das iniciativas
sociais de empresas dos Estados
Unidos no Brasil, realizado pelo
Gife (Grupo de Institutos, Fundações e Empresas), foram analisadas
organizações norte-americanas,
identificando-se que R$ 204 milhões são investidos em atividades
sociais no Brasil, beneficiando 39
milhões de pessoas.
Karina Ruffo, consultora de
Patrocínio do In-Pró (Instituto
Movimento Pró-Projetos), especia-
para a inserção dessas pessoas em
um emprego formal, mas também
criar condições para que possam
se organizar em cooperativas ou
montar um empreendimento próprio. Sempre que possível, a ideia
é aproveitar a rede de relacionamento das empresas do Grupo Camargo Corrêa em benefício desses
jovens. As ações são desenhadas
em sintonia com a economia local.
Um exemplo é o projeto Tempo de
Empreender, realizado em parceria
com a construtora Camargo Corrêa
e o Serviço Brasileiro de Apoio às
Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) no interior de Santa Catarina
e no Rio Grande do Sul. O programa tem como objetivo elevar a
renda e melhorar as condições de
vida de grupos de agricultores familiares, capacitando-os para que
produzam alimentos com melhor
qualidade e mais eficiência.
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
Camargo Corrêa estão inseridas.
Sua missão é articular e fortalecer
organizações que contribuam para
a formação integral de crianças,
adolescentes e jovens, visando ao
desenvolvimento comunitário sustentável. Para tanto, definiu quatro
programas sociais: Infância Ideal,
Escola Ideal, Futuro Ideal e Ideal
Voluntário. Para cada programa
são idealizados projetos que se
complementam. Atualmente, são
executados cerca de 90 projetos
em 44 municípios de 14 estados
brasileiros.
lista em Fontes Internacionais de
Recursos, explica que as empresas
brasileiras podem e devem buscar
esses recursos internacionais. Ela
vem acompanhando em detalhes
essas fontes internacionais.
TN Sustentável no Twitter. Siga-nos em
http://twitter.com/tnsustentavel
TN Petróleo 76
77
suplemento especial
Programa de Educação
Ambiental e Valorização
do Ser (PertenSer)
Apresentamos, aqui, os resultados do PertenSer (Programa de Educação Ambiental
e Valorização do Ser), implementado pelo Gaia (Grupo de Aplicação Interdisciplinar à
Aprendizagem) em duas comunidades influenciadas diretamente pelo empreendimento de uma
empresa do setor petrolífero, para cumprir exigências legais de licenciamento. Este programa
atende às diretrizes para a implementação do Programa de Educação Ambiental da empresa
(PEA), e tem como principal objetivo desenvolver ações em educação ambiental por meio de um
processo participativo da força de trabalho do empreendimento e da sociedade local.
O
Geraldo José Virgínio é
economista, coordenador
de Projetos do Gaia.
Lucilene Danciguer é
MSc, antropóloga, gerente
de projetos do Gaia.
Caroline Signorelli
Maciel Marques é psicóloga, coordenadora de
Projetos do Gaia.
78
TN Petróleo 76
Gaia atua em parceria com empresas de diversos segmentos para
a realização de programas de Segurança, Meio Ambiente, Saúde
e Responsabilidade Social desde 1993. Neste período, é evidente o
crescente interesse e profissionalismo com que as ações de responsabilidade
social corporativa (ou empresarial) vêm sendo abordadas, resultando em
projetos e programas socioambientais cuja forma e concepção têm preocupação cada vez maior com a sustentabilidade. Tal avanço é importante, tanto
para o empreendedor, como para a sociedade local. Para o empreendedor,
este avanço é detectado através de uma melhoria na forma de gerenciar e
sustentar o negócio, considerando as partes interessadas, e para a sociedade local, através da maior capacidade de dialogar e construir iniciativas e
práticas sustentáveis, que melhorem sua qualidade de vida.
O PertenSer deve proporcionar condições para a produção e aquisição,
pelos atores sociais envolvidos, de atitudes visando à participação individual e coletiva na gestão do uso dos recursos ambientais e na concepção e
aplicação das decisões que afetam a qualidade dos meios físico, biótico e
socioeconômico e cultural, principalmente através de atividades voltadas
para a sensibilização e o reforço de comportamentos de sustentabilidade
social e ambiental. Neste processo, são estabelecidas parcerias com o Poder Público local, escolas, instituições atuantes (associações de moradores,
lideranças) e Organizações Não Governamentais (ONGs). O PertenSer foi
implementado durante o período de 460 dias e abrange um conjunto de atividades que visam à sensibilização e à conscientização quanto às questões
socioambientais locais e estimulam a adoção de novas práticas para melhoria
da qualidade de vida da população residente na Área de Influência Direta
(AID) do empreendimento.
Estratégias e resultados
As estratégias do Gaia para implementação do programa contemplam os
interesses da empresa e das comunidades, e compreendem sete linhas de
atuação que priorizam a vivência como alternativa de aprendizagem. Cabe
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
ressaltar que as comunidades contempladas neste projeto
estão localizadas em área de adensamento populacional,
caracterizada como área de ocupação irregular e com
infraestrutura precária, principalmente quanto à saúde
e saneamento básico.
Diagnóstico de caracterização socioambiental
da AID
Ações – O diagnóstico tem como objetivo identificar as
demandas socioambientais das duas comunidades, através da percepção de seus moradores e contribuir para o
cumprimento de três objetivos específicos: 1) identificação das demandas locais por meio do contato direto com
moradores (lideranças comunitárias formais e informais,
moradores antigos e jovens estudantes), visando traçar
as estratégias de ação do PEA; 2) estabelecimento de
parcerias com os órgãos e instituições educacionais
públicas existentes nas comunidades próximas ao empreendimento e com diferentes entidades ambientalistas
regionais, ONGs, etc.; 3) identificação do público-alvo
para os diagnósticos participativos com o uso da linguagem audiovisual, da comunicação popular, da tecnologia
digital e da produção cultural, como meio de pesquisa e
expressão da sua realidade socioambiental.
O diagnóstico também possibilitou o alcance das
metas do Programa de Educação Ambiental da empresa:
Conhecimento da realidade da região onde serão implantadas as obras para executar ações que satisfaçam
a maior parte dos envolvidos; Construção de vínculos
que garantam a participação de todas as entidades locais
interessadas durante a implementação do programa;
Identificação e compreensão dos principais problemas
ambientais existentes.
Para caracterizar o perfil socioambiental da comunidade influenciada diretamente pelo empreendimento,
os instrumentos de coleta de dados utilizados foram a
observação direta, entrevistas estruturadas e reuniões
comunitárias de grupo focal. Foram aplicadas 200 entrevistas, nas quais os pesquisadores buscaram utilizar
uma linguagem informal para aproximá-los dos atores
entrevistados, promovendo o entrosamento e conquistando a contribuição dos mesmos para um maior aprofundamento das informações. As entrevistas também
foram elaboradas de modo a atingir os objetivos do PEA
na identificação dos grupos sociais afetados.
As duas reuniões comunitárias incluíram diversos
atores locais e permitiram amplo debate, em que os
participantes expuseram e ouviram diversos olhares,
depoimentos e percepções acerca da problemática proposta. Aspectos puderam ser aprofundados, como os
principais problemas ambientais, potencialidades da
comunidade e prioridades de mudança na realidade
socioambiental.
Resultados – O bairro afetado tem padrão de ocupação
irregular ocasionado por invasões e posses ocorridas
do desmembramento de lotes, densidade demográfica,
em alguns trechos, quase nove vezes maior do que a do
TN Petróleo 76
79
suplemento especial
O diagnóstico também demonstrou a necessidade de
fortalecimento das lideranças formais e do desenvolvimento de novas lideranças comunitárias.
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
Palestras e oficinas de sensibilização
município e apresenta diversas demandas de urbanização
e saneamento básico.
Quanto ao nível de escolaridade, a maioria do público
entrevistado no diagnóstico tem ensino fundamental
incompleto (44%) e ensino médio incompleto (11%).
A população do bairro tem baixos níveis salariais, ocupando setores da economia que exigem poucos requisitos de
formação profissional. A taxa de escolarização também
está diretamente relacionada com a renda. A renda familiar per capita de 53% dos entrevistados é de até um
salário mínimo, e 23% de um a dois salários mínimos, ou
seja, cerca de 76% dos entrevistados declararam possuir
renda familiar per capita de até dois salários mínimos e
apenas 7% tem renda familiar per capita de dois a três
salários mínimos.
A preocupação com a transmissão de doenças foi um
dos problemas mais apontados pelos entrevistados no
diagnóstico. Segundo depoimento dos agentes comunitários de saúde, boa parte dos problemas de saúde
no bairro é decorrente da precariedade nos sistemas de
abastecimento de água.
Outra questão relevante destacada no diagnóstico
foi o grande número de domicílios abastecidos por poço
(97% dos entrevistados) e não por rede de abastecimento geral. O abastecimento domiciliar de água por
poço, nascente, carro-pipa, água da chuva, nem sempre
apresenta água de qualidade satisfatória, aumentando
o risco de contaminação de nascentes, poços, rios e
lençóis freáticos.
Um dos maiores anseios apontados pela comunidade
foi lazer e esporte, indicando a falta de espaços públicos
como praças e centros comunitários.
Outros sonhos da comunidade estão relacionados
principalmente a melhores condições de acesso ao sistema
público de saúde e esgotamento sanitário adequado.
80
TN Petróleo 76
Ações – Esta etapa tem como objetivo difundir conhecimentos específicos que dão subsídios para a construção
e argumentação dos projetos socioambientais. As palestras e oficinas foram destinadas aos profissionais da
engenharia do empreendimento, à força de trabalho do
empreendimento e comunidade (escolas e instituições).
As palestras destinadas aos trabalhadores das obras de
infraestrutura (profissionais da engenharia e força de
trabalho) do empreendimento tiveram como objetivos
divulgar princípios de relacionamento com as comunidades locais e com o meio ambiente.
As palestras destinadas à comunidade tiveram como
objetivo ressaltar a importância e relação das crianças
com o meio ambiente, seja dentro de casa, nas ruas e
no bairro.
Resultados – Durante a realização do PertenSer, foram realizadas seis palestras para os profissionais da
engenharia do empreendimento, abordando temas socioambientais diversos. Foram proferidas 27 palestras
para 1.057 participantes oriundos da força de trabalho
do empreendimento.
Foram proferidas 44 palestras para 1.125 participantes
de escolas e instituições do município.
Também foram desenvolvidas atividades vivenciais
(estudo do meio) e oficinas de produção de mudas.
A participação, o envolvimento e o interesse das crianças evidenciam que os documentários apresentados
durante as palestras são de fato ferramentas úteis para
estimular a percepção sobre a realidade socioambiental
do bairro, como também o sentimento de valorização e
pertencimento.
Formação em Projetos Socioambientais
Ações – A mobilização para essa atividade deu-se a partir
da discussão das demandas socioambientais, buscando
engajar e comprometer os atores locais para propor soluções na forma de projetos. Nesta etapa de formação,
os projetos são escolhidos, estudados e elaborados pelos
grupos sociais da comunidade, e estão diretamente
relacionados com os temas prioritários expostos nas
palestras de sensibilização.
A metodologia aplicada nesta linha de atuação contemplou temas relativos à elaboração de projetos socioambientais conforme roteiro básico sistematizado
pelo Gaia e reunido em apostila distribuída a todos os
participantes.
A Formação em Projetos Socioambientais teve carga horária de 60 horas e aconteceu em três módulos.
Além de instrumentalizar, mobilizou os participantes
a discutirem as demandas apontadas no diagnóstico e
refletirem sobre quais soluções poderiam ser viáveis e
quais parcerias são necessárias para a implementação
das propostas a curto, médio e longo prazo.
Resultados – Nesta etapa, 41 pessoas participaram,
sendo 31 moradores do bairro e dez representantes
do Poder Público (Secretaria Estadual e Municipal de
Educação e de Meio Ambiente) e do Fórum Permanente
da Agenda 21.
O envolvimento desses atores no processo de
formação em projetos teve a finalidade de construir
relações de parceria de apoio desde a etapa de elaboração. Foram identificadas as instituições locais
que possuíam ações convergentes com o Programa de
Educação Ambiental, interesse em atuar nas comunidades e potencial para estabelecer parcerias durante
a implementação do PertenSer ou aos futuros projetos
das comunidades.
As propostas elaboradas pelos participantes resultaram na produção de quatro projetos socioambientais
que representam o compromisso dos cidadãos na solução
dos principais problemas e atendimento às principais
demandas da comunidade. Dois destes projetos estão
inseridos na temática ambiental (construir um viveiro
de mudas / promover a arborização) e os outros dois na
temática educacional (promover a capacitação e formação
de agentes ambientais comunitários e campanhas de
mobilização para a conscientização do descarte adequado
do lixo / oferecer cursos de qualificação profissional).
Para o adequado desenvolvimento dos projetos, o
Gaia promoveu reuniões de acompanhamento e divulgou
editais de fontes financiadoras para projetos. Os grupos
foram estimulados a identificar outras parcerias locais
de apoio técnico, institucional e financeiro buscando a
viabilização e a implementação e a busca pela sustentabilidade dos projetos.
A participação integrada de membros da comunidade
local e do poder público trouxe inúmeros benefícios na
articulação de parcerias para implementação dos projetos
e na aproximação do poder público à realidade local, que
resultou em três parcerias com o poder público local,
duas parcerias com instituições técnicas e uma parceria
com a Associação de Moradores.
Além disso, a comunidade vivencia outras formas
de abordagem e argumentação de suas ideias e sonhos,
podendo transformá-los em projetos possíveis de serem
implementados. A elaboração dos projetos pelos membros das comunidades por meio da organização de suas
demandas e necessidades facilita a tomada de decisões
pelo investimento social privado.
Articulação de parcerias
Ações – Nesta etapa, os grupos foram orientados para
mapear, articular e firmar parcerias locais a fim de que
os projetos não dependam de uma única instituição proponente para sua implementação, mas de uma rede de
apoiadores. Para identificar parcerias para os projetos, foi
feito o mapeamento e a identificação das empresas instaladas nas imediações das comunidades contempladas
pelo programa. Todos os materiais de comunicação do
PertenSer foram utilizados com o objetivo de identificar
instituições locais, buscando seu engajamento e envolvimento nos projetos propostos pela comunidade.
Resultados – Seis parcerias locais de apoio aos projetos
já foram consolidadas: 1. Secretaria Municipal de Meio
Ambiente; 2. Secretaria Municipal de Agricultura; 3.
Associação de Moradores do bairro; 4. Sesi/ Sistema
Firjan; 5. Secretaria Municipal de Educação; 6. Agenda
21 do município.
Capacitação da comunidade no uso da
linguagem audiovisual
Ações – O Plano de trabalho do PertenSer planejou
a capacitação da comunidade no uso da linguagem
audiovisual através da realização de duas Oficinas de
Cinema, possibilitando a oportunidade de registro das
demandas socioambientais e soluções propostas na forma
de projetos. Duas oficinas foram realizadas nos meses
de julho e agosto de 2009 e o conteúdo teórico-prático
abordou temas relacionados à linguagem do cinema,
roteiro, direção, produção, manuseio de equipamentos
e edição de imagens.
As Oficinas de Cinema foram realizadas durante três
semanas consecutivas totalizando 54 horas por oficina;
contaram com instrutores profissionais especializados.
O conteúdo teórico teve nove horas de duração e abordou temas relativos à concepção de documentários e
filmes de ficção, diferentes estilos de filmes, formas
de enquadramento e movimentos de câmera. Outras
27 horas foram dedicadas à atividade prática, quando
os participantes aprenderam a operar com a câmera,
e trabalharam na captação de imagens e depoimentos
para os documentários.
As 18 horas restantes de curso foram reservadas
para o trabalho de edição dos documentários, realizada
também pelos alunos das oficinas.
Resultados – Sob a ótica dos cidadãos, os quatro documentários produzidos durante as Oficinas de Cinema
do PertenSer retratam a realidade socioambiental em
que vivem os moradores do bairro afetado. Além disso,
os temas abordados têm relação direta com as problemáticas e soluções apontadas nos projetos elaborados
pela comunidade.
Afora a produção dos documentários, as Oficinas de
Cinema proporcionaram aos participantes o acesso a uma
linguagem que pode ser utilizada nas ações comunitárias
de participação popular.
Para três jovens alunos, a capacitação em cinema
transformou a cinegrafia em uma possibilidade concreta
de oportunidade profissional. Para outros, o curso abriu
TN Petróleo 76
81
suplemento especial
horizontes e os novos conhecimentos adquiridos transformarão suas vidas para sempre.
Estes documentários foram utilizados pela comunidade, para fortalecer os projetos elaborados e sensibilizar o
poder público e potenciais financiadores para a solução
dos problemas.
Evento de apresentação dos vídeos
Ações – Esta etapa tem como objetivos a divulgação
e sensibilização das demandas e fortalecimento dos
projetos elaborados. O evento de exibição pública dos
documentários produzidos foi organizado com o envolvimento e mobilização dos participantes das oficinas
e em parceria com os órgãos da Prefeitura (Secretaria
de Meio Ambiente, Secretaria de Serviços Públicos,
Empresa Municipal de Obras Públicas e Iluminação/
Emopi, Secretaria de Educação, Secretaria de Ordem
Pública, Secretaria de Mobilidade Urbana, Polícia Militar e Civil e Corpo de Bombeiros).
As ações de divulgação foram coordenadas pela
equipe Gaia.
Resultados – O evento reuniu mais de 350 pessoas da
comunidade, incluindo moradores, vários representantes
do poder público e imprensa local.
O evento teve grande repercussão na comunidade,
pois a difusão desses resultados demonstrou o olhar
da mesma nos processos de conscientização dos seus
próprios problemas socioambientais, evidenciando seu
protagonismo na construção coletiva de soluções, comprovando o alcance dos seguintes objetivos específicos:
1) incentivar formas de comportamento pessoal e social
que levem ao crescimento do indivíduo, como pessoa
e membro de uma comunidade; 2) incentivar formas
para a utilização correta dos recursos naturais; 3) instrumentalizar a comunidade local para uma atuação
socioambiental mais incisiva e participativa.
82
TN Petróleo 76
Evento de apresentação dos projetos
Ações – Esta etapa tem como objetivo dar visibilidade
aos projetos elaborados e finalizados pelas comunidades,
contribuir para a formalização de compromissos públicos
de parcerias de apoio e conquistar parcerias de apoio
com instituições do poder público, de empresas e de
instituições de apoio técnico.
Resultados – O evento de apresentação dos projetos
foi realizado em 31 de março de 2010 e, além de tornar
público os projetos socioambientais propostos pela comunidade, também apresentou os resultados obtidos na
conclusão do empreendimento. Contou com a presença
de cerca de 50 pessoas, incluindo representantes do Poder
Público local, instituições parceiras e comunidade.
Considerações finais
Durante a implementação do programa, o Gaia deu
suporte às comunidades para a formação e manutenção
de uma rede de apoiadores e parceiros locais. Todos os
materiais de comunicação do PertenSer foram utilizados
com o objetivo de identificar instituições locais, buscando
seu engajamento e envolvimento nos projetos propostos
pela comunidade.
Todas as ações do PertenSer estimularam a comunidade a caminhar em direção à sua autonomia e emancipação por meio do exercício ativo da cidadania.
Os resultados obtidos no desenvolvimento do projeto
podem ser ampliados através do fomento à estruturação
de uma ONG com a missão de integrar os moradores das
comunidades em torno de um projeto comum de cidadania
e participação popular.
Outras propostas que podem ser objeto de ações
de continuidade incluem: 1) mobilização social das
comunidades por meio da formação e desenvolvimento
de lideranças; e 2) programas de geração de trabalho e
renda e fomento ao empreendedorismo.
TN Petróleo 76
83
suplemento especial
Trabalho embarcado
e estresse profissional
A jornada de trabalho do empregado embarcado em
plataformas e navios tem gerado grande polêmica no
seu tratamento perante a Justiça do Trabalho.
A
Humberto Superchi é
advogado, consultor
jurídico, professor da
Universidade Cândido
Mendes.
Eduardo Ramalho é
fisioterapeuta, responsável técnico pelo setor de
cinesioterapia da Clínica
Center Trauma e professor de cursos livres.
84
TN Petróleo 76
lei n. 5.811, de 11 de outubro de 1972, recepcionada pela CF/88, no que
se refere à duração da jornada de trabalho em regime de revezamento
dos petroleiros que atuam em plataformas e embarcações é a única
norma legal em vigência que trata do regime de trabalho dos empregados
da indústria do petróleo.
Além das atividades de exploração, perfuração e produção de petróleo,
a referida lei regula também o trabalho em refinação de petróleo e seus
derivados por meio de dutos. Acaba sendo fonte de consulta para os empregados com responsabilidade de supervisão das operações acima citadas, ou
engajados em trabalho de geologia de poço, ou ainda, em trabalhos de apoio
operacional que correspondem aos terceirizados, os contratados.
Esse regime se dá por dois sistemas de revezamento, em turnos de oito
e de 12 horas, e também em regime de sobreaviso. Em razão das condições
específicas de trabalho em função da localização dos poços de petróleo e
da necessidade de atenção constante das atividades e pela segurança industrial, as plataformas e sondas em geral devem ter o mínimo de pessoas
a bordo ou em trânsito.
Assim, atualmente, o turno mais aplicado é o de 12 por 12, implicando
uma escala de revezamento composta de duas turmas a cada embarque
máximo de 14 dias, uma atitude mais segura, racional e econômica.
Embora a lei determine uma jornada de oito horas, no máximo, e somente
em condições especiais a adoção do regime de 12 horas ou sobreaviso, os
acordos e convenções coletivas de trabalho têm institucionalizado o regime
de 12 horas. A lei prevê, no caso do regime de oito horas a cada três turnos
de trabalho, o direito a um repouso de 24 horas consecutivas.
Sendo a jornada de 12 horas ou regime de sobreaviso: repouso de 24
horas consecutivas para cada turno ou para cada período de 24 que permanecer em regime de sobreaviso; com esse procedimento a empresa quita a
obrigação patronal relativa ao repouso semanal remunerado de que trata
a Lei n. 605/49.
No trabalho offshore inexiste a previsão legal para o regime suplementar
– horas extras. Assim, na realização das mesmas, sua remuneração estará
condicionada a, no mínimo, o previsto na súmula n. 264 do Tribunal Superior
do Trabalho, ou seja, a remuneração do serviço suplementar é composta do
valor da hora normal, integrado por todas as parcelas de natureza salarial
e acrescido do adicional.
Foto: Bia Cardoso
Previsto em lei, contrato, acordo, convenção coletiva ou sentença normativa, sem desprezar o cálculo do
Repouso Semanal Remunerado sobre as horas extras,
fundamentado no artigo 7º da Lei n. 605/49 e súmula
172 do Tribunal Superior do Trabalho que tem como
base de apuração o montante das horas extras dividido
pelos dias úteis do mês e o resultado multiplicado pelos
domingos e feriados do mesmo, ou a aplicação de cláusula
do acordo da categoria se mais benéfica.
Porém, é necessário cuidado constante na realização
de horas extras ou dobras, pois, além de não serem permitidas por lei, colocam a empresa em situação de risco
perante a fiscalização do trabalho, expõem o trabalhador
ao estresse profissional que certamente culminará como
alguma lesão à sua integridade física.
Contudo, o importante será não esquecer os preceitos
legais contidos na Constituição Federal, na Consolidação das
Leis do Trabalho, na Consolidação das Leis Previdenciárias,
bem como nas Convenções Internacionais do Trabalho ratificadas pelo Brasil, no que couber. Sem desprezar as cláusulas
dos Acordos e Convenções coletivas de trabalho.
A dobra de jornada, além do risco, representa um
gasto vultoso para o empregador, pois a remuneração das
horas trabalhadas deve ser paga, quando realizada, em
dobro, sem prejuízo da remuneração do repouso semanal
remunerado. Isto se o empregador não conceder outro
dia de repouso para justificar a dobra.
É preciso estabelecer limites de tolerância da capacidade laboral de cada um, quando o regime de trabalho
acontece em condições adversas, como os realizados em
áreas de confinamento, insalubres e perigosas.
Outro fator de relevância é, sem dúvida, o FAP (Fator
Acidentário de Prevenção). Trata-se de um multiplicador
que incide sobre o custeio da alíquota relativa ao acidente do trabalho, que pode representar um acréscimo
ou uma redução.
Assim, aquela empresa que apresentou grande número de empregados afastados por incapacidade mórbida
laborativa, afastamentos estes provenientes de acidente, doença do trabalho ou ocupacional, poderá ter um
acréscimo de até 2% no custeio RAT (risco decorrente
no ambiente de trabalho).
Por outro lado, as empresas que não apresentarem
nenhum caso de afastamento poderão ter uma redução
de 0,5 % no custeio da alíquota RAT que incide sobre o
total da folha de pagamento. O estresse profissional é
nada mais do que os afastamentos decorrentes de lesões
inflamatórias nos ombros, cotovelos, punhos, mãos,
coluna cervical e lombar.
Elas são tratadas nas clínicas, em grande número e na
quase sempre são recidivas, com o mesmo problema ou
com outro, o que mostra a importância de um profissional
habilitado e capacitado para organizar as questões posturais e a obediência das pausas ativas que constam na
legislação trabalhista de segurança e medicina do trabalho,
norma regulamentadora 17 – que expõe a ergonomia.
Ela é específica e mostra a importância da pausa
ativa na prevenção das lesões provenientes do trabalho,
exigindo para cada 50 minutos trabalhados um descanso
de 10 minutos. A medicina explica que durante as pausas
a pessoa reidrata os discos intervertebrais que são compostos por 70% a 80% de água, e evita as lesões discais
consideradas as mais incapacitantes. Nas estruturas
tendinosas (que geram as tendinites), temos a inibição
do estresse dos tendões.
A Previdência Social informa que o gasto com a
saúde é quantificado em R$ 56 bilhões anuais. Sendo
assim, ela atua com as ações regressivas, ações estas que
buscam das empresas que não apresentam uma política
de prevenção laboral o ressarcimento com gastos pagos
a segurados ou dependentes a título de auxílio doença,
invalidez, pensão por morte, juntamente com o FAP,
quando pressiona e incentiva as empresas a investirem na
saúde do trabalhador. Um grande vilão dos afastamentos
ainda são as lesões que envolvem falta de postura e a
inexistência de um projeto ergonômico.
Essas doenças são chamadas de Dort (Distúrbios Osteomusculares Relacionados ao Trabalho) e Amert (Afecções
Músculos-esqueléticas Relacionadas ao Trabalho). Tais
enfermidades são causadas pelo mau posicionamento
do corpo durante a execução da tarefa, associado aos
movimentos repetitivos, transporte de carga e manuseio
de equipamentos, entre outras, resultando em lesões nos
músculos, tendões e articulações.
TN Petróleo 76
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Foto: Ricardo Almeida
pessoas
Mudanças de
cargos na Cameron
Luiz Araújo, Antônio Antunes e Maurício D’Andrea, da Cameron.
Após três anos ocupando a posição
de gerente de Contas para a divisão de
Sistemas Submarinos da Cameron no
Brasil, Maurício d’Andrea é o novo gerente de vendas para a Divisão de Sistemas
de Superfície, no lugar de Luiz Araújo.
D’Andrea é engenheiro de produção graduado pela Universidade Metodista de
Piracicaba (Unimep), e com passagens
por empresas como GE-Vetco, conta com
mais de seis anos de experiência em
sistemas de produção e perfuração.
Por sua vez, Luiz Araújo assume a
posição de gerente executivo de Contas
para Sistemas de Superfície da América Latina e gerente de Vendas Mundial
para Sistemas de Completação Seca e
ficará baseado na sede da empresa em
Houston, no estado norte-americano
do Texas. Com mais de dez anos de
experiência na indústria de óleo e gás,
Araújo é graduado em Tecnologia e Engenharia Industrial pelo Cefet-RJ, com
pós-graduação em Gestão Empresarial
pela Fundação Getúlio Vargas (FGV).
O executivo substitui o engenheiro Antonio P. Antunes, que estava no cargo
desde 2007.
Antônio Antunes está de volta ao
Brasil na posição de gerente geral da
divisão de Sistemas de Superfície, incorporando o comando da Vescon em
Salvador, recentemente adquirida pela
Cameron como parte da estratégia de
desenvolvimento local do portfólio de
equipamentos de produção e perfuração
onshore da empresa. Antunes, que é
formado em Engenharia Mecânica pela
FEI com pós-graduação em Gestão Empresarial pela FGV, está na Cameron há
cinco anos, tendo passado por diversas
posições gerenciais na divisão de Sistemas de Superfície no Brasil e na sede
da empresa em Houston, onde ficou por
três anos.
Mauri Seiji Ono é o novo diretor de corporativo de estratégia
da holding Algar. Ono ocupou por
dois anos a diretoria da Algar
Tecnologia, empresa do setor de TI. No seu lugar assumirá o executivo Hamilton
Reis, que já atua na Algar Tecnologia há 12 anos e irá acumular funções.
Reis responderá pelas estratégias mercadológicas e pela carteira de clientes
corporativos da empresa no novo cargo de diretor de Marketing e Vendas Corporativas.
A Algar é um grupo empresarial brasileiro com práticas de empresa de capital aberto. A atuação da Algar hoje se estende para todo o Brasil, nas áreas de
TI/Telecom, Agro, Serviços e Turismo. Com faturamento de R$ 2,5 bilhões em
2008, a Algar possui cerca de 16 mil associados.
MMX tem três novos diretores
Guilherme Escalhão é o novo CFO da companhia, Antonio Schettino e
Luciano Ferreira assumem as recém-criadas diretorias de Desenvolvimento
e Implantação de Projetos e de Operações Portuárias, respectivamente.
O Conselho de Administração da
MMX, mineradora do Grupo EBX, do
empresário Eike Batista, elegeu no final
de janeiro Guilherme Escalhão como
novo diretor financeiro da companhia.
A MMX também passa a ter duas novas
cadeiras na diretoria executiva: de desenvolvimento e implantação de projetos
e de operações portuárias.
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TN Petróleo 76
Guilherme Escalhão é administrador
de empresas, formado pela FGV-RJ, com
mais de 25 anos de experiência no setor
de mineração. Ao longo de sua carreira,
exerceu cargos de diretoria na Vale e em
empresas do Grupo Caemi, também foi
presidente da Pará Pigmentos S/A. Nos
últimos dois anos, ocupou o cargo de diretor Financeiro da LLX Minas Rio S/A.
Foto: Cortesia Algar
Algar sob
novo comando
A recém-criada diretoria de Desenvolvimento e Implantação de Projetos será
ocupada por Antonio Alberto Fróes Schettino. Engenheiro de Minas, formado pela
UFMG, Schettino tem cerca de 30 anos
de experiência em mineração. Ao longo de
sua carreira, trabalhou em empresas como
MBR, Odebrecht, CSN e Votorantin, em
projetos no Brasil e em outros países.
Luciano Costa Ferreira assume nova
diretoria de Operações Portuárias da MMX.
Formado em engenharia mecânica pela
PUC-Rio e com MBA em Gestão pela FGV
Rio, tem 25 anos de experiência no setor
de minerossiderúrgico e portuário.
Promon anuncia
novo diretor de
Desenvolvimento
de Negócios
A Wärtsilä, empresa finlandesa, líder global em soluções energéticas para
mercados marítimos e de geração de energia, anunciou em fevereiro mudanças
na área de Ship Power. O engenheiro mecânico Luiz Barcellos, que está na
empresa desde 1997, assume a liderança da área focada na indústria naval.
O novo diretor que acaba de assumir o cargo é o sucessor de Heliônidas Pires, que se aposenta, após 20 anos na Wärtsilä, e atuará, agora, como consultor
da multinacional.
Segundo Barcellos, a prioridade são os negócios, em especial os decorrentes da demanda do pré-sal. “Esta será uma grande oportunidade para reafirmarmos a capacidade da Wärtsilä de reforçar os negócios de seus clientes através
de sistemas integrados, soluções, e os produtos que são eficientes, economicamente sólidos e ambientalmente sustentáveis”, complementa.
Após colocar em prática sua expansão rumo ao Nordeste e ao Rio de
Janeiro, a Mercotubos – empresa brasileira que atua há dez anos no mercado de
produtos e serviços para o setor de óleo e
gás, controlada pelo private equity Green
Capital – anuncia a contratação de seu
novo vice-presidente, Carlos Tavares.
O engenheiro Carlos chega ao Grupo
Mercotubos para assumir as Unidades de
Negócios de Equipamentos e Serviços.
Ele será responsável pelo direcionamento
estratégico, geração de novos negócios e
resultados das unidades como um todo.
O vice-presidente irá se reportar diretamente ao CEO da empresa, Flávio Suplicy.
O executivo possui mais de 23 anos
de experiência no setor de óleo e gás e
sua última posição foi como diretor de
Operações e Planejamento na Protubo,
empresa em que trabalhou por 20 anos,
tendo sido um dos principais responsáveis
pela posição que a mesma ocupa hoje.
Foto: Divulgação
Mercotubos anuncia novo vice-presidente
Antes, trabalhou na área técnica da
FMC por quatro anos. Foi também responsável pela coordenação e execução
através da ABNT CB-50/Onip (Organização Nacional da Indústria do Petróleo)
do padrão técnico para a curvamento por
indução conforme a norma ABNT 15.273;
entre outras empresas.
A partir do mês de janeiro, Jacques
Magalhães Benain
passou a compor
a equipe de executivos do Grupo
Promon e ocupará
o cargo de diretor
de Desenvolvimento de Negócios da
empresa.
Benain terá como responsabilidade
o desenvolvimento e a implementação
da estratégia para novos negócios do
grupo em TIC (Tecnologia da Informação
e Comunicação), bem como irá colaborar
nos processos de fortalecimento das
plataformas já existentes.
Jacques Benain é formado em Engenharia Mecânica pela USP, cursou pósgraduação em Engenharia de Telecomunicações pela Faap, além de MBA pela
Harvard University. O executivo regressa
à Promon depois de nove anos de sua
primeira passagem, de 1996 a 2002. No
período em que esteve ausente, construiu
sua trajetória na área de desenvolvimento
de negócios, especialmente no segmento
de telecomunicações, em empresas como
Smart Systems, Spring Wireless e Cisco
Systems. Sua última experiência profissional foi na Claro, atuando como diretor
nacional de vendas.
www.portalnaval.com.br
Foto: Banco de Imagens Keystone
Foto: Cortesia Wärtsilä
Troca de comando
em Ship Power
da Wärtsilä
TN Petróleo 76
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produtos e serviços
EBX Internacional
EBX ganha operação internacional
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
O grupo EBX, do empresário Eike Batista, anunciou no final de janeiro deste
ano a criação da EBX Internacional, que terá base de operação em um
escritório a ser aberto em Nova York até março.
O braço de negócios da EBX no
exterior pretende contatar investidores financeiros e
estratégicos dos
Estados Unidos,
Europa, Ásia e
Oriente Médio,
para consolidar a
presença do grupo
lá fora e ampliar as
operações de captação de recursos e
novos negócios. “Em Nova York, vamos
ficar mais próximos dos investidores
globais”, disse Eike Batista, presidente
da EBX.
O empresário acaba de contratar
dois executivos para tocar o negócio.
O australiano Peter Nathanial, que foi
sócio da Impala Partners, membro do
Comitê Executivo do The Royal Bank
of Scotland Group e conselheiro da
MMX, será presidente da EBX Internacional; e o brasileiro Marcello Horcades Coutinho, ex-Chase Manhattan,
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TN Petróleo 76
ex-Banco Garantia de Investimentos e
ex-Banco Icatu, vai ocupar o cargo de
diretor da nova empresa.
Leonardo Moretzsohn, diretor
Financeiro da EBX, e Luiz Arthur
Correia, diretor de Investimentos da
holding, que estão tocando a área de
corporate finance, em substituição
a Paulo Gouveia, disseram que essa
expansão do grupo EBX é necessária
para “botar um filtro lá fora, para ver
quem quer investir no grupo, já que o
Brasil está na mira de investidores do
mundo todo”.
Com sede no Brasil, a EBX, enquanto holding, não tinha ainda presença no
exterior, a não ser indiretamente através
de três de suas cinco empresas (MPX,
MMX, OGX, OSX e LLX). A MPX e a
OGX abriram escritórios na Colômbia,
onde desenvolvem negócios de carvão e
de óleo e gás. A MMX (mineradora) e a
MPX têm outro no Chile.
Moretzsohn considera a criação da
EBX Internacional importante, pois o
grupo de Batista é hoje o terceiro maior
conglomerado nacional privado não
financeiro, com valor de mercado de
US$ 50 bilhões.
“A criação da nova empresa mostra
uma mudança de postura em relação
ao mercado internacional”, avaliou.
O executivo destacou a importância de se usar a nova empresa para
abrir o leque de contato com bancos
internacionais para financiar investimentos da indústria do petróleo, que
tem características diferentes de outras
captações. A primeira plataforma de
petróleo da OSX, que custou US$ 450
milhões e deve chegar ao país no primeiro semestre, para que a companhia
comece a produzir em meados do ano,
foi financiada por um pool de cinco
bancos estrangeiros. “Não existe este
tipo de operação financeira em bancos
brasileiros”, afirmou.
Correia, que toca a diretoria de
Investimentos da EBX, informou que a
holding está abrindo uma nova frente
de negócios com ouro. “É uma volta ao
ouro. Estamos aguardando o parecer
dos acionistas da canadense Ventura
Gold sobre a proposta de compra de
100% da companhia, que tem ações na
Bolsa de Toronto. Oferecemos US$ 1,2
bilhão por ela. Não foi oferta hostil. Temos 19% da empresa, que tem recursos
medidos de 4 milhões de onças”.
Em fevereiro, a EBX terá a resposta
dos acionistas da Ventura Gold, cujas
minas de ouro ficam na Colômbia.
“Se conseguirmos adquirir a empresa,
vamos fazer uma OPA para os minoritários de Toronto e fechar seu capital.
Mais tarde, poderemos fazer um IPO,
para tentar atrair novos investidores”,
destacou Correia.
O grupo EBX pretende investir
US$ 15 bilhões entre 2010 e 2012 nos
setores de óleo, gás, energia, mineração e offshore no Brasil.
Usiminas Mecânica
Novos contratos da Usiminas Mecânica
somam R$ 286 milhões
Os novos negócios estão alinhados
com a estratégia da empresa de atuar
em segmentos de alto valor agregado e
com grande potencial de crescimento nos
próximos anos.
O principal deles é o edifício do novo
laminador da Gerdau Açominas. A empresa, que terá a Codeme como sócia
no empreendimento, será responsável
pelo projeto básico, cálculo estrutural,
fabricação das estruturas, jateamento e
pintura, transporte e montagem, colocação das telhas e sistema de iluminação.
O edifício industrial ocupará 110 mil m²
de área coberta, e a conclusão está prevista para o segundo semestre de 2012.
Outro importante contrato prevê o
fornecimento de blanks (peças de aço cortadas conforme a necessidade do cliente)
à Gestamp Wind Steel Pernambuco S/A,
para a construção de 180 torres eólicas
no Complexo Industrial de Suape, em
Pernambuco. O fornecimento compreenderá a fabricação de peças cortadas e
chanfradas de acordo com as especificações técnicas necessárias para a geração
de energia eólica. O fornecimento terá
início em fevereiro e se estenderá por
seis meses, com previsão de fabricação
de 30 torres por mês.
Também direcionado para o Complexo de Suape, a Usiminas Mecânica vai
fornecer as estruturas metálicas para uma
planta de fios de poliéster para indústria
têxtil e de polímero termoplástico (PET)
para produção de embalagens, garrafas e malhas especiais. A empresa, que
também terá a Codeme como parceira,
será responsável pelo detalhamento do
Foto: Divulgação
A Usiminas Mecânica, empresa de bens de capital e serviços do grupo Usiminas, inicia
2011 com cinco novos contratos que somam R$ 286 milhões e preveem projetos nas
áreas de siderurgia, energia eólica, infraestrutura e equipamentos industriais. A empresa
participará de cinco projetos em Minas Gerais, Rio de Janeiro, Pará e Pernambuco.
Usiminas vence primeira licitação do ano
para fornecimento de aço naval
A Usiminas venceu a primeira licitação internacional do ano, do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), coordenado pela Transpetro. A siderúrgica foi a
opção mais competitiva entre os diversos concorrentes internacionais e fornecerá 13 mil
toneladas para a construção de navios Panamax pelo Estaleiro Ilha S/A (Eisa), do Rio de
Janeiro. O aço começará a ser entregue entre março e abril.
Nas concorrências realizadas em 2010, a Usiminas foi líder no fornecimento à
Transpetro, em tonelagem total. Com este novo resultado, a siderúrgica consolida pouco
a pouco sua participação no desenvolvimento da indústria naval brasileira.
projeto, fabricação, jateamento e pintura
e o transporte das estruturas para a Construtora Norberto Odebrecht, responsável
final pela obra.
Petrobras e Vale – A Usiminas Mecânica
também venceu licitação para a construção de seis esferas de aço para o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro
(Comperj), empreendimento da Petrobras
que ainda está em fase de construção.
Outro contrato recentemente assinado
pela Usiminas Mecânica foi com a Vale
S/A. A empresa vai participar da primeira
fase da duplicação da Estrada de Ferro
Carajás, que a mineradora mantém no
Pará. O contrato prevê o fornecimento
e fabricação, transporte e montagem de
seis pontes a partir do primeiro trimestre
de 2011.
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TN Petróleo 76
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produtos e serviços
Eletrobras Eletronorte
Eletrobras Eletronorte vai investir R$ 40 milhões
em projetos de Pesquisa e Desenvolvimento
De acordo com o Plano Diretor, a
expectativa real de gastos em projetos de
P&D, em 2011, é de R$ 40 milhões.
Em 2011, serão divulgadas no site da
Eletrobras Eletronorte (www.eletronorte.
gov.br) três chamadas, e a primeira deve
acontecer em fevereiro. As 47 demandas
contemplam manutenção da transmissão, operação da geração, meio ambiente, destacando temas como a redução de
impactos ambientais de centrais eólicas,
mecanismos para evitar ou eliminar a
mortandade de peixes em turbinas hidrelétricas, definição de modelos para
vazão ecológica e mitigação de impactos
de linha de transmissão sobre a fauna.
A Eletrobras Eletronorte também vai buscar
inovações introdutivas, como tecnologia
para geração hidrelétrica de baixa queda,
fontes alternativas (eólica, hidrocinética,
solar e biomassa) e armazenamento não
convencional de energia elétrica.
A Lei 9.991, de 24 de julho de 2000,
exige que 0,4% da receita operacional da
receita líquida de empresas do setor elétrico seja investido em projetos de P&D.
“Há uma orientação das necessidades e
percentuais distribuídos pela Eletrobras
Eletronorte no seu Plano. A meta é termos
50% do que buscamos em inovações incrementais, 20% em estratégicas, 20% em
introdutivas e 10%
em disruptivas”, afirma o gerente dos
Programas de Pesquisa e Desenvolvimento da Eletrobras
Eletronorte, Álvaro
Raineri. Inovações
incrementais são
aquelas que melhoram algum processo já presente na
estratégia da empresa. O grupo de inovações introdutivas refere-se à criação
de algum tipo de negócio ou atividade
nova na empresa. A disruptiva trata de
algo totalmente inovador, ainda não implantado pela empresa.
A partir de 2010, há uma orientação do Plano Diretor para a execução
de projetos de pesquisas pelo Centro
de Tecnologia, em Belém, que receberá cerca de 25% dos investimentos em
P&D, dotando-o de estrutura física e
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
O Plano Diretor de Inovações Tecnológicas da Eletrobras Eletronorte, versão 2011-2014, tem
entre seus objetivos o atendimento à Política de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (P&D+I),
cuja finalidade é fomentar, orientar e priorizar a pesquisa, o desenvolvimento e a inovação.
conhecimento para que possa executar
futuramente projetos de P&D.
Entre os projetos de Pesquisa e
Desenvolvimento já executados pela
Eletrobras Eletronorte destacam-se as
medidas de fluxos de gases de efeito
estufa nos reservatórios hidrelétricos da
Amazônia, o cadastro georreferenciado
de linhas de transmissão e monitoração
com sensoriamento remoto e a logística
para atuação na manutenção das linhas
de transmissão no trecho ImperatrizPresidente Dutra.
Odebrecht
Odebrecht Óleo e Gás conquista dois novos contratos com as empresas Statoil e Maersk
A Odebrecht Óleo e Gás (OOG) assinou
dois novos contratos de Montagem e Manutenção (M&M) para o campo de Peregrino,
na Bacia de Campos (RJ). A partir deste
projeto, a OOG atenderá às empresas Statoil Brasil e Maersk FPSOs Brasil.
Os contratos, de cerca de US$ 60
milhões, abrangem as áreas de engenharia,
planejamento, suprimentos, fabricação,
montagem e manutenção, envolvendo
as disciplinas de estrutura, tubulação,
equipamentos, elétrica, instrumentação e
comissionamento. O período de duração
dos contratos entre a Odebrecht Óleo e Gás
e as duas companhias será de quatro anos.
“Os novos contratos reforçam a
estratégia da OOG na busca contínua da
90
TN Petróleo 76
ampliação do portfólio de clientes para a
prestação de serviços integrados para a
indústria offshore no Brasil e no mundo”,
afirma Jorge Mitidieri, diretor superintendente de Serviços Integrados da OOG.
“Para se ter uma ideia da importância
desse negócio, essa é a maior operação
da Statoil fora da Noruega”, completou o
executivo.
O sistema de exploração e produção
do campo de Peregrino é composto por
duas unidades fixas “irmãs” denominadas
Peregrino A e B (duas monoboias fixas) e
um FPSO, com capacidade para processar
100 mil bpd e estocar 1,6 milhão de barris.
O FPSO, construído e operado pela Maersk, tem previsão de início de suas ope-
rações ainda no primeiro trimestre deste
ano. As plataformas estão interligadas ao
FPSO por linhas de fluxo e umbilicais.
Peregrino é o maior campo de produção da Statoil fora da Noruega e o primeiro
da empresa no Brasil. A estatal norueguesa é detentora de 100% das participações
e operação do campo, localizado a 85 km
da costa do Rio de Janeiro, com lâmina
d’água de cerca de 100 m.
Para este novo desafio, a Statoil contará com a experiência da OOG, que traz
em sua bagagem os sete anos à frente do
contrato de M&M no Ativo Sul da Petrobras
(também na Bacia de Campos), além do
contrato também de M&M junto à Shell, em
operação desde 2007.
GE Oil & Gas
Petrobras seleciona sistemas de cabeça
de poço submarino da GE Oil & Gas
Expandindo ainda mais a presença de sua tecnologia no setor de exploração em águas profundas
e produção, a GE Oil & Gas assinou dois novos contratos que somam US$ 50 milhões para
fornecer um total de 171 sistemas de cabeças de poço submarino e ferramentas de instalação
para a Petrobras. O equipamento será utilizado nos projetos da petrolífera nas bacias de Campos
e Santos, ao largo da costa brasileira.
& Gas é essencial para o desenvolvimento
de projetos em águas profundas na região.
Os sistemas de cabeça de poço submarino MS-700 e MS-800 são sistemas de
perfuração comprovados no campo, que
apresentam alto nível de eficiência operacional. O MS-800 destina-se a ajudar os
operadores a atingirem metas em águas
profundas em regiões chave, tais como
o Brasil, o Golfo do México, África Ocidental e Ásia.
A maior capacidade e flexibilidade no
programa de revestimento de poços do
sistema permite que os operadores executem seções mais longas, possibilitando
que furos de diâmetro maior cheguem
mais fundo e alcancem áreas produtivas
com maiores colunas de produção.
O sistema de cabeça de poço submarino MS-800 baseia-se no design comprovado no campo do MS-700, ambos com
tecnologia de vedação e com ferramentas
de perfuração e teste. O MS-700, primeiro
sistema de vedação de cabeçote do setor,
fabricado todo em metal, foi testado em
quase 20 anos de operação e atendeu aos
requisitos mais exigentes de alta pressão,
serviços críticos, perfuração em águas
profundas e produção.
Foto: Cortesia GE Oil&Gas
Os itens do novo contrato foram
negociados como parte do contrato de
longo prazo em vigor entre GE e Petrobras, com duração de três anos, para o
fornecimento de sistemas de cabeças de
poço submarinos. Nos termos do primeiro
contrato, a GE irá fornecer 40 sistemas
de cabeça de poço submarino MS-700
e mais 16 sistemas MS-800, programados para entrega entre junho de 2011 e
junho de 2012. Nos termos do segundo
contrato, a GE irá fornecer 80 conjuntos
de ferramentas de instalação MS-700
e mais 35 conjuntos MS-800, utilizados na instalação das cabeças de poço
submarino, programados para entrega
entre setembro de 2011 e novembro de
2012. O equipamento será fabricado na
fábrica da GE Oil & Gas na cidade de
Jandira (SP).
Fernando Martins, vice-presidente
da Região América Latina, da GE Oil
& Gas afirmou: “Estamos satisfeitos de
termos sido novamente contratados pela
Petrobras para o fornecimento de sistemas de cabeça de poço submarino com
a missão crítica de dar suporte aos projetos de produção em águas profundas da
empresa. Nossa capacidade de fornecer
tecnologia confiável, baseada em soluções envolvendo todas as nossas áreas
de engenharia, fabricação, fornecimento
e equipe de vendas locais foram fatores
fundamentais para garantir esses pedidos
adicionais. A GE é um player já estabelecido no Brasil e temos o compromisso
de reforçar nossas ofertas à Petrobras e
a outros clientes na região, através da
expansão da nossa fábrica em Jandira,
e a abertura em 2012 de um Centro de
Pesquisa Global da GE no Rio de Janeiro,
no valor de US$ 100 milhões.
Com mais de 1.200 sistemas de cabeça de poço submarino instalados em
águas brasileiras, a tecnologia da GE Oil
Manifold no campo de Jubarte
A Aker Solutions, multinacional norueguesa do ramo de petróleo e gás, transportou, em
janeiro, o maior equipamento utilizado para
escoamento da produção de gás natural já
fabricado no Brasil. O Pipeline End Manifold
(Plem) partiu da Cidade Industrial de Curitiba
até o Porto de Paranaguá, de onde seguirá para
a plataforma FPSO P-57, no Espírito Santo.
O equipamento com 293 toneladas, 7,5 m
de largura, 21,3 m de comprimento e 4,5 m de
altura, começou a ser desenvolvido em dezembro de 2008 e foi totalmente fabricado, montado
e testado na unidade da Aker Solutions, em
Curitiba, representando um marco de desenvolvimento tecnológico para a empresa.
O manifold será instalado na Bacia do
Espírito Santo, no campo de Jubarte, a uma
profundidade de 1.193 m, e distante 85 km
do litoral sul do estado. O escoamento da
produção do gás retirado do fundo do mar
Foto: Cortesia Aker Solutions
Aker Solutions
será feito por meio de gasodutos submarinos,
que o levarão até o continente na Unidade
de Tratamento de Gás (UTG) localizada em
Anchieta, no sul do Espírito Santo.
TN Petróleo 76
91
produtos e serviços
Raízen
Cosan e Shell criam joint venture
A Raízen, nome da nova organização formada pela Royal Dutch Shell e a Cosan S/A, será uma
das cinco maiores do país em faturamento, com valor de mercado estimado em US$ 12 bilhões
e cerca de 40 mil funcionários, posicionando-se como uma das mais competitivas na área de
energia sustentável do mundo.
A Raízen será responsável por
uma produção de mais de 2,2 bilhões de
litros de etanol por ano para atendimento
do mercado interno
e externo. Além do
etanol, as atuais
23 usinas produzem 4 milhões de
toneladas de açúcar
e têm 900 MW de
capacidade instalada de produção
de energia elétrica
a partir do bagaço da cana. Na área de
combustíveis, a joint venture comercializará perto de 20 bilhões de litros para
os segmentos de transporte e indústria, e
sua rede de 4.500 postos de serviço.
Ao mesmo tempo que é uma
organização nova, a Raízen acumula
a experiência dos acionistas. É um
empreendimento nacional, que se
beneficia de ter no portfólio produtos e
soluções com a qualidade de ambas as
empresas acionistas e o uso da marca
Shell, sinônimo de inovação e tecnologia, em sua rede de postos de serviço
e no segmento de aviação.
“Nascemos grandes e queremos
ser ainda maiores. A Raízen terá porte,
talento, recursos e tecnologia para
atender às necessidades de nossos
clientes, da sociedade e dos acionistas. Queremos ser reconhecidos
globalmente pela excelência no desenvolvimento, produção e comercialização de energia sustentável,” diz seu
presidente designado Vasco Dias.
“Pela dimensão de suas operações, a Raízen contribuirá para que
o etanol de cana-de-açúcar, fonte de
energia sustentável, limpa e renovável, consolide-se em escala mundial e
fortaleça a posição do Brasil no comércio internacional de biocombustíveis”,
acrescenta Vasco.
O processo de integração das unidades de negócios da Cosan e Shell,
que fazem parte desta joint venture,
está em andamento e espera-se o seu
lançamento neste primeiro semestre
de 2011.
Sobre a marca – A grafia da nova marca, ao aliar ‘raiz’ e ‘energia’ demonstra tratar-se de uma empresa brasileira. O desenvolvimento do nome e da
plataforma de marca foi coordenado
pela empresa Ana Couto Branding &
Design.
Visão: ser reconhecida globalmente
pela excelência no desenvolvimento,
produção e comercialização de energia sustentável.
Missão: prover soluções de energia
sustentável, através de tecnologia, talento e agilidade, maximizando valor
para os clientes, acionistas e contribuindo para a sociedade.
A Raízen terá em seu portfólio:
• 23 usinas com cerca de 62 milhões
de toneladas de capacidade de
moagem de cana-de-açúcar por
ano, com produção de mais de 2,2
bilhões de litros de etanol;
• Estão incluídos os projetos de
cogeração de eletricidade das 23
unidades, das quais 12 já com contrato para venda de energia, com
capacidade instalada de aproximadamente 900 MW.
• Distribuidora de combustíveis no
Brasil com rede de cerca de 4.500
postos de serviço, 550 lojas de
conveniência, atuação em 53 terminais de distribuição e no negócio
de combustíveis de aviação em 54
aeroportos.
• Participação em empresa de logística de etanol (alcoolduto).
• Cerca de US$ 1,6 bilhão de aporte
de caixa.
• Direitos de comercialização da Shell
na Iogen Energy.
• 16.3% de participação na Codexis. Manifolds submarinos para Tambaú
A FMC Technologies do Brasil entregou
à Petrobras os dois manifolds que compõem
o sistema submarino do campo de Tambaú.
Este é o segundo sistema submarino completo adquirido pela Petrobras de um único
fornecedor, o primeiro foi Mexilhão, também
entregue pela FMC.
O escopo do Projeto Tambaú é composto por dois manifolds submarinos, quatro árvores de natal submarinas, dois Plets
(Pipeline End Terminations), cinco Spools
Rígidos, Sistema de Controle multiplexado
92
TN Petróleo 76
com HIPPS (High Integrity Pipeline Protection
System), medição de vazão multifásica, além
de ferramentas, sobressalentes e serviços
de assistência técnica.
O projeto submarino para produção
de gás do campo de Tambaú considera
pressão de 10.000 psi e temperatura de
130ºC, que são mais altas que os projetos
tradicionais da Petrobras, e ainda incorpora tecnologias de isolamento térmico e
sistema submarino de proteção da integridade dos gasodutos (HIPPS).
Foto: Divulgação
FMC Technologies
O campo de Tambaú está localizado a
160 km da costa de São Paulo, com profundidade de 1.500 m e, assim como Mexilhão,
faz parte da estratégia da Petrobras para o
aumento da produção de gás no Brasil, ambos
projetados e produzidos nas fábricas da FMC
Technologies, no Rio de Janeiro.
Cameron
A Cameron e a Vescon Equipamentos
Industriais firmaram um acordo, segundo o
qual a Cameron irá adquirir a Vescon, uma
empresa com mais de 40 anos de experiência na fabricação de produtos para a indústria brasileira de Petróleo e Gás. A Vescon
trabalha na fabricação de cabeças de poço
e sistemas de árvores de natal onshore, e
válvulas API 6A & 6D. “A Vescon se encaixa naturalmente na
divisão de Sistemas de Superfície da Cameron
neste momento em que investimos no mercado
brasileiro, e para melhorar as experiências de
nossos clientes. A Vescon é uma excelente plataforma para desenvolvermos eficientemente
nossos negócios no Brasil”, disse Gary Halverson, presidente da Divisão de Sistemas
de Superfície. “A aquisição da Vescon é uma
adição estratégica para o portfólio de produtos e serviços da Cameron. A integração de
serviços irá expandir, além de complementar,
a experiência de nossa Divisão e os serviços
prestados aos nossos clientes, preenchendo
as lacunas existentes no mercado.”
Ainda de acordo com Halverson, a aquisição “é uma das muitas iniciativas que irão
se seguir, e que continuarão a fortalecer a
Cameron como líder de controle de fluxo no
mercado brasileiro”.
Emerson lança novo sistema
de tancagem
A Emerson e a Rosemount
lançaram em fevereiro de 2011 no
Brasil um novo sistema de medição de
nível por radar: Raptor. O sistema é
uma evolução do radar Rex, mas utiliza
nova tecnologia “preparada para o
futuro” que ajuda refinarias e plantas
de estocagem a atender aos cada vez
mais exigentes requisitos de segurança, eficiência e precisão.
O Raptor é construído a partir de
uma nova linha de medidores por radar
com 0,5 mm de precisão e sensores de
temperatura multiponto ultra estáveis
com três ou quatro fios. O resultado é a
mais alta precisão disponível de cálculo de volume líquido para aplicações de
custódia, inventário e gerenciamento
de perdas.
O sistema inclui novas tecnologias
de segurança para ajudar a proteger
vidas humanas, o meio ambiente e os
ativos das plantas. Um exemplo é a
funcionalidade 2 em 1 – dois medidores
independentes em um único compartimento – provendo segurança contra
transbordamento de classe SIL3.
Raptor reduz consideravelmente os
custos de instalação. O sistema utiliza
Foto: Divulgação
Cameron adquire a
Vescon Equipamentos
Industriais
Emerson
um barramento de dois fios que não
apenas trafega o sinal, mais também
alimenta todos os componentes. Outra
vantagem é a capacidade de emulação
de sistemas de outros fabricantes. O
Raptor permite ser adicionado a velhos
sistemas, usando a infraestrutura preexistente.
O sistema se baseia em protocolo
aberto e expansível. Como resultado, é
fácil instalar os dispositivos necessários
hoje, com amplo espaço para inclusão
ou substituição das unidades no futuro.
Com Raptor, refinarias e parques de
tanque podem facilmente se tornar e
permanecer eficientes.
GRSA
A GRSA acaba de anunciar a ampliação dos negócios no segmento offshore.
A empresa investiu R$ 1,5 milhão na
construção de uma Regional Offshore,
em Macaé, no estado do Rio de Janeiro.
A unidade tem 2.000 m² e contempla um
moderno centro de armazenagem, escritórios e um centro de treinamento.
A novidade vem acompanhada do
lançamento da marca ESS (Support Services Worldwide), que pertence ao Compass Group, líder mundial em serviços
de alimentação, que atende a cerca de
400 operações offshore, em regiões como
Alasca, Golfo do México, África, Índia e
Austrália. A nova divisão deve atender
as bacias de Campos, Santos e Espírito
Santo. Serão oferecidos serviços de alimentação e de hotelaria marítima para
Foto: Divulgação
GRSA amplia negócios para atender clientes em alto-mar
as plataformas e embarcações, que compreendem todas as refeições, lavanderia,
quiosques, controle integrado de pragas,
conservação das acomodações, salas administrativas, áreas comuns, de lazer e
esporte, além de entretenimento.
“A inauguração da nossa regional
offshore em Macaé é um fator chave
para o sucesso da expansão da ESS
no Brasil, tanto em Macaé, quanto no
Espírito Santo e Santos. Estaremos
próximos aos clientes, oferecendo
uma completa infraestrutura e todos
os serviços de suporte necessários”,
disse Antônio Carlos Barbosa, diretor
da ESS Brasil.
A operação deve gerar, até o final de
2011, cerca de 700 empregos na região
de Macaé. Atuando no mercado brasileiro há mais de 34 anos, a GRSA serve
mais de 1,4 milhão de refeições por dia
e conta com uma estrutura logística que
atende cerca de 1.800 unidades em 360
cidades. A GRSA é uma empresa do Compass Group, líder mundial em serviços de
alimentação e de suporte, com atuação
em mais de 50 países.
TN Petróleo 76
93
produtos e serviços
Aveva
O Grupo Aveva, líder mundial no fornecimento de soluções tecnológicas em
design de engenharia e gestão da informação para os setores de indústria de
processo, energia, mineração e marítimo,
anunciou a assinatura de um contrato com
a Promon Engenharia, visando fornecer
à empresa de engenharia brasileira sua
solução Aveva NET para o gerenciamento
de informação dos projetos da Promon.
De acordo com Antonio Vellasco,
diretor de sistemas da Promon, após a
realização do projeto piloto, a empresa
verificou que o Aveva NET atendeu às
exigências, garantindo a precisão,
integridade e acesso às informações,
resultando em uma
economia tanto de custos como também
de horas trabalhadas. “Agora possuímos
uma nova arquitetura de processos na Promon com o Aveva NET integrando nossas
ferramentas de suporte aos processos de
engenharia via gateways. Tendo todas as
informações de engenharia publicadas em
um ambiente central de gerenciamento
de dados, podemos melhor utilizar as
ferramentas e informações na execução
de projetos complexos”, explica.
A solução se aplica no gerenciamento de informações em conformidade
Foto: Cortesia Promon Engenharia
Sistema Aveva Net é o escolhido pela Promon Engenharia
com a ISO15926, que automaticamente
controla,vincula, avalia e disponibiliza
todos os tipos de dados e documentos de
engenharia ou não, independentemente
do aplicativo e formato. A ferramenta
pode reduzir de modo drástico o tempo
gasto manualmente na busca por informações; sua capacidade de vincular itens
relacionados de informações provou que
é possível economizar em produtividade,
tomada de decisão e retrabalho.
A Promon Engenharia selecionou o
Aveva NET como o seu hub de Integração
de Informações após executar um abrangente processo de benchmark. Segundo
a empresa, este processo de três meses
comparou a solução com outros sistemas
concorrentes. A Aveva concluiu o programa em apenas um mês, superando
em muito a concorrência em tecnologia
e tempo de implementação.
Para a Promon, com o Aveva NET, a
empresa consegue integrar todos esses
aplicativos com mais rapidez. “A partir do
acesso rápido e preciso às informações,
estamos reduzindo consideravelmente as
horas-homem totais em nossos projetos
de engenharia. O aplicativo oferece benefícios reais na definição e manutenção
da integridade das informações em um
ambiente de EPC”, aponta Rogério Pinto,
gerente de sistemas da Promon.
Santiago Pena, vice-presidente da
Aveva da América Latina, afirmou que
o desafio apresentado pela Promon motivou todos da equipe a provar que o
Aveva NET é capaz de lidar até mesmo
com as demandas mais exigentes. “Ter
um cliente de prestígio como a Promon,
como pioneira no uso de nosso software
e serviços Aveva NET no Brasil, reforça
os consideráveis benefícios de negócios
e engenharia que o aplicativo traz para
as empresas que administram seu próprio
negócio (OO/Owner Operators) e também
para as empresas contratadas para realizar esta gestão (EPCs)”, conclui.
Rolls-Royce
Rolls-Royce ganha contrato de £50
milhões para equipamento de manuseio
de âncoras em grande profundidade
A Rolls-Royce, empresa global de sistemas de energia, recebeu
da STX OSV Trading um contrato para o fornecimento de sistemas
de manuseio de âncoras tecnologicamente avançados. O equipamento será instalado em três embarcações operadas pela empresa
de serviços offshore Norskan, para uso em campos de petróleo e
gás em águas profundas ao largo do litoral do Brasil.
O contrato tem valor superior a £50 milhões (US$ 81 milhões)
e inclui o fornecimento de uma variedade de tecnologias inovadoras da Rolls-Royce.
“O foco da exploração e do desenvolvimento do petróleo
e gás está se deslocando em direção a águas mais profundas.
A Rolls-Royce está particularmente bem posicionada nesse
setor, fornecendo tecnologia de ponta que permite às empresas
operar com segurança em condições difíceis. Esse contrato de-
94
TN Petróleo 76
monstra que em situações críticas se pode confiar em nossa tecnologia centrada em segurança, assegurando que as empresas
offshore possam cumprir suas árduas tarefas”, declarou Arne
Tande, vice-presidente sênior da Rolls-Royce para Maquinário
Offshore de Convés.
A tecnologia de manuseio de âncoras que está sendo fornecida inclui um exclusivo sistema de tensionamento de cabo, que
permite a transferência e o armazenamento do cabo que conecta
as âncoras a muitos milhares de metros abaixo do nível do mar.
O contrato também inclui guinchos especiais da RollsRoyce, projetados para a manobra e instalação de âncoras tipo
“torpedo”. Pesando até 130 toneladas cada, as âncoras-torpedo
penetram no leito marinho, transformando-se em uma fixação
segura para linhas de fundeio pesadas, usadas para manter as
plataformas de petróleo em posição. Cada um dos potentes guinchos é capaz de manusear âncoras a profundidades de aproximadamente 3.000 metros.
A entrega do equipamento ao estaleiro STX OSV em Niterói
será iniciada em 2012.
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TN Petróleo 76
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seguro
Renegociação de seguros
a hora é agora
O assunto ‘Áreas Classificadas’ sempre gera preocupações especiais, face os
requisitos específicos que devem ser atendidos, decorrentes da somatória dos
riscos inerentes ao uso da eletricidade. Os riscos envolvem a presença de produtos
que podem levar a explosões e as mesmas podem se alastrar pelo ambiente, com
graves consequências para a população e para o patrimônio no entorno.
C
omo este é um tema pouco abordado nos cursos de formação, seja
em nível técnico ou superior, acabou sendo, durante décadas, considerado tabu – e estes nos acompanham até hoje.
É de conhecimento geral a falta de profissionais que de fato dominem o assunto, pois as orientações passadas pelos que foram obrigados a
lidar com estes problemas, não tinham, na época (1950 em diante), uma
base normativa e legal definida. O que havia era uma interpretação de
soluções visualizada dentro dos “pacotes” de engenharia fornecidos para
as primeiras refinarias e terminais de distribuição de produtos do setor
petrolífero.
Quanto à definição dos riscos de explosão, ou seja, a ‘Classificação de
Áreas’, o usual era utilizar normas estrangeiras direcionadas para o setor
de exploração e refino de petróleo, quando bastava uma unidade manipular produtos inflamáveis para ser também considerada ‘classificada’ em
toda a sua extensão...
Quanto ao ‘tipo de proteção’ de equipamentos, o único conhecido
era o “à prova de explosão”, também em decorrência da norma adotada
naqueles “pacotes”.
Sérgio Rausch é
consultor técnico da
ABPEx, e membro da
SC-31 do Cobei/ABNT:
Equipamentos e
Instalações para
Atmosferas Explosivas.
96
TN Petróleo 76
Conclusão 1: Em decorrência das amplas e muitas vezes abusivas aplicações deste tipo de proteção, as seguradoras, ao se depararem com tais
instalações, acabavam aplicando a taxa máxima de seguro (petroquímica).
Entretanto, a gradativa mudança de cenário, que começou a ocorrer
quatro décadas mais tarde, com a adoção da normalização internacional,
a promulgação do Código de Defesa do Consumidor, posterior publicação das Portarias do Inmetro, exigindo a certificação dos equipamentos
e, finalmente com a Revisão da NR-10, estabeleceu-se uma legislação
consolidada para o tratamento das instalações em Atmosferas Explosivas.
Em consequência destas transformações:
a) as Áreas Classificadas passaram a ser adequadamente definidas;
b) a adoção de sistemas de controle da atmosfera, tais como inertização, ventilação, exaustão, etc., bem como novas tecnologias de
construção de equipamentos de processo, possibilitaram a redução ou
eliminação de Áreas Classificadas;
Conclusão 2: A implementação dos procedimentos
(de a a f acima relacionados), devidamente projetados,
instalados, documentados e gerenciados, poderá permitir a renegociação dos seguros com base em taxas
reais, ainda mais agora que temos no mercado resseguradoras nacionais e internacionais que entendem
e reconhecem a melhoria da segurança resultante
destas implementações.
É importante destacar os treinamentos que, já
de longa data, vêm sendo ministrados pela ABPEx
(Associação Brasileira para Prevenção de Explosões),
cuja finalidade principal é voltada para a qualificação
de profissionais que lidam com Atmosferas Explosivas. Deve-se salientar, porém, que na NR-10 não
são mencionados o conteúdo e a carga horária destes
treinamentos. A partir daí surgiram no mercado vários
“programas de treinamento” com conteúdos e cargas
horárias distintos, dificultando a avaliação das empresas sobre qual a melhor alternativa. Junte-se a isso
o fato de que vários “instrutores”, sem a necessária
experiência em áreas classificadas, estarem oferecendo estes treinamentos, para aproveitar a “onda”.
Assim, acompanhando a evolução normativa
internacional, a ABPEx vem liderando esforços para
que o Brasil também tenha a Certificação de Profissionais Ex, que é o reconhecimento público, através de
organismo de terceira parte, da experiência adquirida
por estes profissionais. Os trabalhos visando esta Certificação atualmente se desenvolvem em duas frentes:
a) na Comissão de Normalização SC-31 do Cobei/
ABNT que, com base na norma IEC, está preparando
a NBR que definirá as competências e habilidades a
serem exigidas destes profissionais, e b) na Abendi
(Associação Brasileira de Ensaios Não Destrutivos e
Inspeção), que é OCP reconhecido pelo Sbac, onde
estão sendo preparados os procedimentos para análise
e comprovação destas competências.
Foto: Rogério Reis, Agência Petrobras
c) os equipamentos elétricos passaram a ser especificados dentre os diferentes tipos de proteções
normalizados;
d) a Certificação Compulsória de equipamentos
trouxe a necessária confiabilidade e segurança,
antes duvidosas e contestáveis;
e) a inspeção de equipamentos e instalações recebeu, além do definido na NR-10, requisitos adicionais para análise, reparo, critérios para regularização e rastreabilidade;
f) houve a necessidade de treinamento dos envolvidos, dos usuários e dos que trabalham nas adjacências e nas áreas de influência de Áreas Classificadas.
Este treinamento em áreas classificadas deve,
conforme definido na NR-10 (item 10.8.8.4), ser específico e adicional às 40 horas de Segurança Básica em
Eletricidade.
As vantagens da certificação de pessoas estendemse a profissionais, empresários e à sociedade em geral,
pois os trabalhadores dos diferentes setores nos quais
estão presentes Atmosferas Explosivas serão beneficiados com a ampliação de oportunidades no mercado, reconhecimento e ascensão profissional.
Por outro lado, os empresários passarão a ter funcionários certificados para atuar nestas áreas, valorizados e motivados, com maior rendimento de equipe,
redução da rotatividade e de custos, e melhoria da
imagem junto aos clientes, e com a possibilidade de
otimizar “sempre” os riscos e consequentemente os
seguros.
Os clientes, por sua vez, têm a perspectiva de
um atendimento de alto nível e de aprimoramento
contínuo. Os benefícios da certificação, no entanto,
atingem a sociedade em geral, promovendo a conscientização da importância econômica e social da
qualidade e segurança nos seus serviços.
Sempre pioneira nos assuntos relativos a Áreas
Classificadas, a ABPEx, antecipando-se ao processo
de Certificação, já vem ministrando cursos para um
significativo contingente de profissionais, mediante
formatação de módulos de treinamento, de forma a
propiciar a formação requerida objetivando a etapa
seguinte, que é a Certificação.
Estes trabalhos começaram com os Técnicos de Segurança que estão sendo qualificados como Analistas
Técnicos de Segurança contra Explosões com direito
a certificação. Além destes, existem programas para
projetistas, montadores, técnicos de manutenção,
inspetores, etc.
TN Petróleo 76
97
energia
A busca americana pela
segurança energética
Os Estados Unidos continuam sendo os maiores
consumidores de energia de todo o sistema internacional.
É
José Alexandre Hage é
doutor em Ciência Política
pela Unicamp e professor
de Relações Internacionais da Trevisan Escola
de Negócios.
98
TN Petróleo 76
fato que esse país terá crescente dificuldade de abastecer sua economia,
bem como de ajudar na segurança energética de parceiros estratégicos.
A questão central do petróleo, como disse Daniel Yergin, é que esse
produto contém 90% de política e somente 10% de economia.
Procurando se abastecer de óleo, Washington passa a caminhar por
outras geografias nem sempre amigáveis ou convenientes. A mais tradicional das áreas produtoras é formada pelos Estados do Oriente Médio. As
regiões do Cáucaso e da Ásia Central também são interessantes, mas há
um contratempo: a já conhecida existência de dois pesos-pesados – Rússia
e China – que também querem o mesmo.
Agora sobrou para a África. Mas não toda ela. A atenção vai para o lado
ocidental, à primeira vista: Nigéria, Guiné e Angola, que são produtores
em fase de crescimento. Apesar de serem instáveis politicamente, isso não
perturba a Casa Branca, pois a produção africana de petróleo tende a ser
promissora – e mais, o óleo é de primeira qualidade.
Assim, um conflito de forma triangular se desenha por causa da concorrência destes três grandes da política internacional: Estados Unidos,
China e Rússia. Estados cuja estabilidade político-econômica depende de
carburantes em demasia. A primeira superpotência é grande produtora de
petróleo e carvão mineral, mas sua economia depende em processo crescente de energia importada, já que a produção nacional está diminuindo a
passos largos. Washington tende a importar mais de 50% do petróleo que
necessita.
A China, por sua vez, está se tornando voraz consumidora de energia,
petróleo e carvão mineral em primeiro grau. Apesar da forte crítica ao carvão – grande emissor de poluentes – ele será mais usado que o petróleo.
A China tem relevância na produção de energia, mas seu petróleo é de
qualidade inferior e sua economia cresce ao ponto de fazer com que Pequim
se preocupe com estoques futuros para não se comprometer.
A Rússia se diferencia em princípios técnicos e econômicos das potências citadas, mas não politicamente. Isto porque a economia russa não
é grande consumidora de petróleo, embora exista grande quantidade do
produto naquele país. Por motivos de conveniência econômica, Moscou
prefere exportar seu petróleo, ainda mais em períodos de picos de valorização. Para uso doméstico, privilegia o gás natural, que também é muito
abundante no país.
A questão política análoga é que o Kremlin também não deixa de ver no
petróleo um trunfo político: ao controlar a produção e a emissão deste bem,
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
consegue meios de continuar financiando a reconstrução
de seu poder nacional e manter alguma influência junto
aos compradores europeus.
Assim, em virtude de complicações variadas na Ásia
Central e no Oriente Médio, outras geografias passaram a ser atraentes para a segurança energética norteamericana e chinesa – as duas potências procuram atrair
a atenção da África para fins petrolíferos. O que há
duas décadas poucos analistas vislumbravam acabou
ganhando vulto.
Nos primeiros anos da década de 1990, o continente
africano não dava sinais de ser interessante economicamente. Se o investidor racional tivesse que escolher
entre Polônia e Angola, boa parte ficaria com a primeira
– país europeu, razoavelmente organizado politicamente
e com promessas na economia.
A África não simbolizava os ganhos que o investidor
procurava. O continente é muito rico em matérias-primas,
mas castigado pela pobreza socioeconômica e caótico
politicamente. Contudo, o programa energético do primeiro governo de George W. Bush, em 2000, deixou
claro que a tarefa primordial dos Estados Unidos seria
a busca de óleo além dos tradicionais fornecedores.
O vice-presidente Dick Cheney havia se encarregado,
como homem do petróleo no Texas, de instituir um programa global em que os Estados Unidos utilizariam sua
excelência estratégica e militar para fazer com que não
faltassem hidrocarbonetos para sua economia. Se haveria
atenção para os estados do Cáucaso, também deveria
haver para os estados da África Ocidental.
A produção africana de petróleo é respeitável – se
aproxima da casa dos 12,4% da mundial, cifra que a deixa
perto da Arábia Saudita e da Rússia. Procurando escapar
das complicações político-militares das regiões tradicionais, Washington vislumbra a possibilidade de trabalhar
com uma área que também é conturbada militarmente.
De acordo com a contabilidade da British Petroleum
(BP), a divisão se encontra desta forma: Oriente Médio
(31,9%); Europa/Eurásia (21,7%); América do Norte
(15,9%); África (12,4%); Ásia/Pacífico (9,7%); e América
do Sul/Central (8,5%).
Isso é paradoxal, uma vez que o ‘continente negro’
é salpicado por violências e conflitos de todo tipo. Mas
essas questões parecem não incomodar a Casa Branca.
Havia começado, com o ex-presidente Bush, políticas de
atração dos produtores africanos. A partir do ano de 2000,
os Estados Unidos criaram formas de trabalhar mais diretamente com a Nigéria, procurando comprar seu petróleo,
bem como se aproximar de Angola e da Mauritânia.
No entanto, é sabido que o governo de Angola apresenta tendência à esquerda, e guarda ressentimento em
relação aos EUA por terem apoiado a oposição armada.
Já a Mauritânia havia sido vitimada por golpe de Estado
em 2005, que a empurrou novamente para a ditadura.
A linha moral do governo Bush não era reta; apresentava corte pragmático. Com o intuito de tirar partido
TN Petróleo 76
99
Foto: Banco de Imagens Stock.xcng
energia
do petróleo africano, Bush não condenou o golpe de
Estado na Mauritânia nem entrou em pormenores sobre
a “democracia” nigeriana, que faz do adultério caso de
condenação à morte.
O princípio imaginado pelo governo Bush era fazer
com que os produtores africanos, conjuntamente, fornecessem perto de 25% do carburante importado por seu
país na proximidade de 2015. Para que isso ocorresse de
forma conveniente, o governo teria de instituir políticas
de simpatia e atração. A saber, seria interessante anular a
dívida externa dos Estados devedores, bem como aprovar
linha de crédito para que aqueles países tivessem meios
de investimento.
Seguindo a linha da atração e sugestões, coube ao
governo Bush fazer com que a Nigéria abandonasse a
Opep, sentindo-se contemplada pela amizade da superpotência. Isso para fazer com que o grande produtor
africano não seguisse as orientações dadas pelos membros do cartel de tempos em tempos.
Esta ‘linha de simpatia’ não vingou. O próprio Congresso norte-americano teve dificuldades para aprovar
medidas desse porte. Com dificuldades de promover
o estilo soft power, o governo Bush direcionou então
sua manobra para o campo militar. Expressando grande preocupação com a rede de terrorismo que poderia
incursionar entre os países islamizados da África, os
Estados Unidos procuraram unir dois campos de suas
preocupações: o energético e o militar.
Por conseguinte, para fins de administração militar
regional, o país mantém importante posto em Stuttgart
(Alemanha), de onde inspeciona operações em toda a
Europa – a cidade é o principal centro de operações
do continente europeu.
100
TN Petróleo 76
Contornando as dificuldades locais da África – guerras
civis, violências de todo o tipo etc.– Washington procura
tirar partido de “novas” amizades, como é o caso de
Angola, cuja produção está na casa de um milhão de
barris ao dia, e da Guiné, com produção acima de 500 mil
barris. Em virtude de serem países com pouco consumo
de hidrocarbonetos, há possibilidade de o excedente ser
direcionado para exportação, para os Estados Unidos,
à primeira vista.
Semelhante ao Oriente Médio e à Ásia Central/Cáucaso, a África pode se transformar em cenário de disputas
por causa de seu petróleo. As medidas para que isso seja
feito variam de acordo com o estilo de cada potência
que jogará seu peso no continente. Os Estados Unidos
andam no fio da navalha, visto que sua política migra
com facilidade de um comportamento brando para outro
mais incisivo e duro.
Contudo, o malogro dessa prática não faz com que o
país abra mão de seu objetivo – buscar novas fontes de
petróleo. Um novo arranjo político-militar norte-americano para garantir a extração e transporte de petróleo
saído de “Estados falidos” deve ganhar vida no futuro.
Isto porque como o óleo africano – da costa ocidental
– é de qualidade superior, Washington se moverá para
fazer com que esse cru não caia facilmente nas mãos
de outra potência.
Essa ‘outra potência’ é a China, que há muito procura penetrar nos negócios africanos não apenas pelo petróleo, mas pelas matérias-primas em geral. Com uma
conduta moral menos cínica que a norte-americana,
Pequim não se dispõe a cobrar posturas adequadas
com a democracia e com os direitos humanos. Fazendo
negócios com o Sudão, por exemplo, a China se nega a
engrossar fileiras que tencionam condenar o governo
de Cartum em virtude de agressões a minorias.
Eis uma disputa de grandes dimensões para o futuro próximo. Estados Unidos e China, cada um com
seu estilo, procurando garantir suprimentos de óleo
para que suas economias não paralisem. Talvez na
briga dos grandes possa haver espaço para o Brasil
entrar – não para negociar petróleo, embora a Petrobras
há muito tenha interesses em Angola. O Brasil pode
entrar no jogo justamente para mostrar aos africanos
que eles também podem obter vantagens por meio
de combustíveis renováveis, menos dramáticos e politizados que os de origem fóssil, mas nem por isso
menos possantes.
Porém, se houver espaço para se perguntar onde
entra o real interesse africano, ou como sua sociedade
pode tirar proveito do grande jogo sino-americano,
haverá também maneiras de demonstrar que aqueles Estados podem escapar da supervalorização do
petróleo, como elemento de disputa, para poupálo e valorizá-lo ao máximo. Com petróleo e álcool
combustível, a África tem condições de entrar em
nova redenção.
regulamentação
Os principais
regimes de E&P
na indústria de petróleo e gás ao redor do mundo
A escolha da modalidade contratual mais adequada para a exploração e produção
de petróleo e gás natural (E&P) em determinado país produtor está intrinsecamente
ligada a fatores históricos e econômicos, que se consubstanciam no regime jurídicoregulatório a ser adotado para regular tais atividades em seu território.
O
Luiz Antonio Lemos é
sócio de Campos Mello
Advogados.
Bruno Vignal é associado de Campos Mello
Advogados.
102
TN Petróleo 76
regime jurídico-regulatório de E&P nada mais é do que a forma pela
qual o país produtor ordena as suas atividades petrolíferas e se relaciona com os diferentes agentes dessa indústria, sendo composto por
diversos elementos e características presentes em sua estrutura políticoeconômica, tais como: 1) propriedade dos hidrocarbonetos; 2) contrapartidas
a serem recebidas pelas empresas petrolíferas que exploram e produzem
os hidrocarbonetos; 3) mecanismos de remuneração do país produtor; 4)
controles e limites de produção e comercialização, dentre outros.
Dito isso, verifica-se, por meio de uma análise histórica e empírica dos
casos internacionais, que as principais modalidades contratuais adotadas
pelos países produtores ao redor do mundo são as seguintes: a) Contrato de
Concessão; b) Contrato de Partilha de Produção; e c) Contrato de Serviços.
Além dessas três modalidades principais, existe também a joint venture,
historicamente muito pouco utilizada pelos referidos países. Nota-se que
alguns deles também se utilizam de mais de uma modalidade contratual
para regular as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos,
o que em geral ocorre quando existem áreas potenciais de produção com
características muito distintas dentro de seu território, o que justificaria a
adoção de regimes múltiplos de forma a melhor atender as peculiaridades
de cada região.
No entanto, essa diversidade de modelos não necessariamente leva a
um eficiente mecanismo de exploração, podendo gerar distorções sistêmicas
nesse processo, como nos casos de unitização de reservas. Nessa hipótese,
diferentes regras de cada modelo que sejam incompatíveis entre si podem
afetar a racionalidade técnica e econômica, bem como o cronograma para
a implementação de um projeto de E&P pelos óbices causados na esfera
jurídico-regulatória.
Iniciando a análise com os Contratos de Serviços, estes costumam ser
utilizados por países produtores nos quais o direito de explorar e produzir
hidrocarbonetos é de competência exclusiva da National Oil Company
(NOC), não se prevendo outorga às Oil Companies (OCs). Nessa modalidade
contratual, o pagamento aos prestadores de serviço é feito em espécie, e
Fotos: Cortesia BP
independe da descoberta de hidrocarbonetos, uma vez
que os contratados não assumem quaisquer riscos nas
atividades de E&P.
É importante notar, no entanto, que também existe
outra modalidade de Contrato de Serviços que envolve
cláusula de risco. Nesse tipo de contrato, a OC é contratada para realizar atividades exploratórias, por sua conta
e risco, em busca de reservas comercializáveis. Caso não
sejam encontradas reservas comercializáveis, a OC nada
recebe pelos serviços prestados, ao contrário do que ocorre
nos Contratos de Serviços sem cláusula de risco.
Por outro lado, havendo a descoberta de hidrocarbonetos em quantidades comercializáveis, há a possibilidade
de a OC receber o seu pagamento em petróleo ou por
meio de desconto no preço de compra do barril pela OC,
conforme venha a ser estabelecido no respectivo contrato,
mas a condução das atividades de produção, via de regra,
volta a ser atribuição da NOC. Dessa forma, permite-se,
ainda que de forma limitada, que as OCs tenham acesso
às reservas do país produtor. Aqui no Brasil, a Petrobras
chegou a adotar tal modalidade contratual no final da
década de 1970, época em que ainda era detentora do
monopólio das atividades de E&P.
Entre os principais países que utilizam os Contratos de
Serviços, podemos citar o México e a Arábia Saudita.
Na joint venture, também denominada ‘contrato de
participação ou associação’, há a formação de uma sociedade de propósito específico (SPE) para a condução
das atividades de E&P.
O tipo societário a ser adotado dependerá sempre
das leis societárias e fiscais do país produtor, mas no
comum dos casos acabam sendo utilizadas variações
das sociedades anônimas ou limitadas. Esse regime
é utilizado em países produtores nos quais a NOC se
mostra atuante nas atividades de E&P e, geralmente,
possuem o direito originário de realizar tais atividades.
Cumpre esclarecer, no entanto, que essa modalidade
não deve ser confundida com o instituto jurídico da
joint venture conhecido mundialmente, em que pode
haver tanto associação contratual, mediante a celebração
de contratos de consórcio, como associação societária,
através da constituição de uma SPE.
Muitas de suas características se assemelham ao
que vemos nos Contratos de Concessão e nos Contratos
de Partilha de Produção. A Nigéria adotou amplamente essa modalidade entre 1970 e 1990 e na Venezuela
essa é a única modalidade utilizada, sendo obrigatória
a constituição de uma SPE (lá denominada de empresa
mista) entre a PDVSA e a OC.
Por sua vez, os Contratos de Partilha de Produção
são firmados entre o país produtor e a(s) OC(s), em
que o primeiro contribui primordialmente através da
disponibilização da área a ser explorada e as últimas
conduzem, em geral, as atividades de exploração por
sua conta e risco, com a produção repartida, conforme
venha a ser contratado.
No caso de descoberta de reservas comercializáveis,
a(s) OC(s) recebe(m) a sua parcela dos hidrocarbonetos
produzidos como forma de compensação, nos termos
previstos no contrato. Tal compensação inclui o que se
denomina no jargão da indústria de ’cost oil’ e ‘profit
oil’. O cost oil é a parcela da produção destinada à OC
para que esta possa recuperar os custos e investimentos
suportados durante a exploração, desenvolvimento e produção de uma determinada área. Uma vez recuperados
os custos e investimentos realizados pela OC, a parcela
de produção remanescente, denominada ‘profit oil’,
será partilhada entre esta e o país produtor, nos termos
TN Petróleo 76
103
regulamentação
estabelecidos no Contrato de Partilha de Produção, não
havendo, no comum dos casos, o pagamento de royalties
e participações governamentais ao país produtor.
Entre os principais países que utilizam os Contratos de Partilha de Produção podemos citar Angola e
Indonésia.
Finalmente, nos Contratos de Concessão, o país produtor, que via de regra é o titular originário dos direitos
sobre os hidrocarbonetos existentes em seu território,
concede a uma ou mais OCs, que atuarão por sua conta
e risco, a exclusividade na exploração e produção de
hidrocarbonetos em determinada área, sem prejuízo da
observância das regras contratuais e dos mecanismos
de taxação aplicáveis.
Em caso de sucesso na exploração, com a consequente descoberta de petróleo e/ou gás natural em
quantidades comercializáveis, as OCs passam a se
tornar as proprietárias dos hidrocarbonetos produzidos.
Em contrapartida, o país produtor será remunerado
com o pagamento de tributos e participações governamentais nos termos dos contratos de concessão e
da legislação aplicável.1
Desta forma, cabe salientar que o seu traço característico e principal elemento diferenciador com relação às
demais modalidades contratuais utilizadas na indústria
petrolífera reside no fato de que a titularidade direta do
petróleo extraído dos reservatórios pertence às OCs e
não ao país produtor.
Além disso, tendo em vista o caráter estratégico
desses recursos petrolíferos, é comum que haja para as
OCs a obrigação de destinar determinada parcela da
produção ao abastecimento do mercado interno do país
produtor. Cabe a este, por sua vez, o acompanhamento
e a fiscalização das operações desenvolvidas pelas OCs
concessionárias.
Uma das vantagens que podemos perceber nessa modalidade contratual – tendo em vista o recente desastre ambiental resultante da explosão de uma plataforma da British
Petroleum (BP) no Golfo do México – é a transferência para
a OC da responsabilidade integral pelos danos ambientais
porventura ocasionados, afastando a possibilidade de penalização direta do próprio país produtor pelo resultado
das operações, já que este não participa das atividades de
E&P, mas apenas as supervisiona e fiscaliza.
Entre os principais países que utilizam os Contratos
de Concessão podemos citar os membros da OCDE
(Estados Unidos e Noruega, por exemplo), os Emirados
Árabes Unidos e o Brasil.
No Brasil, os contratos de concessão foram adotados
por meio da Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo), que teve como
pano de fundo a promulgação da Emenda Constitucional
n. 9/95, a qual permitiu à União contratar com empresas
privadas ou estatais as atividades de exploração e produ-
ção de petróleo, resultando, com isso, na flexibilização do
monopólio que era exercido até então pela Petrobras.
Apesar dos enormes benefícios resultantes dos contratos de concessão ao longo dos últimos 13 anos, a
recente descoberta da camada denominada “pré-sal”
acendeu as discussões a respeito de qual seria o melhor
modelo a ser adotado para o país, a fim de que os recursos
advindos das atividades de E&P nessa área possam ser
aproveitados da melhor maneira possível.
Foi criada, inclusive, uma comissão interministerial
com o objetivo de analisar os modelos exploratórios
em vigor nos principais países produtores ao redor do
mundo, que serviriam de base para a eventual adoção das mudanças necessárias ao nosso atual regime
regulatório.
Desde o início, no entanto, havia uma clara tendência
pela adoção do regime de partilha de produção, o que
acabou se confirmando mais tarde por meio da edição
do Projeto de Lei 5938/09, já aprovado na Câmara dos
Deputados e que agora aguarda a análise do Senado
Federal.
Parece-nos que a principal justificativa para a adoção dos Contratos de Partilha de Produção no Brasil se
baseia na manutenção da propriedade das reservas sob
titularidade do país produtor, evitando, desta forma, que
tal propriedade seja transferida às OCs estrangeiras,
como ocorre nos Contratos de Concessão, em caso de
descoberta comercial.
Com isso, o Brasil poderá contar com petróleo in
natura para comercialização no mercado internacional,
a fim de obter os recursos necessários para investir, por
exemplo, no combate à pobreza e incentivo à educação,
que ainda carecem de significativos investimentos por
parte do Governo Federal.
Não obstante, é importante notar que os Contratos de
Concessão geraram grandes avanços para o nosso país ao
longo da última década, haja vista, por exemplo, o incrível
aumento de produção e de receita que foram verificados
nesses últimos anos com a quebra do monopólio sobre
as atividades de E&P no Brasil, não apenas por conta das
nossas condições geológicas privilegiadas, mas também em
razão do cenário político-institucional favorável que fomos
capazes de desenvolver, quando a estabilidade regulatória
e a segurança jurídica são elementos essenciais.
Com esse cenário que se desenvolve para o futuro do
nosso país, de coexistência de dois modelos regulatórios
bastante distintos, é fundamental, doravante, que se
desenvolva uma regulamentação para esse marco legal
que permita a harmonização dessas regras, independente
do modelo contratual adotado, para se evitar conflitos ou
falta de segurança jurídica nas atividades da indústria do
petróleo, como será o desafio dos processos de unitização
de reservas antes mencionado.
1
No caso do Brasil, as participações governamentais previstas na Lei 9.478/97 (Lei do Petróleo) são as seguintes: 1) Bônus de Assinatura; 2) Royalties;
3) Participação Especial; e 4) Pagamento pela Ocupação ou Retenção de Área.
104
TN Petróleo 76
INFORMAÇÃO
DE QUALIDADE.
Na ponta dos seus dedos
A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Não basta ser rápido na transmissão
dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em
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TN Petróleo 76
105
fino gosto
O novo sabor da
Praça XV
por Orlando Santos
O Beco dos Adelos, no tempo do Brasil Colônia, era um ponto de concentração dos vendedores de roupas
usadas e outras mercadorias de segunda mão, os chamados adeleiros. Situado entre as ruas do Mercado
e Visconde de Itaboraí, na Praça XV, desde 1873, passou a se chamar travessa do Tinoco, nome que a via
mantém até hoje.
Restaurante Adelos
Rua do Mercado, 51 –
Praça XV
Telefone: 2516-1734
106
TN Petróleo 76
É exatamente neste local, na confluência da rua do Mercado
com toda a extensão da travessa do Tinoco, defronte ao Centro Cultural
dos Correios, próximo ao Centro Cultural do Banco do Brasil e da Casa
França-Brasil, que dois empresários do setor de gastronomia resolveram
criar o mais espaçoso e confortável restaurante das redondezas.
Batizado, não por acaso, de Adelos, o novo espaço traz em seu cardápio uma cozinha tão diversificada quanto as mercadorias que eram
comercializadas no tempo colonial. Carlos Laguna e os irmãos Carlo e
Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo
Mário Miceli já são bem conhecidos na área: o primeiro foi um dos donos do restaurante Antigamente,
na travessa do Ouvidor, e os irmãos Miceli conduzem
há mais de uma década o MezzoGiorno, localizado
exatamente no andar superior do prédio que hoje
abriga na parte térrea do Adelos.
Trata-se de um prédio com data de construção
de 1893 e que abrigava um convento de freiras. Hoje,
todo o casarão exala odores de comidas italianas e
pratos diversificados criados pelo chef Marcelo Melo,
do Adelos – tanto o chef como Carlos Laguna trabalharam no badalado restaurante Alvaro’s, do Leblon.
Point gastronômico
O Adelos veio enriquecer de forma expressiva o
point gastronômico que se estabeleceu na Praça XV
(Centro do Rio), a partir do pioneirismo de Luciano
Pires, com o seu restaurante Cais do Oriente, na
Visconde de Itaboraí, e dos três outros que o chef
Santos mantém entre a rua do Rosário e a travessa
do Ouvidor.
O restaurante tem capacidade para cem pessoas
sentadas em sua parte interna, e igual quantidade
nas mesinhas colocadas na calçada, com a proteção
de toldos. Às sextas-feiras, um happy hour é atração
extra para os clientes, com a oferta de petiscos para
acompanhar a cerveja gelada.
Diante da tão bem elaborada restauração do
espaço que hoje abriga o Adelos, não custa informar
que as obras consumiram dez longos meses, e toda
a recuperação foi acompanhada com atenção pelos
membros do Corredor Cultural.
O resultado, como se esperava, não poderia ter
sido melhor; e a aceitação tem sido unânime. O Adelos veio para ficar e brilhar e, assim como antes, reunir pessoas das mais variadas classes sociais – aliás,
carioquice observada em outras casas na área.
Cardápio escolhido a dedo
O cardápio do Adelos capricha na diversificação
dos pratos na criação do chef Marcelo. Além das
entradas de pão de alho, linguiças de pernil e frango,
servidas à maneira de
churrascaria, na mesa,
os pratos principais
trazem, além das dicas
do chef para a semana (cada dia um prato
diferente), sugestões de
peso, como o Bacalhau à Os sócios Carlos Laguna e Mário Miceli
Lagareiro (grelhado com batatas ao murro e brócolis),
o Alemão Dorf (salsichões alemão e suíço, salada de
batata e chucrute), o contra-filé Travessa do Tinoco
(fritas, arroz branco, ovo frito, feijão e farofa simples),
e o arroz de frutos do mar (combinando camarão, lula,
polvo, mexilhão e peixe).
Os quatro pratos que ilustram esta matéria foram
degustados pela equipe da TN, com aprovação total.
A casa serve saladas avulsas e sobremesas especiais,
como torta alemã.
TN Petróleo 76
107
coffee break
Relíquias no
MNBA
Um tesouro
novamente à mostra
Quando se examina a trajetória do Museu Nacional de Belas Artes (MNBA) na vida
cultural da cidade do Rio de Janeiro – e por extensão no país –, não é difícil chegar
à conclusão de que se trata de uma instituição que tem marcado presença de forma
efetiva por meio de eventos importantes ao longo de muitos anos. por Orlando Santos
Foto: Jaime Accioli
I
Museu Nacional de Belas Artes
Avenida Rio Branco, 199 – Centro
Telefone: 2219-8474, de terça a sexta,
das 10h às 18h; Sábado, domingo e
feriados, das 12h às 17h
Entrada: R$ 5,00 (grátis aos domingos)
www.mnba.gov.br
108
TN Petróleo 76
sso, apesar dos problemas que sempre envolveram as constantes reformas
no prédio, que não foi pensando para ser um museu. Sem falar, mais
recentemente, do fechamento, por três anos, da sua mais famosa galeria,
com a mais importante coleção de arte do século XIX, no país – e é ela que,
agora, está de novo entregue aos olhares curiosos dos seus visitantes, depois
da restauração cuidadosa e extremamente delicada desse tesouro.
Assim, o MNBA começa o ano dando, mais uma vez, prova de sua vitalidade, de sua tenacidade e superação em enfrentar os desafios. E com
isso quem ganha somos nós, por podermos apreciar o que lá se exibe – verdadeiras relíquias.
A direção do museu destaca que a importância desse evento – a reabertura de sua famosa galeria – pode ser medida pelo fato de a mesma
concentrar num só espaço nada menos do que os mais significativos autores
e obras produzidas no século XIX no Brasil. Não bastasse isso, trata-se da
galeria de arte permanente mais antiga do Rio de Janeiro, pois, no início
do século XX, abrigava uma seleção de pinacoteca da Escola Nacional de
Belas Artes, cujo acervo, em parte, foi mais tarde transferido para o Museu
Nacional de Belas Artes.
Dentro da imensa Galeria de Arte Brasileira, provavelmente a maior do
Brasil, com 2 mil m² e 8 m de pé direito, estão em exibição 230 trabalhos, ou seja,
Foto: César Barreto
Foto: Divulgação MNBA
Foto: Divulgação MNBA
2
3
1
Traçando um roteiro da
exposição, o museólogo
Pedro Xexéo afirma:
Foto: Divulgação MNBA
cem a mais do que a versão anterior.
A coleção engloba pinturas, esculturas, arte sobre papel e mobiliário,
todos restaurados para a mostra.
O espaço foi reformulado segundo um novo conceito crítico e expográfico e vai espelhar uma renovada
concepção museológica. A pesquisa
que resultou na reforma do espaço
buscou os padrões da pintura original, da mesma forma que a recuperação dos vidros e maçanetas.
Entre os destaques estão ícones
da arte visuais como a Batalha do
Avaí (1), de Pedro Américo (medindo 66 m², e de 1872/1877); Batalha
dos Guararapes (com 50 m², 1879)
e Primeira Missa no Brasil (3), (270
cm x 357 cm, 1860), ambas de Vitor Meireles. Além destas obras
monumentais, a mostra exibe Más
notícias, de Rodolfo Amoedo (1895);
Descanso da modelo, de Almeida
Junior (1882), Gioventu (2), de Eliseu
Visconti (1898).
Também estão expostas esculturas como Cristo e a mulher adúltera
(4), de Rodolfo Bernadelli (1888);
Por fim, há um novo espaço para abrigar obras de arte sobre papel, como
aquarelas de Rodolfo Amoedo e de
Henrique Bernardelli, por exemplo.
Conforme lembra o curador Pedro
Xexéo, há algum tempo está havendo
uma revisão conceitual da historiografia artística internacional e, sendo assim, a arte dita “acadêmica”
produzida no século XIX tem sido
revista e alguns autores estão sendo redescobertos. Em virtude desta
percepção, vários nomes presentes
na Galeria de Arte Brasileira do século XIX apresentam um perfil de
notável domínio técnico e artístico,
qualidades que contribuíram para o
aprimoramento da arte daquele período e que somaram na introdução
da modernidade brasileira.
A restauração da Galeria de Arte
Brasileira do século XIX do Museu
Nacional de Belas Artes contou com
o apoio financeiro de instituições e
órgãos como a Petrobras, o BNDES,
o Banco Itaú, a Caixa Econômica
Federal e o Ministério do Turismo,
além de recursos diretos do Ministério da Cultura.
4
O rio Paraíba do Sul, de Almeida Reis
(1886); e Alegoria do Império Brasileiro, de Chaves Pinheiro (1872).
E ainda estão presentes trabalhos
assinados por Belmiro de Almeida,
Debret (enquanto no Brasil), Agostinho da Mota, Taunay, Araújo Porto
Alegre, Zeferino da Costa, Castagneto, Antonio Parreira, Henrique Bernadelli, Facchinetti, e Estevão Silva,
dentre dezenas de outros.
Algumas curiosidades cercam esta
exposição permanente: a tela São Pedro de Alcântara (autor desconhecido) vai ser vista pela primeira vez,
enquanto que a pintura O remorso
de Judas, de Almeida Junior, volta às
paredes da Galeria depois de 60 anos.
“(...)procura-se esboçar nesta galeria o retrato mais aproximado da
evolução da arte produzida durante
o século XIX no Brasil. Desenrola-se
um vasto panorama que narra, pouco
a pouco, seus capítulos significativos,
compreendidos entre a segunda década do século XIX e os anos iniciais do
século XX.
Sucedem-se esculturas e pinturas
que ilustram não só os estilos tradicionais, o neoclassicismo, o romantismo
brasileiro e algumas de suas variantes,
como o realismo, o esboço de uma arte
simbolista e um exemplar temporão
do impressionismo como também os
gêneros típicos da arte oitocentista:
aquele inspirado por eventos históricos, o retrato, a cena de gênero, a
natureza-morta, a paisagem de ateliê
e ainda, sua contrapartida realista, a
paisagem ao ar livre, nascida fora das
academias.”
TN Petróleo 76
109
feiras e congressos
Março
15 a 17 – Canadá
World Heavy Oil Congress
Local: Calgary, Alberta
Tel.: +1 (403) 209-3555
[email protected]
www.worldheavyoilcongress.com
21 a 24 – Holanda
Gastech 2011
Local: Amsterdã
Tel.: +44 2031806576
[email protected]
www.gastech.co.uk
28 de março a 1º de abril – Brasil
26ª FIEE Elétrica
Local: São Paulo
Tel.: 55 11 3060-5000
Fax: 5511 3060-5001
www.fiee.com.br
Abril
18 a 20 – Brasil
1° Congresso Brasileiro de CO2
Local: Rio de Janeiro
Tel.: +55 21 2112-9079
Fax: +55 21 2220-1596
[email protected]
www.ibp.org.br
Maio
2 a 5 – EUA
OTC 2011
Local: Houston, TX
Tel.: +1.972.952.9494
Fax: +1.972.952.9435
[email protected]
www.otcnet.org/2011/
5 a 7 – Índia
POWER-GEN India & Central Asia 2011
Local: Nova Déli
Tel: +44 1992 656 610
[email protected]
www.power-enindia.com
4 a 5 – Alemanha
Pipeline Technology Conference 2011
Local: Hannover Messe
Tel.: +49 511 90992-22
[email protected]
www.pipeline-conference.com
10 a 12 – Egito
Intergas VI
Local: Cairo
Tel.: + 202 2405 1919
[email protected]
www.intergasegypt.com
5 a 6 – Casaquistão
OilTech Atyrau 2011
Local: Atyrau
Tel.: +44 20 7596-5037
[email protected]
www.oiltech-atyrau.com/2011/
10 a 13 – Brasil
11ª Coteq
Local: Porto de Galinhas, PE
Tel.: +55 11 5586-3197
[email protected]
www.abendi.org.br
12 a 15 – Brasil
Rio Gas Forum
Local: Rio de Janeiro
Tel.: +44 20 7978-0036
[email protected]
www.cwcriogas.com
16 a 17 – Brasil
VI Congresso Rio Automação
Local: Rio de Janeiro
Tel.: +55 21 2112-9079
Fax: +55 21 2220-1596
[email protected]
www.ibp.org.br
12 a 14 – Gana
Ghana Summit
Local: Accra
Tel.: +44 20 7978-0000
[email protected]
www.cwcghana.com
13 a 14 – Canadá
ISA Calgary 2011 Show & Conference
Local: Calgary, Alberta
Tel.: +1 (403) 209-3555
Fax: +1 (403) 245-8649
[email protected]
isacalgary.com/
21 a 25 – Argélia
5th Algeria Energy Week 2011
Local: Oran
Tel.: +44 20 7596-5173
[email protected]
www.sea5-algeria.com
23 a 26 – EUA
LNG Americas 2011
Local: San Antonio, TX
Tel.: +44 20 7978 0061
[email protected]
lngamericas.cwclng.com
Junho
7 a 9 – Canadá
Gas & Oil Expo & Conference
North America
Local: Calgary, Alberta
Tel.: +1 (403) 209-3555
Fax: +1 (403) 245-8649
[email protected]
www.gasandoilexpo.com
7 a 9 – Nigéria
Nigeria Oil & Gas Technology 2011
Local: Victoria Island
Tel.: +44 20 7978 0000
[email protected]
www.cwcnogtech.com
7 a 9 – Alemanha
NGV 2011
Local: Berlim
Tel.: +54-11-4300-6137
[email protected]
www.ngv2011berlin.com
7 a 10 – Azerbaijão
Caspian International Oil & Gas
Exhibition & Conference 2011
Local: Baku
Tel.: 0044 207 596 5091
Fax: 0044 207 596 5008
[email protected]
www.caspianoil-gas.com/2010/
index.html
14 a 17 – Brasil
Brasil Offshore 2011
Local: Macaé, RJ
Tel.: 55 11 3060-4868
Fax: 55 11 3060-4953
[email protected]
www.brasiloffshore.com/
21 a 24 – Rússia
11th MIOGE 2011
Local: Moscou
Tel.: 0044 207 596 5135
Fax: 0044 207 596 5135
[email protected]
www.russianpetroleumcongress.
com/2010/
22 a 23 – Canadá
Atlantic Canada Petroleum Show
Local: Newfoundland
Tel.: +1 (403) 209-3555
Fax: +1 (403) 245-8649
[email protected]
www.atlanticcanadapetroleumshow.com
Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou [email protected]
110
TN Petróleo 76
opinião
de Marilda Rosado de Sá Ribeiro, professora de Direito Internacional da Uerj
e sócia do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados
Grandes expectativas
para o setor de petróleo e gás natural
O Brasil vive hoje um período de crescentes expectativas em
relação às perspectivas de crescimento da economia e melhoria
dos indicadores sociais. Segundo dados do Banco Central (Bacen),
o investimento estrangeiro direto atingiu o pico de 30 bilhões de
dólares nos últimos anos.
N
este contexto, o setor de petróleo e gás
natural tem sido fator chave na atração
desses investimentos. Superada a crise
mais aguda dos anos anteriores, este
ano de 2011 pode ser emblemático, sinalizando um novo patamar de oportunidades aos investidores.
Demonstrativos deste bom momento são o aumento de 10,8% das reservas provadas de petróleo
do país e o aumento do preço do barril do petróleo
no mercado internacional. Reverteu-se, assim, a
tendência de queda dos preços do barril, não só pela
retomada do crescimento da demanda agregada global, como ainda pela crise política pela qual passam
o Oriente Médio e a África do Norte.
A partir da aprovação dos projetos de lei que
modificam o marco regulatório brasileiro, três mudanças estruturais foram realizadas: a instituição
do regime de partilha de produção (Product Sharing
Contract – PSC) apenas nos blocos do pré-sal; a
criação da PPSA (Pré-Sal Petróleo S/A); e, ainda, a
cessão onerosa de 5 bilhões de barris de petróleo do
pré-sal, sem licitação, para a Petrobras.
Embora ainda restem dúvidas e incertezas sobre
a exploração e produção na área do pré-sal, o mercado procura captar sinais mais firmes de retomada
das Rodadas de Licitação pela Agência Nacional de
Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), após
a interrupção que perdura quase três anos. Mesmo que a anunciada Décima Primeira Rodada de
Licitações de Blocos para Exploração e Produção de
Petróleo e Gás Natural não venha a incluir as áreas
do pré-sal, há boas possibilidades de um significa-
tivo comparecimento de novos players estrangeiros
que se aproximaram do Brasil em busca de oportunidades através de farm ins em áreas detidas por
empresas já detentoras de Contratos de Concessão.
Ademais, o fortalecimento das empresas independentes, algumas das quais
alavancadas financeiramente
por recentes operações de
capitalização bem sucedidas,
nos permite entrever a avidez
do mercado por novas áreas.
Seria o grande momento para
que o Brasil possa dar uma
virada na intensificação da
apropriação de suas imensas
bacias sedimentares até hoje
subavaliadas e subexploradas,
em percentual inferior a 7%.
Apesar dos muitos questionamentos quanto à constitucionalidade do novo modelo de partilha e da criação
de uma nova empresa estatal, o ano de 2011 pode
representar uma conciliação à tentativa do mercado
de adptar-se à convivência com um sistema híbrido,
que passará a abrigar não somente a concessão e a
partilha de produção, mas também a cessão onerosa. Ademais, como as áreas de exploração onshore
e do pós-sal continuarão regidas pelo marco legal
e contrato já consagrado, não haveria fundamento
para adiamentos de uma licitação que envolva, pelo
menos, áreas dessa natureza.
Os dados de projeção orçamentária das empresas
petrolíferas já instaladas, capitaneadas naturalmente
TN Petróleo 76
111
opinião
pela Petrobras, também aquece o mercado de serviços, podendo ser observada a vinda de novas prestadoras que miram o crescimento de oportunidades.
Outro fato digno de nota é que tal cenário
positivo não se restringe ao petróleo. Pesquisas
apontam que, com o aumento do preço do petróleo
para valores superiores a US$ 90, o gás natural
ressurge como alternativa econômica importante
e altamente viável. Nesse contexto, prevê-se a
realização da Primeira Licitação de Concessões de
Gasodutos, ainda no segundo semestre. A Petrobras, por exemplo, já direcionou parte relevante
de seu capital para o incremento da malha de
gasodutos no país. Para aproveitar o bom momento, foi prevista, no ano passado, a ampliação da
malha existente em 1.640 km.
O ano permitirá a consolidação e maturação da
estrutura de transporte de gás natural, motivadas
pela aprovação do Decreto 7.382, de 2 de dezembro
de 2010, o qual regulamenta a Lei do Gás Natural
(Lei 11.909/2009) que dispõe sobre as atividades
relativas ao transporte, tratamento, processamento,
estocagem, liquefação, regaseificação e comercialização de gás natural.
Não há dúvida de que a definição tão debatida
de um marco regulatório para a indústria do petróleo e gás que consolide as conquistas de mais
de uma década, desde a promulgação da Lei do
112
TN Petróleo 76
Petróleo (Lei 9.478/97), e agregue novas soluções,
em processo transparente e isonômico, permita a tão
almejada segurança jurídica, assegurando a estabilidade no setor e, por conseguinte, a confiança dos
investidores.
No front dos independentes, a boa notícia é a
previsão na Lei 12.351, de 22 de dezembro de 2010,
do estabelecimento pelo Poder Executivo de política e medidas específicas visando ao aumento da
participação de empresas de pequeno e médio porte
nas atividades de exploração, desenvolvimento e
produção de petróleo e gás natural.
Desta forma, espera-se que, superadas as apontadas dúvidas e lacunas, e turbinados pelo bom
momento do Brasil na captação de recursos, sejam
enfrentados os desafios tecnológicos, logísticos e de
formação de recursos humanos para a concretização de um novo patamar para a indústria de petróleo e gás no Brasil. De forma consentânea com os
reclamos dos novos valores consagrados em nosso
ordenamento jurídico, esse crescimento sustentado
deverá vir de mãos dadas com um incremento no
ranking de IDH de nosso país.
Colaboram com este texto as advogadas Amalia Casas de las Peñas e Ilana Zeitoune e o estagiário Igor
Aragão, da área de Petróleo & Gás do escritório Doria,
Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados.
TUBO DE AÇO
SEM COSTURA
NACIONAL E LEGÍTIMO
É NA AÇOTUBO.
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