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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

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Programa de Educação Ambiental e Valorização do Ser (PertenSer), por Geraldo José Virgínio, Lucilene Danciguer e Caroline Signorelli Maciel Marques

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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


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sumário

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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

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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

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Gás natural

O gás e a transição energética do Brasil 44 46 49 50

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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: absrio@eagle.org Tel: + 55 21 2276-3535

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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

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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 6 10 62 68 71

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


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editorial

Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES Orlando Santos (21 9491-5468) REPÓRTERES Cassiano Viana (55 21 9187-7801) cassiano@tnpetroleo.com.br Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Laércio Lourenço (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Marcos Salvador (21 3221-7510) marcossalvador@tnpetroleo.com.br REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br Cristina Pavan (21 9408-4897) cristinapavan@tnpetroleo.com.br

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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

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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.

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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.

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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

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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.


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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,

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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

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(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.

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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).

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Fonte: Petrobras

Foto: Agência Petrobras

Exterior


Int

ern Ex aci per on iê Con 4 Co e Xa al dencia ng H firm mp ada anh ai ousto n s P ias D ara oc Pal as est rar

12º Fórum

Portos Brasil 2011 Seminário Especial

+ Dragagem

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!

Programação pós-fórum - Discuta os temas que estão impactando a realidade portuária brasileira: 11 de Maio - Workshop: Desafios e Perspectivas para o Crescimento da Cabotagem no Brasil

Liderador por: Eng. Dr. Aluísio de Souza Moreira - Companhia de Docas do Estado de São Paulo - Porto de Santos

12 de Maio - Seminário: Dragagem nos Portos Brasileiros

Um dia inteiro de discussão sobre novas obras, manutenção, aprofundamento, gestão de custos e desafios no licenciamento ambiental

Informações e inscrições: Tel.: 11 3017 6888 - Email: portos@ibcbrasil.com.br

www.informagroup.com.br/portos

Realização:

Participações confirmadas: ABREMAR – ASSOCIAÇÃO BRASILEIRA DE 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

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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

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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 茅 um de nossos maiores ativos.

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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

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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.

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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

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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

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organização/realização

www.ibp.org.br/congressodeco2

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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

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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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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


esperan莽as movidas a petr贸leo

TN Petr贸leo 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

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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 www.20wpc.com 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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Silver SPonSorS

TN Petróleo 76

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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

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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

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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

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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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Mercado de grandes

perspectivas O atual equilíbrio entre oferta e demanda é provavelmente a principal questão para a indústria mundial de gás.

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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

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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

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gás natural

Volume recorde em leilão de gás natural

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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

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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

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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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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.

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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

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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

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gás natural Encontro Técnico do GLP 2010

Setor discutiu ações para mais qualidade, eficiência e segurança para o consumo

Foto: Agência Petrobras

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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.

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Foto: Agencia Petrobras

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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

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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

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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

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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

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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

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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.

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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

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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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.

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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.

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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

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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

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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

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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

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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

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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

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Pesquisa revela que consumidor é indiferente

Financiamento responsável

Portas abertas

Akatu-Ethos

Instituto Camargo Corrêa e BNDES

Recursos

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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

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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.

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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

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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

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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.

7 a 10 – Brasil Feira EcoShow Casa Viva Local: Rio de Janeiro Tel.: 21 2262-9401 www.nossacasaviva.com.br

12 a 15 - Brasil Rio Gás Fórum Local: Rio de Janeiro Tel.: +44 207 9780036 pnewton@thecwcgroup.com www.cwcriogas.com

12 a 13 – Brasil Reneweable Energy Forum Local: Fortaleza, CE Tel.: 55 11 3017-6843 kelly.tamaribuchi@ibcbrasil.com.br www.informagroup.com.br

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Feiras e Congressos

ABRIL

5 a 6 – Brasil 12ª Conferencia Anual de Inteligência Competitiva Local: São Paulo Tel.: 55 11 3017-6843 kelly.tamaribuchi@ibcbrasil.com.br www.informagroup.com.br

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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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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

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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.

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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

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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

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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

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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.

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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.


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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.

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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.

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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. 86

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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

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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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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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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

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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.

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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

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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.

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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-

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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.


EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO REFINO E DISTRIBUIÇÃO GEOFÍSICA E SÍSMICA DUTOS E TERMINAIS INDÚSTRIA NAVAL E OFFSHORE BIOCOMBUSTÍVEIS E SUSTENTABILIDADE RECURSOS HUMANOS E GOVERNANÇA CORPORATIVA LEGISLAÇÃO E MERCADO

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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.

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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

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energia

A busca americana pela segurança energética Os Estados Unidos continuam sendo os maiores consumidores de energia de todo o sistema internacional.

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José Alexandre Hage é doutor em Ciência Política pela Unicamp e professor de Relações Internacionais da Trevisan Escola de Negócios.

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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

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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

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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.

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Luiz Antonio Lemos é sócio de Campos Mello Advogados.

Bruno Vignal é associado de Campos Mello Advogados.

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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

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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.

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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 notícia. Ser objetivo, sem abrir mão de aprofundar temas e promover reflexões. Mostrar as tendências dos vários segmentos desta complexa indústria, e dar espaço para que todos os atores deste mercado possam expor suas opiniões. É isto o que o site da TN Petróleo oferece ao seu público: notícias, reportagens especiais, números e indicadores, entrevistas e análises. Não é preciso mais buscar informações. Fazemos isso para você. Acesse!

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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

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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

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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

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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

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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

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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.

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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

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feiras e congressos

Março

15 a 17 – Canadá World Heavy Oil Congress Local: Calgary, Alberta Tel.: +1 (403) 209-3555 ryanmurray@dmgevents.com www.worldheavyoilcongress.com 21 a 24 – Holanda Gastech 2011 Local: Amsterdã Tel.: +44 2031806576 paulsinclair@dmgevents.com 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 eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Maio

2 a 5 – EUA OTC 2011 Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 Fax: +1.972.952.9435 registration@spe.org www.otcnet.org/2011/ 5 a 7 – Índia POWER-GEN India & Central Asia 2011 Local: Nova Déli Tel: +44 1992 656 610 exhibitpgica@pennwell.com www.power-enindia.com

4 a 5 – Alemanha Pipeline Technology Conference 2011 Local: Hannover Messe Tel.: +49 511 90992-22 fandrich@eitep.de www.pipeline-conference.com

10 a 12 – Egito Intergas VI Local: Cairo Tel.: + 202 2405 1919 mohamed@eif-eg.com www.intergasegypt.com

5 a 6 – Casaquistão OilTech Atyrau 2011 Local: Atyrau Tel.: +44 20 7596-5037 graeme.coombes@ite-exhibitions.com www.oiltech-atyrau.com/2011/

10 a 13 – Brasil 11ª Coteq Local: Porto de Galinhas, PE Tel.: +55 11 5586-3197 coteq@abendi.org.br www.abendi.org.br

12 a 15 – Brasil Rio Gas Forum Local: Rio de Janeiro Tel.: +44 20 7978-0036 pnewton@thecwcgroup.com 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 eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

12 a 14 – Gana Ghana Summit Local: Accra Tel.: +44 20 7978-0000 CWCConferences@thecwcgroup.com 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 danmustata@dmgevents.com isacalgary.com/

21 a 25 – Argélia 5th Algeria Energy Week 2011 Local: Oran Tel.: +44 20 7596-5173 rukhsara.liberman@ite-exhibitions.com www.sea5-algeria.com 23 a 26 – EUA LNG Americas 2011 Local: San Antonio, TX Tel.: +44 20 7978 0061 lng@thecwcgroup.com 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 ryanmurray@dmgevents.com www.gasandoilexpo.com 7 a 9 – Nigéria Nigeria Oil & Gas Technology 2011 Local: Victoria Island Tel.: +44 20 7978 0000 CWCConferences@thecwcgroup.com www.cwcnogtech.com 7 a 9 – Alemanha NGV 2011 Local: Berlim Tel.: +54-11-4300-6137 info@ngv2011berlin.com 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 me.coombes@ite-exhibitions.com 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 contato@brasiloffshore.com www.brasiloffshore.com/ 21 a 24 – Rússia 11th MIOGE 2011 Local: Moscou Tel.: 0044 207 596 5135 Fax: 0044 207 596 5135 trubetskaya@ite-expo.ru www.russianpetroleumcongress. com/2010/ 22 a 23 – Canadá Atlantic Canada Petroleum Show Local: Newfoundland Tel.: +1 (403) 209-3555 Fax: +1 (403) 245-8649 bettyshea@dmgevents.com www.atlanticcanadapetroleumshow.com

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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

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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

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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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Revista TN Petróleo 76  

Revista Brasileira de Tecnologia e Negócios de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

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