Issuu on Google+

opinião

Impasses regulatórios do pré-sal e o Plano de Negócios da Petrobras, de Fernando Facury Scaff, sócio do Silveira, Athias, Soriano de Mello, Guimarães, Pinheiro & Scaff Advogados.

12a rodada: Leilão do gás reflete insegurança do setor Capital de energia: A força Potiguar 2013: Indústria ganha alento com leilões Ano XV • jan/fev 2014 • Nº 93 • www.tnpetroleo.com.br

especial cessão onerosa

O ano d da cessão onerosa

Reforma que acaba com o monopólio do petróleo no México é promessa de desenvolvimento dos recursos energéticos do país, por Pablo C. Ferrante e Gabriel J. Salinas Soluções para a falta de mão de obra qualificada, por Simon Coton Implementação do SRtP em navios flotel e de apoio fora da costa, por Fernando Junco, Vicente Díaz Casás, Julián Fontela Vivanco, José Romero Anchuelo e Marcos Míguez Novidades legislativas sobre a terceirização: avanço ou retrocesso?, por Carla Garçone Exploração de fontes não convencionais no Brasil, por Manuel Fernandes e Steve Rimmer

Entrevista exclusiva

Sergio de Albuquerque e Mello, vice-presidente comercial do Bureau Veritas Brasil

A P-55 certifica a capacidade da indústria offshore brasileira


sumário

18

edição nº 93 jan/fev 2014

entrevista exclusiva

Entrevista exclusiva

Sergio de Albuquerque e Mello, vice-presidente comercial do Bureau Veritas Brasil

Foto: Beatriz Cardoso

A P-55 CertifiCA

a capacidade da indústria offshore brasileira

com Sergio de Albuquerque e Mello, vice-presidente comercial do Bureau Veritas Brasil

por Beatriz Cardoso

O engenheiro naval Sergio de Albuquerque e Mello, diretor executivo Comercial do Bureau Veritas Brasil, faz essa afirmação respaldado em mais de 30 anos de atuação na indústria offshore brasileira e na experiência internacional vivenciada quando foi vice-presidente corporativo de Petróleo e Gás do Bureau Veritas, com base na sede da empresa, em Paris. “A P-55 é a primeira plataforma desse tipo e porte projetada e construída integralmente no país. Ou seja: ela deu a chancela à capacidade da indústria naval offshore”, frisa Mello, que participou da classificação de inúmeros projetos e empreendimentos do setor.

Em entrevista exclusiva à TN Petróleo, ele observa que a retomada da indústria naval se deu no país por fatores estratégicos e não somente econômicos. “Foi o pulo do gato do Brasil”, pontua o executivo do Bureau Veritas, que tem hoje em seu portfólio cinco plataformas que vão operar no pré-sal da Bacia de Santos: P-67 e P-70 (OSX Mendes Junior), P-68 e P-71 (Jurong), nas quais responde pela fase de integração e a classificação definitiva das unidades, depois de postas em operação, e a P-76 – cessão onerosa (Technip – Techint). TN Petróleo – O Bureau Veritas (BV) classificou dentro de padrões internacionais de segurança e conformidade a unidade de produção flutuante (fPU) P-55, da Petrobras, que na virada do ano começou a produzir petróleo em lâmina d’água de 1.720 m de profundidade, no Campo de roncador, na Bacia de Campos. O que a classificação dessa plataforma tem de significativa? Sérgio Mello – Em matéria de classificação, a P-55 não tem maiores particularidades em comparação com outras unidades offshore. Sua importância está no fato de ser a primeira plataforma semissubmersível desse porte, projetada, construída e integrada no país. Ela é fruto de um trabalho de muitos anos e deu essa chancela à indústria offshore brasileira. A classificação da unidade, em total conformidade com os padrões internacionais, e a bem-sucedida entrada em operação, dão o recado de que a indústria local tem capacitação total para construir unidades de tais dimensões e especificações para o mercado de petróleo e gás.

no controle da qualidade: é mais um auditor da conformidade de um projeto aos padrões, normas internacionais. Mas é óbvio que, por estabelecer regras, avaliar e verificar conformidade, assim como a integridade estrutural de uma unidade, não tem uma atividade isolada. Na realidade, acompanhamos e classificamos um projeto desde a sua concepção à construção nos estaleiros, assim como na verificação e vistoria, em fábricas em qualquer lugar do mundo, de todos os componentes que vão ser instalados naquela unidade. Todo e qualquer equipamento utilizado deve sair do fabricante devidamente certificado de que está de acordo com os requisitos da classe. E esse trabalho vai continuar depois de a unidade entrar em operação, por toda a vida útil da mesma. Ou seja, o BV vai realizar vistorias periódicas para aferir a conformidade e manter a classificação internacional concedida para aquela operação.

Não são muitos os países do mundo com indústria naval capacitada para executar esse serviço integralmente, não é mesmo? É verdade. Para uma unidade de tal tipo e porte temos os habituais fornecedores asiáticos – Coreia do Sul, Cingapura e China. Há outros que poderiam fazer, mas não estão mobilizados, como Estados Unidos e países da Europa com tradição naval. O fato é que essa indústria migrou para a Ásia e não houve maiores mobilizações em outros países do Ocidente. O Brasil acabou dando o pulo do gato ao incentivar a retomada da indústria naval, com forte foco no setor offshore. Mas além dos empregos gerados, é importante ter uma indústria offshore local... Ter essa posição no Brasil é mais um fator estratégico do que econômico. Por que se fez isso aqui? Por vários motivos, todos estratégicos. A começar pela importância da exploração e produção offshore de petróleo e gás, no âmbito de energia, assim como pelo fato de a Petrobras ser um dos principais motores da economia nacional. Foi uma forma de tornar o país e a própria Petrobras um pouco mais independente em relação a outros países e fornecedores. No mundo inteiro, hoje, ter essa indústria consolidada é estrategicamente importante. A conclusão de um projeto como o da P-55 é a confirmação disso. O Bureau Veritas acompanhou todas as etapas desse empreendimento? Sim. Há seis anos o Bureau Veritas vem trabalhando junto à Petrobras na execução deste projeto. É importante lembrar que a classificadora não atua

18

Havia equipes de trabalhos do BV nos dois estaleiros? Sim. Tanto na construção do casco, no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Suape, Pernambuco, como no Estaleiro rio grande (Erg), no rio grande do Sul, onde foram fabricados alguns módulos e realizadas as instalações do convés e módulos produzidos em outro local, assim como a integração dos sistemas da plataforma [ver box “Deck Mating”]. Houve vários desafios que merecem ser pontuados. Um deles, o desafio gerencial de reunir e armar aquele enorme conjunto de subpartes para ‘montar’ uma plataforma de produção de petróleo e colocá-la em operação. isso realmente tem de ser comemorado. Outro desafio foi a construção do casco praticamente em simultâneo com a do próprio estaleiro EAS, tendo sido os dois praticamente concluídos ao mesmo tempo, estaleiro e casco. E todos sabem a dificuldade que representou isso, em um contexto

dANdO O PUlO dO gATO AO iNCENTiVAr A rETOMAdA dA iNdúSTriA NAVAl, COM FOrTE FOCO NO SETOr OFFSHOrE.

TN Petróleo 93

24

TN Petróleo 93

especial: cessão onerosa

A P-55 certifica a capacidade da indústria offshore brasileira

O BrASil ACABOU

19

MG

SP

Especial: Cessão Onerosa

RJ

O ano D da Cessão Onerosa

O ANO D DA CESSÃO

ONEROSA

28 Desenvolvimento da produção de Franco

Com o término, em setembro de 2014, do primeiro período exploratório dos blocos da cessão onerosa, a estatal vai rever com atenção seu plano de negócios para acelerar o desenvolvimento dessas áreas nas quais tem direito de extrair até 5 bilhões de barris. E já deve estar delineando uma estratégia para utilizar todos os recursos previstos no contrato de cessão onerosa, assim como o fato de ser um dos principais motores da economia brasileira,

30 Linha do tempo

que lhe assegure a continuidade das atividades nessas áreas, que podem mais do que dobrar suas reservas atuais. 24

34

por Beatriz Cardoso

TN Petróleo 93

TN Petróleo 93

12 0 rodada da anp

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Leilão do gás reflete insegurança do setor

LEILÃO DO GÁS REFLETE INSEGURANÇA DO SETOR

C

om a arrecadação de bônus 8,5 vezes superior ao mínimo exigido pelo governo, a 12ª Rodada foi considerada um sucesso pela ANP, que teve como principal objetivo nesse leilão ampliar o conhecimento geológico das bacias brasileiras em áreas com vocação potencial para gás natural. Das 21 empresas habilitadas, apenas 12 fizeram ofertas e todas saíram com área para explorar – com 100% de participação ou em parceria com outras companhias. Os blocos oferecidos se localizam nos estados do Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia, Maranhão, Paraná, São Paulo, totalizando 168.348,42 km² – dos quais foram arrematados apenas 47.427,60 km², menos de um terço. O destaque ficou por conta da Bacia do Recôncavo, na qual foram ofertados 86 blocos na Bahia, dos quais

por Karolyna Gomes e Maria Fernanda Romero

A 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a terceira realizada em 2013, reflete a insegurança dos investidores em apostar na exploração de gás natural sem ainda haver uma infraestrutura de escoamento que dê suporte à produção. Dos 240 blocos ofertados em sete bacias terrestres, 72 foram arrematados por 12 empresas ofertantes – oito brasileiras e quatro estrangeiras. Com um bônus total de R$ 165.196.596,08 e investimento mínimo previsto de R$ 503.525.800,00, a média de conteúdo local oferecido no leilão foi de 72,61% para a fase de exploração e 84,47% para a de desenvolvimento. 34

40

NÚMEROS DA 12a RODADA Empresas ofertantes: 12 (quatro estrangeiras e oito nacionais); Empresas vencedoras: 12; Conteúdo local: médio exploração 72,61%/ médio desenvolvimento: 84,47%; Total de blocos ofertados: 240; Total de blocos arrematados: 72; Área arrematada: 47.427,60 km²; Total de bônus ofertado: R$ 165.196.596,08; Maior bônus ofertado: 15.147.190,00 (REC-T-89); Menor bônus ofertado: 143.268,00 (SEAL-T-268); Ágio: 755,95%; Total de PEM ofertado: 129,761 (UT); Investimento mínimo previsto: R$ 503.525.800,00; Ágio: 322,89%

30 foram adquiridos. A despeito de menos de um terço dos blocos oferecidos terem sido arrematados, a ANP comemorou o lance que marcou a entrada da Bacia do Acre como nova possibilidade no cenário exploratório brasileiro. A área adquirida pela Petrobras teve ágio de apenas 0,16%. A agência também destacou a expansão em potencial na bacia do Parnaíba, que hoje já produz em torno

de 6% do gás brasileiro. No entanto, dos 32 blocos ofertados, apenas um foi arrematado, pela Geopark Brasil. Segundo a ANP, o certame confirma o papel das bacias maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas (Seal), onde estão 54 dos 72 blocos arrematados – dos quais 24 nesta última bacia, sendo metade para cada estado. “Nesta rodada, buscamos descentralizar o investimento exploratório, priorizar áreas do Norte, Nordeste, Sul e Centro-Oeste, numa clara intenção de redução de desigualdade regional e de semear a exploração e produção de gás natural em terra”, afirmou Magda Chambriard, diretora-geral da ANP. Segundo ela, a Agência fez um grande esforço no sentido de incluir áreas que até então não eram cogitadas para atividades exploratórias de hidrocarbonetos, como o Amapá e Piauí. Dos blocos que foram a leilão, 110 (164.477,76 km²) estão em áreas de novas fronteiras (bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba). Também foram incluídos 130 blocos (3.870,66 km²) nas bacias maduras (Recôncavo e Sergipe-Alagoas), com o objetivo de dar continuidade à exploração e produção de gás natural a partir de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais contidos nessas regiões. Para Hélder Queiroz, diretor da ANP, os resultados desta rodada superaram as expectativas. O executivo ressaltou que o certame confirmou a importância dos investimentos petrolíferos onshore e da decisão acertada de focar a rodada em gás natural, dado que o país ainda é dependente da importação desse insumo. De acordo com ele, com a realização da 11ª e da 12ª rodadas, se iniciam 190 novos contratos de concessão.

TN Petróleo 93

TN Petróleo 93

capital de energia

A FORÇA POTIGUAR A primeira descoberta de óleo em águas profundas na Bacia Potiguar, a apenas 55 km da costa do Rio Grande do Norte, comprova a vocação energética do estado que tem a maior produção terrestre de petróleo e gás do Brasil. Com investimentos crescentes na exploração offshore e em projetos eólicos, o estado vive um de seus melhores momentos no setor de energia. por Rodrigo Miguez

Fotos: Divulgação

C

40

TN Petróleo 93

25

lassificada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como fronteira exploratória, a Bacia Potiguar, que teve blocos disputados no seu trecho marítimo no primeiro leilão de 2013, apresenta perspectivas promissoras de desenvolvimento de exploração e produção de hidrocarbonetos. Não apenas devido aos vários campos petrolíferos em águas rasas, que produzem óleo leve, como também no potencial em águas mais profundas, fato comprovado pela descoberta feita pela Petrobras em meados de dezembro de 2013. A acumulação encontrada pelo poço informalmente denominado de Pitu, em profundidade de 1.731 m, na concessão BM-POT-17, configura-se como a primeira descoberta em águas profundas da Bacia Potiguar, que começa no extremo oeste do Ceará e se estende por toda a costa do Rio Grande do Norte. O poço, que já atingiu uma profundidade de 4.197 m, vai ser perfurado até 5.028 m, de acordo com a operadora Petrobras, que detém 80% de participação, em consórcio com a Petrogal Brasil S/A, que fica com a parcela restante. O anúncio feito no dia 17 de dezembro apenas reafirmou o potencial do estado, que está na ‘esquina do continente’ (por ser onde a costa quebra para a esquerda), com características geológicas similares às da costa oeste africana e com a própria margem

extensão da nova descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados.

Bacia rica

equatorial sul-americana, considerada uma nova e rica fronteira exploratória. Prova disso é o fato de na 11ª rodada de licitações da ANP – o primeiro leilão realizado depois de mais de quatro anos – nada menos que nove empresas terem disputado e arrematado 18 blocos, em terra e no mar da Potiguar. Certame do qual participaram empresas de diferentes portes – grandes petroleiras, como Petrobras e ExxonMobil ficaram com o setor de águas profundas, enquanto que os blocos terrestres foram adquiridos, em sua maioria, pelas chamadas ‘companhias independentes’. A área também é disputada fora dos leilões. Há um processo de Farm-out (venda de participação em uma área) justamente no bloco onde foi realizada a descoberta em águas profundas. Uma vez aprovado pela ANP, o bloco BM-POT-17 passará a ser operado por um consórcio no qual Petrobras e a BP Energy do Brasil terão 40% cada uma, enquanto a Petrogal Brasil mantém seus 20% de participação. O consórcio vai dar continuidade à perfuração do poço, para verificar a

De acordo com dados da ANP, o volume total in situ da Bacia Potiguar é de 5,82 bilhões de barris de petróleo e de 82,22 bilhões de m³ de gás natural. As reservas provadas na região são de cerca de 411 milhões de barris de petróleo e de 9,92 bilhões de m³ de gás. Desde a primeira descoberta, em 1973, no campo de Ubarana, a produção acumulada de petróleo na região já alcança 793 milhões de barris e 26,16 bilhões de m³ de gás. Hoje, há 84 campos de óleo e gás em desenvolvimento e produção em terra e 14 no mar. Segundo dados da ANP, a produção total de petróleo e gás no Rio Grande do Norte, em outubro, foi de 67.988 de barris de óleo equivalentes por dia (boe) – 58 mil barris/ dia de óleo (dos quais quase 90% de poços terrestres) e 1.414 m³ de gás natural (50% de campos onshore). Com campos em águas rasas e em terra firme, a Bacia Potiguar, com uma área total de 119.300 km2 (33.200 km2 emersa e 86.100 km2 submersa) está entre as maiores produtoras de petróleo onshore (terra) do Brasil. Além da Petrobras, há forte atuação de companhias independentes. Das 36 plataformas de produção instaladas na área dessa bacia, sendo que TN Petróleo 93

41

120 Rodada da anp

Leilão do gás reflete insegurança do setor 36 Não convencional ainda é pouco atrativo

35

Capital de energia

A força Potiguar 44 Investimentos em P&D 46 Ventos do Nordeste


48

retrospectiva 2013

Apesar de o petróleo ter sido apontado pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior como o principal fator de impacto sobre a balança comercial e queda das exportações brasileiras para parceiros tradicionais, muita coisa concretizada em 2013 estava, na realidade, prevista para o ano de 2012... Com destaque para a retomada das rodadas de licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás no país, o ano foi marcado também por novo recorde de produção no pré-sal e a conquista da milésima patente da Petrobras pelo Cenpes, seu centro de pesquisas, ao completar 50 anos de atuação. Os movimentos de alta e baixa no mercado de ações do setor – como a derrocada do grupo de Eike Batista e a instabilidade do desempenho financeiro da Petrobras; juntamente com a alta no preço começa 2014 com cautela, esperando que se confirme a expectativa de negócios, especialmente no que diz respeito às licitações da Petrobras, previstas para o primeiro semestre do ano.

2013

CONSELHO EDITORIAL

por Maria Fernanda Romero

INDÚSTRIA GANHA ALENTO COM LEILÕES

JANEIRO PETROBRAS LANÇA DIESEL S-10 PARA TODO O BRASIL – No primeiro dia do ano, a Petrobras lançou o Diesel S-10, com ultrabaixo teor de enxofre, para todo o Brasil. O novo combustível, que substitui integralmente o Diesel S-50, tem número de cetano (medida de qualidade de ignição) 48 contra 46 do Diesel S-50, com benefícios de melhor partida a frio, redução de fumaça branca, redução na formação de depósitos e aumento da vida útil do óleo lubrificante que podem ser facilmente percebidos pelos motoristas. A construção da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), no Complexo de Suape, é parte dessa estratégia. Pelo menos 70% do pro48

retrospectiva 2013

cessamento de petróleo da unidade serão dedicados à produção de diesel e o combustível estará alinhado à onda verde do mercado. NOVO GERENTE GERAL DA UO-ES TOMA POSSE – O engenheiro José Luiz Marcusso toma posse no dia 2 como gerente geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Espírito Santo. Ele substitui o geólogo Luiz Robério Silva Ramos, que estava à frente da Unidade desde junho de 2009. POÇO CARCARÁ CONFIRMA GRANDE POTENCIAL DO BLOCO BM-S-8 – A Petrobras concluiu a perfuração do poço 4-SPS-86B (4-BRSA-971-SPS), informalmente conhecido como Carcará, localizado no bloco BM-S-8, em águas ultraprofundas, no pré-sal da Bacia de Santos. Este é o terceiro poço perfurado na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) do 1-BRSA-532A-SPS (Bem-te-vi). Ele está localizado a 232 km da costa e foi perfurado em profundidade d’água de 2.027 m. A partir de 5.742 m de perfuração foi identificada uma expressiva coluna de, pelo menos, 471 m de óleo de ótima qualidade – 31° API e sem a

TN Petróleo 93

presença de contaminantes como CO2 e H2S – com 402 m em reservatórios de excelentes características de porosidade e permeabilidade. OGX INICIA PRODUÇÃO DO TERCEIRO POÇO EM TUBARÃO AZUL – A empresa concluiu a conexão do terceiro poço produtor no Campo de Tubarão Azul, TBAZ-1HP, na Bacia de Campos, em 31 de dezembro de 2012, o qual se encontrava em processo de ajustes e limpeza. No dia 4, a companhia iniciou a produção efetiva. Antes do início da operação do poço, o FPSO OSX-1 estava produzindo em média 10,1 mil barris de óleo equivalente por dia, conectado a dois poços produtores, OGX-26HP e OGX-68HP. O poço TBAZ-1HP possui uma extensão horizontal de 1.200 m e está localizado a cerca de 3 km de distância dos dois primeiros poços produtores. NOVA DESCOBERTA NO PÓS-SAL DE MARLIM SUL – A Petrobras comunicou a descoberta de uma nova acumulação de petróleo em reservatório do pós-sal, em águas ultraprofundas da Bacia de Campos (RJ). A descoberta foi feita pelo poço 4-MLS-105D-RJS, informalmente TN Petróleo 93

49

2013: Indústria ganha alento com leilões 62 Plataformas a todo vapor em 2013

por Maria Fernanda Romero

A perspectiva do mercado brasileiro de gás ainda será de compasso de espera tanto para 2014 como para 2015, já que a exploração do shale gas no país só deve começar de fato nos próximos cinco anos. A opinião é de Marco Tavares, presidente da Gas Energy, que será um dos moderadores dos debates do 5º Rio Gas & Power Forum. O evento promovido anualmente pelo CWC Group será realizado nos dias 8 a 11 de abril deste ano.

A

66

a três anos para maturar”, afirma Marco Tavares, presidente da Gas Energy. O executivo comenta ainda que a 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), realizada no ano passado, mostrou que existe apetite para novas áreas com potencial para gás não convencional como a Bacia do Paraná e, na medida que as regulamentações para este mercado sejam conhecidas, este apetite irá se

amplificar e novas áreas e muitos farm in serão observados para dar velocidade a esta exploração. Tavares considera que a principal conquista do setor de óleo e gás foi o retorno das rodadas e a nova preocupação do governo quanto à perda de competitividade da indústria. “Este redescobrimento da importância econômica do gás como insumo industrial e elétrico vai trazer frutos para nosso setor. A sociedade está percebendo que é hora de mudanças estruturais”, indica. O Brasil tem a enorme oportunidade de desenvolver uma indústria competitiva de gás na-

tural, diante da oferta e demanda potenciais. Segundo o presidente da Gas Energy, as chances estão em todos os setores da cadeia. A intensidade gás/PIB do Brasil é medíocre, o que leva a se ter carência de investimentos. A maturação da nova regulamentação e o término da exclusividade dos dutos foram apontados por Tavares como fatores que irão paulatinamente descortinar este ambiente propício a novos investimentos. De acordo com ele, o mais atrativo no mercado de gás no Brasil é o mercado de distribuição, no qual as margens estão protegidas pelo monopólio constitucional. “No futuro isto deverá migrar para os novos produtores que encontrarão um mercado ávido por nova oferta competitiva. Há muito espaço ainda a explorar nesta indústria no Brasil”, pontua. Sobre o mercado na América do Sul, Tavares diz que a região está cada vez mais sendo orientada pelo gás. Movimentos no Peru, com a capilaridade que o gás natural comprimido (GNC) e o Small LNG (gás natural liquefeito produzido em plantas menores) está permitindo, a maturidade do comércio internacional de GNL (exportação e importação), novos projetos como o da Pacific Rubialis na Colômbia, a entrada do Equador de planta de Small LNG e as boas notícias que começam a ocorrer com a Argentina e o gás não convencional, prometem muito movimento para os próximos anos. “Até a América Central, com um projeto de LNG to Power em El Salvador – anunciado – pode tornar nosso continente o novo ponto focal dos produtores e comercializadores de GNL. A Bolívia ainda é uma incógnita. Tem mercado para seu gás no Brasil e na Argentina, mas poderá perder uma oportunidade histórica se não fizer profundas reformas”, conclui. Rio Gas & Power Forum 2014 – Promovido pelo CWC Group, o evento discute os rumos do mer-

Foto: Agência Petrobras

Mercado de gás no Brasil mantém apetite e se prepara para as futuras ofertas

s perspectivas de oferta de gás do pré-sal, o aumento da produção no país, não somente pela Petrobras como por outras empresas do setor, assim como a expectativa de novos investimentos em infraestrutura, redesenho do setor térmico e incremento do consumo de gás como matéria-prima industrial (petroquímica, fertilizantes etc.) têm feito com que a indústria se prepare e planeje ainda mais. “A grande inclinação será observada a partir de 2016. Mas é ano de preparar o futuro, já que os investimentos em gás, quaisquer que sejam levam, no mínimo, de dois

68

Prévia Rio Gas & Power Forum 2014

Foto: Divulgação

eventos

cado de exploração de gás natural no Brasil, além das oportunidades e dos desafios ligados à indústria. Entretanto, a grande novidade deste ano é que o foco do fórum foi ampliado para incidir não apenas sobre questões como o abastecimento futuro de gás, regulação, concorrência e oportunidades de investimento neste setor, mas também sobre os desafios e soluções para atender à crescente demanda por energia no Brasil e o papel que o gás pode ter nesse contexto. Com este novo foco em energia, palestrantes de organizações, incluindo a Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), irão compartilhar seus pensamentos sobre a combinação e diversificação ideal de fontes de energias para o Brasil em 2020, a possibilidade de integração do gás na infraestrutura de energia e as oportunidades para os investidores nesse mercado. Além desses novos temas, o fórum deste ano também contará com um interessante debate entre os compradores e os produtores de GNL. Marcio Demori, diretor de Negociação de GNL da Petrobras; Jonty Shepard, chefe de operações de GNL da BP; e Mario Camacho

TN Petróleo 93

Acha, chefe de operações da GNL Chile estarão juntos numa discussão sobre a importância crescente do GNL para o Brasil e para o Cone Sul como um todo. Para Nicky Bowen, produtora sênior e gerente de projetos do CWC Group, os grandes e sempre crescentes mercados de gás e energia do Brasil apresentam muitas oportunidades, no entanto ainda existem grandes desafios. “Há necessidade de mais esclarecimentos sobre os assuntos de regulação, mas há também o ambiente de alto custo que pode representar um obstáculo para essas oportunidades. Apesar destas questões, o Brasil é um mercado promissor e estamos muito entusiasmados com o que encontramos e com o envolvimento das empresas neste momento de grandes oportunidades.” Segundo Bowen, o fórum do ano passado acolheu pouco mais de 200 participantes de nível sênior de todo o Brasil, bem como países, incluindo Argentina, Noruega, os Estados Unidos, o Reino Unido, Chile, Bolívia, Catar e China. Este ano, dada a maior dimensão do fórum e da ampla contribuição dos apoiadores institucionais – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Abraget, Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) e Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia (Abrage), o evento espera cerca de 300 participantes nesta quinta edição. Por mais um ano, a TN Petróleo é o principal parceiro de mídia do evento, que acontecerá no Copacabana Palace, no Rio de Janeiro. TN Petróleo 93

Prévia Rio Gas & Power Forum

Mercado de gás no Brasil mantém apetite e se prepara para as futuras ofertas

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha 2014 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 Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

67

artigos 16 Reforma que acaba com o monopólio do petróleo no México é

promessa de desenvolvimento dos recursos energéticos do país,

por Pablo C. Ferrante e Gabriel J. Salinas

83 Soluções para a falta de mão de obra qualificada, por Simon Coton 92 Implementação do SRtP em navios flotel e de apoio fora da costa, por Fernando Junco, Vicente Díaz Casás, Julián Fontela Vivanco, José Romero Anchuelo e Marcos Míguez

96 Novidades legislativas sobre a terceirização: avanço ou retrocesso?, por Carla Garçone

Ano XIV • Número 93 • jan/fev 2014 Ilustração: TN Petróleo opinião

Impasses regulatórios do pré-sal e o Plano de Negócios da Petrobras, de Fernando Facury Scaff, sócio do Silveira, Athias,

100 Exploração de fontes não convencionais no Brasil, por Manuel Fernandes e Steve Rimmer

Soriano de Mello, Guimarães, Pinheiro & Scaff Advogados.

12a rodada: Leilão do gás reflete insegurança do setor Capital de energia: A força Potiguar 2013: Indústria ganha alento com leilões Ano XV • jan/fev 2014 • Nº 93 • www.tnpetroleo.com.br

ESPECIAL CESSÃO ONEROSA

O ANO D

seções 2 editorial 4 hot news 10 indicadores tn 64 eventos 70 perfil profissional 73 caderno de sustentabilidade 84 pessoas

86 perfil empresa 88 produtos e serviços 102 fino gosto 104 coffee break 106 feiras e congressos 107 opinião

DA CESSÃO ONEROSA

Reforma que acaba com o monopólio do petróleo no México é promessa de desenvolvimento dos recursos energéticos do país, por Pablo C. Ferrante e Gabriel J. Salinas Soluções para a falta de mão de obra qualificada, por Simon Coton Implementação do SRtP em navios flotel e de apoio fora da costa, por Fernando Junco, Vicente Díaz Casás, Julián Fontela Vivanco, José Romero Anchuelo e Marcos Míguez Novidades legislativas sobre a terceirização: avanço ou retrocesso?, por Carla Garçone Exploração de fontes não convencionais no Brasil, por Manuel Fernandes e Steve Rimmer A complexidade dos riscos marítimos, por Antonio Lleyda

Entrevista exclusiva

Sergio de Albuquerque e Mello, vice-presidente comercial do Bureau Veritas Brasil

A P-55 certifica a capacidade da indústria offshore brasileira


editorial

Vamos dar a partida?

A

indústria brasileira de petróleo e gás começou o ano com um ‘saldo’ de 2013 que ainda deixa a desejar, mas com expectativa de ventos mais promissores, para que a economia volte a crescer, acima dos 2 a 2,5%, índices estimados para o Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro. Passada a euforia dos três leilões da ANP, o mercado continua cético quanto à retomada de contratações da Petrobras, depois de um período de choques de ordem na estatal, em busca da recuperação da eficiência operacional. E que se refletiu em toda a cadeia fornecedora, que passou a ser monitorada de perto pelas gerências responsáveis por cada projeto da petroleira, visando acompanhar a ‘curva em S’ de evolução física e financeira de cada empreendimento. Segundo os critérios ANP/SPE (Society of Petroleum Engineers), em 2013 a Petrobras registrou 0,8% de aumento das suas reservas provadas totais. Já as reservas provadas do pré-sal teriam aumentado 43% em relação a 2012, “graças à perfuração de 42 poços, associada ao bom desempenho das plataformas em produção nas bacias de Campos e Santos”, informou a estatal. A produção do pré-sal superou os 412 milhões de boe/dia, de acordo com o boletim da ANP, referente a novembro de 2013. Mas não se pode negar o feito da Petrobras em colocar em produção nada menos que oito plataformas, uma delas na virada do ano, no mesmo dia em que uma nona unidade de produção (a P-61), rumo ao campo de Papa-Terra, na Bacia de Campos. Juntas, elas poderão agregar um milhão de barris à produção nacional ainda esse ano. O que dará mais fôlego à empresa para seguir adiante na exploração dos seis blocos de cessão onerosa, dos quais dois: Franco, batizado de ‘campo Búzios’, e Tupi Sul, agora denominado ‘Lula Sul’, tiveram a declaração de comercialidade antecipada, uma vez que o prazo final é 3 de setembro de 2014. Três anos e meio depois da primeira concessão de áreas para exploração e produção de petróleo e gás feita sem licitação desde a quebra do monopólio, a Petrobras sinaliza que vai lutar com unhas e dentes para mostrar sua capacitação, técnica e financeira, para desenvolver essas reservas, que podem mais do que dobrar as do país. Se 2013 foi o ano de Libra, 2014 será o da cessão onerosa, como veremos na reportagem de capa dessa edição, que traz ainda uma retrospectiva completa dos fatos relevantes do setor no ano passado. Será o ano também em que a indústria naval ganhou uma chancela de qualificação que raros países detêm, com a entrada em operação da P-55, a primeira plataforma semissubmersível de grande porte, projetada, construída e integrada no Brasil. Diante disso, prefiro começar com otimismo e acreditar que finalmente vamos poder dar a partida... de novo.

Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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

REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (21 98867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 99389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolyna Gomes (21 97589-7689) karolyna@tnpetroleo.com.br

REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 99163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br

DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz - beniciobiz@tnpetroleo.com.br

RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 99361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br

Bruna Guiso (21 97682-7074) bruna@tnpetroleo.com.br

DIRETORA DE comunicação Lia Medeiros (21 98241-1133) liamedeiros@npetroleo.com.br

DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br

Rodrigo Matias (21 3221-7503) matias@tnpetroleo.com.br

EDITORA Beatriz Cardoso (21 99617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br

PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Fabiano Reis (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br

Luiz Felipe Pinaud (21 97861-4828) l.felipe@tnpetroleo.com.br

EDITOR DE ARTE, CULTURA E GASTRONOMIA Orlando Santos (21 99491-5468)

2

TN Petróleo 93

Laércio Lourenço (21 3221-7510) laercio@tnpetroleo.com.br

assinaturas (21) 3221 7500 assinaturas@tnpetroleo.com.br

CTP e IMPRESSÃO Walprint Gráfica DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados. Filiada à ANATEC Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores wwe compradores do setor de petróleo.


editorial

UMA NOVA FASE NA HISTÓRIA DO PORTO DO AÇU. UMA NOVA MARCA ABRINDO CAMINHOS DO BRASIL PARA O MUNDO.

PLATAFORMA NATURAL PARA O PRÉ-SAL: COMPLEXO INDUSTRIAL INTEGRADO A DOIS TERMINAIS PORTUÁRIOS.

NO PORTO DO AÇU, ATRACARÃO OS MAIORES NAVIOS DO MUNDO, TRANSPORTANDO MINÉRIO DE FERRO E MILHÕES DE BARRIS DE PETRÓLEO POR ANO.

Quando um dos maiores complexos logísticos do país ganha a força de uma gestão empresarial, que une eficiência e visão de longo prazo, novos caminhos se abrem. Novos caminhos que projetam uma cultura mais pragmática e planejada para integrar mercados, unir territórios de um jeito novo e impulsionar nossa capacidade de atuar no mundo. A LLX agora é Prumo, um novo vetor de expansão do Brasil para o mundo.

PLANEJAMENTO, DISCIPLINA E VISÃO DE FUTURO.

40 KM2 DE ÁREA PRESERVADA NA REGIÃO.

www.prumologistica.com.br

TN Petróleo 93

3


hot news

Depois de construir seu primeiro navio para pesquisas oceanográficas, no início do ano passado, o estaleiro Inace começará a desenvolver projetos para a concepção de mais cinco embarcações do tipo, sendo uma para a Universidade Estadual do Rio de Janeiro (Uerj) e as outras para a Universidade Federal do Rio Grande (Furg), no Sul do país. Segundo a diretora do Inace, Flávia de Barros, os equipamentos estão em processo de encomenda, restando assinaturas de contrato com as duas instituições de ensino superior para que os projetos comecem a ser desenvolvidos. “A partir do momento em que receber oficialmente as encomendas das universidades, o Inace terá 16 meses para construir o navio da Uerj e 36 meses para entregar os equipamentos solicitados pela Furg, que já sinalizou o interesse em outras embarcações”, explicou. Além dos navios oceanográficos, o Inace já está construindo outras duas embarcações que serão utilizadas em plataformas petrolíferas da Bacia de Campos. Cada embarcação, com capacidade para sete passageiros,

Foto: Divulgação Inace

Inace construirá cinco navios oceanográficos

terá 30 m de comprimento; boca moldada de 7 m; pontal de 4 m; calado de 2,20 m; popa aberta com rampa para pesca; velocidade máxima de 10 nós (cerca de 20 km/h); e poderá ficar em alto-mar por até dez dias (autonomia mínima), com combustível suficiente. De acordo com Flávia de Barros, o projeto para a construção de um navio oceanográfico leva de três a seis meses para ser concebido, sendo preciso cerca de 20 pessoas para realizar o trabalho dessa fase inicial. A partir de então, são necessários de seis a 12 meses para erguer a embarcação, etapa que mobiliza uma média de cem trabalhadores.

Além dos navios oceanográficos, o estaleiro já está construindo outras duas embarcações que serão utilizadas em plataformas petrolíferas da Bacia de Campos, na costa norte do Rio de Janeiro. Os barcos do tipo Diving Support Vessel (DSV) servem para apoiar serviços de mergulho e deverão ficar prontos até junho de 2014. Os equipamentos foram encomendados pela empresa brasileira Geonavegação, do Grupo Georadar, que mantém contrato com a Petrobras para a construção de cinco embarcações de suporte marítimo e mergulho. Dentre elas, estão os DSVs, que têm capacidade para 25 passageiros.

A Ceona Chartering, do Reino Unido, e a Odebrecht Oil & Gas S/A (OOG) formaram parceria para realizar serviços de construção submarina para a Petrobras. O PLSV (pipelay support vessel) Polar Onyx foi construído em estaleiro da Ucrânia (casco) e está sendo finalizado no dique seco da Ulstein, na Noruega. Em março de 2014 serão instalados os equipamentos de assentamento de dutos, no cais da Huisman, na Holanda. O contrato com o Polar Onyx foi assinado no dia 16 de dezembro e 2013, com o início de operações previsto para maio de 2014. O navio PLSV (assentamento de dutos submarinos) vai integrar a frota de navios de serviços de cons4

TN Petróleo 93

Foto: Divulgação Ceona

Ceona conquista contrato no Brasil

trução submarina da Petrobras, operando em águas com profundidade de até 3.000 m, na instalação de recuperação de dutos, risers e umbilicais. O prazo do contrato é de 12 meses. O Polar Onyx é equipado como DP3 (posicionamento dinâmico nível três) e com guindastes com capacidade de

250 toneladas, o sistema vertical de assentamento de dutos flexíveis tem capacidade de 275 toneladas, através do moon pool do navio. A OOG gerencia o contrato e caberá à Ceona o gerenciamento do navio e realizações dos serviços submarinos. O vice-presidente comercial da Ceona, Mark Preece, disse da importância de trabalhar para a Petrobras, a petroleira reconhecida mundialmente como a mais experiente em águas profundas. O diretor de subsea da OOG, Renato Bastos, disse que o contrato representa uma grande oportunidade de contribuir com a Petrobras para colocar em operação novos campos produtores de petróleo em águas profundas.


P-55 inicia operação em Roncador integralmente no Brasil, o que contribuiu para que o índice de conteúdo local chegasse a 79%. As obras geraram cerca de cinco mil empregos diretos e 15 mil indiretos. A nova unidade trabalhará em conjunto com as plataformas de produção P-52 e P-54, já instaladas no campo de Roncador, e com a plataforma P-62, que chegou um pouco depois que a P-55, e ficará no Módulo IV do campo. A unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e seis milhões de m 3 de gás natural dos reservatórios do pós-sal. Serão interligados à plataforma 14 poços produtores e oito poços injetores, por meio de 150 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos (equipamentos que transferem o petróleo dos poços para a plataforma). O escoamento de petróleo se dará por navios aliviadores e o do gás natural por gasoduto até a Unidade de Tratamento de Gás de Cabiúnas, em Macaé, no Rio de Janeiro.

Total pretende ampliar fábrica de lubrificantes em São Paulo Com o mercado automotivo em crescimento, a Total pretende investir R$ 15 milhões na ampliação de sua fábrica de lubrificantes, localizada na cidade de Pindamonhangaba, interior de São Paulo. A ideia é dobrar sua capacidade de processamento. Atualmente, o Brasil ocupa a sexta posição no mercado de lubrificantes, segundo o ranking global da IHS Química – ficando atrás apenas da China, Estados Unidos, Índia, Japão e Rússia. Segundo o diretor-geral da Total Lubrificantes do Brasil, Luis David

Rodriguez, o objetivo é repetir em 2014 os resultados obtidos nos últimos cinco anos, quando a companhia cresceu dois dígitos em seu faturamento. Para o executivo, um dos principais desafios é expandir as suas operações nas regiões com forte potencial via distribuidores para operação B2C e força de vendas diretas para clientes B2B de médio e grande porte.

OGX produz 333,1 mil barris em Tubarão Martelo em dezembro Foto: Divulgação OSX

A plataforma de produção P-55, um dos projetos estratégicos do Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Petrobras, entrou em operação no último dia 31 de dezembro, no campo de Roncador, na Bacia de Campos. A unidade é parte integrante do projeto Módulo 3 do campo de Roncador. Nela serão interligados 17 poços, sendo 11 produtores de óleo e gás e seis injetores de água. A exportação de petróleo e gás natural da plataforma será realizada por dutos submarinos conectados da plataforma até a rede de escoamento de óleo e gás da Bacia de Campos. A P-55, unidade do tipo semissubmersível, instalada em lâmina d’água de 1.800 m, foi projetada para processar 180 mil barris de petróleo por dia, comprimir seis milhões m³ por dia de gás natural e injetar 290 mil barris de água por dia. Com 52 mil toneladas, 10 mil m² de área, a unidade é a maior plataforma semissubmersível construída no Brasil e uma das maiores do gênero no mundo. A construção e a integração dos módulos da plataforma foram feitos

A Óleo e Gás Participações, ex-OGX, informou que produziu 333,1 mil barris de óleo equivalente no campo de Tubarão Martelo em dezembro de 2013. A produção do campo foi iniciada em 5 de dezembro. Considerando-se os 26 dias de operação no mês, a média diária de produção foi de cerca de 12,8 mil barris de óleo equivalente. Em declarações recentes, a direção da companhia informou que prevê atingir o pico de produção de 30 mil barris por dia, mas não informou quando essa meta deve ser alcançada. Por enquanto, apenas dois poços estão conectados a plataformas. A petroleira pretende conectar mais dois poços produtores em Tubarão Martelo entre abril e maio de 2014. A OGX está em processo de recuperação judicial desde novembro. No último dia 24, a empresa anunciou que fechou um acordo com detentores de bônus para conversão da dívida de US$ 3,8 bilhões em ações. Além disso, terá uma injeção de capital de US$ 215 milhões para continuar tocando as operações. TN Petróleo 93

5


hot news

O navio de produtos José Alencar saiu do Estaleiro Mauá, em Niterói, no último dia 14 de janeiro, para a sua primeira viagem de serviço, em direção ao terminal de São Sebastião, em São Paulo. Antes, ele fez uma parada no Terminal da Ilha D’Água (RJ) para receber um carregamento de nafta, que depois seria descarregado no terminal paulista. O José Alencar é a sexta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar em operação em um prazo de dois anos e finaliza o primeiro lote de encomendas pela Transpetro a estaleiros brasileiros dentro do programa. Até agora já foram entregues sete navios e outros 12 se encontram em construção. Em 2014, o Promef deverá bater um novo recorde: serão sete navios a entrar em operação. Responsável pelo transporte de derivados claros de petróleo, o José Alencar tem capacidade para transportar 56 milhões de litros de combustíveis (quantidade suficiente para encher cerca de 13 piscinas olímpicas).

Foto: Divulgação

Navio José Alencar entra em operação

Além do José Alencar, o primeiro lote do Promef inclui outros três navios de produtos, já em operação: Celso Furtado (novembro/2011), Sérgio Buarque de Holanda (julho/2012) e Rômulo Almeida (janeiro/2013). Além desses, o Estaleiro Atlântico Sul (EAS) entregou à Transpetro os suezmax João Cândido (maio/2012) e Zumbi dos Palmares (maio/2013), e o petroleiro Dragão do Mar (dezembro/2013), este com início das

operações previsto para o primeiro trimestre deste ano. Durante a cerimônia da primeira viagem do José Alencar, o presidente da Transpetro, Sergio Machado, deu sinal verde para o início da construção de mais oito navios de produtos no Estaleiro Mauá (Niterói/RJ). O novo lote demandará investimentos de R$ 1,4 bilhão, dentro dos R$ 11,2 bilhões previstos para a construção de 49 navios e 20 comboios hidroviários do Promef.

Petrus-Subsin amplia escopo de fornecimento e abre novo escritório em Macaé A Subsin inicia 2014 com novo sócio. Trata-se do Grupo Petrus, com sede em Houston e que reúne atualmente seis empresas com atuação global na área de serviços para o setor de óleo e gás. A empresa brasileira de tecnologia foi adquirida pelo Grupo Petrus no segundo semestre de 2013. Após ajustes, a Petrus-Subsin inicia 2014 com novo escritório em Macaé, além das instalações já existentes no estado do Rio de Janeiro. Para 2014, a empresa pretende fortalecer sua atuação na área de projeto e consultoria em engenharia submarina, segmento na qual quer se estabelecer como provedora de serviços. Com expertise reconhecida 6

TN Petróleo 93

nesse mercado, a Petrus-Subsin vai disponibilizar serviços integrados para a garantia da integridade de ativos submarinos, que englobam inspeção, monitoração, manutenção e reparo, associados com análises globais, de fadiga, estrutural e de mecânica da fratura de equipamentos submarinos. “Um forte diferencial da empresa é o fato de a Petrus-Subsin ser desenvolvedora de tecnologias nas áreas de inspeção submarina. Isso possibilita à empresa apresentar soluções customizadas para as ne-

cessidades de seus clientes. Soma-se, ainda, a capacidade da empresa em desenvolver análises globais, de fadiga, estrutural e de mecânica da fratura de equipamentos, que lhe permite fornecer diagnósticos precisos sobre a real condição da estrutura inspecionada e/ou monitorada”, afirma o novo CEO da empresa, Daniel Schmidt. Após fortalecer a atuação no Brasil, o grupo Petrus pretende estabelecer a sede da empresa em Houston. “Dado o conteúdo tecnológico da Petr us-Subsin, entendemos que ela tem todas as credenciais para ser desenvolvida internacionalmente a partir de Houston”, afirma Schmidt.


A Petrobras colocou no primeiro dia de 2014, nos postos de todo o Brasil, a nova gasolina S-50 (50 partes de enxofre por milhão ou ppm), de ultrabaixo teor de enxofre. Comercializado tanto no modelo Comum como no Premium, o novo combustível vem substituir o S-800 que vinha sendo vendido nos últimos anos pela Petrobras. A empresa informa que a nova gasolina complementa a série de produtos com baixo teor de enxofre que vem sendo desenvolvido e comercializado pela Petrobras, como o diesel S-10 que entrou no mercado em janeiro de 2013. O início da comercialização da S-50 faz parte de um pacote de investimentos de R$ 20,6 bilhões da companhia entre 2005 e 2013, em 21 novas unidades de hidrossulfurização nas refinarias da Petrobras. Frederico Kramer, gerente de Soluções Comerciais e Desenvolvimento de Produtos do Abasteci-

Foto: Divulgação

Petrobras apresenta nova gasolina S-50

mento da Petrobras, admite que além do benefício ambiental de menor emissão de partículas no meio ambiente, a nova gasolina também tem benefícios para os consumidores, como maior eficiência dos motores e menor custo de manutenção dos carros. Ainda segundo ele, a gasolina vai per-

mitir que o mercado automotivo desenvolva novas tecnologias para as próximas frotas. A Petrobras adiantou ainda que a partir desse ano não será mais vendido o diesel S-1800 para uso rodoviário. Agora haverá apenas as opções S-500 e S-10, com menor teor de enxofre.

A TOTVS, líder brasileira em desenvolvimento de softwares de gestão, acaba de fechar uma parceria com o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai). O acordo de abrangência nacional visa à união de esforços para capacitação e formação de mão de obra especializada em tecnologia. A iniciativa busca atender à demanda do setor brasileiro de tecnologia que atualmente emprega mais de 2,5 milhões de pessoas e, nos próximos dez anos, deve atrair mais um milhão de profissionais. Os dados da Associação Brasileira de Empresas de Tecnologia da Informação e Comunicação (Brasscom) estão atrelados à projeção de crescimento do mercado nacional de softwares para o mesmo período que, segundo o Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação, será de 400%. “O convênio com o Senai se apoia no forte crescimento do mercado e tem por objetivo fomentar o

ensino de informática em todas as cidades em que a instituição está presente, ajudando a formar profissionais qualificados. Além disso, em conjunto, conseguiremos adaptar algumas turmas para capacitação de pessoas com deficiência”, afirma Saulo Porto, diretor de Relações Institucionais e Oportunidade Social da TOTVS. O acordo de cooperação na área de educação e inovação entre as empresas pode ser viabilizado por meio de contratos nacionais, por estado ou unidade operacional, desde que haja interesse comum entre as instituições. Desta forma, a TOTVS, por meio da matriz e de suas franquias, poderá estabelecer convênios com as unidades locais do Senai e oferecer

Foto: Divulgação

TOTVS fecha parceria nacional com Senai

cursos adequados às necessidades de cada região. Esse é o segundo acordo entre as organizações este ano. Em novembro, a TOTVS fechou um convênio com as unidades da instituição de ensino em Joinville, São Paulo e Belo Horizonte para formação técnica em informática com foco na linguagem de programação da companhia. A nova parceria permitirá que todas as unidades da TOTVS no Brasil também usufruam do relacionamento entre as empresas. TN Petróleo 93

7


hot news

A Alstom Grid anunciou que está adquirindo a empresa brasileira Reason Tecnologia S/A – fornecedora de produtos de medição e rede de automação de subestação para clientes de transmissão e distribuição (T&D) sediada em Florianópolis (SC). A aquisição foi feita em 8 de janeiro. Com essa transação, a Alstom Grid irá reforçar sua presença no mercado de automação de subestação na América Latina e fortalecerá sua oferta de subestação digital no mundo, acelerando o caminho da inovação em direção à construção de subestações totalmente digitais. A Reason conta com cem funcionários altamente qualificados e atende a grandes empresas, além das principais concessionárias de transmissão e distribuição de energia no Brasil e América Latina. O alcance comercial mundial da Alstom Grid e a liderança de mercado de ambas as empresas irão acelerar a expansão da Reason em mercados internacionais. “Esta aquisição é outro importante passo em nossa contínua jornada para a excelência de mercado no negócio

Foto: Divulgação

Alstom adquire a Reason Tecnologia

Da esquerda para a direita: Sergio Luiz Zimath, Guilherme Bernard (presidente da Reason Tecnologia), Hervé Amossé (vice-presidente de Soluções de Automação de Subestação da Alstom Grid) e Jurandir Paz de Oliveira.

de automação de subestação”, afirmou Hervé Amossé, vice-presidente de Soluções de Automação de Subestação da Alstom Grid. “Ela se segue à recente aquisição da Asat no Canadá – na qual fortalecemos nossa expertise em tecnologias de redes inteligentes – e as recentes inaugurações de dois novos centros de excelência em automação de subestação digital, na Índia e na França.”

Já Guilherme Bernard, presidente da Reason Tecnologia S/A, afirmou: “Temos orgulho de sermos reconhecidos pela excelência em inovação e qualidade e estamos ansiosos para buscar novas soluções dentro do Grupo Alstom. A Reason está ansiosa pela sinergia em expertise técnica, que permitirá fornecer os produtos mais inovadores possíveis aos nossos clientes.”

A HRT concluiu no dia 8 de janeiro a transação comercial com a BP da transferência de 60% de participação no Campo de Polvo para a HRT, que passou a ser a operadora. A Maersk Oil Brasil é sócia da HRT no campo, e possui os 40% restantes. Além disso, a HRT adquiriu 100% de participação na empresa BP, proprietária da plataforma fixa Polvo A, e a sonda de perfuração de 3.000 HP que operam no campo. Em 6 de maio de 2013, a HRT e a BP assinaram o contrato de compra e venda com um preço acordado de US$ 135 milhões, tendo como data de referência 1º de janeiro de 2013. A produção total do campo em 2013 foi de cerca de 4,2 milhões de barris de óleo e o valor pago pela HRT no momento da conclusão da transação 8

TN Petróleo 93

Foto: Divulgação HRT

HRT inicia atividades no Campo de Polvo

comercial foi de US$ 101 milhões contemplando diversos ajustes previstos no PSA. O resultado operacional preliminar do campo para a BP em 2013 foi de US$ 67 milhões (60%). A HRT irá ainda receber nesta data o estoque do petróleo produzido e não exportado armazenado no FPSO Polvo de cerca de 300.000 barris. O Campo de Polvo está localizado na porção sul da Bacia de Campos,

a 100 km a leste da cidade de Cabo Frio, no estado do Rio de Janeiro, com produção diária atual de 12 mil barris de petróleo por dia, através de dez poços produtores em três diferentes reservatórios. A licença cobre uma área de 134 km² com vários prospectos para futuras explorações. A plataforma Polvo A está interligada ao navio FPSO Polvo operado pela empresa BW Offshore. A HRT pretende perfurar o primeiro poço de desenvolvimento em 2014, com a intenção de aumentar a produção a partir de reservas provadas não desenvolvidas. A aquisição do Campo de Polvo torna a HRT a quinta maior empresa operadora de campos produtores de petróleo no Brasil.


A Technip fechou, no começo de janeiro, com a Petrobras, dois contratos para o fornecimento de tubos flexíveis para os campos de Sapinhoá Norte e de Lula, localizados na área do pré-sal da Bacia de Santos, em lâmina d’água de até 2.500 m, em águas ultraprofundas. Os contratos abrangem o fornecimento de cerca de 100 km de tubos flexíveis para produção de petróleo, gás e injeção de gás. Ele também inclui equipamentos para a área do pré-sal, que serão instalados nos FPSO Cidade de Angra dos Reis e Cidade de Ilhabela. O riser de injeção de gás, juntamente com a maioria do escopo do contrato, será fabricado na Flexibras Açu, com início da produção para o primeiro trimestre deste ano, em linha com os planos já anunciados pela companhia. O restante será fabricado na Flexibras Vitória. Já o centro operacional da Technip no Rio de Janeiro

Foto: Divulgação

Unidade da Technip no Açu começa a operar neste trimestre

irá realizar a engenharia e o gerenciamento de projetos. A planta industrial da Technip no Açu ocupará uma área de 290 mil m² no Porto, no norte do estado do Rio, e será equipada para produzir tubos com 22 polegadas de diâmetro. A nova fábrica tem como objetivo expandir a capacidade de produção de flexíveis da empresa

Açu – obras avançadas Com as unidades da Technip, NOV, Intermoor e Wärtsilä, o Açu deverá iniciar suas operações ainda no primeiro trimestre de 2014. As demais empresas, segundo a Prumo Logística, ex-LLX, controladora do Porto do Açu, seguem em processo de licenciamento ambiental e/ou estudos preliminares. No terminal-1 (T1), a parte offshore do Porto, já foram concluídas a construção da ponte com 3 km de extensão, píer – com dois berços de atracação – para movimentação de minério de ferro, o píer de rebocadores, o canal de acesso

e a bacia de evolução. A construção dos blocos de concreto que irão compor o quebra-mar deste terminal, que também será utilizado como píer para movimentação de petróleo, foi iniciada no primeiro trimestre de 2013. Até o momento, já foram assentados novos blocos de concreto. Além disso, a montagem das máquinas que atuarão no terminal de minério de ferro do T1 já foi concluída. Os equipamentos farão empilhamento, recuperação e embarque de minério de ferro. De acordo com a Prumo, a Anglo American fará o primeiro embarque de

no país, visando atender, principalmente, às demandas previstas para o desenvolvimento das reservas de óleo e gás do pré-sal. A operação deverá gerar 600 empregos diretos. A fábrica no Porto do Açu será a segunda no Brasil e a quarta da empresa no mundo. As outras três ficam na França, Malásia e em Vitória (ES). minério de ferro no Açu no segundo semestre deste ano. Atualmente, 90% das obras do mineroduto que levará o minério de ferro de Conceição do Mato Dentro (MG) até o porto já foram concluídos, alcançando 523 km de pistas para implantação da estrutura já abertas e 440 km de tubos instalados, de um total de 525 km. Quando concluído, o projeto passará por 32 municípios nos estados de Minas Gerais e Rio de Janeiro. O projeto Minas-Rio é considerado, atualmente, o maior projeto da Anglo American no mundo. A estimativa é que o mineroduto possa transportar 26,5 milhões de toneladas de minério de ferro por ano.

TN Petróleo 93

9


indicadores tn

AGCS divulga estudo sobre os maiores riscos para os negócios em 2014 Interrupções dos negócios e catástrofes naturais estão entre as principais ameaças para as companhias brasileiras. A Allianz Global Corporate & Specialty (AGCS), braço de resseguros do Grupo Allianz, lançou o estudo “Barômetro de Risco Allianz”, que identifica os dez maiores riscos para as empresas globais em 2014. A interrupção dos negócios e da cadeia de suprimento, catástrofes naturais, incêndios e explosões estão entre os principais riscos que ocuparão a atenção das companhias nacionais no início do ano.  A pesquisa ouviu mais 400 especialistas em riscos corporativos de 33 países e destaca a crescente complexidade dos riscos para os negócios. De acordo com o levantamento, a combinação de novos riscos econômicos e regulatórios relacionados com a

tecnologia cria uma ameaça sistêmica para as empresas globais. Para responder a esses desafios, a Allianz sugere que as companhias façam controles internos mais efetivos e uma gestão de risco holística dos negócios.  De acordo com o estudo, o ano de 2014 também será crítico para as empresas quando se trata de lidar com a ameaça representada por uma série de perigos emergentes explica Axel Theis, CEO global da AGCS: “Identificar o impacto da interconectividade entre

diferentes riscos é uma prioridade para os gestores de risco. Hoje, os planos de continuidade de negócios devem envolver uma gama cada vez maior de cenários de risco. Por exemplo, uma catástrofe natural pode resultar em interrupções nos negócios, falha dos sistemas informáticos e apagões de energia, entre outros perigos”, diz Theis.  A AGCS destaca que as empresas estão mais preocupadas do que nunca com riscos cibernéticos e de reputação. No ambiente econômico lento, as empresas também se preocupam mais sobre o declínio do mercado e, especialmente, e em mercados em crescimento, sobre a escassez de talentos.

O Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes (Sindicom) divulgou o balanço do mercado de combustíveis do ano de 2013, e os números foram na sua maioria positivos. Com uma alta de 5,2% em relação a 2012, a venda de combustíveis chegou à marca de 125 bilhões de litros. Esse é o quarto ano consecutivo que o mercado de combustíveis cresce mais que o PIB. Pelos números divulgados, o óleo diesel continua sendo maioria no setor com 47% de participação, seguido da gasolina e do etanol. O biocombustível, aliás, foi um dos destaques de 2013, com aumento da oferta do etanol, que nos estados de Goiás, Mato Grosso, Paraná e São Paulo ficou mais vantajoso do que a gasolina. De acordo com Jorge Luiz Oliveira, diretor executivo do Sindicom, o crescimento nas vendas do etanol em 20% se deveu principal10

TN Petróleo 93

Foto: Agência Petrobras

Mercado de combustíveis: 125 bilhões de litros em 2013

mente à desoneração de PIS/Cofins nas distribuidoras e no produtor. Já as vendas de diesel tiveram um aumento de 5,1% em todo o mercado e de 4,3% nas empresas associadas ao sindicato. Segundo a entidade, os percentuais foram inferiores a 2012, refletindo efeitos da evolução modesta da economia, já que o produto é muito utilizado no transporte de passageiros e na agropecuária. O Sindicom adiantou ainda que 22% do total de diesel vendido hoje no país já é do diesel S-10, de baixo teor de enxofre. Um dos produtos que tiveram queda nas vendas foi o Gás Natural

Veicular (GNV), que teve redução de 4%, sendo que a queda das empresas do Sindicom foi de 8,5%. Outro produto que não teve um 2013 bom foi o querosene de aviação (QAV) com uma redução de 1%, muito por causa da redução do número de voos domésticos pelas empresas aéreas brasileiras. “A otimização das operações das companhias aéreas esse ano levou a essa queda”, disse Oliveira. O relatório do Sindicom apontou também uma disparada nas vendas de óleo combustível em 2013, em 26%, puxada pelas usinas térmicas, que foram acionadas boa parte do ano. Quem também registrou alta de 6,6% em relação a 2012 foi o óleo lubrificante que alcançou a marca de 1,3 bilhão de litros comercializados. Dentre os motivos desse crescimento estão o aumento da frota automotiva, que corresponde a 70% das vendas e a continuidade da expansão agrícola.


Opep mantém expectativa de crescimento da demanda por petróleo em 2014 Aumento da demanda deve acontecer especialmente na América Latina, Europa e Estados Unidos. Produção de países-membros da Opep e não membros – dezembro/11 a novembro/13 32

91

31

90

30

89

29

88

28

87

27

86

26

85

Dez 11 Jan 12 Fev 12 Mar 12 Abr 12 Maio 12 Jun 12 Jul 12 Ago 12 Set 12 Out 12 Nov 12 Dez 12 Jan 13 Fev 13 Mar 13 Abr 13 Maio 13 Jun 13 Jul 13 Ago 13 Set 13 Out 13 Nov 13

No documento mensal apresentado no mês de dezembro, a Opep estima que a demanda por seu petróleo em 2014 ficará na média de 29,6 milhões de barris por dia (bpd), inalterada ante sua estimativa anterior. Segundo fontes secundárias citadas pelo relatório, a organização reduziu sua própria produção para 29,63 milhões de bpd em novembro, mais perto da previsão da demanda para o próximo ano. De acordo com a entidade, a demanda mundial de petróleo deve terminar 2013 em 89,79 milhões de barris por dia, um crescimento de 870 mil barris diários, mantendo as perspectivas mostradas no último documento emitido pela entidade. Entretanto, o terceiro trimestre de 2013, especialmente em outubro e novembro, mostrou uma recuperação nas Américas, Europa e Ásia. Segundo o relatório da entidade, a demanda por petróleo na América Latina fechou o ano de 2013 com um crescimento de 230 mil barris por dia, para uma média de 6,5 milhões de barris diários. Em 2014, essa demanda deve ter um leve crescimento de 240 mil barris para

o patamar de 6,74 milhões de barris por dia. Já a demanda brasileira por petróleo em 2013, pelos dados da Opep, se mantém inalterada, com um crescimento anual de 130 mil barris por dia. Já a Agência Internacional de Energia (AIE) reviu para cima a procura de petróleo em 130 mil barris por dia, tanto para 2013 como para 2014, sustentada pelos Estados Unidos e países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). Em sua análise mensal do mercado do petróleo, a AIE indica que a procura pelo produto será de 91,2 milhões de barris por dia no conjunto de 2013. Em 2014,

estes indicadores devem subir para 92,4 milhões de barris por dia, adianta a entidade. Com relação à produção de petróleo no Brasil este ano, a Opep acredita que os números devam fechar em 2,61 milhões de barris por dia, indicando uma revisão para baixo de 15 mil barris diários em comparação ao divulgado no último relatório mensal da entidade. A revisão foi feita após os números de produção do terceiro trimestre, e também pelas indicações para o quarto trimestre. Os números dos quatro trimestres deste ano devem ficar em 2,57 mb/d, 2,61 mb/d, 2,63 mb/d e 2,65 mb/d, respectivamente.

Noruega reduz metas de produção de petróleo A Noruega anunciou, no dia 15 de janeiro, que reduziu suas previsões para a produção de petróleo e gás e alertou que o aumento dos custos afeta o investimento. O sétimo maior exportador de petróleo do mundo e o principal fornecedor de gás na Europa Ocidental cortou as suas previsões por limites de capacidade, um importante abrandamento do investimento e atrasos em projetos. O país também alertou que novos projetos estão em risco. “O principal

desafio é que os custos subiram”, disse o chefe do Diretório Norueguês de Petróleo (NPD, na sigla em inglês), Bente Nyland. Empresas de energia globais atrasaram ou cancelaram grandes projetos no ano passado, em uma tentativa de reduzir os gastos de capital e economizar dinheiro para dividendos depois de uma década de boom de investimentos. Para 2014, o NPD cortou sua previsão para a produção de pe-

tróleo para 1,46 milhão de barris por dia (bpd), em linha com o ano passado, mas abaixo da previsão anterior de 1,52 milhão de barris diários. A produção de gás ficará estável, após uma previsão de crescimento anterior. A NPD também reduziu suas previsões para o investimento, com uma estimativa de apenas 2% de crescimento nos próximos dois anos antes de um declínio. TN Petróleo 93

11


indicadores tn

Copom eleva taxa básica de juros para 10,50% ao ano

A elevação da Selic era esperada pelos analistas financeiros, de acordo com o boletim Focus divulgado dois dias antes da reunião pelo BC, uma vez que as atas das últimas reuniões do Copom sinalizaram a tendência de manutenção do processo de aperto monetário. Havia divergências, porém quanto à dosagem. Uns falavam em aumento de 0,5 ponto percentual, por causa do repique da inflação de dezembro, que chegou a 0,92%, enquanto outros defendiam 0,25 ponto percentual como sinalização de que a autoridade monetária está atenta às pressões inflacionárias. O colegiado de diretores do BC reafirmou a disposição de dar continuidade à elevação da taxa de juros para conter a demanda consumista no mercado doméstico e impedir o avanço da inflação, que fechou 2013 com o Índice de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA) acumulando 5,91%. Acima, portanto, dos 5,84% do ano anterior. A taxa básica de juros do Brasil já era a mais alta do mundo, e aumentou mais um pouco, com impacto imediato na dívida pública. De acordo com o Depar12

TN Petróleo 93

Foto: Depositphotos

O Comitê de Política Monetária (Copom) do Banco Central (BC) elevou a taxa básica de juros (Selic) de 10% para 10,50% ao ano. A decisão foi anunciada após a primeira reunião do ano do Copom, realizada no dia 15 de janeiro. Este foi o sétimo aumento seguido, desde abril do ano passado até hoje. De outubro de 2012 a abril de 2013 a taxa permaneceu em 7,25%, no nível mais baixo desde que o Copom foi criado, em junho de 1996.

tamento Intersindical de Estatística e Estudos Socioeconômicos (Dieese), cada ponto percentual de subida na Selic equivale a acréscimo aproximado de R$ 6 bilhões/ano na dívida. A taxa Selic cresceu 3,25 pontos percentuais de abril de 2013 até hoje. Evoluiu de 7,25% para os atuais 10,50%, e as expectativas dos analistas financeiros apontam para mais aumentos, “embora todos saibam que juros altos reduzem o consumo, mas também inibe os investimentos privados, necessários para a recomposição do parque industrial e geração de mais empregos”, de acordo com a Confederação Nacional da Indústria (CNI).

Firjan pede mudanças na política econômica do governo – Sobre a decisão do Copom, a Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) disse que “esse cenário não deixa dúvidas a respeito da necessidade de alterações na política econômica em curso”. A economia brasileira, de acordo com a entidade, conviveu no ano passado com um quadro de baixo crescimento e inflação acima da meta estabelecida. Para 2014, as expectativas indicam um resultado ainda menor para o Produto Interno Bruto (PIB) e uma inflação mais elevada. “Definitivamente, a solução não passa por mais juros e menos superávit primário. Por


isso, o Sistema Firjan insiste na importância da adoção de uma política fiscal norteada pela redução dos gastos correntes e que efetivamente reduza a pressão exercida pelo consumo do governo sobre a inflação. Caso contrário, dificilmente o país poderá conviver com a tão almejada combinação de crescimento econômico e inflação controlada”, diz a nota divulgada pela Firjan. Fiesp e sindicalistas também criticam alta – “A inflação precisa ser contida, mas é necessário buscar alternativas para combatê-la que não penalizem tanto a atividade econômica e a vida das empresas e das pessoas”, ressaltou, em nota,

o presidente da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), Paulo Skaf. O presidente da entidade destacou que, apesar do crescimento em 2013, a indústria ainda não se recuperou da retração registrada em 2013. “Com este novo aumento da taxa Selic, 2014 começa mal, indicando que a esperada retomada da indústria ficará para depois. O Brasil não pode esperar. Precisamos nos libertar da política exclusiva de aumento de juros e ter como novo foco o crescimento econômico”, disse. A Confederação Nacional dos Trabalhadores do Ramo Financeiro (Contraf) também se manifestou contra o aumento. Para o presidente da confederação, Carlos Cordeiro, não havia necessidade da medida que deverá reduzir o desempenho da economia. “Se a inflação está controlada, não há motivos que justifiquem o pessimismo

sobre os rumos da economia em 2014, como alardeiam as vozes enlouquecidas do mercado para pressionar o governo e levar vantagens juros ainda mais altos encarecerão o crédito, freando a produção, o consumo e a geração de empregos e renda”, declarou. Para a Força Sindical, a elevação dos juros pode contribuir para o fechamento de postos de trabalho. “Os resultados da indústria em 2013 foram decepcionantes, a produção industrial andou de lado, e nem ao menos recuperou a queda de 2012 (-2,7%). Essa mesma indústria, que tem um papel de dinamismo na economia, apresentou em 2013 o maior déficit comercial da história. Por outro lado, os trabalhadores já sentem os impactos dessa estagnação com a perda de empregos”, disse o presidente da central sindical, Miguel Torres.

Encha o céu de desejos

Registre seus desejos em uma lanterna e faça parte de uma tradição centenária. Voe para 32 destinos na Ásia, incluindo Taipei a partir de 10 de fevereiro.

Aproveite até 1.600 canais de entretenimento. Eleita a Melhor Companhia Aérea do Mundo pela Skytrax em 2013. Voe Emirates para mais de 135 destinos no mundo. Para mais informações, acesse emirates.com/br ou ligue para (11) 5503-5000.

TN Petróleo 93

13


indicadores tn

Reservas provadas da Petrobras crescem 0,8% A Petrobras comunicou que o volume de suas reservas provadas de petróleo (óleo e condensado) e gás natural, apuradas no final de 2013, atingiram 16,565 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), representando um aumento de 0,8% em relação a 2012 – que foi de 16,440 bilhões de boe. Segundo a companhia, foram utilizados os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (Securities and Exchange Commission). A empresa afirma que durante o ano foi apropriado um volume de 1,141 bilhão de boe às reservas provadas. Também foram realizadas vendas de

participação de campos com reservas provadas que totalizaram 0,156 bilhão de boe. O balanço entre apropriações e vendas resultou em um acréscimo de 0,985 bilhão de boe às reservas provadas, contra uma produção de 0,861 bilhão de boe, não tendo sido consideradas, nestes volumes, a produção dos Testes de Longa Duração (TLD) em blocos exploratórios no Brasil nem a produção da Bolívia, uma vez que a Constituição deste país proíbe divulgação e registro de suas reservas. Segundo a companhia, para cada BOE extraído em 2013, foi apropriado 1,28 barril, resultando em um Índice de Reposição de Reservas (IRR) de 128%. Em 2013, a relação Reserva/

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

18/nov/2013

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Junho

Julho

Agosto

Setembro Outubro Novembro

Bacia de Campos

1.565,0

1.479,1

1.505,9

1.550,3 1.555,9 1.505,1

Outras (offshore)

208,7

208,3

204,7

Total offshore

1.773,7

1.687,4

1.710,6

Total onshore

204,9

200,1

196,9

1.978,6

1.887,5

1.907,5

230,8

203,7

250,1

1.781,1 1.759,5 1.755,2 198,0

200,0

201,5

1.979,0 1.956,7 1.959,5

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Julho

Agosto

Setembro Outubro Novembro

Bacia de Campos

24.407,1 23.385,3

23.105,7

23.739,5 23.619,1 22.930,4

Outras (offshore)

23.459,0

23.522,7

23.157,7

22.990,5 17.233,0 22.656,4

Total offshore

47.866,1

46.908,0

46.263,3

46.730,0 23.619,1 22.930,4

Total onshore

15.563,4 15.809,2

15.114,4

15.036,5 15.729,2 15.709,3

Total Brasil

63.429,6

62.717,1

61.377,7

61.766,5 56.581,3 61.296,1

Junho

Julho

Agosto

Junho

Setembro

144,1

116,7

112,5

117,0

108,9

106,1

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior

15.419,0

15.617,7

15.842,4 15.710,4 15.439,2 14.943,7

Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior

2.612,4

2.490,5

2.499,2

2.577,0

2.515,1

14

TN Petróleo 93

-0,82 1,19 Variação no período: -1.40%

bovespa (%) 18/nov/2013

14/jan/2014

1,60 0,56 Variação no período: -7.01%

dólar comercial* 18/nov/2013

14/jan/2014

2,263 2,354

2.536,3

euro comercial* 18/nov/2013

14/jan/2014

3,05 3,21 Variação no período: 3.40%

(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).

14/jan/2014

Variação no período: 1.74%

Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior

No Brasil, reservas crescem 1,5% – A Petrobras ampliou em 1,5% suas reservas de petróleo e gás natural no Brasil em 2013. Com o aumento, a empresa agora tem uma reserva provada de 15,97 bilhões de barris no Brasil. A apropriação de novas reservas foi conseguida devido, principalmente, à declaração de comercialidade de duas áreas da cessão onerosa do pré-sal da Bacia de Santos: os campos de Búzios (antes conhecido como área de Franco) e Sul de Lula (antiga área Sul de Tupi).

DJ Oil & Gas (%)

Período de 06/2013 a 11/2013

Total Brasil

Produção (R/P) ficou em 15,2 anos, pelo critério da SEC.

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$


A Petrobras divulgou que seu parque de refino no Brasil processou, em média, 2.034 mil barris por dia de petróleo entre janeiro e novembro de 2013. O resultado mostra um crescimento de 8% em relação aos 1.897 mil barris por dia verificados no mesmo período de 2012. Segundo a empresa, o alcance desse novo patamar de operação decorre da melhor performance obtida com a entrada em funcionamento de novas unidades de qualidade e conversão desde 2012, além da otimização dos processos de refino

Foto: Agência Petrobras

Parque de refino da Petrobras eleva desempenho em 8%

Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) - 28/11/2013 - TN Petróleo

e da remoção de alguns gargalos na infraestrutura de movimentação de petróleo e derivados.

petrobras 18/nov/2013 14/jan/2014

3.78

-0.41

R$ 20,34

18/nov/2013 14/jan/2014

PN

4,84

R$ 14.65

R$ 21,44

-0,44 R$ 15,70

VALE 18/nov/2013 14/jan/2014

ON

18/nov/2013 14/jan/2014

-0.06 PNA

1.03

R$ 36,25

2,07

R$ 32.02

R$ 33,07

CPFL

0,00

R$ 29,80

BRASKEM

18/nov/2013 14/jan/2014

ON

18/nov/2013 14/jan/2014

-1,67 PNA

-0,76 R$ 13,00

1.56

R$ 12,95

R$ 20,84

1.36

R$ 20.19

petróleo brent (US$) 18/nov/2013

108.28

14/jan/2014

105.30

Variação no período: -2.83%

petróleo WTI (US$) 18/nov/2013

93.62

“2014 não deve ter rodadas de licitação, será um ano de reflexão interna na ANP. Acreditamos ser um ano de estudos com o objetivo de fazer um trabalho mais profundo oferecendo para a sociedade um resultado ainda maior.” Magda Chambriard, diretora-geral da Agência

ações ações ações ações ações ações ações ações ações

ON

FRASES

14/jan/2014

92.74

Variação no período: -1.32%

“Um país que sai de uma produção de dois milhões para seis milhões de barris por dia vai certamente precisar de muito mais petroleiros. E, com esta necessidade, certamente vai acontecer o Promef III. Não há data marcada para o lançamento, o que se tem é a certeza da necessidade de se dar continuidade ao programa e de ampliação e desenvolvimento da indústria naval brasileira.” Sergio Machado, presidente da Transpetro 13/01/2014 - Agência Brasil

“Temos a vantagem competitiva de fornecer o combustível em Sergipe. Com isso, as companhias distribuidoras, ao invés de buscarem combustível na Bahia ou em Pernambuco, irão buscar em Carmópolis. Escolhemos Sergipe pela sua produção de petróleo crescente e o mercado de consumo próximo.” Paulo Roberto Costa, presidente da REF Brasil e ex-diretor de Refino da Petrobras 13/01/2014 - ASN

“O crescimento parece se fortalecer, quer nos países em desenvolvimento quer nos países desenvolvidos, mas os riscos continuam a ameaçar a recuperação econômica global.” Jim Yong Kim, presidente do Banco Mundial 11/01/2014 - Agência Brasil

TN Petróleo 93

15


méxico tn indicadores

Reforma que acaba com o monopólio do

petróleo no México

é promessa de desenvolvimento dos recursos energéticos do país De acordo com a exposição de motivos para Reforma publicada no site da Presidência da República do México, nos últimos oito anos, apesar de o país ter elevado consideravelmente os investimentos na exploração e na extração de petróleo e gás natural, houve uma perda de quase um milhão de barris diários.

Pablo C. Ferrante é advogado do escritório Mayer Brown LLP de Houston.

Gabriel J. Salinas é advogado do escritório Mayer Brown LLP de Houston. A adaptação do artigo para a versão em português foi feita por Taiz M. B. da Costa, do Tauil & Chequer Advogados associado a Mayer Brown LLP.

16

TN Petróleo 93

P

ortanto, a necessidade de tecnologia de ponta e de grandes investimentos impulsionou a adoção de um marco jurídico aberto à participação privada, com compartilhamento de riscos e tecnologia, à semelhança de modelos já adotados por outras potências petrolíferas, como Brasil e Colômbia. Deste modo, o Congresso mexicano e a maioria dos legislativos estaduais aprovaram uma histórica reforma energética acordada pelos dois principais partidos políticos do México, o Partido Revolucionário Institucional (PRI) e o Partido Acción Nacional (PAN). A proposta de emendas aos artigos 25, 27 e 28 da Constituição mexicana, que foi promulgada e finalmente publicada no diário oficial do país em 20/12/2013, é um marco de abertura do país ao investimento privado e estrangeiro em exploração, produção e comercialização de hidrocarbonetos, pondo fim ao monopólio constitucional para exploração de recursos energéticos da estatal Petroleos Mexicanos (Pemex). Além disso, a reforma estabelece 21 disposições transitórias que detalham as medidas a serem tomadas pelo Congresso mexicano para sua plena implementação. A Reforma opera também, entre outras modificações relevantes, a abertura do setor de geração de energia elétrica ao investimento privado, diminuindo o controle do setor pela estatal Comisión Federal de Electricidad (CFE) e cria o Fondo Mexicano del Petroleo para la Estabilización y el Desarrollo, um fundo administrado pelo Banco Central mexicano, Banco de México, encarregado de gerir e distribuir todos os recursos derivados das cessões e contratos de exploração e extração de petróleo e gás natural, com exceção dos relativos aos impostos. Este fundo, inspirado no fundo soberano da Noruega, é projetado para que os recursos advindos da atividade sejam revertidos em desenvolvimento de longo prazo e no benefício das gerações futuras. Petróleo e Gás Natural – A Reforma constitucional, que representa a maior modificação na estrutura regulatória do setor energético do país desde 1938, eliminou as restrições legais, que perduraram por mais de 75 anos, ao investimento e à participação por parte de particulares na indústria energética mexicana. A abertura ao investimento e à competição é implementada através do fim do monopólio da Pemex, que era conferido pela Constituição nos termos da Lei de Petróleos Mexicanos e da Lei Regulamentar do Artigo 27 Constitucional no Ramo de Petróleo, e pela introdução de um novo regime contratual que permite que entidades privadas atuem no setor através de licenças e contratos com o governo ou em associação com a Pemex. A nova redação do artigo 27 da Constituição mexicana, embora mantenha expressamente a propriedade da Nação sobre os hidrocarbonetos presentes no subsolo, permite que as atividades de exploração e produção de hidrocarbonetos (upstream oil and gas sector) sejam realizadas tanto pela Pemex quanto por particulares e que a Pemex se associe com privados para o desenvolvimento de tais atividades.


Quanto ao novo regime contratual para a exploração e a produção de petróleo e gás natural, a reforma prevê a possibilidade de celebração de contratos de licença (contratos de licencia), contratos de produção compartilhada, contratos de compartilhamento de lucros e contratos de serviços, entre outros, pois a própria Constituição destaca que o elenco de modalidades contratuais não é exaustivo. Importante destacar que a Reforma estabelece que deve haver uma Rodada Zero antes que as companhias privadas tenham a oportunidade de obter direitos exploratórios, de forma que à Pemex seja, inicialmente, permitida a conservação dos direitos sobre as áreas em que já tenha realizado descobertas comerciais, em que já tenha promovido investimentos de exploração, bem como em que produza e explore ativamente. Após esta rodada inicial, a Pemex deverá competir em iguais condições com os demais operadores do setor. Quanto às atividades que se sucedem à exploração e produção de petróleo e gás natural (midstream and upstream oil and gas sector), a emenda ao artigo 28 da Constituição mexicana permite que particulares participem diretamente das atividades posteriores à extração, incluindo o armazenamento, o transporte e a distribuição de hidrocarbonetos. Sob o novo regime jurídico, a Comissão Reguladora de Energia será responsável por conceder permissão para o desempenho destas atividades por particulares. Ao Ministério da Energia caberá a outorga de permissão para a realização de atividades de tratamento e refino de petróleo e processamento de gás natural, abrindo-se a possibilidade de tanto a Pemex quanto particulares participarem destas atividades. Modificações na Pecex e na CFE – No bojo das modificações, a nova redação do artigo 25 da Constituição mexicana prevê que tanto a Pemex quanto a CFE sejam convertidas em ‘empresas produtivas do Estado’, com a implementação de mudanças para que estas empresas, embora sigam sendo 100% estatais, se tornem mais modernas e flexíveis, com a adoção das melhores práticas internacionais de governança corporativa. Assim, na exposição de motivos para a Reforma são expressos os objetivos fundamentais de modernizar e fortalecer, sem privatizar, a Pemex e a CFE, a fim de que se tornem empresas competitivas no mercado internacional, e de garantir padrões internacionais de eficiência e transparência. As empresas terão ainda a estrutura de seus órgãos diretivos renovados, compostos por cinco membros do governo federal e cinco membros independentes, indicados pelo presidente. Geração de energia elétrica – Com a emenda ao artigo 28 da Constituição, a geração de energia

elétrica deixou de ser atividade classificada como ‘serviço público’ a cargo exclusivo do Estado, o que permitiu a abertura do setor de geração de energia elétrica ao investimento privado. Entretanto, a transmissão e a distribuição de energia elétrica, bem como o planejamento e o controle da rede elétrica nacional permanecem como serviços públicos a cargo do Estado. Esta inovação vem atender à demanda por tarifas de energia elétrica mais módicas, visto que, como destaca a Exposição de motivos para a Reforma publicada no já referido site, em comparação com os Estados Unidos, as tarifas mexicanas são cerca de 73% mais altas, sem contar o subsídio que se pratica no país. Esta seria uma ineficiência que emperraria a economia mexicana, haja vista ser a eletricidade insumo essencial para as atividades econômicas em geral. Em até 12 meses da entrada em vigor dos novos dispositivos, o Centro Nacional de Controle da Energia, órgão da CEF, deverá ser transformado em entidade pública descentralizada a qual caberá a operação da rede nacional de eletricidade de forma a garantir o acesso aberto à rede de transmissão e aos sistemas de distribuição. Perspectivas – A Reforma do setor energético vem em um momento de crise na produção de petróleo e gás no México. Na última década, a produção de petróleo cru declinou vertiginosamente, desde o pico de 3,4 milhões de barris por dia em 2004 até 2,5 milhões de barris por dia em 2012, apesar dos investimentos de capital terem aumentado consideravelmente, de 4,8 milhões de dólares em 2001 para 26 milhões de dólares em 2013. Outro sinal da crise foi o aumento da dependência do país em relação à importação de petróleo refinado, gás natural e derivados. Neste cenário difícil para o setor energético mexicano, a flexibilização do rígido regime regulatório das atividades de exploração, produção e comercialização de óleo e gás é uma promessa de desenvolvimento dos recursos energéticos abundantes no país através da atração de capital privado e estrangeiro, tecnologia e técnicas, em especial para exploração em águas profundas. O resultado e o êxito desta Reforma são, contudo, ainda incertos. Quanto ao incremento da produção petrolífera, a Reforma objetiva que a produção passe para 3 milhões de barris por dia em 2018 e 3,5 milhões em 2025. Esta é uma meta alcançável, principalmente se consideramos que o problema do México nunca foi a escassez de petróleo e gás natural em seu território, no entanto, a forma como a Reforma será regulamentada e implementada será de suma importância para o sucesso da medida. TN Petróleo 93

17


entrevista exclusiva

A P-55 certifica

a capacidade da indústria offshore brasileira por Beatriz Cardoso

O engenheiro naval Sergio de Albuquerque e Mello, diretor executivo Comercial do Bureau Veritas Brasil, faz essa afirmação respaldado em mais de 30 anos de atuação na indústria offshore brasileira e na experiência internacional vivenciada quando foi vice-presidente corporativo de Petróleo e Gás do Bureau Veritas, com base na sede da empresa, em Paris. “A P-55 é a primeira plataforma desse tipo e porte projetada e construída integralmente no país. Ou seja: ela deu a chancela à capacidade da indústria naval offshore”, frisa Mello, que participou da classificação de inúmeros projetos e empreendimentos do setor.

Em entrevista exclusiva à TN Petróleo, ele observa que a retomada da indústria naval se deu no país por fatores estratégicos e não somente econômicos. “Foi o pulo do gato do Brasil”, pontua o executivo do Bureau Veritas, que tem hoje em seu portfólio cinco plataformas que vão operar no pré-sal da Bacia de Santos: P-67 e P-70 (OSX Mendes Junior), P-68 e P-71 (Jurong), nas quais responde pela fase de integração e a classificação definitiva das unidades, depois de postas em operação, e a P-76 – cessão onerosa (Technip – Techint). TN Petróleo – O Bureau Veritas (BV) classificou dentro de padrões internacionais de segurança e conformidade a unidade de produção flutuante (FPU) P-55, da Petrobras, que na virada do ano começou a produzir petróleo em lâmina d’água de 1.720 m de profundidade, no Campo de Roncador, na Bacia de Campos. O que a classificação dessa plataforma tem de significativa? Sérgio Mello – Em matéria de classificação, a P-55 não tem maiores particularidades em comparação com outras unidades offshore. Sua importância está no fato de ser a primeira plataforma semissubmersível desse porte, projetada, construída e integrada no país. Ela é fruto de um trabalho de muitos anos e deu essa chancela à indústria offshore brasileira. A classificação da unidade, em total conformidade com os padrões internacionais, e a bem-sucedida entrada em operação, dão o recado de que a indústria local tem capacitação total para construir unidades de tais dimensões e especificações para o mercado de petróleo e gás. Não são muitos os países do mundo com indústria naval capacitada para executar esse serviço integralmente, não é mesmo? É verdade. Para uma unidade de tal tipo e porte temos os habituais fornecedores asiáticos – Coreia do Sul, Cingapura e China. Há outros que poderiam fazer, mas não estão mobilizados, como Estados Unidos e países da Europa com tradição naval. O fato é que essa indústria migrou para a Ásia e não houve maiores mobilizações em outros países do Ocidente. O Brasil acabou dando o pulo do gato ao incentivar a retomada da indústria naval, com forte foco no setor offshore. Mas além dos empregos gerados, é importante ter uma indústria offshore local... Ter essa posição no Brasil é mais um fator estratégico do que econômico. Por que se fez isso aqui? Por vários motivos, todos estratégicos. A começar pela importância da exploração e produção offshore de petróleo e gás, no âmbito de energia, assim como pelo fato de a Petrobras ser um dos principais motores da economia nacional. Foi uma forma de tornar o país e a própria Petrobras um pouco mais independente em relação a outros países e fornecedores. No mundo inteiro, hoje, ter essa indústria consolidada é estrategicamente importante. A conclusão de um projeto como o da P-55 é a confirmação disso. O Bureau Veritas acompanhou todas as etapas desse empreendimento? Sim. Há seis anos o Bureau Veritas vem trabalhando junto à Petrobras na execução deste projeto. É importante lembrar que a classificadora não atua

18

TN Petróleo 93


Foto: Beatriz Cardoso

Sergio de Albuquerque e Mello, vice-presidente comercial do Bureau Veritas Brasil

no controle da qualidade: é mais um auditor da conformidade de um projeto aos padrões, normas internacionais. Mas é óbvio que, por estabelecer regras, avaliar e verificar conformidade, assim como a integridade estrutural de uma unidade, não tem uma atividade isolada. Na realidade, acompanhamos e classificamos um projeto desde a sua concepção à construção nos estaleiros, assim como na verificação e vistoria, em fábricas em qualquer lugar do mundo, de todos os componentes que vão ser instalados naquela unidade. Todo e qualquer equipamento utilizado deve sair do fabricante devidamente certificado de que está de acordo com os requisitos da classe. E esse trabalho vai continuar depois de a unidade entrar em operação, por toda a vida útil da mesma. Ou seja, o BV vai realizar vistorias periódicas para aferir a conformidade e manter a classificação internacional concedida para aquela operação.

Havia equipes de trabalhos do BV nos dois estaleiros? Sim. Tanto na construção do casco, no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Suape, Pernambuco, como no Estaleiro Rio Grande (ERG), no Rio Grande do Sul, onde foram fabricados alguns módulos e realizadas as instalações do convés e módulos produzidos em outro local, assim como a integração dos sistemas da plataforma [ver box “Deck Mating”]. Houve vários desafios que merecem ser pontuados. Um deles, o desafio gerencial de reunir e armar aquele enorme conjunto de subpartes para ‘montar’ uma plataforma de produção de petróleo e colocá-la em operação. Isso realmente tem de ser comemorado. Outro desafio foi a construção do casco praticamente em simultâneo com a do próprio estaleiro EAS, tendo sido os dois praticamente concluídos ao mesmo tempo, estaleiro e casco. E todos sabem a dificuldade que representou isso, em um contexto

O Brasil acabou dando o pulo do gato ao incentivar a retomada da indústria naval, com forte foco no setor offshore.

TN Petróleo 93

19


entrevista exclusiva

Ou seja: todo o processo foi desafiador. Por isso, a P-55 representa um marco na indústria offshore brasileira? É importante entender que isso tudo não se deu de uma hora para outra. Não foi o resultado de apenas seis, sete anos de trabalho. Na realidade, a P-55 é o coroamento de uma série de ações e avanços que vêm sendo consolidados desde a década de 1990 e que representou uma importante mudança de paradigma no que diz respeito à construção de unidades offshore de produção de petróleo. Qual é a mudança de paradigma? Antes, buscava-se uma plataforma de perfuração, que era adaptada para produzir petróleo. Havia limitações, dificuldades nesse processo. Foi quando surgiram os primeiros estudos no Centro de Pesquisa Leopoldo Miguez de Mello (Cenpes) para desenvolver projetos de unidades semissubmersíveis (SS), concebidas desde o início para a produção. Em 1989, o Bureau Veritas certificou o primeiro projeto de uma SS de produção, concebida desde o início para esse fim – o que não era corriqueiro aqui nem em outras partes do mundo. Para se ter uma ideia, foi a primeira vez – ou uma das primeiras, creio – que uma classificadora utilizou a análise de risco para poder aprovar um item fundamental de escopo de clas-

Fico feliz de ver em operação a P-55, que teve como ancestral esse projeto certificado pelo BV. Por isso mesmo podemos afirmar, com todas as letras, que a indústria brasileira está capacitada.

se. Ou seja: foi um longo processo de aprendizagem, nesses 23 anos, que demandou o envolvimento de toda a cadeia produtiva naval offshore. Fico feliz de ver em operação a P-55, que teve como ancestral esse projeto certificado pelo BV. Por isso, podemos afirmar, com todas as letras, que a indústria brasileira está capacitada. Temos todas as provas. Nada foi inventado do dia para a noite. Foi nessa década que surgiu a P-18, em operação até hoje no campo de Marlim, assim como a P-19 e outros projetos emblemáticos... A P-19, que foi classe BV, representou um marco, com toda a engenharia

Desafios vencidos O início da produção da P-55 (Módulo 3 do Campo de Roncador) na virada do ano (de 31 de dezembro de 2013 para 1º de janeiro de 2014) foi o ápice de um empreendimento marcado pelas superação de muitos desafios. Ancorada a uma profundidade de 1.800 m, interligada a 17 poços, sendo 11 produtores e seis injetores de água, a plataforma de 52 mil toneladas e 10 mil m² de área é uma das maiores semissubmersíveis do mundo: tem capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo e tratar 4 milhões de m3 de gás por dia. 20

TN Petróleo 93

Com um índice de 79% de conteúdo nacional, em função de a construção e a integração terem sido feitas totalmente no Brasil, a edificação da plataforma foi realizada em duas partes (casco e topside), que foram construídas em simultâneo em dois estaleiros, para serem mais tarde unidas. A operação que acoplou as duas grandes partes da plataforma (convés e casco), denominada de Deck Mating, é considerada o marco mais desafiador da construção da P-55: foi uma das maiores já executadas no mundo, em função do peso da estrutura (17 mil

feita aqui. Mas há outros marcos. Para mim, o projeto mais emblemático foi o do Polo Nordeste, por ter sido o primeiro grande empreendimento offshore do país. E também por fazer parte da minha história profissional, uma vez que fui o responsável pela certificação estrutural das sete plataformas fixas em operação até hoje no Nordeste. Foi emblemático naquele momento por consolidar a parceira do Cenpes com a Coppe/UFRJ, dentro de uma iniciativa da Petrobras de fazer as plataformas no Brasil, internalizando esse conhecimento para capacitar os estaleiros. Não fosse isso, talvez o BV não tivesse avançado tanto no Brasil na área offshore. Embora hoje essas unidades pareçam tão simples, na época era um grande desafio, uma quebra de paradigma. Sim. Foi a época também em que começou um novo processo de evolução na própria classificação, que, até então, se baseava em regras prescritivas. Diante de conceitos novos, que nunca foram tratados antes, é necessário avançar com as técnicas, empurrando a fronteira das próprias regras. Antes, havia mais tempo para testar empiricamente. Hoje, usamos a simulação, sem deixar de lado, claro, os testes empíricos. Podemos dizer que a simulação é a tradução, no nosso sistema atual, do avanço da fronteira técnica na classificação. Ela equivale, em muitos casos, à validação pela experiência de tempos passados. Nessa migração, a classificação pasFoto: Agência Petrobras

como aquele, quando não havia tradição em construção offshore.

toneladas) e a altura a que foi levantada (47,2 m). A manobra foi realizada dentro do dique seco do ERG-1, em junho de 2012, por meio do içamento do convés, técnica inédita no Brasil.


A P-55 certifica a capacidade da indústria offshore brasileira sou a considerar outros fatores, como a análise de engenharia, a análise de risco como fundamentos para aprovação. Ou seja, novos parâmetros, não mais estabelecendo regras prescritivas e sim goal setting – como um plano de metas do que é necessário ser feito para que a unidade tenha condições de manter a sua integridade estrutural, a operar com total segurança na atividade para a qual foi classificada. Ou seja: a mudança de paradigma em projetos também se reflete nas regras da classificação e certificação A classe tem aspectos diferentes da certificação estatutária. A classe cuida, em grande parte, da solidez e características navais e sistemas a bordo, enquanto os certificadores estatutários cuidam de tudo que diz respeito à salvaguarda da vida no mar, proteção ao meio ambiente, entre outras. A certificação estatutária atesta a conformidade da embarcação com as regras específicas constantes das convenções e códigos in-

ternacionais e/ou normas da autoridade marítima do país. Já a classificação vai desde a aprovação do projeto e aferição da conformidade da construção com o mesmo, para que este opere de acordo com os padrões internacionais ao longo de todo o ciclo de vida de uma unidade, com o máximo de segurança e confiabilidade. E justamente por definir muitos dos critérios de projeto, desenvolver pesquisar para avançar na técnica de classificação e também realizar análises independentes, a classificadora acaba por ter um grande domínio do estado da arte de todas as disciplinas relacionadas ao desenvolvimento de um projeto. Por isso, o Bureau Veritas acompanha alguns projetos desde a concepção? Em geral, as classificadoras não colocam essa competência técnica em benefício da planta, do projeto. Mas há vezes em que a classificadora é chamada a fazer análises, sobretudo quando envolve simulações e análises de risco, em função dessas competências. O que

lhe permite fazer uma oferta competitiva de serviços. Essas análises são cada vez mais utilizadas, justamente em função da migração das abordagens prescritivas para o goal setting, que fazem usos dessas análises de simulação e de risco, cada vez mais, desde o projeto. Com isso é possível antecipar uma série de ações relativas à operação daquela unidade... Não determinamos critérios de manutenção, mas sim verificamos aquelas coisas que são sintomáticas, para que a unidade possa continuar operando com segurança durante todo o seu ciclo de vida. Há um problema gravíssimo, que impacta todas as empresas. Quando se tem tudo novo, zero quilômetro, é mais fácil manter a condição de eficiência, segurança, integridade de um ativo. Com o uso e o passar do tempo, isso é mais difícil. Razão pela qual as operadoras, assim como classificadoras, vêm buscando utilizar outras ferramentas, para a gestão de integridade do ativo (AIM

TN Petróleo 93

21


entrevista exclusiva / Asset Integrity Management). O AIM passa a considerar todo o progresso da técnica e dos meios de gestão da informação e de cálculo. Antigamente, usava-se uma ferramenta poderosa para os projetos, mas na hora de fazer a gestão tudo era meio empírico. Hoje, as mesmas ferramentas utilizadas na aprovação do projeto são aplicadas na verificação da unidade em operação. Quando se faz análise estrutural é possível se avaliar melhor uma unidade levando em consideração todos os aspectos que podem impactar a integridade da unidade durante sua vida útil. Ou seja, há uma busca contínua pelo aprimoramento na classificação para acompanhar a própria evolução tecnológica no setor naval e offshore e também atender às exigências da sociedade no que diz respeito à segurança, preservação do meio ambiente etc. Exato. Todos esses aspectos, principalmente os de âmbito socioambiental, demandaram que as classificadoras repensassem as próprias regras, as regulamentações de classe. Temos que evoluir continuamente, até mesmo para continuarmos a atuar como uma terceira parte, que audita com independência e objetividade. E para isso, temos de ser ativos na pesquisa. Daí o Bureau Veritas ter tomado a iniciativa de propor a formação do Comitê Offshore para Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (Copedi), em 2011, envolvendo os diversos agentes do setor, ainda mais da indústria. Não havia nada similar? Não. Havia sim um espaço vazio a ser ocupado para promover maior interação e o diálogo entre os principais setores da indústria, com foco na inovação. No passado, havia uma forte dicotomia entre academia e indústria, enquan. Na última década houve uma aproximação maior entre esses dois setores, mas o mesmo não ocorria dentro da indústria. Hoje, há maior consciência da necessidade desse diálogo, uma vez que, mais além de recursos, tempo e dinheiro, há riscos envolvidos. Nada mais inteligente do que dividir isso para gerar as inovações necessárias para a indústria offshore continuar a crescer. 22

TN Petróleo 93

Essa é a proposta do Copedi, fazer com que as empresas falem, identifiquem os desafios em comum e os projetos e mecanismos mais adequados para que as soluções possam ser otimizadas e compartilhadas. Quantas organizações integram o Copedi? No início, eram 15 participantes, hoje o dobro de integrantes, além de diversas empresas, incluindo companhias de petróleo, que apoiam e participam ativamente dos nossos fóruns – e realizamos quatro em apenas dois anos (2012 e 2013) –, independente de estarem ou não associadas. E já temos um projeto industrial em conjunto (JIPs ou Joint Industry Projects) firmado por nada menos que 19 empresas, além de outros quatro em análise. Embora tenham um papel chave na disseminação do conhecimento científico e no uso deste em aplicações industriais, os JIPs não são ainda uma prática comum no Brasil. Não havia essa cultura nem os elementos básicos para se fazer isso: pesquisa, dinheiro, agentes. Hoje, houve mudança. O mérito do Copedi foi identificar que havia os elementos necessários para colocar em marcha estes mecanismos. Quais elementos? O percentual obrigatório de investimentos em pesquisa e desenvolvimento das concessionárias de blocos exploratórios licitados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e os índices de conteúdo nacional nos projetos do setor de óleo e gás foram as principais molas propulsoras para a formação do comitê. Esse foi o pano de fundo do Copedi. Mas já havia uma prática da Petrobras, de projetos multiclientes? Sim, mas orbitavam, em sua maioria, em torno das prioridades da Petrobras. Hoje temos outro cenário, com outros atores no mercado que são demandantes também de inovações para superarem novos desafios. E todos têm a ganhar, uma vez que há projetos que são do interesse de um agente, ainda que não sejam prioridade, que poderão ser desenvolvidos por outros, que os consideram estratégicos. Com isso, todos

os que participam, dividindo os custos, vão ser beneficiados por esse projeto. Qual o maior desafio para mobilizar essas empresas? O Bureau Veritas, como um ator conhecido nesse mercado e legítimo nessa proposição não teve dificuldade para mobilizar essas empresas. Todos estavam demandantes e apoiaram rapidamente essa iniciativa. A contratualizacão é que é mais difícil, pois demanda o consenso de todas as partes. O primeiro JIP nos deu um grande aprendizado. Ter um contrato aceito por 19 empresas de distintos horizontes, com o aval de todos os departamentos jurídicos em um prazo viável para se começar é uma tremenda façanha. Continuamos aprendendo a encontrar e pontuar o que é consenso e negociar, buscar o melhor formato, para aquilo que é conflitante. Qual o papel do BV no Copedi? É o líder do Copedi e vai responder por parte das tarefas, além de gerenciar a execução e participação de cada um. Realizamos fóruns periódicos, em três áreas principais: estruturas flutuantes, dutos submarinos e equipamentos subsea. Entre os principais temas abordados estão a gestão da integridade de ativos, aspectos relativos às condições meteoceanográficas (que considera estados de mar, direcionalidade, ventos, correntes e outros fatores, como profundidades), logística (fator crítico na exploração do pré-sal), fadiga de dutos rígidos e flexíveis, comportamento hidrodinâmico e processos submarinos. São os temas mais recorrentes nas reuniões, mas não excluem outros assuntos. Estes seis temas já se constituem em um valor colossal. Diz-se que há dinheiro, mas não há bons projetos, e que as universidades não conseguem identificar a necessidade da indústria. Temos seis pontos a focar! Qual a expectativa? Esse mecanismo de fazer proposta de programas de pesquisa, de compartilhar riscos e metas, como o do JIP é extremamente positivo. É o que estava faltando na cultura industrial brasileira. Isso não tem volta e é um grande ganho para toda a sociedade.


SAIbA ExATAMENTE A SuA POSIÇãO

OFFSHORE OPERATIONS

THE FULL PICTURE

MANTENHA-SE CALMO E EM CONTROLE, INDEPENDENTEMENTE DAS CONDIÇÕES DE TEMPO A Kongsberg fornece soluções que maximizam o desempenho em todas operações offshore. Permitimos que você opere, consistentemente, com precisão e certeza, mesmo em condições adversas. Você obtém a capacidade de prever situações, o que aumenta a segurança e eficiência, e reduz a manutenção. Você também ganha tranquilidade, sabendo que suas operações terão sempre o nosso suporte local. A Kongsberg Maritime do Brasil tem a sua disposição mão-de-obra capacitada, equipamentos para locação, peças sobressalentes em estoque, além de um novíssimo centro de treinamento no centro do Rio de Janeiro. Com a Kongsberg, você tem os meios para tomar as decisões corretas. You have THE FULL PICTURE.

www.km.kongsberg.com TN Petróleo 93

23


especial: cessão onerosa

MG

SP

O ano d da cessão

onerosa

Com o término, em setembro de 2014, do primeiro período exploratório dos blocos da cessão onerosa, a estatal vai rever com atenção seu plano de negócios para acelerar o desenvolvimento dessas áreas nas quais tem direito de extrair até 5 bilhões de barris. E já deve estar delineando uma estratégia para utilizar todos os recursos previstos no contrato de cessão onerosa, assim como o fato de ser um dos principais motores da economia brasileira, que lhe assegure a continuidade das atividades nessas áreas, que podem mais do que dobrar suas reservas atuais. 24

TN Petróleo 93

por Beatriz Cardoso


Ilustra莽茫o: TN Petr贸leo

RJ

TN Petr贸leo 93

25


especial: cessão onerosa

O

deadline de declaração de comercialidade é 3 de setembro de 2014, impreterivelmente, conforme consta no contrato de cessão onerosa de sete blocos do pré-sal da Bacia de Santos, assinado em 2010 pela Petrobras. Em dezembro de 2013 a Petrobras antecipou a declaração de comercialidade de dois destes blocos: Franco, batizado ‘campo de Búzios’, e Tupi Sul, agora denominado ‘Lula Sul’. Nesses dois campos, onde foram perfurados sete poços (dois poços obrigatórios e seis adicionais em Búzios e um em Lula Sul), de acordo com informe da estatal, foi apropriado um volume total de 0,720 bilhão de boe (barris de óleo equivalente) como reserva provada em 2013. Isso corresponde a 23% do volume contratado para estas áreas, nas quais a petroleira tem o direito de extrair 3,186 bilhões de boe – 3,058 bilhões de boe de Búzios e 0,128 bilhão de boe de Sul de Lula. Automaticamente, teve início o processo de reavaliação dessas áreas de cessão onerosa, conforme previsto em contrato, e que será realizada bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área. Essa medida já havia sido antecipada em novembro de 2013 pela diretora-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, ainda sob efeito do leilão de Libra, realizado no dia 21 de outubro. “Um dos objetivos (da reavaliação) é aferir as reservas da cessão onerosa. Ainda vamos discutir o que fazer se for mais que 5 bilhões de barris”, observou Chambriard, que já havia dito que Franco poderia ser “até maior que Libra (em reservas)”. Ela informou também que já estava sendo assinado o contrato com a certificadora Gaffney, Cline & Associates, a mesma que, em 2010, fez o estudo técnico no qual ANP e governo se basearam para definir os valores da cessão onerosa. O novo estudo abrange também a geração de modelos de desenvol-

26

TN Petróleo 93

vimento da produção e estimativa de curva da produção, além da análise econômica de projetos de produção. A Gaffney venceu a concorrência com a Beicip-Franlab, que não teria apresentado a documentação exigida no edital da licitação, sendo desclassificada de acordo com o resultado da habilitação.

Expectativas confirmadas Diante da antecipação da declaração de comercialidade de Franco e dos volumes apresentados – ainda que considerados conservadores por especialistas do setor – todas as apostas são que a Petrobras vai declarar, até o dia 3 de setembro próximo, a comercialidade das outras quatro áreas definitivas: Florim, Tupi Nordeste, Entorno de Iara e Sul de Guará. Tal intenção já foi explicitada pelo diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Miranda Formigli, no dia 30 de outubro de 2013, em evento realizado no Rio de Janeiro. “Na cessão onerosa, em determinado período, temos que informar à ANP e aos ministérios (de Minas e Energia e da Fa z e n d a ) q u e estamos tendo bons resultados e que temos intenção de declarar comercialidade”, pontuou. “Mas não precisamos avisar com antecedência quando faremos a declaração. O que dá para dizer é que os resultados são muito bons”, afirmou Formigli. Isso já havia sido confirmado um dia antes pela presidente da Petrobras, Maria das Graças Foster: “O potencial é esplêndido”, afirmou a executiva, revelando que os resultados estavam sendo informados ao governo (em carta enviada no dia 10 de outubro de 2013).

Agora, a estatal quer discutir a questão da comercialidade e os valores do preço do barril usado na cessão onerosa e o porcentual de conteúdo local. “Isso está previsto no contrato. Essa é a hora”, afirmou Foster em entrevista publicada no dia 2 de novembro de 2013, no jornal O Estado de S. Paulo: “Temos os dados e estamos seguros sobre o que temos na cessão onerosa”. Diante das expectativas altamente positivas, a Petrobras não deverá declarar comercialidade do bloco contingente de Peroba, que foi concedido como garantia da produção: pelo contrato, a Petrobras poderia requerer a exploração desse bloco caso as pesquisas exploratórias indicassem que o volume máximo de produção negociado (5 bilhões de boe) não poderia ser atingido apenas com as seis áreas definitivas. A devolução de Peroba será obrigatória, contudo, se isso ocorrer.

Exploração acelerada O fato é que as atividades exploratórias na cessão onerosa não foram desaceleradas nem mesmo nos momentos mais difíceis vividos pela petroleira brasileira. Dificuldades que a levaram a rever seu plano de negócio em 2012 e 2013 e a implementar uma série de ações para reduzir custos (inclusive de perfuração de poços) e recuperar sua eficiência e produtividade, de forma a gerar mais recursos para os projetos no pré-sal. O primeiro poço em área da cessão onerosa (Franco) foi perfurado 14 meses depois da assinatura do contrato com a União. Daí em diante, a Petrobras não parou mais: 18 meses depois, contratou a conversão de quatros cascos (das plataformas P-74, P-75, P-76 e P-77). Antes de completar dois anos, já havia perfurado três poços (Franco, Nordeste de Tupi e Sul de Guará) e confirmado a existência de petróleo nas três áreas. “Em todas as áreas definitivas já foram perfurados poços”, afirma Florival Rodrigues de Carvalho, diretor da ANP que acompanha as ati-


Foto: Divulgação

O ano D da Cessão Onerosa Delineamentos de Projetos de Desenvolvimento Acumulação

vidades exploratórias no país desde junho de 2011, quando assumiu o cargo executivo. A ANP também aprovou a antecipação do TLD (teste de longa duração) de Franco, atual campo de Búzios, que deverá ser conduzido pelo FPWSO Dynamic Producer, da Petroserv (foto). “O TLD vai possibilitar à Petrobras ter informações substanciais sobre os reservatórios”, explica o diretor da ANP. O que impediu o início dos testes em 2013 foi um entrave no licenciamento ambiental, devido, principalmente, ao fato da unidade da Petroserv ter tido um acidente na coluna de drill-pipe riser, em Carioca Nordeste, também na bacia de Santos. Em meados de novembro do ano passado, o FPSO estava de prontidão na Ilha de Santana, no Rio de Janeiro, aguardando o carregamento dos equipamentos necessários para o TLD, como a coluna de drill-pipe riser, de 10 mil PSI. A unidade da Petroserv está programada para operar, prioritariamente, nos prospectos da cessão onerosa, onde estão previstos seis TLDs, em profundidades de água que variam de 1.900 a 2.280 m. O Dynamic vai realizar os testes de Tupi Nordeste (cinco meses), Franco NW (cinco meses) e Franco Leste (seis meses), enquanto que o FPSO BW Cidade de São Vicente fará os TLDs de Franco SW (cinco meses), Entorno de Iara (quatro meses) e Florim (seis meses).

O que vem depois? Essa é a indagação que fazem muitos juristas e até mesmo técnicos da ANP. Uma vez declarada a comercialidade das áreas, a Petrobras terá ou não de devolver as áreas que excederem em reservas o volume

FPSOs

Capacidade de cada FPSO (bpd)

poços produtores/ poços injetores

Área km2

Franco

6

150.000

62/62

238

Lula NE

1

75.000

7/7

57

Peroba

2

50.000

9/9

328

Entorno de Iara

4

100.000

65/65

512

Florim

Ligação

20.000

2/2

31

Sul de Guará

Ligação

16.000

1/1

100

desempenho de produção dos poços Campo

Fator inicial de petróleo em Produção de petróleo Mbopd acumulada (*) em MMbls

Lula NE

14

44

Peroba

15

43

Iara

10

33

Florim

10

33

Franco

25

91

Sul de Guará

16

61

(*) para 30 anos de produção por poço - Fonte: ANP - Relatório GaffneyKline, 2010

contratado de produção (5 bilhões de boe), uma vez que tem contrato de concessão por 40 anos? O diretor da ANP, Florival Carvalho, explica que a declaração de comercialidade está prevista no Programa Exploratório Obrigatório (PEO). “Mas a lei permite a prorrogação por até dois anos desse prazo, desde que seja bem justificada. Mas não acredito que a Petrobras vá precisar fazer uso desse recurso”, avalia. Quanto ao que vai ocorrer com as áreas que excederem os volumes contratados, Florival pondera que essa questão será avaliada oportunamente. “Há uma série de fatores que pesam nesse sentido. Quando for feita a nova certificação e reavaliação da cessão onerosa, teremos dados mais precisos sobre as reservas possíveis e prováveis”, prevê. Segundo ele, caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definir o que será feito com as áreas da cessão onerosa. “Se será

um leilão similar ao de Libra, ou de licitação dos blocos em conjunto ou alguma outra solução. Mas nada disso acontece em 2014, pois somente no final vamos saber o que a geologia nos reserva”, acrescenta. Ele observa que somente no final desse ano ou início do próximo, a Gaffney deverá apresentar seu relatório de reavaliação da cessão onerosa. “Vamos cubar cada campo – em termos de reservas prováveis, de volume de óleo in place –, agregar os dados econômicos e gerar o modelo de desenvolvimento adequado em cada área, para chegar a uma definição quanto aos preços do barril de petróleo para cada um destes prospectos”, salienta. “A partir daí, vamos estudar as alternativas legais, considerando também a questão da compensação a ser feita, uma vez que a Petrobras já realizou um volume expressivo de investimentos e correu todos os riscos sozinha”, diz ele. O que poderia levar o CNPE a buscar alternativas – entre as quais a compensação desses investimentos em óleo –, o que implicaria na alteração da Lei n. 12.276, de 2010 que regulamentou a cessão TN Petróleo 93

27


especial: cessão onerosa

Fotos: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Desenvolvimento da produção de Franco

A expectativa de bons resultados na cessão onerosa levou a Petrobras a elaborar um amplo programa de desenvolvimento da produção de todas as áreas onde estão previstos os TLDs. De acordo com o relatório apresentado ao Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), o primeiro sistema definitivo do campo de Búzios (Franco) está previsto para 2016, quando será instalada a primeira plataforma da cessão onerosa, a P-74. No Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, o cronograma da Petrobras prevê a entrada em operação dos cinco sistemas de produção do campo de Búzios até 2020: Búzios 1 – 3º trimestre de 2016; Búzios 2 – 4º trimestre de 2016; Búzios 3 – 3º trimestre de 2017; Búzios 4 – 4º trimestre de 2017; Búzios 5 – 4º trimestre de 2019. O projeto de desenvolvimento da produção (DP) de Franco 1 prevê 25 poços interligados ao FPSO P-74, dos quais 13 poços produtores, 11 poços injetores de água e gás (WAG) e um poço injetor de gás e CO2. Já o DP de Franco NW será composto por até 27 poços: 14 poços produtores (sendo dois reservas), 12 injetores 28

TN Petróleo 93

de água e gás / WAG (dois reservas) e um poço injetor de gás. O DP de Franco Sul consiste de 26 poços a serem interligados ao FPSO P-76, do quais 12 poços produtores (sendo três reservas); 12 injetores de água e gás / WAG (três reservas) e dois poços injetores de gás (sendo um reserva). O DP de Franco SW consiste de 22 poços, a saber: 11 poços produtores; dez injetores de água e gás /WAG e um poço injetor de gás.

P-74, P-75, P-76, P-77

• compra dos cascos (PNBV) • co n ve rs ã o d o s 4 c a s co s p e l o C o n s ó rc i o O A S / U TC /OD B n o Estaleiro Inhaúma (foto) com Conteúdo Local de 70% • co n s t r u ç ã o e i n t e g ra ç ã o d o s módulos com Conteúdo Local de 65% a 71% • localização: P-74 em Franco (2016); P-75 e m Fra n co 2 ( 20 1 6 ) ; P-76 em NE Tupi (2017) e P-77 em Franco 3 (2017).

Integração dos módulos P-74 - Projeto Franco 1

Vencedor: EBR - Estaleiros do Brasil Ltda. - Consórcio formado pelas empresas Setal e Toyo Valor: US$ 741 milhões Assinatura do contrato: 11/04/2013

Produção: 150 mil b/d e 7 milhões m 3 de GN/dia Primeiro óleo: 2º semestre de 2016 Local da obra: Estaleiro de São José do Norte (RS) Empregos diretos e indiretos: 2 mil

P-75 (Franco 2) e P-77 (Franco 3)

Vencedor: Consórcio RIG, formado pelas empresas Queiroz Galvão, Camargo Correa e Iesa Valor total: R$ 1,68 bilhão Assinatura do contrato: 16/09/2013 Produção: até 150 mil barris/dia e comprimir 7 milhões m3 de gás natural/dia Conversão dos cascos: Estaleiro Cosco, na China Local da obra: Estaleiro Inhaúma (conversão final dos cascos), no Rio e Estaleiro Honório Bicalho (construção e integração dos módulos), em Rio Grande (RS). Empregos diretos e indiretos: 4,4 mil

P-76 - Projeto NE Tupi

Vencedor: Technip-Techint - Consórcio formado pelas empresas Technip Brasil Ltda. e Techint S/A Valor: US$ 889 milhões Assinatura do contrato: 11/04/2013 Produção: produção de até 150 mil barris/dia e comprimir 7 milhões m3 de gás natural/dia Primeiro óleo: 2º semestre de 2017 Local da obra: Pontal do Paraná (PR) Empregos diretos e indiretos: 2,5 mil


O ano D da Cessão Onerosa

poços exploratórios com conclusão de perfuração a partir de 07 de janeiro de 2013 Nome poço ANP

Poço operador

Categoria

Bloco

Profundidade final (m)

LDA

Sonda

Início da perfuração

Término perfuração

Conclusão perfuração

1BRSA1116RJS

1RJS704

Pioneiro

FLORIM

6.004

2009

ODN II

20/09/12

05/04/13

28/05/13

3BRSA1064RJS

3RJS700

Extensão

FRANCO

6.015

2032

ODN I

28/09/12

12/02/13

10/04/13

9BRSA1159RJS

9RJS709

Especial

FRANCO

5.915

1955

NORBE VIII

20/02/13

07/06/13

20/10/13

9BRSA1191RJS

9RJS708

Especial

FRANCO

0

2013

OCEAN VALOR

01/08/13

30/10/13

15/12/13

9BRSA1197RJS

9RJS716

Especial

FRANCO

0

2020

OCEAN CLIPPER

27/08/13

24/12/13

24/12/13

1BRSA1146RJS

1RJS711

Pioneiro

IARA ENT.

5.580

2266

Cerrado

18/12/12

22/04/13

19/05/13

3BRSA1172iRJS

3RJS722I

Extensão

IARA ENT.

3.276

2250

GOLD STAR

29/04/13

01/05/13

03/05/13

4BRSA1047RJS

4RJS698

Pioneiro Adjacente

TUPI SUL

5.374

2182

AMARALINA STAR

24/10/12

14/01/13

19/04/13

Término da Perfuração: data em que se atingiu a profundidade final do poço. Conclusão da Perfuração: data de desmobilização da sonda após concluídas as atividades de perfuração e avaliação do poço. Fonte: ANP - Relatório GaffneyKline, 2010

onerosa. “Isso é com o governo e o congresso nacional”, conclui.

Conteúdo nacional Dentro desse cenário, um aspecto poderá ser colocado em discussão esse ano, em regime de prioridade: o do conteúdo nacional obrigatório, conforme já estava previsto no contrato assinado em 2010. “Está na hora de sentar para organizar, montar um cronograma de atividades, avaliar todos os itens que precisam ser discutidos, passo a passo, o timing para cada um e fazer um trabalho técnico e econômico”, declarou Maria das Graças Foster, que lembrou que a discussão desse ponto está prevista na entrevista ao O Estado de S. Paulo, em novembro. Uma reavaliação inclusive da capacidade da indústria local de atender às demandas nos prazos estabelecidos e a preços competitivos. “Sempre fui defensora muito consciente e crítica do conteúdo local.

INSPEÇÃO

DE

Tanto pelo lado do excesso, quanto pelo lado que minimiza. Tem de fazer conta. A pior coisa que pode acontecer é colocar um barco no mar cheio de furo, uma boia com furo. Questionamento é importante. Números para mim são essenciais”, afirmou Foster, na ocasião. O governo já sinalizou que o tema está na pauta do dia. Em dezembro de 2013, o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins, admitiu a necessidade de se rever “integralmente” os percentuais de exigência de índices de conteúdo local relativos aos equipamentos necessários para o desenvolvimento da exploração e produção (E&P) das áreas da cessão onerosa. Isso deverá ser feito logo após a declaração de comercialidade das ou-

FABRICAÇÃO

INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO DILIGENCIAMENTO ENSAIOS NÃO DESTRUTIVOS INSPEÇÃO DE RECIPIENTES E TANQUES

tras quatro áreas. De acordo com ele, desde o início tanto Governo como ANP tinham a convicção de que com o início dos trabalhos, o percentual de conteúdo nacional poderia ser mudado substancialmente. De acordo com Martins, essa revisão é justificável, uma vez que, na época da assinatura do contrato da cessão onerosa, ainda não se conhecia, em profundidade, o comportamento dos reservatórios e as especificidades que seriam exigidas para o desenvolvimento dos trabalhos na região do pré-sal. “O contrato de 2010 definiu os pontos que estariam envolvidos no acordo, como volume de petróleo, percentual mínimo de conteúdo local. O patamar de conteúdo local foi estabelecido em um momento em que não conhecíamos as necessidades e as especificidades do pré-sal. Por isso, essas áreas não foram contempladas nas rodadas convencionais”, concluiu.

Empresa Certificada

PARA

GLP JRE Inspeção Técnica Ltda.

Rua General Câmara, 1136, 3º Andar - Sala 32 Centro, 13450-029, Santa93Bárbara TN Petróleo 29 d’Oeste - SP inspecao@jreinspecao.com.br (19) 3454-1292 • www.jreinspecao.com.br


especial: cessão onerosa

Cessão Onerosa - Linha do tempo 10/junho – Senado Federal aprova Cessão Onerosa e capitalização da Petrobras. 23/junho – Petrobras adia oferta pública de ações para aguardar laudo da certificadora Gaffney Kline, contratada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) para subsidiar a União Federal na negociação referente ao valor da Cessão Onerosa. 01/setembro – Conselho de Administração da Petrobras aprova oferta global de ações e contrato de Cessão Onerosa que fixa valor econômico de R$ 74,808 bilhões, equivalente a US$ 42,533 bilhões, e oferta global de ações. 03/setembro – Assinado contrato de Cessão Onerosa entre ANP e Petrobras relacionando seis áreas definitivas (Florim, Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi, Nordeste de Tupi) e uma contingente (Peroba), bem como estabelecendo o valor inicial do barril de petróleo equivalente (boe) em US$ 8,51. Pelo direito de explorar e produzir petróleo e gás natural nessas áreas, a Petrobras paga à União R$ 74,8 bilhões. 24/setembro – Petrobras capta R$ 120,2 bilhões na maior oferta de ações já realizada no mundo. A operação resulta em acentuada valorização da empresa, que atinge US$ 223 bilhões em valor de mercado, passando a ocupar o segundo lugar entre as empresas do setor de óleo e gás no mundo, atrás apenas da Exxon Mobil. Os recursos resultantes da capitalização permitem que a Petrobras pague à União R$ 74,8 bilhões pela garantia do direito de explorar e produzir, por 40 anos, prorrogáveis por mais cinco anos, 5 bilhões de barris nas áreas sob contrato de Cessão Onerosa – volume equivalente a um terço das reservas atuais. 30

TN Petróleo 93

Foto: Divulgação

2010

2011 09/novembro – Primeiro poço perfurado após a assinatura do contrato de Cessão Onerosa comprova a extensão dos reservatórios de óleo localizados a noroeste do poço descobridor da área de Franco, no pré-sal da Bacia de Santos. Informalmente conhecido como Franco NW, o poço 3-BRSA-944A-RJS (3-RJS-688A) está situado em profundidade de água de 1.860 m, a cerca de 188 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,7 km a noroeste do poço descobridor 2-ANP-1RJS (Franco).

2012 08/fevereiro – Concluída a perfuração do primeiro poço na Cessão Onerosa, na área de Franco, que comprova descoberta de petróleo de boa qualidade (28º API), a partir de amostras colhidas acima de 5.460 m. 09/março – Segundo poço perfurado em área de Cessão Onerosa confirma descoberta de óleo de boa qualidade na área denominada Nordeste de Tupi. O poço, denominado 1-BRSA-976-RJS (1-RJS691), está localizado a nordeste do campo de Lula, em lâmina d’água de 2.131 m, e a uma distância de 255 km da cidade do Rio de Janeiro. São colhidas amostras de petróleo de 26º API a partir de 4.960 m e identificada, até o momento, uma coluna de óleo de mais de 290 m de espessura em reservatórios carbonáticos do pré-sal. 07/maio – Petrobras assina contrato no valor global de US$ 1,7 bilhão para conversão de cascos das plataformas P-74, P-75, P-76 e P-77, com

o consórcio formado pelas construtoras Norberto Odebrecht S/A, OAS Ltda e UTC Engenharia S/A, que realizarão as obras o Estaleiro Inhaúma, no Rio de Janeiro (RJ). 08/junho – Petrobras informa a descoberta de petróleo de boa qualidade (27º API), no terceiro poço perfurado na área da Cessão Onerosa, localizado na área denominada Sul de Guará. O poço descobridor, denominado 1-BRSA-1045-SPS (1SPS-96), está localizado na porção sul do Campo de Sapinhoá, em lâmina d’água de 2.202 m, e a uma distância de 320 km do litoral do estado de São Paulo. 03/agosto – Concluída a perfuração do terceiro poço na Cessão Onerosa, que atingiu a profundidade final de 5.760 m. Foi identificada uma coluna de cerca de 93 m, com boas qualidades permoporosas (porosidade e permeabilidade) do reservatório. 22/agosto – Anunciada a descoberta de petróleo de boa qualidade no quarto poço perfurado na área da Cessão Onerosa. O poço, denominado 3-BRSA-1053-RJS (3-RJS699), informalmente conhecido como Franco SW, está situado em profundidade d’água de 2.024 m, a cerca de 210 km da cidade do Rio de Janeiro e a 17 km a sul do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco). 19/setembro – Concluída a perfuração do quarto poço na Cessão Onerosa, conhecido como Franco SW, que atingiu a profundidade final de 5.973 m. Amostras de petróleo de boa qualidade (de 28º a 30º API) foram colhidas em reservatórios similares aos registrados no poço descobridor comprovando a extensão dos mesmos para o sul da área de Franco. A coluna de hidrocarbonetos verificada é de 438 m.

2013 08/janeiro – Quinto poço perfurado na área de Cessão Onerosa des-


O ano D da Cessão Onerosa campos de Franco 1 (P-74) e Franco Sul (P-76), na Bacia de Santos. 07/maio – Descoberto óleo de boa qualidade (26º API) na área denominada Entorno de Iara, no pré-sal da Bacia de Santos. O poço denominado 1-BRSA-1146-RJS (1-RJS711), informalmente conhecido como Entorno de Iara 1, localiza-se em profundidade d’água de 2.266 m, a uma distância de 235 km da costa do estado do Rio de Janeiro. O poço foi concluído na profundidade de 5.580 m (foto).

Com o sua obra vai mais longe

Foto: Divulgação

Foto: Divulgação

cobre petróleo de boa qualidade na área denominada Sul de Tupi. O poço 4-BRSA-1047-RJS (4-RJS698) está situado ao sul do campo de Lula, em profundidade d’água de 2.188 m e a uma distância de 302 km da costa do estado do Rio de Janeiro. O poço deverá ser perfurado até cerca de 5.600 m (foto).

23/maio – Concluída a perfuração e o teste de formação do poço descobridor de petróleo na área de Florim, no pré-sal da Bacia de Santos. O poço atingiu a profundidade final de 6.004 m, após comprovação da descoberta de petróleo sem a presença de CO2 e H2S a partir de 5.342 m.

Foto: Agência Petrobras

20/fevereiro – Sexto poço perfurado na área de Cessão Onerosa, na área de Florim comprova a existência de petróleo de boa qualidade (29º API). O poço 1-BRSA-1116-RJS (1-RJS-704) localiza-se em profundidade d’água de 2.009 m, a uma distância de 206 km da costa do estado do Rio de Janeiro e em reservatórios carbonáticos de excelente qualidade situados logo abaixo da camada de sal. A perfuração prosseguirá até quase 6.100 m. 11/abril – Assinados contratos para a construção de módulos da P-74 e P-76, com cláusulas de conteúdo local (contratação de equipamentos e serviços nacionais), que variam de 65% (serviços de construção de montagem, engenharia de detalhamento, gerenciamento e instalação e integração dos módulos no casco) a 71% para o fornecimento de materiais. A construção e integração dos módulos serão realizadas em estaleiros localizados nas regiões de São José do Norte (RS) e Pontal do Paraná (PR). O FPSO P-74 será a primeira plataforma concluída para a exploração do pré-sal nos campos da Cessão Onerosa, e a P-76, a terceira. Cada plataforma terá capacidade de produzir até 150 mil barris/dia e comprimir 7 milhões de m3 de gás natural/dia e deverão operar nos

16/setembro – Petrobras assina contrato no valor de R$ 1,68 bilhão com o consórcio RIG, formado pelas empresas Queiroz Galvão, Camargo Correa e Iesa para construção das plataformas P-75 e P-77 (foto). Os cascos convertidos no Estaleiro Cosco, na China, terão a conversão final realizada no estaleiro Inhaúma, no Rio, enquanto a construção e integração dos módulos será feita no Estaleiro Honório Bicalho, em Rio Grande (RS).

Plataforma Mexilhão - Bacia de Santos/SP

A Mecan traz para você o QuikDeck, uma plataforma de trabalho suspensa de última geração. O QuikDeck é um sistema de fácil montagem, ajustável a qualquer formato ou tamanho e projetado para otimizar seus custos de mão de obra. Uma solução inteligente da Mecan para sua obra ir cada vez mais longe, com menos custos e mais eficiência. Entre em contato e saiba mais sobre o QuikDeck.

Locação, vendas e serviços. www.mecan.com.br TN Petróleo 93 31 0800 200 00 10


Foto: Divulgação

especial: cessão onerosa

Estaleiro Cosco, na China 06/novembro – A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, anuncia que foi escolhida a certificadora internacional para analisar reservas da Cessão Onerosa (Gaffney Kline, mais uma vez) e que quatro poços já foram perfurados na área de Franco e outros quatro estão em perfuração. A executiva diz que 2014 provavelmente será o ano de reavaliação para a área de Cessão Onerosa . ‘Ainda vamos discutir o que fazer se for mais que 5 bilhões de barris’, comenta Magda. 13/novembro – Magda Chambriard estima que a reserva de petróleo de Franco, pode ser igual ou mesmo superar a do Campo de Libra, o primeiro do pré-sal pelo regime de partilha. 19/novembro – Concluída a perfuração de mais um poço na área de Franco, denominado 3-BRSA-1184-RJS (3-RJS-723). Informalmente conhecido como Franco Leste, o poço está situado em profundidade de água de 2.011 m, a cerca de 200 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,5 km a sudeste do poço descobridor 2-ANP-1RJS (Franco). O poço, que confirma a descoberta de petróleo de boa qualidade (28º API) a partir de 5.398 m, atingiu a profundida-

de final de 5.900 m, comprovando uma coluna de 396 m de óleo. 18/dezembro – O secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins, admite que o governo federal terá que rever ‘integralmente’ os percentuais de exigência de índices de conteúdo local nos equipamentos para a exploração de petróleo e gás nos campos envolvidos na Cessão Onerosa. A revisão está prevista em contrato para ocorrer no próximo ano, quando da assinatura definitiva do acordo a ser firmado a partir do momento em que a Petrobras declarar a comercialidade de todos os seis campos da Cessão Onerosa. 19/dezembro – Petrobras apresenta à ANP, a declaração de comercialidade das acumulações de petróleo e gás de Franco (batizado de ‘campo de Búzios’) e Sul de Tupi (Sul de Lula). O volume contratado por meio da Cessão Onerosa para a área de Franco, de 3,058 bilhões de boe, foi constatado na fase exploratória. Os reservatórios são portadores de óleo de boa qualidade (entre 26º e 28º API). Localizado a cerca de 200 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’água entre 1.600 e 2.100 m, o campo de Búzios prevê cinco plataformas: Búzios 1 – 3º trimestre de 2016; Búzios 2 – 4º trimestre de 2016; Búzios 3 – 3º trimestre de 2017; Búzios 4 – 4º trimestre de 2017; Búzios 5 – 4º trimestre de 2019. Foi constatado na fase exploratória

o volume contratado para a área de Sul de Tupi de 128 milhões de boe, sendo o óleo de 27º API. Localizado a perto de 300 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’agua em torno de 2.200 m, a produção do campo de Sul de Lula será feita pelo mesmo sistema de produção previsto para o módulo Extremo Sul do campo de Lula, com o primeiro óleo previsto para o 1º trimestre de 2017. Com as declarações de comercialidade das áreas de Franco e Sul de Tupi, inicia-se o processo formal de revisão do contrato de Cessão Onerosa, que será realizada bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas de cada área.

2014 14/janeiro – Petrobras comunica o volume de suas reservas provadas de petróleo (óleo e condensado) e gás natural, apuradas no final de 2013. De acordo com a petroleira, com a declaração de comercialidade do campo de Búzios (Franco) e Sul de Lula (Sul de Tupi), foi apropriado um volume de 0,720 bilhão de boe como reserva provada em 2013, correspondendo a 23% do volume contratado para estas áreas. Os novos campos contemplam o direito de extrair 3,186 bilhões de boe, sendo 3,058 bilhões de boe de Búzios e 0,128 bilhão de boe de Sul de Lula. O volume contratado remanescente destes dois campos será apropriado como reserva provada à medida que os projetos forem sendo implantados.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE. 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.

Na ponta dos seus dedos www.tnpetroleo.com.br 32

TN Petróleo 93


12 a rodada da anp

Leilão do gás reflete insegurança do setor por Karolyna Gomes e Maria Fernanda Romero

A 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a terceira realizada em 2013, reflete a insegurança dos investidores em apostar na exploração de gás natural sem ainda haver uma infraestrutura de escoamento que dê suporte à produção. Dos 240 blocos ofertados em sete bacias terrestres, 72 foram arrematados por 12 empresas ofertantes – oito brasileiras e quatro estrangeiras. Com um bônus total de R$ 165.196.596,08 e investimento mínimo previsto de R$ 503.525.800,00, a média de conteúdo local oferecido no leilão foi de 72,61% para a fase de exploração e 84,47% para a de desenvolvimento. 34

TN Petróleo 93


Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

Leilão do gás reflete insegurança do setor

C

om a arrecadação de bônus 8,5 vezes superior ao mínimo exigido pelo governo, a 12ª Rodada foi considerada um sucesso pela ANP, que teve como principal objetivo nesse leilão ampliar o conhecimento geológico das bacias brasileiras em áreas com vocação potencial para gás natural. Das 21 empresas habilitadas, apenas 12 fizeram ofertas e todas saíram com área para explorar – com 100% de participação ou em parceria com outras companhias. Os blocos oferecidos se localizam nos estados do Amazonas, Acre, Tocantins, Alagoas, Sergipe, Piauí, Mato Grosso, Goiás, Bahia, Maranhão, Paraná, São Paulo, totalizando 168.348,42 km² – dos quais foram arrematados apenas 47.427,60 km², menos de um terço. O destaque ficou por conta da Bacia do Recôncavo, na qual foram ofertados 86 blocos na Bahia, dos quais

NÚMEROS da 12a rodada Empresas ofertantes: 12 (quatro estrangeiras e oito nacionais); Empresas vencedoras: 12; Conteúdo local: médio exploração 72,61%/ médio desenvolvimento: 84,47%; Total de blocos ofertados: 240; Total de blocos arrematados: 72; Área arrematada: 47.427,60 km²; Total de bônus ofertado: R$ 165.196.596,08; Maior bônus ofertado: 15.147.190,00 (REC-T-89); Menor bônus ofertado: 143.268,00 (SEAL-T-268); Ágio: 755,95%; Total de PEM ofertado: 129,761 (UT); Investimento mínimo previsto: R$ 503.525.800,00; Ágio: 322,89%

30 foram adquiridos. A despeito de menos de um terço dos blocos oferecidos terem sido arrematados, a ANP comemorou o lance que marcou a entrada da Bacia do Acre como nova possibilidade no cenário exploratório brasileiro. A área adquirida pela Petrobras teve ágio de apenas 0,16%. A agência também destacou a expansão em potencial na bacia do Parnaíba, que hoje já produz em torno

de 6% do gás brasileiro. No entanto, dos 32 blocos ofertados, apenas um foi arrematado, pela Geopark Brasil. Segundo a ANP, o certame confirma o papel das bacias maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas (Seal), onde estão 54 dos 72 blocos arrematados – dos quais 24 nesta última bacia, sendo metade para cada estado. “Nesta rodada, buscamos descentralizar o investimento exploratório, priorizar áreas do Norte, Nordeste, Sul e Centro-Oeste, numa clara intenção de redução de desigualdade regional e de semear a exploração e produção de gás natural em terra”, afirmou Magda Chambriard, diretora-geral da ANP. Segundo ela, a Agência fez um grande esforço no sentido de incluir áreas que até então não eram cogitadas para atividades exploratórias de hidrocarbonetos, como o Amapá e Piauí. Dos blocos que foram a leilão, 110 (164.477,76 km²) estão em áreas de novas fronteiras (bacias do Acre, Parecis, São Francisco, Paraná e Parnaíba). Também foram incluídos 130 blocos (3.870,66 km²) nas bacias maduras (Recôncavo e Sergipe-Alagoas), com o objetivo de dar continuidade à exploração e produção de gás natural a partir de recursos petrolíferos convencionais e não convencionais contidos nessas regiões. Para Hélder Queiroz, diretor da ANP, os resultados desta rodada superaram as expectativas. O executivo ressaltou que o certame confirmou a importância dos investimentos petrolíferos onshore e da decisão acertada de focar a rodada em gás natural, dado que o país ainda é dependente da importação desse insumo. De acordo com ele, com a realização da 11ª e da 12ª rodadas, se iniciam 190 novos contratos de concessão. TN Petróleo 93

35


12 a rodada da anp

Não convencional ainda é pouco atrativo Especialistas, executivos e autoridades do setor afirmaram que o resultado surpreendeu pela grande procura por blocos, mas também confirmou expectativas pessimistas com a fraca demanda por áreas localizadas em regiões mais isoladas e de novas fronteiras. Como no caso das bacias do Parecis e São Francisco, que não receberam ofertas.

N

a avaliação da advogada Marilda Rosado, sócia do escritório Marilda Rosado Advogados, a rodada foi marcada pela predominância de players nacionais e pela ausência de grande parte das majors. Para ela, a oportunidade de exploração e produção de recursos não convencionais não pareceu atrair um número de investidores muito diversificado. “Uma hipótese seria o fato de que não há no ordenamento jurídico brasileiro uma regulamentação específica para a exploração e a produção de fontes não convencionais de petróleo e gás. Alguns concessionários atuantes na Bacia do São Francisco, embasados majoritariamente por razões de ordem técnica, já haviam alertado a ANP para a necessidade de adequação das regras vigentes de E&P para convencionais no caso da exploração e produção de gás não convencional, de forma a viabilizar tais atividades”, salientou. Outro aspecto apontado pela advogada e que ainda gera polêmica é a falta de diretrizes claras de parte dos órgãos ambientais competentes quanto à adoção das técnicas de fraturamento hidráulico – que envolve injetar uma mistura de água, areia e produtos químicos no subsolo em altas pressões, para quebrar a densa rocha de xisto e permitir a extração

36

TN Petróleo 93

de petróleo e gás natural. Teme-se que reações de ambientalistas ou do próprio Ministério Público possam trazer insegurança jurídica às atividades. Além disso, a oferta de bacias maduras atraiu a atenção das empresas independentes. “A oferta de tais bacias na 12ª Rodada serviu de incentivo aos produtores independentes para a operação de campos terrestres, com o intuito de propiciar desenvolvimento econômico nas localidades em que se situam e possibilitando a atração de novos investimentos para áreas extremamente carentes”, ressaltou. Segundo Rosado, tal iniciativa irá propiciar o desenvolvimento econômico e social dos estados e municípios localizados nas bacias maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas. Já na opinião do deputado Sarney Filho (PV- MA), a rodada teve pouco risco e pouca disputa. “O que foi vendido foram blocos com perspectiva de exploração de gás natural convencional. Áreas com mais probabilidade para gás não convencional, como o shale gas (gás de xisto) e o tight gas, por exemplo, e que exigem a perfuração de poços com fratura da rocha, não tiveram saída”, indicou. Em dezembro, após o leilão, o deputado apresentou um projeto de lei para pedir a paralisação de qualquer empreendimento de exploração de shale gas pelo período de cinco anos. Sarney Filho considera que os riscos dos projetos de exploração ainda são pouco conhecidos. O prazo

de cinco anos seria utilizado para aprofundar pesquisas sobre a viabilidade e necessidade de se explorar o gás no Brasil.

Novos estudos João Carlos de Luca, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), considera que é preciso estudar melhor as bacias de novas fronteiras para tentar atrair mais interesse das empresas. Com relação aos recursos não convencionais, De Luca diz que o mercado brasileiro precisa avançar. “Ainda falta regulamentação, demora no licenciamento, existem estados que não têm tradição na indústria para este tipo de operação, além disso, temos que desmistificar questões como a de faturamento hidráulico (ou fracking)”, disse. Para o executivo, é necessário trabalhar para garantir a segurança ambiental especialmente neste tipo de operação, mas acredita que o país é capaz de desenvolver uma legislação que proteja a questão ambiental e ao mesmo tempo permita o desenvolvimento de uma nova indústria nacional. “Temos que nos preocupar sim com a eventual contaminação dos nossos aquíferos, mas devemos olhar com cautela porque se fala muito por falta de conhecimentos e não podemos esquecer que essa é uma


Leilão do gás reflete insegurança do setor ná, que abriu as ofertas do certame, despertou muito interesse. Os blocos paranaenses fazem parte – junto com cinco áreas em São Paulo – das novas fronteiras do setor de petróleo e gás. Com 16 áreas arrematadas das 19 oferecidas pela ANP, a bacia, que foi leiloada em dois setores (SPAR-C e SPAR-CN), teve 84% dos blocos concedidos – um total de R$ 32,3 milhões arrecadados em bônus de assinatura. A Petrobras arrematou a maioria dos blocos. A estatal adquiriu sozinha quatro deles, e outros cinco em consórcio com a Cowan. A Petra, que concentrou toda sua aposta na bacia, formou consórcio com a Bayar (três áreas) e Tucuman, Copel e Bayar (outras quatro áreas), levou a concessão e operação de sete blocos. No setor SPAR-C, três blocos não foram arrematados – PAR-T-307, PAR-T-319 e PAR-T-320. Novata, a Tucumann foi a segunda empresa em número de blocos arrematados na concorrência. Ao todo, dez áreas serão operadas pela empresa curitibana de engenharia. Outra estreante foi a Copel, distribuidora de energia do Paraná. Com o resultado positivo, o estado vai receber investimentos de pelo menos R$ 174 milhões em exploração de gás natural nos próximos quatro anos. O valor, o mais alto dentre os estados que tiveram áreas adquiridas na 12ª Rodada, equivale a 35% do previsto para todo o país.

atividade que existe há muito tempo e há maneiras de se precaver ”, enfatizou. Pedro Victor Zalán, consultor e geólogo, também afirmou estar satisfeito com o resultado da 12ª Rodada porque duas bacias que não estavam no cenário petrolífero nacional apareceram, o Paraná com muita força e o Acre. “O Parnaíba foi decepcionante, mas ele já está no cenário nacional com diversos operadores da 11ª Rodada. O São Francisco não teve oferta, mas já possui vários players. O Parecis, idem, mas ele também já tem a Petrobras”, avaliou.

Petrobras fica com 68% dos blocos arrematados A Petrobras arrematou, sozinha ou em consórcio, 49 blocos, sendo 43 como operadora. O valor total do bônus de assinatura que cabe à companhia é de R$ 120 milhões – outros R$ 23 milhões serão pagos pelos parceiros. A soma desses montantes, que atinge quase R$ 143 milhões, corresponde a 87% do total de bônus a ser arrecadado no certame. Na lista das 12 vencedoras, além da Petrobras, estão as brasileiras Bayar, Companhia Paranaense de Energia, Cowan, Nova Petróleo, Tucumann, Ouro Preto, Petra Energia, a francesa GDF Suez, a colombiana Alvopetro, a panamenha Trayectoria e a Geopark Brasil, em outro paraíso fiscal, a ilha de Bermudas. Além da Petrobras, outras seis vão atuar como operadoras: Alvopetro e Nova Petróleo (quatro blocos cada), Cowan e Geopark Brasil (dois cada uma), Petra (sete) e Trayctoria (dez). Dentre as bacias de novas fronteiras, localizadas em áreas com pouca informação geológica ou com barreiras tecnológicas a serem vencidas, a Petrobras investiu prioritariamente nas bacias do Paraná e Acre-Madre de Dios, buscando identificar novas

províncias produtoras com foco em gás natural. Nessas bacias a companhia adquiriu dez blocos, dos 11 blocos nos quais a Petrobras apresentou proposta. Nas bacias maduras, a Petrobras arrematou todos os 39 blocos nos quais apresentou proposta. A companhia fez ofertas para ambas as bacias de Sergipe-Alagoas e Recôncavo, em blocos próximos a áreas em produção que podem oferecer sinergias com a infraestrutura já existente no local.

Paraná surpreende Apesar de apresentar um elevado risco exploratório, a bacia do Para-

Bacias do Acre e do Parnaíba só têm um bloco arrematado Depois de ter sido um dos destaques na 11ª Rodada realizada em maio, a Bacia do Parnaíba recebeu apenas uma oferta: a Geopark levou o bloco PN-T-597. O total de bônus nesse setor foi de R$ 920.597,00. O ágio foi de 29,53%, e o Programa Exploratório Mínimo (PEM) total foi de 1773 UT. A área arrematada possui 763,54 km², e o investimento previsto é de R$ 6.737.400,00. Ao todo, a ANP ofereceu 32 blocos na Bacia do Parnaíba. TN Petróleo 93

37


12 a rodada da anp

Arrematados (%)

Empresas Ofertantes

Bônus Ofertado

PEM Ofertado (UT)

Ágio (%)

Investimento Exploratório Previsto Ofertado (R$)

Exploração

9

1

11,11

1

295.000,00

00,16

470

00,00

12.220.000,00

70,00

85,00

1.630,01

SPAR-CN

5

5

100,00

3

10.293.000,00

465,42

14.475

242,68

55.005.000,00

72,40

82,60

11.090,21

SPAR-CS

14

11

78,57

6

21.465.000,00

520,65

45.887

295,03

174.370.600,00

71,45

83,55

32.365,04

SPN-O

32

1

3,13

1

920.597,00

29,53

1.773

101,48

6.737.400,00

80,00

85,00

763,54

SPRC-L

3

0

0,00

0

00,00

00,00

00

00,00

00,00

00,00

00,00

00,00

SPRC-O

11

0

0,00

0

00,00

00,00

00

00,00

00,00

00,00

00,00

00,00

SREC-T2

20

16

80,00

2

56.719.125,00

1.163,60

25.867

549,27

98.294.600,00

71,88

84,63

474,27

SREC-T4

30

14

46,67

5

22.375.574,08

453,12

14.453

316,51

54.921.400,00

73,57

85,00

397,01

SSEAL-T2

22

8

36,36

2

16.128.992,00

759,75

7.483

288,12

28.435.400,00

72,50

84,50

209,38

SSEAL-T3

28

8

28,57

3

22.083.348,00

2.324,51

9.197

347,32

34.948.600,00

76,25

85,00

247,00

SSEAL-T4

21

7

33,33

3

13.594.610,00

863,67

8.922

395,94

33.903.600,00

70,00

85,00

218,32

SSEAL-T5

9

1

11,11

1

1.321.350,00

365,01

1.234

380,16

4.689.200,00

70,00

85,00

32,82

SSF-N

36

0

0,00

0

00,00

00,00

00

00,00

00,00

00,00

00,00

00,00

Na Bacia de Acre-Madre de Dios, a Petrobras apresentou a única oferta, levando o bloco AC-T-8. O total de bônus nesse setor foi de R$ 295.000,00. O Programa Exploratório Mínimo (PEM) total foi de 470 UT. O investimento previsto é de R$ 12.220.000,00. A área arrematada possui 1.630,01 km².

Empresas apostam em bacias maduras As bacias maduras do Recôncavo e de Sergipe-Alagoas, por sua vez, concentraram os principais lances. As áreas representaram ao todo 52 novos blocos exploratórios, sendo 24 blocos em Sergipe-Alagoas, e 30, no Recôncavo. Ao todo, foram ofertados 150 blocos nessas duas bacias. Surpreendeu a parceria da Petrobras com a Nova Petróleo e a ausência da Gran Tierra, que vem apostando em reservatórios não convencionais. Outra surpresa foi a participação da francesa GDF Suez, que tem forte atuação no Brasil no setor de elétrica, por meio da controlada Tractebel, que tem 40% de 38

TN Petróleo 93

participação no projeto da hidrelétrica de Jirau, no rio Madeira (a Eletrobras tem outros 40% e aMitsui, 20%, adquiridos da companhia francesa em maio desse ano). A Bacia do Recôncavo foi dividida em duas áreas situadas no estado da Bahia. O setor SREC-T2 ofereceu 20 blocos, nove deles arrematados integralmente pela Petrobras e os outros seis pela colombiana Trayectoria Oil & Gas. O total de bônus nesse setor foi de R$ 56.719.125,00. O ágio foi de 1.163,60%, e o PEM total foi de 2.5867 UT. O investimento previsto é de R$ 98.294.600,00. A área arrematada possui 474,27 km². Já o setor SREC-T4 teve 14 blocos adquiridos. Em dez deles a Petrobras participou em diferentes consórcios, juntamente com as empresas Cowan Petróleo e Gás, Ouro Preto e GDF Suez, deixando de ser operadora em apenas dois blocos: REC-T-281 e REC-T-209. A Alvopetro S/A. Extração de Petróleo e Gás Natural arrematou sozinha outros três blocos.

Desenvolvimento

Arrematados

SAC

Setor

Ágio (%)

Oferecidos

Área Arrematada (Km²)

Conteúdo Local Médio

Ofertas

Blocos

Também localizada em uma região considerada madura, a Bacia de Sergipe-Alagoas ofertou 80 blocos. Desses, 24 foram arrematados. Trayectoria Oil & Gas, Geopark Brasil, Petrobras – sozinha e em consórcio com a Nova Petróleo – pagarão um total de bônus no valor de R$ 22.083.348,00. Além de um investimento mínimo na fase de produção de R$ 34.948.600,00. Petrobras, Geopark, Nova Petróleo e Trayectoria levam 22 dos 48 blocos ofertados na parte alagoana da Bacia Sergipe-Alagoas. Os blocos arrematados durante a rodada na parte alagoana da Bacia Sergipe-Alagoas devem gerar cerca de R$ 64 milhões em investimentos exploratórios, de acordo com previsão da ANP. Ao todo foram adquiridos direitos de concessão sobre 16 blocos no estado, dos 50 ofertados e distribuídos nos setores SSEAL-T2 e SSEAL-T3. Os ativos foram arrematados pela Petrobras, Geopark, Nova Petróleo e Trayectoria.


TN Petr贸leo 93

39


Fotos: Divulgação

capital de energia

40

TN Petróleo 93


A força Potiguar A primeira descoberta de óleo em águas profundas na Bacia Potiguar, a apenas 55 km da costa do Rio Grande do Norte, comprova a vocação energética do estado que tem a maior produção terrestre de petróleo e gás do Brasil. Com investimentos crescentes na exploração offshore e em projetos eólicos, o estado vive um de seus melhores momentos no setor de energia. por Rodrigo Miguez

C

lassificada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) como fronteira exploratória, a Bacia Potiguar, que teve blocos disputados no seu trecho marítimo no primeiro leilão de 2013, apresenta perspectivas promissoras de desenvolvimento de exploração e produção de hidrocarbonetos. Não apenas devido aos vários campos petrolíferos em águas rasas, que produzem óleo leve, como também no potencial em águas mais profundas, fato comprovado pela descoberta feita pela Petrobras em meados de dezembro de 2013. A acumulação encontrada pelo poço informalmente denominado de Pitu, em profundidade de 1.731 m, na concessão BM-POT-17, configura-se como a primeira descoberta em águas profundas da Bacia Potiguar, que começa no extremo oeste do Ceará e se estende por toda a costa do Rio Grande do Norte. O poço, que já atingiu uma profundidade de 4.197 m, vai ser perfurado até 5.028 m, de acordo com a operadora Petrobras, que detém 80% de participação, em consórcio com a Petrogal Brasil S/A, que fica com a parcela restante. O anúncio feito no dia 17 de dezembro apenas reafirmou o potencial do estado, que está na ‘esquina do continente’ (por ser onde a costa quebra para a esquerda), com características geológicas similares às da costa oeste africana e com a própria margem equatorial sul-americana,

extensão da nova descoberta e caracterizar as condições dos reservatórios encontrados.

Bacia rica

considerada uma nova e rica fronteira exploratória. Prova disso é o fato de na 11ª rodada de licitações da ANP – o primeiro leilão realizado depois de mais de quatro anos – nada menos que nove empresas terem disputado e arrematado 18 blocos, em terra e no mar da Potiguar. Certame do qual participaram empresas de diferentes portes – grandes petroleiras, como Petrobras e ExxonMobil ficaram com o setor de águas profundas, enquanto que os blocos terrestres foram adquiridos, em sua maioria, pelas chamadas ‘companhias independentes’. A área também é disputada fora dos leilões. Há um processo de Farm-out (venda de participação em uma área) justamente no bloco onde foi realizada a descoberta em águas profundas. Uma vez aprovado pela ANP, o bloco BM-POT-17 passará a ser operado por um consórcio no qual Petrobras e a BP Energy do Brasil terão 40% cada uma, enquanto a Petrogal Brasil mantém seus 20% de participação. O consórcio vai dar continuidade à perfuração do poço, para verificar a

De acordo com dados da ANP, o volume total in situ da Bacia Potiguar é de 5,82 bilhões de barris de petróleo e de 82,22 bilhões de m³ de gás natural. As reservas provadas na região são de cerca de 411 milhões de barris de petróleo e de 9,92 bilhões de m³ de gás. Desde a primeira descoberta, em 1973, no campo de Ubarana, a produção acumulada de petróleo na região já alcança 793 milhões de barris e 26,16 bilhões de m³ de gás. Hoje, há 84 campos de óleo e gás em desenvolvimento e produção em terra e 14 no mar. Segundo dados da ANP, a produção total de petróleo e gás no Rio Grande do Norte, em outubro, foi de 67.988 de barris de óleo equivalentes por dia (boe) – 58 mil barris/ dia de óleo (dos quais quase 90% de poços terrestres) e 1.414 m³ de gás natural (50% de campos onshore). Com campos em águas rasas e em terra firme, a Bacia Potiguar, com uma área total de 119.300 km2 (33.200 km2 emersa e 86.100 km2 submersa) está entre as maiores produtoras de petróleo onshore (terra) do Brasil. Além da Petrobras, há forte atuação de companhias independentes. Das 36 plataformas de produção instaladas na área dessa bacia, sendo que TN Petróleo 93

41


Mapa: IBGE

capital de energia

Oceano Atlântico

Natal

NÚMEROS DO ESTADO

Municípios: 167 Área total: 52.796,791 km² Capital: Natal População: 3.373.960 (estimativa 2013) Densidade demográfica: 63,9 hab/km² (2010) Alfabetizados: 83,8% Expectativa de vida: 74 anos IDH: 0,684 PIB: R$ 36.103.000 PIB per capita: R$ 11.286.99 Principais atividades: óleo e gás, sal marinho, agropecuária, fruticultura, energia eólica e turismo 30 estão localizadas em campos no Rio Grande do Norte, como Agulha, Aratum, Biquara e Cioba. O escoamento é feito por dutos submarinos que chegam ao Terminal Aquaviário de Guamaré, o qual recebe, armazena e transfere o óleo, que depois segue para a Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC), por meio de dutos. Além do terminal, a Transpetro também é responsável pela operação da Base de Gasodutos de Mossoró, que tem uma vazão média diária de 2.800 m³. No Rio Grande do Norte, a companhia é responsável por 394 km de gasodutos e 29,6 km de oleoduto. Essa rede abastece não somente o estado potiguar como também Pernambuco, Ceará e Paraíba. Grande parte do petróleo produzido na Bacia Potiguar segue para a Refinaria Clara Camarão, que desde 2009 produz Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), diesel, querosene de aviação (QAV), 42

TN Petróleo 93

gasolina e nafta. Com capacidade de refino de 35 mil barris por dia, a unidade está localizada no Polo Industrial de Guaramaré, a 180 km da capital potiguar. Visando ao desenvolvimento da infraestr utura de produção e escoamento de petróleo e gás no Nordeste do Brasil, a Petro bras vem ampliando os projetos na região. No campo de Ubarana, há um aqueduto de injeção de água produzida de DN 12”, revestido internamente, partindo da praia do Minhoto, no município de Guamaré, até a Plataforma de Ubarana-3 (PUB-3). A Unidade da Planta de Gasolina, instalada no Polo Industrial de Guamaré, integrará as instalações do Terminal Aquaviário de Guamaré, reforçando a infraestrutura marítima e terrestre necessária para o recebimento da nafta craqueada, escoamento de nafta petroquímica e a formulação

e a entrega de gasolina, objetivando atender o mercado local.

Independentes da terra O histórico de exploração de petróleo e gás na Bacia Potiguar mostra que os anos 1980 foram o período de ouro da região, com grande quantidade de poços perfurados tanto em terra, quanto no mar. A partir de 1990, foi mantida uma média regular de perfuração de poços terrestre, que voltou a crescer em 2003. Já a exploração offshore sofreu um forte declínio nos anos 1990, com algum crescimento entre 1995 e 1997, e um pico forte em 2001. Para reverter esse quadro e elevar novamente a produção terrestre, as empresas independentes produtoras de petróleo e gás do Rio Grande do Norte vêm intensificando seus trabalhos no desenvolvimento da produção. Uma dessas companhias é a Petrosynergy, que opera nos campos de Irerê e Araçari. A empresa produz


A força potiguar

Resultado da 11ª rodada ONSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-T3 Bloco

Operadora/consórcio

Valor

Conteúdo local

POT-T-442, POT-T-443

Irati

R$ 300.000,00 por bloco

80% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-485

Imetame

R$ 550.000,00

80% na expl. e 85% no desenv.

ONSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-T5 Bloco

Operadora/consórcio

Valor

Conteúdo local

POT-T-569

Imetame

R$ 521.000,00

80% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-575

UTC

R$ 650.000,00

80% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-613

Petrobras

R$ 798.060,00

70% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-614

Petrobras

R$ 609.060,00

70% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-617

UTC

R$ 600.000,00

80% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-618

UTC

R$ 1.500.000,00

80% na expl. e 85% no desenv.

POT-T-619, POT-T-620, POT-T-663, POT-T-664, POT-T-665

Geopark

R$ 600.000,00 por bloco

80% na expl. e 85% no desenv.

OFFSHORE - Bacia Potiguar – Setor SPOT-AP1 Bloco

Operadora/consórcio

Valor

Conteúdo local

POT-M-475

OGX

R$ 20.000.063,00

37% na expl. e 56% no desenv.

POT-M-567

Ecopetrol

R$ 9.200.000,00

37% na expl. e 55% no desenv.

POT-M-762

ExxonMobil (50%); OGX (50%)

R$ 81.876.563,00

37% na expl. e 55% no desenv.

POT-M-764

Petrobras (40%); Petrogal (20%); BP (40%)

R$ 8.000.000,00

37% na expl. e 65% no desenv.

em média 670 barris por dia (bpd) de óleo e condensado e 6.000 m³/d de gás não associado. Tem já investidos mais de 60 milhões de reais na aquisição e exploração de blocos na Potiguar. A perspectiva é de aumentar a produção desses campos através da perfuração de poços de desenvolvimento. Em relação ao gás, para 2014 está previsto o início de produção de gás não associado do Campo de Pitiguari, através de dois poços. O campo encontra-se em fase de desenvolvimento para a instalação de uma planta móvel de gás, que irá comercializar o produto através de carretas (processo conhecido como gasoduto virtual) para gás veicular. “A Petrosynergy não adquiriu blocos na 11ª rodada, mas torcemos para que a atividade exploratória retome a força de anos atrás”, afirmou o engenheiro de Petróleo da Petrosynergy, Ernesto Vargas. De

Volume In Situ Petróleo (bilhões de barris)

Gás (bilhões m3)

Bacia Potiguar - Terra

4,67

28,85

Bacia Potiguar - Mar

1,15

53,37

Total

5,82

82,22

Bacia Potiguar - Terra

0,294

2,62

Bacia Potiguar - Mar

0,117

7,30

Total

0,411

9,92

Reservas provadas

Produção Acumulada Petróleo (bilhões de barris)

Gás (bilhões m3)

Bacia Potiguar - Terra

0,641

6,28

Bacia Potiguar - Mar

0,152

19,88

Total

0,793

26,16

Campos de Óleo e Gás em desenvolvimento e produção Bacia Potiguar - Terra

84

Bacia Potiguar - Mar

14

Total

98

TN Petróleo 93

43


acordo com ele, a companhia deve investir nos próximos leilões para ampliar seu portfólio de blocos exploratórios na região. Para Vargas, o setor ainda precisa vencer alguns desafios, como a continuidade na oferta de blocos exploratórios, e questões como gerenciamento de água produzida, mercado para pequenas produções de gás, agilidade nos processo de licenciamentos ambientais, comercialização do petróleo, conteúdo local, entre outros.

Subsídios são incentivo O incentivo às pequenas e médias empresas produtoras de óleo e gás também é uma das questões primordiais apontadas pela UTC Óleo e Gás, subsidiária da UTC Engenharia, que faz a exploração e produção de petróleo e gás natural em Mossoró. “A implantação de políticas de incentivo a pequenos e médios produtores de petróleo e gás é uma das necessidades mais urgentes para o setor independente”, afirma a empresa. Hoje a UTC O&G produz cerca de 250 barris por dia, com perspectivas de chegar a 300 barris/dia ainda este

Foto: Agência Petrobras

capital de energia

ano. No gás, a UTC está inovando com um projeto de produção de gás natural comprimido (GNC) em poços de baixas vazões, que é suficiente para atender o mercado local. De acordo com a UTC, a empresa vem investindo continuamente nos campos em produção. Nos próximos três anos, a empresa tem planejada uma média de perfuração de dez a 15 poços. “A UTC O&G está focada no Rio Grande do Norte,

acreditando no potencial da Bacia Potiguar ”, completa. O pensamento atual da empresa está nos campos em pro dução e trabalhar no desenvolvimento da produção nos blocos adquiridos na 11ª rodada. No leilão da ANP, a companhia levou os blocos POT-T-575, 617, 618, com um pagamento total de bônus no valor de R$ 2.750.000 pelas três áreas.

Os investimentos da Petrobras nas universidades brasileiras também passaram pelo Rio Grande do Norte, onde a Universidade Federal do Rio Grande do Norte (UFRN) ganhou em maio de 2011, o Laboratório de Geofísica Aplicada. Com investimento de R$ 1,3 milhão, o laboratório faz parte da Rede Temática de Geofísica Aplicada, que tem o objetivo de facilitar o desenvolvimento de metodologias para solução de problemas geofísicos. O laboratório tem como foco gerar um melhor entendimento de estruturas rasas acumuladoras de petróleo (localizadas em pequena profundidade, entre 300 e 400 metros) na Bacia Potiguar. Por serem multidisciplinares e especializados, os profissionais do laboratório também realizam pesquisas direcionadas para as áreas do pré-sal. Com uma área de 600 m², o laboratório foi implantado para consolidar

44

TN Petróleo 93

Foto: Divulgação UFRN

Investimentos em P&D

a área de Geofísica na UFRN, iniciada em 2008 com a implantação do curso de graduação em Geofísica. Para o reitor da UFRN, José Ivonildo do Rego, a geofísica era uma das áreas nas quais

a UFRN necessitava avançar por uma questão de responsabilidade regional. “Chegamos num patamar importante, mas precisamos ainda dar mais saltos no conhecimento”, disse.


capital de energia

Ventos do Nordeste Os bons ventos do Nordeste estão se transformando em energia e garantindo a expansão econômica do Rio Grande do Norte através dos projetos eólicos em diversas cidades do estado que não param de surgir.

A

comprovação desse momento especial do setor eólico da região pôde ser constatada no último leilão feito pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), quando dos 2,3GW contratados, 684,7MW foram para usinas eólicas do estado. Segundo pesquisas de diversos institutos especializados e da própria Associação Brasileira de Energia Eólica (Abeeólica), o Rio Grande do Norte é um dos estados com os melhores ventos do Brasil, que são constantes e com velocidade média superior a seis metros por segundo. O estado é detentor de 31% de toda a energia comercializada nos leilões, estando à frente da Bahia com 25% e Ceará com 16%. De acordo com a Abeeólica, a previsão da capacidade instalada no estado potiguar, em 2017, contemplando todas as usinas já contratadas, é de 2.969,5 MW. Hoje, o Rio Grande do Norte tem 686,8MW em construção e 943,5MW contratados. Desses, estima-se que aproximadamente 1GW entre em operação em 2014.

do previsto. Antecipando os prazos estabelecidos, a Petrobras colocou todo o parque eólico em operação comercial no dia 1º de novembro de 2011. Localizadas no entorno da Refinaria Potiguar Clara Camarão, as usinas são constituídas por 52 aerogeradores de dois megawatts (MW) cada. Estas características fazem com que esse Parque Eólico possua a maior capacidade instalada no país com este tipo de aerogerador (104 MW), suficientes para suprir energia elétrica a uma população de 350 mil habitantes. A usina Cabugi foi construída em parceria com a Eletrobrás; a de Mangue Seco, em parceria com a Alubar Energia; já as usinas Potiguar e Juriti foram feitas em parceria com a Wobben WindPower.

Parque eólico do Mangue Seco

Asa Branca

De olho nesse ótimo potencial de geração de energia através dos ventos, a Petrobras colocou em funcionamento em 2011 as usinas Potiguar, Cabugi, Juriti e Mangue Seco, que compõem o Parque Eólico de Mangue Seco, o primeiro a ser operado pela companhia. Com investimento de R$ 424 milhões, o parque eólico entrou em operação comercial oito meses antes

Outro complexo eólico que já está a todo vapor no Rio Grande do Norte é o Parque Asa Branca, localizado nos municípios de João Câmara, Parazinho e Jandaíra, a cerca de 80 km de Natal. O empreendimento, que recebeu investimentos de R$ 600 milhões, contou com um financiamento de R$ 450 milhões do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico (BNDES).

46

TN Petróleo 93

N° de projetos: 125 Potência (MW): 2.970,7 Em operação (MW): 423, 0 Em construção (MW): 686,8 Projetos contratados (MW): 918,8

Juntos, os seis parques que compõem o complexo e gerarão 160 MW de energia, o suficiente para abastecer 300 mil residências, número proporcional ao de uma cidade como Natal. A governadora Rosalba Ciarlini ressaltou o fato de que o Rio Grande do Norte já dispõe de uma grande rede eólica, com 13 parques em funcionamento, e que até 2016, o estado terá outros 98, sendo 90% deles concluídos até o final de 2014. “Em cinco anos, deixamos de ser um importador de energia elétrica para nos tornarmos exportador regional de eólica. Isso é muito importante porque nenhuma região se desenvolve sem energia, a mola propulsora de qualquer economia”, afirmou. “Além de limpa, a energia eólica já trouxe cerca de R$ 12 bilhões em investimentos para o nosso estado”, completou.

Escoamento garantido Segundo a Companhia Hidrelétrica do São Francisco (Chesf), o escoamento da produção das usinas eólicas do estado está garantido. “Acredito que até o mês de maio de 2014 todas as linhas de transmissão do Rio Grande do Norte estarão em funcionamento”, confirmou o diretor-presidente da Chesf, Marcos Aurélio Madureira. Dentre as usinas que estão sendo construídas no estado, as da Energisa Geração são as que estão em um ritmo mais acelerado. A empresa está construindo, simultaneamente, cinco usinas (Renascença I, II, III, IV e Ventos de São Miguel), que juntas constituem um Parque Eólico de 75


A força potiguar aerogeradores com capacidade instalada de 150 MW e produção superior a 700 GWh por ano. O empreendimento é fruto de investimentos de R$ 600 milhões que além de aumentar o potencial energético do Rio Grande do Norte, também movimenta a economia da região através do fluxo de recursos com arrecadação de impostos e tributos, bem como da geração de mão de obra. Para receber e fazer a distribuição dessa energia gerada pelas turbinas eólicas, a Companhia Energética do Rio Grande do Norte (Cosern) está investindo em linhas de transmissão ligando as usinas às residências e indústrias. “A infraestrutura que está sendo colocada para atender o despacho da energia gerada pelos parques eólicos tornará a malha de transmissão mais confiável e robusta”, afirma a companhia.

Tecnologias renováveis Com mais de dez anos de existência, fruto de uma parceria entre a Petrobras e o Senai, o Centro de Tecnologias do Gás Natural e Energias Renováveis (CTGÁS-ER) é uma das principais referências nas pesquisas relacionadas com gás natural, energia eólica e outras fontes de energia renováveis. Localizado em Natal, mas com atuação em nível nacional, o CTGÁS-ER dedica-se a prover e antecipar soluções tecnológicas e educacionais nas áreas de gás natural e energias renováveis, promovendo o uso dessas energias e o desenvolvimento da indústria de bens e serviços com competitividade e responsabilidade social. “O CTGÁS-ER tem um futuro muito promissor. Continuaremos investindo em pesquisa e nas pessoas, que fazem este centro ser referência em energias renováveis”, afirmou Flávio Azevedo, presidente do Conselho Superior do CTGÁS-ER. O Centro conta com 11 laboratórios dedicados à pesquisa e à prestação de serviços; oito laboratórios, seis oficinas e 17 salas para educação profissional; uma biblioteca especializada em gás natural e energias renováveis; e dois auditórios.

Rio Grande do Norte: áreas mais promissoras para empreendimentos eólicos.

Área 1, Nordeste do estado: área extensa e bastante promissora para aproveitamentos eólicos, com velocidades médias anuais entre 8,0 e 8,5 m/s (a 50 m de altura) nas melhores áreas. Área com vocação para grandes usinas eólicas. Área 2, Litoral Norte-Noroeste: área bastante promissora para aproveitamentos eólicos, com velocidades médias anuais acima de 8,0 m/s (a 50 m de altura) nas melhores áreas. Área 3, Serras Centrais: grande área elevada, situada a 700 m de altitude, possuindo características propícias para aproveitamentos eólicas com velocidades médias anuais em torno de 8,0 m/s (a 50 m de altura) nas melhores áreas.

Sítio de testes Recentemente, o CTGÁS-ER inaugurou seu Sítio de Testes, único do Brasil especializado na calibração de medidores de vazão de gás natural de alta pressão, com diâmetros de quatro a 12 polegadas, em condições operacionais muito próximas àquelas encontradas em campo no que tange à pressão, vazão e temperatura. Localizado no Km 140 do Gasoduto Nordestão, na zona rural do município de Macaíba (RN) a 40 km de Natal, o Sítio fica próximo à base operacional da Transpetro e ao ponto de entrega de gás natural da Potigás, companhia distribuidora de gás natural do estado do Rio Grande do Norte. O Sítio está preparado para realizar testes de longa duração em medidores, de forma a verificar seu desempenho relativo a características que possam variar em função do tempo. No local são realizados também estudos sobre novos conceitos e tecnologias de medição de gás natural.

Biocombustíveis Outro importante investimento da Petrobras, por meio da Petrobras Biocombustível, no setor de renováveis foi a adaptação da usina

experimental de biodiesel, localizada no Polo Industrial de Guamaré, para a produção comercial. Com investimentos da ordem de R$ 5,1 milhões, a unidade deve atingir no seu início de operação cerca de 20 milhões de litros de biodiesel. A unidade experimental sedia desde 2004 o desenvolvimento de tecnologias próprias para produção de biodiesel. Nela, as equipes do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes) testam diferentes processos e matérias-primas, como palma (dendê), mamona e girassol, com foco em inovações tecnológicas e para a melhoria dos processos e produtos. Após as obras de adaptação, a unidade poderá responder por quase toda a demanda do estado, algo da ordem de 22 milhões de litros por ano. “Enquanto o Cenpes segue com os projetos de pesquisa e de inovações tecnológicas que tanto contribuem para o aprimoramento do parque industrial da Petrobras Biocombustível, produziremos, na mesma planta, grande parte do biodiesel necessário para atender o estado”, disse o diretor de Biodiesel da Petrobras Biocombustível, Alberto Fontes. TN Petróleo 93

47


48

TN Petróleo 93

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Foto: TN Petróleo

retrospectiva 2013

2013 Indústria ganha alento com leilões


Apesar de o petróleo ter sido apontado pelo Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior como o principal fator de impacto sobre a balança comercial e queda das exportações brasileiras para parceiros tradicionais, muita coisa concretizada em 2013 estava, na realidade, prevista para o ano de 2012... Com destaque para a retomada das rodadas de licitação de blocos exploratórios de petróleo e gás no país, o ano foi marcado também por novo recorde de produção no pré-sal e a conquista da milésima patente da Petrobras pelo Cenpes, seu centro de pesquisas, ao completar 50 anos de atuação. Os movimentos de alta e baixa no mercado de ações do setor – como a derrocada do grupo de Eike Batista e a instabilidade do desempenho financeiro da Petrobras; juntamente com a alta no preço começa 2014 com cautela, esperando que se confirme a expectativa de negócios, especialmente no que diz respeito às licitações da Petrobras, previstas para o primeiro semestre do ano.

Foto: Agência Petrobras

por Maria Fernanda Romero

JANEIRO PETROBRAS LANÇA DIESEL S-10 PARA TODO O BRASIL – No primeiro dia do ano, a Petrobras lançou o Diesel S-10, com ultrabaixo teor de enxofre, para todo o Brasil. O novo combustível, que substitui integralmente o Diesel S-50, tem número de cetano (medida de qualidade de ignição) 48 contra 46 do Diesel S-50, com benefícios de melhor partida a frio, redução de fumaça branca, redução na formação de depósitos e aumento da vida útil do óleo lubrificante que podem ser facilmente percebidos pelos motoristas. A construção da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), no Complexo de

Suape, é parte dessa estratégia. Pelo menos 70% do processamento de petróleo da unidade serão dedicados à produção de diesel e o combustível estará alinhado à onda verde do mercado. NOVO GERENTE GERAL DA UO-ES TOMA POSSE – O engenheiro José Luiz Marcusso toma posse no dia 2 como gerente geral da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Espírito Santo. Ele substitui o geólogo Luiz Robério Silva Ramos, que estava à frente da Unidade desde junho de 2009. POÇO CARCARÁ CONFIRMA GRANDE POTENCIAL DO BLOCO BM-S-8 – A Petrobras concluiu a perfuração do poço 4-SPS-86B (4-BRSA-971-SPS), informalmente conhecido como Carcará, localizado no bloco BMS-8, em águas ultraprofundas, no pré-sal da Bacia de Santos. Este é o terceiro poço perfurado na área do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) do 1-BRSA-532A-SPS (Bem-te-vi). Ele está localizado a 232 km da costa e foi perfurado em profundidade d’água de 2.027 m.

A partir de 5.742 m de perfuração foi identificada uma expressiva coluna de, pelo menos, 471 m de óleo de ótima qualidade – 31° API e sem a presença de contaminantes como CO2 e H2S – com 402 m em reservatórios de excelentes características de porosidade e permeabilidade. OGX INICIA PRODUÇÃO DO TERCEIRO POÇO EM TUBARÃO AZUL – A empresa concluiu a conexão do terceiro poço produtor no Campo de Tubarão Azul, TBAZ-1HP, na Bacia de Campos, em 31 de dezembro de 2012, o qual se encontrava em processo de ajustes e limpeza. No dia 4, a companhia iniciou a produção efetiva. Antes do início da operação do poço, o FPSO OSX-1 estava produzindo em média 10,1 mil barris de óleo equivalente por dia, conectado a dois poços produtores, OGX-26HP e OGX-68HP. O poço TBAZ-1HP possui uma extensão horizontal de 1.200 m e está localizado a cerca de 3 km de distância dos dois primeiros poços produtores. NOVA DESCOBERTA NO PÓS-SAL DE MARLIM SUL – A TN Petróleo 93

49


retrospectiva 2013 Petrobras comunicou a descoberta de uma nova acumulação de petróleo em reservatório do pós-sal, em águas ultraprofundas da Bacia de Campos (RJ). A descoberta foi feita pelo poço 4-MLS-105D-RJS, informalmente conhecido como Mandarim, que está localizado no campo de Marlim Sul, a cerca de 126 km da costa do estado do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 1.874 m. PETROBRAS COMUNICA INDÍCIOS DE HIDROCARBONETOS EM TUPI SUL – A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulga em seu website que a Petrobras detectou a presença de hidrocarbonetos através da perfuração na região do cluster de Tupi, na Bacia de Santos, onde foram feitas as maiores descobertas do pré-sal até agora. A região em questão é denominada Tupi Sul. A descoberta, notificada à ANP foi no poço 4BRSA1047RJS, em lâmina d’água de 2.182 m. ROLLS ROYCE ADQUIRE A AMERICANA PKMJ – Companhia anunciou a compra da PKMJ Technical Services, empresa americana de engenharia voltada para o setor nuclear. Com essa aquisição, a empresa planeja ampliar suas operações nesse mercado, em fase de franca expansão por todo o mundo. SAPINHOÁ INICIA PRODUÇÃO COMERCIAL – Com a entrada em operação do navio-plataforma Cidade de São Paulo, foi iniciada a produção comercial do campo de Sapinhoá, localizado no bloco BM-S-9, no pré-sal da Bacia de Santos. O bloco BM-S-9 é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil Ltda (30%) e a Repsol Sinopec Brasil S/A (25%). GRUPO SKF ANUNCIA AQUISIÇÃO NA ÁREA NAVAL – Grupo anuncia acordo de intenção para a compra do grupo alemão Blohm + Voss Industries (BVI), da Star Capital Partners. A SKF pagou 80 milhões de euros por 100% do controle 50

TN Petróleo 93

Grandes números de 2013

2,2 milhões de bpd recorde de processamento nas refinarias da Petrobras. A carga foi refinada no dia 2 de novembro, e supera em 25 mil barris o recorde diário anterior, obtido em 29 e 30 de junho de 2013.

2,6 milhões de boe/d foi a maior produção registrada no país até então (junho).

412,0 mil boe/d foi a maior produção do pré-sal até novembro de 2013.

R$ 236,7 bilhões foi o valor atualizado do PNG 20132017 da Petrobras.

R$ 147,5 bilhões foi o valor alocado para a área de E&P no PNG 2013-2017 da Petrobras.

R$ 52,2 bilhões é o volume de investimentos em E&P no pré-sal previsto pelo PNG 2013-2017.

US$ 20 bilhões é o déficit total na conta petróleo. A redução de exportações de petróleo e derivados em 2013 foi de 28,4%. Já as importações aumentaram 16,3%, em relação a 2012. acionário da provedora de componentes navais. NAVIO RÔMULO ALMEIDA É ENTREGUE – O navio de produtos (foto) é a quarta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), da Transpetro, a iniciar as operações. O navio terá duas mulheres no comando: a autoridade máxima é a paraense Hildelene Lobato Bahia, a primeira comandante da Marinha Mercante Brasileira, ao lado da carioca Vanessa Santos Silva, a imediata (segundo posto na linha de comando). O navio tem 183 m

de comprimento, 32 m de largura e 43 m de altura. Foi construído no Estaleiro Mauá (RJ) e tem capacidade para transportar 56 milhões de litros de combustíveis. PETROBRAS CRIA PROGRAMA PARA APROVEITAMENTO DE GÁS NATURAL – Programa Onshore de Gás Natural (Pron-Gás) é voltado para a exploração, produção e monetização do gás natural das bacias sedimentares terrestres brasileiras, em reservatórios convencionais e não convencionais. O Pron-Gás tem como objetivo identificar o potencial de gás natural nas bacias sedimentares terrestres e avaliar os custos para o seu aproveitamento, segundo uma arquitetura energética que integra a geração termelétrica próxima às linhas de transmissão e a produção complementar de fertilizantes nitrogenados, para atendimento ao agronegócio brasileiro. TELEDYNE ÓLEO & GÁS INAUGURA CENTRO DE MONTAGEM E TESTES NO RIO – O empreendimento conta com uma câmara hiperbárica de 600 mm de diâmetro e 1.200 mm de profundidade com capacidade para testar até o equivalente a 3.000 m de profundidade (5.200 PSI). KAROON GAS DESCOBRE PETRÓLEO NO BRASIL – A descoberta fica localizada no poço Kangaroo-1, na Bacia de Santos. O poço foi perfurado em uma joint venture com a Pacific Columbia Rubiales Energy, e atingiu colunas de petróleo com um comprimento total de 25 m. INAUGURAÇÃO DE PARQUE EÓLICO EM SERGIPE – Complexo eólico de Barra dos Coqueiros tem 34,5 MW de potência instalada, gerados a partir de 23 turbinas eólicas, cada qual com potência de 1,5 MW. Sua operação comercial teve início em 1º de setembro de 2012 e recebeu investimento da ordem de R$ 125 milhões. Empreendimento é da Desenvix Energias Renováveis S/A, empresa controlada pelo Grupo Engevix,


2013: Indústria ganha alento com leilões

fevereiro PETROBRAS VOLTA A INVESTIR NA BOLÍVIA – Quase sete anos após a estatização de seus ativos pelo presidente Evo Morales, a Petrobras volta a investir na Bolívia. A estatal venceu licitação para explorar um campo de 1,1 milhão de hectares no Departamento de Santa Cruz, região que abriga as maiores reservas de gás natural do país.

BRASIL BATE NOVO RECORDE DE PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL – A produção de gás natural bateu novo recorde em dezembro de 2012, atingindo a marca de 76,2 milhões de m3 por dia, um aumento de 3,9% em relação ao mês anterior. O maior campo produtor de gás natural foi Manati, na bacia de Camamu (BA), responsável pela produção de 6,3 milhões de m3 diários. PETRA ENERGIA FAZ DESCOBERTA DE GÁS NATURAL EM MINAS – Empresa faz descoberta de gás natural (foto) em terra, no poço 1-PTRA-17-MG, no bloco SFT-121, na Bacia do São Francisco, em Minas Gerais. PETROBRAS RECEBE LICENÇA PARA INICIAR EXPLORAÇÃO NO LITORAL DO CE E RN – Os blocos autorizados (BM-POT-16 e BM-POT-17) estão localizados na chamada Bacia Potiguar, a cerca de 41,5 km da costa do município de Icapuí, no Ceará. PRODUÇÃO NO PRÉ-SAL ALCANÇA 300 MIL BPD – A produção de petróleo nos campos operados pela Petrobras na província do pré-sal nas bacias de Santos e Campos atingiu, no dia 20, a marca de 300 mil barris de petróleo por dia (bpd). Desse volume, 83% (249 mil barris de petróleo por dia), correspondem à parcela da Petrobras e o restante à das empresas parceiras da companhia. Essa produção foi alcançada através de oito plataformas. UFBA DESENVOLVE ROBÔ SOLDADOR – Desenvolvido pelo Laboratório de Caracterização de Metais (LCAM), da Universidade Federal do Pará (Ufpa), o RoboNav é um aparelho multifuncional de soldagem que será aplicado na indústria de construção naval. A ideia principal surgiu do engenheiro mecânico e coordenador geral do LCAM, prof. dr. Eduardo Magalhães Braga. O projeto engloba quatro áreas da engenharia: mecânica, elétrica, naval e química.

WÄRTSILÄ INAUGURA OFICINA EM NITERÓI – A unidade será a maior do tipo no estado e contará com laboratórios de automação e injeção, além de uma área dedicada a propulsores. As novas instalações substituem a atual oficina localizada em São Cristóvão, ampliando a capacidade de operação, incorporando novos serviços ao portfólio da empresa e trazendo vantagens logísticas. Localizada no bairro do Barreto, em Niterói (RJ), a unidade contará com 4.600 m2 de área construída. NOVA DESCOBERTA DE PETRÓLEO NA BACIA DE SANTOS – A Petrobras comprovou a ocorrência de óleo de boa qualidade (31º API) em águas ultraprofundas, no pré-sal da Bacia de Santos, durante a perfuração do poço 1-SPS-98 (1-BRSA-1063-SPS), informalmente conhecido como Sagitário. Este é o primeiro poço perfurado no bloco BM-S-50 e está situado a 194 km do litoral de São Paulo, em profundidade d’água de 1.871 m. CHEVRON E TRANSOCEAN SÃO LIBERADAS DE ACUSAÇÕES – Justiça brasileira retirou as acusações sobre as empresas referentes ao vazamento de petróleo ocorrido no campo de Frade, na Bacia de Campos, em 2011. Foto: AKer Solutions

Foto: Agência Petrobras

pela norueguesa SN Power e pela Funcef. PORTO DO RIO GRANDE RECEBE CASCO DA P-63 – A base da plataforma foi adaptada a partir do petroleiro BW Nisa. A embarcação foi modificada na China e recebeu no estaleiro Quip os módulos de produção da plataforma. A Wilson Sons Agência é a responsável pelo serviço de agenciamento marítimo para a embarcação. PRODUÇÃO DE PETRÓLEO TEM QUEDA DE 2,4% – A produção de petróleo foi de 2.054 milhões de barris por dia no primeiro mês do ano, uma redução de 7,9% na comparação com o mesmo mês do ano de 2012, e de 2,4% em relação a dezembro. A produção total de petróleo e gás natural no Brasil foi de aproximadamente 2.531 milhões barris de óleo equivalente por dia, sendo 2.054 milhões de barris diários de petróleo e 75,9 milhões de m3 de gás por dia. A plataforma com maior produção foi a P-56, localizada no campo de Marlim Sul, que produziu perto de 142,7 mil barris de óleo equivalente por dia.

março EXXON MOBIL ANUNCIA INVESTIMENTOS DE US$ 190 BI EM CINCO ANOS – A empresa quer mais que dobrar a exploração em mercados emergentes, como a Rússia. Só os projetos que já estão em desenvolvimento, a Exxon TN Petróleo 93

51


retrospectiva 2013

52

TN Petróleo 93

2013

ano de grandes comemorações

100 anos da Shell no Brasil 100 anos da Ebse 60 anos da Petrobras 60 anos da Queiroz Galvão 50 anos da Coppe 50 anos do Cenpes 25 anos do Grupo MPE 15 anos da ANP 15 anos da Forship ... e 15 anos da TN Petróleo dimento se localiza na planta de Sumaré (SP). Com investimentos de US$ 13 milhões, as instalações passaram de 5,6 mil m² para 10 mil m², permitindo a ampliação da expertise em P&D. O Centro Técnico para Clientes passou de 17 laboratórios de serviço técnico para 21, e o Laboratório de P&D ganhou três novas áreas, de pesquisa corporativa, de tecnologia de polímeros e de prototipagem em 3D. WÄRTSILÄ RUMO AO AÇU – LLX assina contrato com a Wärtsilä para a instalação de uma planta de montagem e produção de Grupos Geradores e Propulsores Azimutal no Superporto do Açu. A unidade, que ocupará uma área de 29.300 m² no canal do TX2 (terminal onshore), também irá oferecer soluções e serviços nas áreas de energia e propulsão marítima. O contrato terá a duração de 30 anos, renováveis por mais 30. LICENÇA DE INSTALAÇÃO PARA TERMINAL DE GNL NO AÇU – O Instituto Estadual do Ambiente (Inea) do Rio de Janeiro concede Licença-Prévia e de Instalação (LPI) à LLX, empresa de logística do grupo EBX, para a construção de um terminal de gás natural liquefeito (GNL) no Porto do Açu, no município de São João da Barra, no norte fluminense. AKER ASSINA CONTRATO DE LONGO PRAZO COM A PE-

TROBRAS – Contrato no valor de aproximadamente U$ 800 milhões abrange 60 conjuntos de árvores de natal submarinas verticais (foto), sistemas de controle submarinos, ferramentas e peças de reposição para fornecimento no período de 2014-2018.

Foto: Divulgação Shell

prevê um aumento de 1 milhão de barris de óleo equivalente em sua produtividade até 2017. O crescimento ao ano ficaria em cerca de 4%, diz a americana. São 28 grandes projetos de petróleo e gás previstos pela empresa nos próximos cinco anos. EBX E BP CRIAM EMPRESA DE DISTRIBUIÇÃO DE COMBUSTÍVEIS – MFX (Marine Fuels X) nasce com o objetivo de importar, exportar, vender e distribuir combustíveis marítimos, sob a marca da BP Marine. A companhia terá o seu controle compartilhado entre as duas empresas, e cada uma terá uma participação de 50%. O terminal da MFX ficará localizado no Superporto do Açu. BUNGE INAUGURA SUA PRIMEIRA FÁBRICA DE BIODIESEL NO BRASIL – Fábrica fica em Nova Mutum, no Mato Grosso. Com investimentos da ordem de R$ 60 milhões, a nova unidade produzirá cerca de 150 mil m³ de biodiesel por ano e atenderá a demanda crescente por esse combustível, sobretudo nas regiões Centro-Oeste, Sudeste e Norte do Brasil. CAMERON RECEBE PEDIDO DE US$ 600 MILHÕES DA PETROBRAS – Encomenda é para o fornecimento de 47 árvores de natal molhadas (ANM) e outros equipamentos subsea. A entrega dos equipamentos, que serão destinados à produção de petróleo no pré-sal e no pós-sal no Brasil, irá começar em 2014. HRT TEM CONCESSÕES DE DEZ BLOCOS NO SOLIMÕES PRORROGADAS – ANP estendeu para quatro anos o prazo de concessão de exploração de dez blocos onshore que a empresa opera no sul e leste da Bacia do Solimões, em parceria com a TNK-Brasil. A medida permite à HRT desenvolver sua campanha exploratória até março de 2017 numa área com mais de 27.000 km². 3M AMPLIA CENTRO DE PESQUISA NO BRASIL – Empreen-

abril SHELL INICIA OPERAÇÕES COM SONDA MAX SMITH – Sonda que chegou ao Brasil em meados de fevereiro (foto) realizará perfurações em três novos poços em Bijupirá, e um em Salema, na Bacia de Campos. A Max Smith, que é uma sonda semissubmersível, pode chegar a perfurar até 7.600 m de profundidade em lâminas d’água de até 2.100 m. Companhia comemorou em abril 100 anos de operação no país. PRODUÇÃO DA PETROBRAS NO BRASIL RECUA – A produção total de petróleo e gás natural da estatal no Brasil em fevereiro atingiu a média de 2 milhões 316 mil barris de óleo equivalente por dia (boed). Incluída a parcela operada pela empresa para seus parceiros, o volume total produzido foi de 2 milhões 414 mil boed, indicando um decréscimo de 1,7%, na comparação com janeiro. O volume total produzido pela Petrobras no Brasil, somado à produção da empresa no exterior, atingiu a média de 2 milhões 557 mil boed, apresentando uma redução de 2,1% em relação ao mês anterior. PRODUÇÃO DE GÁS NATURAL NO BRASIL CHEGA A 76,5 MMm³/d – A produção de petróleo


2013: Indústria ganha alento com leilões e gás natural no Brasil em fevereiro foi de cerca de 2.017 Mbbl/d (mil barris por dia) e 76,5 MMm³/d (milhões de m³ por dia), respectivamente, totalizando em torno de 2.499 Mboed (mil barris de óleo equivalente por dia). De acordo com dados ANP, houve redução de cerca de 8,5% na produção de petróleo se comparada com o mesmo mês em 2012, e 1,8% na produção de petróleo se comparada ao mês anterior. BRASIL E VENEZUELA AUMENTARÃO COMÉRCIO DE PETRÓLEO – Os governos do Brasil e da Venezuela decidiram aumentar o comércio de petróleo e derivados entre os dois países como forma de amenizar as diferenças na balança comercial e atender ao projeto de integração continental firmado na década passada pelos ex-presidentes Luiz Inácio Lula da Silva e Hugo Chávez. ANP AUTORIZA CHEVRON A RETOMAR PRODUÇÃO EM

FRADE – A empresa havia suspendido sua produção em março de 2012, depois de um vazamento de 3.700 litros de óleo no mar. RIO INAUGURA UNIDADE ESPECIALIZADA EM ÓLEO E GÁS – Fundação de Apoio à Escola Técnica (Faetec) inaugura em São Gonçalo, o Centro Vocacional Tecnológico (CVT) Colubandê, com capacidade para formar 1,7 mil alunos por ano no setor de petróleo e gás. BP FAZ DESCOBERTA DE PETRÓLEO EM ÁGUAS PROFUNDAS – O hidrocarboneto foi encontrado durante a primeira perfuração da companhia no bloco C-M-471, que faz parte da concessão do BM-C-34. O poço pioneiro é o 1-BP-8D-RJS, em lâmina d’água de 2.416,5 m. EISA LANÇA GRANELEIRO AO MAR – O Estaleiro Eisa lança ao mar o graneleiro Log-In Tucunaré. Este é o quarto navio de uma encomenda de sete em-

barcações que a Log-In tem com o estaleiro. Segundo a companhia, a operação movimentará 150 milhões de toneladas de minério de bauxita a granel no período. INACE BATE QUILHA DE NAVIO PARA A MARINHA – O Navio Hidroceanográfico Fluvial (NHoFlu) Rio Branco, foi construído pela Indústria Naval Cearense (Inace) e é o primeiro navio integralmente projetado pelo Centro de Projetos de Navios, da Marinha. A embarcação vai realizar levantamentos hidroceanográficos, coleta de dados ambientais, atualização contínua de cartas e publicações náuticas, além de poder atuar em apoio a órgãos governamentais na Defesa Civil, em ações de socorro e ações cívico-sociais. PRODUÇÃO DA PETROBRAS NO BRASIL AUMENTOU – A produção de petróleo da estatal no Brasil atingiu, em abril, a média

TN Petróleo 93

53


retrospectiva 2013

maio

Foto: Divulgação

de 1 milhão 924 mil barris por dia (bpd). Esse volume corresponde a um aumento de 4,2%, em relação a março. Incluída a parcela operada pela empresa para seus parceiros, a produção, no Brasil, foi de 1 milhão 982 mil bpd. A produção total, considerada a de petróleo mais gás natural, produzida pela empresa nos campos nacionais em abril foi de 2 milhões 316 mil barris de óleo equivalente por dia (boepd), com um acréscimo de 3% em relação ao mês anterior.

PETROBRAS ATINGE NOVO RECORDE DE PROCESSAMENTO EM SUAS REFINARIAS – A Petrobras atingiu novo recorde diário de processamento de petróleo em suas refinarias no Brasil. A carga refinada em 26 de maio foi de 2,170 milhões de barris. No dia 7 de abril, a empresa havia atingido a marca de 2,149 milhões de barris de petróleo processados. ANPEI ABRE ESCRITÓRIO DE REPRESENTAÇÃO NO RIO – A Associação Nacional de Pesquisa e Desenvolvimento das Empresas Inovadoras (Anpei) apresenta seu escritório regional no Rio de Janeiro. A representação está instalada no prédio da Rede de Tecnologia e Inovação do Rio de Janeiro (Redetec), no Centro da capital carioca. BRASILEIROS REFORÇAM PARTICIPAÇÃO NA OTC EM HOUSTON – Por mais um ano, a Offshore Technology Conference (OTC), realizada anualmente no Texas (EUA), reuniu empresas brasileiras 54

TN Petróleo 93

que mostraram seus produtos e serviços e apresentaram seus casos de sucesso no mercado internacional. Pelo 14º ano consecutivo, 47 empresas e entidades compuseram o Pavilhão e a Área Brasil. CONCLUÍDA A PERFURAÇÃO EM FLORIM, NO PRÉ-SAL DA BACIA DE SANTOS – A Petrobras concluiu a perfuração e o teste de formação do poço descobridor de petróleo na área da Cessão Onerosa denominada Florim, no pré-sal da Bacia de Santos. O poço 1-BRSA-1116-RJS (1-RJS-704), informalmente conhecido como Florim, está localizado em profundidade de 2.009 m, a uma distância de 206 km da costa do estado do Rio de Janeiro. ECONOMIA BRASILEIRA CRESCE 0,6% NO PRIMEIRO TRIMESTRE – O Produto Interno Bruto (PIB) cresceu 0,6% no primeiro trimestre de 2013, em relação ao último trimestre de 2012. A economia brasileira totalizou R$ 1,11 trilhão no primeiro trimestre do ano. PDVSA E CHEVRON ASSINAM ACORDO PARA ELEVAR PRODUÇÃO DE JOIN VENTURE – A americana Chevron assinou um acordo de empréstimo de US$ 2 bilhões para a Petróleos de Venezuela (PDVSA), com o objetivo de aumentar a produção na joint venture Petroboscan, no país sul-americano. AKER SOLUTIONS INAUGURA PEDRA FUNDAMENTAL DE NOVA PLANTA NO PARANÁ – Localizada na cidade de São José dos Pinhais, a planta entrará em operação em 2015, e substituirá a atual fábrica de equipamentos submarinos. A nova instalação terá perto de 1.200 funcionários e gerará cinco mil empregos entre os fornecedores. A planta será construída em um terreno de 168.220 m2. CAMPOS DO PRÉ-SAL BATEM NOVO RECORDE DIÁRIO DE PRODUÇÃO – Foram 322 mil e 100 barris de petróleo por dia (bpd), no dia 18 de maio. Esse

volume foi 11 mil barris por dia superior ao recorde anterior, alcançado em 17 de abril, quando a produção havia chegado a 311 mil e 500 bpd. A produção de petróleo (óleo, mais líquido de gás natural / LGN) de todos os campos da Petrobras no Brasil atingiu, em maio, a média de 1 milhão 892 mil barris por dia (bpd), volume 1,7% abaixo do produzido em abril (1 milhão 924 mil barris). MP DOS PORTOS É APROVADA – A Medida Provisória dos Portos abre caminho para privatizações e melhoria da infraestrutura (foto). Serão 159 áreas nos portos públicos. O texto prevê que os contratos de concessão assinados antes de 1993 poderão ser renovados por até dez anos. Já os que foram assinados depois de 1993 só serão renovados antecipadamente mediante o compromisso de novos investimentos. Os contratos futuros terão prazo de até 25 anos, podendo ser prorrogados por igual período. Nos terminais privados, a contratação de trabalhadores poderá ser feita pela CLT, sem a intermediação do órgão gestor de mão de obra, ligado aos portuários. Os terminais privados poderão movimentar livremente cargas de terceiros, o que abre a possibilidade de concorrência. A autorização de novos terminais privados será feita por chamada pública, e não licitação. As novas concessões dos portos públicos serão feitas pela menor tarifa, e não mais pelo maior preço pago pela outorga. 11ª RODADA ARRECADA R$ 2,8 BILHÕES – Leilão bateu recorde de arrecadação com o bônus de assinatura alcançando R$ 2,8 bilhões. O valor da 9ª rodada, o último recorde, tinha sido de R$ 2,1 bilhões. A rodada licitou as bacias de Parnaíba, Foz do Amazonas, Barreirinhas, Potiguar, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Ceará, Pernambuco-Paraíba, Sergipe-Alagoas, Tucano e Recôncavo. Para a ANP, o investimento esperado para os 142 blocos arrematados nos


2013: Indústria ganha alento com leilões parques eólicos estão localizados em áreas caracterizadas por altas fontes de ventos e um fator de carga de cerca de 45%, entre os mais altos do mundo. Quando entrarem em funcionamento, eles serão capazes de gerar até mais de 770 milhões de kWh por ano, evitando cerca de 350 toneladas de emissões de CO durante o período. Foto: TN Petróleo

próximos cinco anos deve ser de R$ 7 bilhões. GOVERNO REDUZ IMPOSTO DE DERIVADOS DE PETRÓLEO PARA FABRICAR PRODUTOS EXPORTADOS – O governo desonerou a importação de derivados de petróleo usados na fabricação de produtos a serem exportados. A medida beneficia a fabricação de mercadorias a partir de materiais plásticos e químicos. MPX COMPRA 50% DE QUATRO NOVOS BLOCOS DA OGX NA BACIA DO PARNAÍBA – Os blocos são PN-T-168, PN-T-153, PN-T-113 e PN-T-114 e foram adquiridos pela petroleira na 11ª Rodada de Licitações. ENEL GREEN INICIA A CONSTRUÇÃO DE TRÊS PARQUES EÓLICOS NO BRASIL – A Enel Green Power (EGP) iniciou a construção de três novos parques eólicos – “Curva dos Ventos”, “Fontes dos Ventos” e “Modelo” – nos estados da Bahia, Pernambuco e Rio Grande do Norte. Os novos

junho TENARIS FECHA NOVO CONTRATO COM A PETROBRAS – Companhia assinou um novo con-

trato para fornecimento de tubos de revestimento para poços offshore para os projetos de exploração e desenvolvimento da Petrobras. Entre outros itens, o contrato de cinco anos contempla principalmente tubos de 9 5/8’’ com conexões premium TenarisHydril Blue®. PETROBRAS APROVA PROJETOS EM CAMPOS MADUROS NO RECÔNCAVO BAIANO – A Diretoria Executiva da Petrobras aprova três grandes projetos de investimento na Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bahia. Os projetos preveem, além da ampliação de instalações da companhia na região, a perfuração de 26 novos poços de produção e 227 intervenções em poços já existentes, com o objetivo de aumentar o fator de recuperação de petróleo em campos maduros da área (foto). BRASIL OFFSHORE 2013 ENCERRA COM RECORDES – O

The Premier Global LNG Gathering in the Americas PRODUCED BY

FROM THE ORGANISERS OF

PREVIOUS SPONSORS AND SUPPORTERS HAVE INCLUDED:

To secure your participation, contact Tyler Forbes on: lngamericas@thecwcgroup.com

+44 20 7978 0061

TN Petróleo 93

www.cwclng.com/americas

55


retrospectiva 2013

56

TN Petróleo 93

dá início à produção comercial da área de Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos. A plataforma Cidade de Paraty é uma unidade do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo). ANP VENDE MAIS DE 500 MIL LITROS DE BIODIESEL – O 31º Leilão de Biodiesel da ANP vendeu 515,4 milhões de litros de biodiesel, sendo 99,5% deste volume oriundos de produtores detentores do selo Combustível Social. O preço médio foi de R$ 1,938/L e o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 1,025 bilhão, refletindo num deságio médio de 19,8% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,415/L). PETROBRAS AUMENTA PRODUÇÃO E INVESTE NO DIESEL S-10 – O diesel S10 com menor teor de enxofre é uma das apostas da Petrobras para alcançar as reduções esperadas nos níveis de emissões atmosféricas. C&C TECHNOLOGIES COMEMORA 100 MIL KM DE DADOS COLETADOS PARA A PETROBRAS – A americana especializada em serviços de monitoramento ambiental, comemora a marca de 100 mil km de dados geofísicos coletados para a Petrobras em águas profundas brasileiras com o submarino AUV (Autonomous Underwater Vehicle – veículo autônomo submersível), não tripulado, desenvolvido para dar suporte à exploração de óleo e gás em águas profundas. HALLIBURTON INAUGURA CENTRO DE TECNOLOGIA NO RIO – Empresa abre novo Centro de Tecnologia localizado no Parque Tecnológico da UFRJ, na Ilha da Cidade Universitária (RJ). P-63 SAI DE ESTALEIRO EM RIO GRANDE – O navio-plataforma P-63 saiu do Canteiro Quip/Honório Bicalho, localizado na cidade

de Rio Grande (RS), após serem concluídos os serviços de integração dos módulos e comissionamento da plataforma. Com capacidade para processar 140 mil barris/dia de óleo e comprimir 1 milhão de m3/dia de gás, a unidade irá para o campo de Papa-Terra, no pós-sal da Bacia de Campos, operado pela Petrobras (62,5%) em parceria com a Chevron (37,5%). Foto: Agência Petrobras

evento, terceiro maior do mundo no setor reuniu 51 mil visitantes e mais de mil marcas expositoras em Macaé (RJ). PETROBRAS COMPRA FÁBRICA DE FERTILIZANTES DA VALE NO PARANÁ – Estatal oficializou a compra da fábrica de fertilizantes Araucária Nitrogenados, da Vale, por R$ 234 milhões. Localizada na cidade de Araucária (PR), a fábrica é vizinha da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), que lhe fornece matéria-prima. Com a aquisição da Fafen/Paraná, a empresa reforça a área de negócio em fertilizantes, em alinhamento com o seu Plano de Negócios e Gestão 2013-2017. FPSO OSX-3 É BATIZADO EM CINGAPURA – O FPSO foi convertido no estaleiro Jurong, com contrato de Engenharia, Suprimento, Construção e Instalação (EPCI) firmado com a Modec. Com 370 m de comprimento, 57 m de largura e 31 m de profundidade, o FPSO OSX-3 é composto por 16 módulos e tem capacidade para processar 100.000 barris de óleo e armazenar até 1,3 milhão de barris. O navio será fretado para a OGX, companhia de Exploração e Produção de óleo e gás do Grupo EBX, e tripulado pela equipe da OSX Serviços. O destino do FPSO OSX-3 será o campo de Tubarão Martelo, localizado em águas rasas da Bacia de Campos. HRT INICIA PERFURAÇÃO NO POÇO MORUMBE, NA NAMÍBIA – Empresa deu início à perfuração do poço Murombe-1 (2212/06-1), o segundo poço offshore de sua campanha exploratória. Esse poço faz parte do Prospecto Murombe, que está localizado no Petroleum Exploration License 23 (“PEL 23”), na Bacia de Walvis, no offshore da República da Namíbia. PETROBRAS INICIA PRODUÇÃO EM LULA NORDESTE – O navio-plataforma Cidade de Paraty

julho PETROBRAS ATINGE NOVO RECORDE DE PROCESSAMENTO – Estatal chega a 2,2 milhões de barris/dia de petróleo em suas refinarias, volume 30 mil barris superior ao recorde diário anterior, atingido em maio de 2013 (foto). FINEP LANÇA EDITAL DE R$ 640 MILHÕES PARA PARQUES TECNOLÓGICOS – Objetivo é elevar a competitividade da economia brasileira. O edital destina-se a parques tecnológicos em operação e em estágio de implantação. VALLOUREC INAUGURA CENTRO DE PESQUISA NO PARQUE TECNOLÓGICO DO RIO – Foco é o desenvolvimento de tecnologias para o pré-sal, principalmente para conexões e tubulações. A estrutura da companhia está distribuída em uma área de 3.900 m², onde será possível, também, a atuação colaborativa entre empresa e academia. Este é o segundo centro da Vallourec voltado para P&D no país, o outro está localizado em Belo Horizonte (MG). FMC TECHNOLOGIES FORNECERÁ SISTEMAS DE BOMBEIO


2013: Indústria ganha alento com leilões de elevação que é um componente de rotativa de perfuração) de 1.600 HP. SHELL APROVA FASE 3 DO PROJETO PARQUE DAS CONCHAS (BC-10) – Companhia aprova também a perfuração de novos poços nos campos de Bijupirá & Salema para incrementar sua produção local. PRODUÇÃO DE PETRÓLEO CAI 6% EM RELAÇÃO A JUNHO – A produção de petróleo no Brasil no mês de julho foi de cerca de 1,974 milhão de barris por dia e a de gás natural 78,5 milhões diários de m3, totalizando 2,468 milhões de barris de óleo equivalente por dia. A produção de gás natural aumentou 10,6 % em relação a julho de 2012 e a de petróleo teve queda de 2,4% em relação ao mesmo mês. Houve redução de 6% na produção de petróleo e de 1,9% na de gás natural em relação a junho deste ano, causada principalmente pela parada programada da Plataforma P-40, no campo de Marlim Sul, por cerca de 15 dias. Foto: Agência Petrobras

PARA O PARQUE DAS BALEIAS – Contrato com a Petrobras, de valor estimado de US$ 40 milhões, é para o fornecimento de três sistemas de bombeio para o desenvolvimento do Parque das Baleias, na Bacia de Campos, localizada no Espírito Santo. Além disso, o contrato inclui um módulo sobressalente, ferramentas associadas e sistema de teste de integração (SIT). Os sistemas serão projetados e fabricados no Brasil e o SIT, incluindo o teste da bomba, será executado no Centro de Tecnologia, no Rio de Janeiro. MCTI E MARINHA OFICIALIZAM INSTITUTO DE ESTUDOS DO MAR – Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação (MCTI) e a Marinha do Brasil anunciam a aquisição do navio de pesquisas hidroceanográfico que vai ampliar a presença da ciência brasileira no Atlântico Sul e Tropical. PETROBRAS CONCLUI PERFURAÇÃO DO QUARTO POÇO NA ÁREA DE IARA – Poço fica no bloco BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos, e está localizado a 226 km da costa do Rio de Janeiro, a cerca de 6 km a oeste do poço descobridor, em profundidade de água de 2.197 m. QGOG INICIA PERFURAÇÃO ONSHORE PARA A SHELL NA BACIA DO SÃO FRANCISCO – A sonda convencional terrestre QG-I, operada pela Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG), iniciou as perfurações para a Shell, na Bacia do Rio São Francisco (MG). O contrato entre as duas empresas para este trabalho termina em novembro de 2013. A QG-I tem capacidade de perfuração de até 16.500 pés e está equipada com alta tecnologia, incluindo drawworks (mecanismo

agosto COPPE INAUGURA ESTAÇÃO DE REÚSO DE ÁGUAS – Estação permitirá eliminar dos efluentes todos os contaminantes. Localizada em uma área anexa ao comple-

xo de laboratórios do Programa de Engenharia Química da Coppe, na Cidade Universitária, a estação modelo é composta por cinco unidades de processamento, acoplando de modo flexível diversas tecnologias. BRASIL GANHA MAIOR CENTRO DE EXCELÊNCIA EM GÁS NATURAL DA AMÉRICA LATINA – Objetivo é otimizar o processamento do gás do pré-sal. O Centro de Excelência em Gás Natural (CEGN) funcionará em uma área de 2.200 m2, em um prédio localizado no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio do Janeiro (UFRJ), na Cidade Universitária. DECRETO CRIA A EMPRESA PRÉ-SAL PETRÓLEO (PPSA) – A companhia tem como objetivo as gestões dos contratos de partilha de produção celebrados pelo MME e para a comercialização de petróleo, gás natural e outros hidrocarbonetos fluidos da União. A PPSA terá capital social inicial de R$ 50 milhões, com integralização de 30% em pecúnia pela União, está organizada sob a forma de sociedade anônima de capital fechado e é vinculada ao Ministério de Minas e Energia. PETROBRAS ASSINA 13 DOS 34 CONTRATOS DA 11ª RODADA – A estatal foi a empresa que mais arrematou áreas na rodada. Na ocasião da assinatura, ela também pagou sua parcela no valor de R$ 537,913 milhões pelo total de suas participações. O total investido pela petroleira e parceiros foi de R$ 1,4 bilhão. Em área terrestre, a estatal brasileira investiu, prioritariamente, na Bacia do Parnaíba, buscando acumulações de gás.

TN Petróleo 93

57


retrospectiva 2013

setembro CBO ARPOADOR É ENTREGUE – O Estaleiro Aliança realiza o batismo e entrega à Companhia Brasileira de Offshore (CBO) do navio CBO Arpoador. (foto) O navio de apoio marítimo é do tipo PSV 4.500 (Platform Supply Vessel), para suprimento a plataformas de produção de petróleo em alto-mar. Este é o 20º navio da frota da CBO, formada por navios tecnologicamente sofisticados, e irá operar para a Petrobras. SBM OFFSHORE ENTREGA FPSO OSX-2 – Com um peso de 58

TN Petróleo 93

10 mil toneladas e capacidade para processar 100 mil barris de petróleo por dia, a unidade foi construída em 27 meses. STATOIL ANUNCIA INVESTIMENTO DE R$ 15 MILHÕES EM P&D – Empresa fecha parceria com o Programa Ciência Sem Fronteiras, que busca promover a internacionalização da ciência e tecnologia, da inovação e da competitividade brasileira por meio de intercâmbio internacional nas áreas de petróleo e gás. DILMA SANCIONA LEI QUE DESTINA ROYALTIES DO PETRÓLEO PARA SAÚDE E EDUCAÇÃO – 75% vão para a educação e 25% para a saúde. Pelo texto, a aplicação de 50% dos recursos do Fundo Social vão para saúde e para educação, até que se cumpra a meta de ampliação de 10% do Produto Interno Bruto (PIB) em educação. Pelo projeto, a expectativa é de que, em até 15 anos, os rendimentos obtidos pelo fundo sejam suficientes para cumprir as metas do Plano Nacional de Educação e da saúde. MPX ALTERA NOME PARA A ENEVA – A mudança do nome reflete a nova fase da Eneva, que desde maio tem seu controle compartilhado entre a E.ON e Eike Batista, conforme acordo de acionistas vigente. RNEST ESTÁ 80% CONCLUÍDA – Afirmação foi feita pela a presidente da Petrobras, Graça Foster. Entrega da Refinaria do Nordeste está marcada para novembro de 2014. CGG E BAKER HUGHES REALINHAM JOIN VENTURE – Empresas realinham o foco da antiga joint venture VSFusion – iniciada em 2003 para fornecer serviços de sísmica de poço. Agora chamada de Magnitude, a joint venture fortalece as capacidades das duas empresas em ativos de recursos não convencionais e outros mercados emergentes. PETROBRAS ANUNCIA QUE VAI ANTECIPAR CONCLUSÃO DA P-62 – Estatal informa que antecipará de fevereiro de 2014 para o fim deste ano a conclusão da plataforma P-62. A unidade faz parte do módulo

4 de produção do campo de Roncador, na Bacia de Campos. PETROBRAS FARÁ NOVOS INVESTIMENTOS NO CAMPO DE ESPADA – Com concessão até o ano de 2025 no campo marítimo de Espada, no litoral de Paracuru, a Petrobras deverá perfurar oito poços na região e ainda construir uma nova plataforma de petróleo na localidade, para dar conta da ampliação da produção. RIO PIPELINE REÚNE COMUNIDADE DE DUTOS – Participaram da conferência cerca de 950 pessoas. Ao todo, passaram pelos 150 estandes das empresas expositoras mais de 2.200 pessoas. Os desafios técnicos e legais para escoamento da produção dos novos campos de óleo e gás, atendimento à regulação da atividade dutoviária em diferentes países, inovação tecnológica, resposta a emergências em dutos e terminais, entre outros, foram destaque no evento. TECPETROL ASSINA ACORDO COM A GEOPARK PARA EXPLORAR PETRÓLEO NO BRASIL – A Tecpetrol, braço de exploração e produção de petróleo do grupo ítalo-argentino Techint, acerta parceria com a GeoPark, companhia latino-americana com ações negociadas na bolsa de Londres, para buscar oportunidades nas Bacias do Parnaíba, São Francisco, Recôncavo, Potiguar e Sergipe-Alagoas.

Foto: TN Petróleo

Foto: Divulgação CBO

RECORDE MENSAL DE PROCESSAMENTO DE PETRÓLEO – Refinarias da Petrobras processam carga média de 2,139 milhões de bpd. Este é o terceiro recorde mensal de processamento de petróleo atingido em 2013. 32º LEILÃO DE BIODIESEL TEM 524,8 MILHÕES COMERCIALIZADOS – Deságio médio foi de 26,1%. A apresentação das ofertas de biodiesel (foto) ocorreu em um único dia com 40 produtores disponibilizando um volume total de 770,2 milhões de litros. PRODUÇÃO MUNDIAL DE PETRÓLEO CRESCE – Com um aumento de 1,9 milhão de barris por dia, a produção mundial de petróleo cresceu 2,2% em 2012. Segundo o último relatório estatístico anual da BP, referência global do setor de energia, o país que lidera a produção mundial do óleo é a Arábia Saudita, com 13,3% de participação. O Brasil ocupa a 13ª posição do ranking, com 2,7% da extração global.

outubro PETROBRAS COMUNICA INDÍCIOS DE HIDROCARBONETOS NO BLOCO BM-S-24 – Área está localizada no prospecto de Júpi-


2013: Indústria ganha alento com leilões ter, situado no pré-sal da Bacia de Santos. O poço perfurado foi o 3BRSA1183RJS, em lâmina d’água de 2.251 m. SHELL INICIA PRODUÇÃO NA FASE 2 DO PARQUE DAS CONCHAS – No seu pico, Fase 2 deverá produzir 35 mil boed. Em 2009, quando foi iniciada a produção no Parque das Conchas, os campos de Abalone e Ostra foram conectados ao FPSO, juntamente com o reservatório Argonauta B-Oeste (localizado no campo de Argonauta). BNDES VAI OFERECER FINANCIMENTO EM 20 ANOS AO SETOR PORTUÁRIO – Banco oferecerá linhas de crédito de longo prazo e favorecerá as emissões de títulos de dívida do setor. Carência será de três anos. EPE E MME LANÇAM ESTUDO QUE MAPEIA ÁREAS DE EXPLORAÇÃO DE PETRÓLEO – O estudo de Zoneamento Nacional de Recursos de Óleo e Gás será uma base de dados georreferenciada que mapeia zonas de importância relativa ao desenvolvimento econômico do setor de petróleo e gás no país. FOSTER REAFIRMA LICITAÇÕES PARA PREMIUM II EM ABRIL DE 2014 – Presidente da Petrobras informa que as obras da refinaria no Ceará começam no mesmo ano. 33º LEILÃO DE BIODIESEL DA ANP TEM 521 MILHÕES DE LITROS ARREMATADOS – 96,9% deste volume oriundos de produtores detentores do selo Combustível Social. Segundo a ANP, o preço médio foi de R$ 1,941,40/L, sem considerar a margem Petrobras, e

o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 1,012 bilhões, refletindo num deságio médio de 19,84% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,421/L). PETROBRAS VENDE PARTICIPAÇÃO EM BLOCOS NO URUGUAI – Venda foi de US$ 17 milhões para a Shell. A operação representa mais um passo no Programa de Desinvestimentos da Petrobras (Prodesin), previsto no Plano de Negócios e Gestão 2013-2017, que também incluiu recentemente a venda de ativos na Argentina e Colômbia. P-55 DEIXA RIO GRANDE RUMO À BACIA DE CAMPOS – Unidade integra o Módulo 3 do Campo de Roncador. Com capacidade para produzir 180 mil barris de petróleo e tratar 4 milhões de m3 de gás por dia, a P-55 é uma das maiores semissubmersíveis do mundo e a maior construída no Brasil. WALDYR BARROSO TOMA POSSE COMO DIRETOR DA ANP – Ele é o segundo servidor concursado da ANP a integrar a diretoria da agência reguladora. INDIANA COMPRA FATIA DE 12% NO BLOCO BC-10 – Estatal indiana Oil and Natural Gas Corporation (ONGC Videsh) acerta a compra de participação de 12% no bloco BC-10 da Bacia de Campos, nomeado como Parque das Conchas, que pertencia à Petrobras. A empresa paga US$ 529 milhões à brasileira. PETROBRAS CONCLUI TERCEIRO POÇO EM JÚPITER – O poço 3-BRSA-1183-RJS (3-RJS713), informalmente conhecido como Bracuhy, fica localizado

no bloco BM-S-24, no pré-sal da Bacia de Santos. OTC BRASIL 2013 TEVE MAIS DE 15 MIL VISITANTES – A segunda edição do evento no Brasil (foto) reuniu cerca de 400 expositores e 1.900 congressistas. No Programa Profissional do Futuro foram reunidos 1.300 estudantes. O evento teve a apresentação de 250 trabalhos técnicos. Esse foi o primeiro ano de participação do IBP após a parceria firmada com a OTC em 2012. ANP REALIZA 1º LEILÃO DO PRÉ-SAL – O consórcio formado pelas empresas Petrobras (10%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%) foi o único a apresentar proposta para a área. Onze empresas se inscreveram para participar da disputa. A área licitada, o prospecto de Libra, tem uma reserva de petróleo recuperável estimada entre 8 e 12 bilhões de barris. OCEAN RIG MYLOS CHEGA AO BLOCO BM-C-33 – O navio-sonda de sétima geração Ocean Rig Mylos, construído no estaleiro Samsung Heavy Industries, na Coreia do Sul, deixou o litoral de Niterói e partiu rumo ao bloco BM-C-33, onde a Repsol Sinopec Brasil fez as descobertas de Seat, Gávea e Pão de Açúcar. Juntos, os três prospectos representam a maior descoberta feita até o momento no pré-sal da Bacia de Campos, com estimativas in place de mais de 700 milhões de óleo e mais de 3 trilhões de pés cúbicos de gás. AÇÕES DA OGX CAEM 30% Os negócios com os papéis da companhia petrolífera controlada pelo multimilionário Eike Batista

RefRatáRios & isolamentos téRmicos

www.baritech.com.br

TN Petróleo 93

59


retrospectiva 2013

Foto: Locar

foram suspensos temporariamente desde a abertura até a divulgação do comunicado em que a empresa confirmou que tinha solicitado sua Recuperação Judicial.

novembro DISCOVERY CAPITAL MANAGEMENT ADQUIRE AÇÕES DA HRT – Empresa leva 11,4015% do total de ações ordinárias da HRT, atingindo o total de 33.915.697 ações. PREÇO DO BIODIESEL É O MENOR DESDE O INÍCIO DA MISTURA OBRIGATÓRIA – O preço médio do biodiesel nos seis leilões realizados no ano passado pela ANP ficou em R$ 2,08 por litro, queda de 12,7% em relação ao preço nominal médio de 2012. O valor é também o menor desde a implantação da mistura compulsória no Brasil, em 2008. P-63 INICIA PRODUÇÃO NO CAMPO DE PAPA TERRA – A unidade do tipo FPSO (unidade flutuante que produz, armazena e transfere petróleo) foi conectada ao poço PPT-12, e está instalada em lâmina d’água de 1.200 m. Com capacidade para processar, diariamente, 140 mil barris de óleo e 1 milhão de m³ de gás, além de injetar 340 mil barris de água, essa plataforma compõe o primeiro sistema de produção de Papa-Terra. DIRETORIA DA PPSA TOMA POSSE – A empresa representará os interesses da União na exploração de campos sob o regime de partilha e buscará maximizar a produção, onde seria possível 60

TN Petróleo 93

antecipar o início da produção do petróleo do pré-sal, prevista para algo entre 2018 e 2019. Oswaldo Pedrosa Júnior foi nomeado diretor-presidente da companhia. PETROBRAS CONCLUI PERFURAÇÃO DO QUINTO POÇO DE IARA – O poço 3-RJS-715D (3-BRSA-1181D-RJS), informalmente conhecido como Iara Alto Ângulo, está localizado a 225 km da costa do Rio de Janeiro, em profundidade de água de 2.128 m. A área está situada no bloco BM-S-11, no pré-sal da Bacia de Santos. PORTO DE SUAPE FAZ SUA PRIMEIRA OPERAÇÃO COM CARGA DE PETRÓLEO – O porto se prepara para atender às necessidades da Refinaria Abreu e Lima, que deve iniciar suas atividades em 2014. O navio-tanque Aliakmon, operado pela Petrobras, atracou no Pier de Graneis Líquidos (PGL) 3B com uma carga de 13,5 mil toneladas de petróleo cru, proveniente de Xaréu, no Ceará. O material foi descarregado em outra embarcação, o navio-tanque Norient Scorpius. PETROBRAS ANUNCIA QUE VAI LICITAR 11 PLATAFORMAS EM 2014 – Os processos começarão no mês de março. Afirmação é da presidente da estatal. IBP COMPLETA 56 ANOS – Entidade oficializa a data 21 de novembro como o dia da indústria do petróleo e comemora nova fase (não só de novas instalações e gestão, mas prestes a lançar seu primeiro planejamento estratégico). PETROBRAS CONFIRMA ÓLEO DE BOA QUALIDADE DA CESSÃO ONEROSA – Empresa informa que concluiu a perfuração de mais um poço na área de Franco, umas das áreas previstas no contrato de Cessão Onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos. Denominado 3-BRSA-1184-RJS (3RJS-723), informalmente conhecido como Franco Leste, o poço está

situado em profundidade de água de 2.011 m, a cerca de 200 km da cidade do Rio de Janeiro e a 7,5 km a sudeste do poço descobridor 2-ANP-1-RJS (Franco). CENPES NOMEIA NOVO GERENTE EXECUTIVO – Centro de pesquisas passa a contar com a gerência do engenheiro de petróleo André Lima Cordeiro. Após um ano e meio na gerência executiva do Cenpes, Marcos Assayag, deixa o cargo para assumir a gerência executiva de Programas de Gestão de Investimentos em Sondas e Unidades Estacionárias de Produção do E&P (E&P-PGSU). GDF SUEZ ENTRA NO SETOR DE EXPLORAÇÃO DE GÁS NO BRASIL – Empresa adquiriu participação em dois blocos na Bacia do Parnaíba com a Vale S/A. 12ª RODADA ARRECADA R$ 165 MILHÕES – Focada em áreas de gás natural em terra, pela primeira vez um leilão ofertou oportunidades de exploração de gás não convencional. Foram ofertados 240 blocos exploratórios terrestres em 12 estados, totalizando 168.348,42 km². As maiores disputas foram nas bacias do Paraná e do Recôncavo. PRIMEIRA BALSA BRASILEIRA DE LANÇAMENTO DE DUTOS É BATIZADA – Desenvolvido pela Locar, a Locar Pipe (foto) é a única com capacidade para atuar no lançamento de dutos em águas rasas, com profundidade de até 100 m. Com um investimento de R$ 140 milhões de dólares, a nova embarcação vai servir o mercado de óleo e gás e já está sendo negociado o primeiro contrato para 2014. CAMPO DE FRANCO PODE SUPERAR O DE LIBRA – Afirmação é da diretora da ANP, Magda Magda Chambriard. Franco integra o contrato de cessão onerosa do pré-sal. ANP APROVA PLANO DE DESENVOLVIMENTO DO CAMPO DE GAVIÃO REAL – Situado na Bacia do Parnaíba (MA), o ativo é


2013: Indústria ganha alento com leilões

Foto: Agência Petrobras

um dos principais de produção de gás do país e pertence à Parnaíba Gás Natural (ex-OGX Maranhão), que tem 70% de participação, e à petroleira brasileira Petra Energia, com uma parcela de 30% que foi colocada à venda em 2013. PRODUÇÃO DE ÓLEO E GÁS CRESCE – A produção total de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil, em novembro, foi de 2 milhões 342 mil barris de óleo equivalente por dia (boed), 1,2% acima dos 2 milhões 315 mil boed extraídos no mês anterior.

dezembro IBAMA AUTORIZA OBRAS DO GASODUTO BRASIL CENTRAL – Gasoduto vai transportar gás natural (foto) a partir da Estação de Compressão (Ecomp) de São Carlos (SP) até o Ponto de Entrega do Recanto das Emas (DF). P-58 DEIXA PORTO DO RIO GRANDE – Plataforma segue em direção ao Campo da Baleia Azul, a 78 km da costa do Espírito Santo. SHELL LANÇA AO MAR O CASCO DA MAIOR INSTALAÇÃO FLUTUANTE DO MUNDO – Prelude FLNG está em construção na Coreia do Sul. Embarcação será a maior instalação flutuante já construída e irá desbloquear novas fontes de energia offshore, produzindo anualmente cerca de 3,6 milhões de toneladas de gás natural liquefeito (GNL) para atender à crescente demanda por energia. PETROBRAS CONCLUI OBRAS DA P-62 – Do tipo FPSO, a P-62 tem capacidade diária para produ-

zir 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m3de gás, injetar 42 mil m3 de água, e atuará no campo de Roncador, no pós-sal da Bacia de Campos. A plataforma será instalada em profundidade de água de 1.600 m, a 125 km da costa, dando inicio à produção no primeiro trimestre de 2014. TRANSPETRO E VARD PROMAR LANÇAM NAVIO OSCAR NIEMEYER – Embarcação é o primeiro gaseiro construído pela indústria naval do Rio e o primeiro de uma encomenda de oito navios gaseiros realizada por meio do Promef. OGX INICIA PRODUÇÃO DO SEGUNDO POÇO TUBARÃO MARTELO – Poço OGX-44HP está localizado nos blocos BM-C-39 e BM-C-40, na Bacia de Campos. USINA SOLAR DA ITAIPAVA ARENA PERNAMBUCO É INAUGURADA – Usina São Lourenço da Mata será o primeiro sistema de geração de energia solar fotovoltaico a entrar em operação no estado. A unidade será responsável por até 30% da energia consumida pelo estádio que sediará a Copa do Mundo 2014. O investimento de R$ 10 milhões é resultado da parceria entre o Grupo Neoenergia, por meio da Companhia Energética de Pernambuco (Celpe), e a Odebrecht. LLX MUDA PARA PRUMO LOGÍSTICA – Nome marca a nova fase da empresa, que desde outubro de 2013 é controlada pelo Grupo EIG. 34º LEILÃO DE BIODIESEL DA ANP ARREMATA 485,6 MILHÕES DE LITROS – O preço médio foi de R$ 2,060,45/L, sem considerar a margem Petrobras, e o valor total negociado atingiu o patamar de R$ 1,015 bilhão, refletindo num deságio médio de 12,83% quando comparado com o preço máximo de referência médio (R$ 2,363/L). Com o total comercializado, verifica-se que o mercado de óleo diesel prevê uma comercialização de cerca de 9,7 bilhões de litros de B5 para o primeiro bimestre de 2014.

2º LEILÃO DE ENERGIA A-5 CONTRATA 3,5 MIL MW ATRAVÉS DE 119 USINAS – Do total de projetos contratados, a grande maioria (97 empreendimentos) é de parques eólicos. Foram negociadas ainda 16 pequenas centrais hidrelétricas, cinco termelétricas a biomassa (bagaço de cana e cavaco de madeira), além da hidrelétrica de São Manoel (700 MW). UFRGS E SHELL INAUGURAM MAIOR TANQUE ESTATIGRÁFICO DA AMÉRICA LATINA – Verba de R$ 3,4 milhões do programa de P&D da companhia anglo-holandesa foi utilizada para construção do laboratório na universidade e para desenvolver pesquisas de modelagem. BG FIRMA PARCERIA COM UFRJ PARA CRIAÇÃO DE LABORATÓRIO DE RECUPERAÇÃO AVANÇADA DE PETRÓLEO – Entre os objetivos da iniciativa, que tem investimento de cerca de R$ 35 milhões da companhia de óleo e gás, está o desenvolvimento e instalação de equipamentos de ponta na UFRJ e a formação de pesquisadores por meio do BG Brasil Fellowship Programme, que oferece bolsas de estudos internacionais complementares ao programa do governo federal Ciência sem Fronteiras. GOVERNO DO RIO E ONIP VÃO ESTUDAR GERAÇÃO DE ENERGIA SUBMARINA PARA O PRÉ-SAL – Com investimentos de R$ 1 milhão provenientes de subsídios dados à Usina Térmica da Petrobras, o estudo pretende vencer um dos principais desafios tecnológicos atuais. ITAIPU BATE NOVO RECORDE MUNDIAL DE GERAÇÃO DE ENERGIA ELÉTRICA – A binacional bateu, pelo segundo ano consecutivo, seu próprio recorde de geração – a ultrapassagem dos 98.287.128 megawatts-hora. Esta é a primeira vez na história, em 29 anos de operação, que a usina bate o recorde de produção de energia elétrica dois anos seguidos. TN Petróleo 93

61


retrospectiva 2013

Plataformas

a todo vapor em 2013

Foto: Agência Petrobras

Só em 2013, nove plataformas, com capacidade de produção somada de 1 milhão de bpd, foram entregues à Petrobras - primeira vez na história da estatal. Em 2012 foi uma unidade, e no ano de 2011, uma unidade. Dos US$ 230 bilhões de dólares de investimentos previstos pela empresa para o período de 2013-2018, US$ 120 bilhões serão destinados ao estado do Rio de Janeiro. A Petrobras tem contratadas 28 sondas de perfuração marítimas para águas ultra-profundas. Esses equipamentos estão sendo, pela primeira vez, construídos no Brasil, e começam a ser entregues em 2015. Para transportar o petróleo até a costa, 49 navios de transporte foram encomendados, cinco deles já entregues.

Foto: Agência Petrobras

FPSO Cidade de São Paulo – Campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos Início da produção: 5 de janeiro Capacidade: 120 mil barris Tratamento e compressão de gás: 5 milhões de m³ Profundidade de água: 2.200 m

FPSO Cidade de Paraty – Campo de Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos. Início da produção: 6 de janeiro Capacidade: 120 mil barris Tratamento e compressão de gás: 5 milhões de m³ Profundidade de água: 2.120 m

Foto: Agência Petrobras

FPSO Cidade de São Vicente – Campo de Sapinhoá Norte, no pré-sal da Bacia de Santos Início da produção: 12 de fevereiro Capacidade: 150 mil barris Tratamento e compressão de gás: 6 milhões de m³ Profundidade de água: 2.140 m

62

TN Petróleo 93


Foto: João Paulo Ceglinski, Agência Petrobras

Foto: Alexandre Brum

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

2013: Indústria ganha alento com leilões FPSO Cidade de Itajaí – Campo de Baúna, na Bacia de Santos Início da produção: 16 de fevereiro Capacidade: 80 mil barris Tratamento e compressão de gás: 2 milhões de m³ Profundidade de água: 275 m

FPSO P-58 – Campo de Baleia Azul, porção capixaba da Bacia de Campos Entregue: 8 de novembro Início da produção: Primeiro trimestre de 2014 Capacidade: 180 mil barris/dia Tratamento e compressão de gás: 6 milhões m3 /dia Investimento: US$ 1,34 bilhão Profundidade de água: 1.400 m

SS P-55 – Campo de Roncador, na Bacia de Campos Entregue: 16 de setembro Início da produção: 31 de dezembro Capacidade: 180 mil barris/dia Tratamento e compressão de gás: 6 milhões de m³/dia Injeção de água: 290 mil barris/dia Investimento: R$ 3,4 bilhões Profundidade de água: 1.795 m

FPSO P-63 – Campo de Papa-Terra, Bacia de Campos junto com a P-61 Entrega: 14 de junho Início da produção: 11 de novembro Produção: 140.000 barris/dia Profundidade de água: 1.165 m

FPSO P-62 – Campo de Roncador, na Bacia de Campos Entrega: 17 de dezembro Início da produção: Primeiro trimestre de 2014 Capacidade: 180 mil barris/dia Tratamento e compressão de gás: 6 milhões m3 /dia Tratamento de água de injeção: 42 mil m³/dia Profundidade de água: 1.600 m

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Foto: Agência Petrobras

Foto: Thelma Amaro Vidales

TLWP P-61 – Campo de Papa-Terra, Bacia de Campos junto com a P-63 Entrega: 31 de dezembro Capacidade: 100 mil barris/dia Profundidade de água: 1.200 m

TN Petróleo 93

63


eventos

Honeywell com os

dois pés no Brasil Com investimentos nas áreas de automação e sistemas de controle, a Honeywell vem mostrando todas as suas tecnologias pelo país, em especial no setor de petróleo e gás e na indústria aeronáutica. por Rodrigo Miguez

P

resente há mais de 70 anos no Brasil, a Honeywell está aumentando a cada ano sua participação nos grandes projetos das principais empresas do país. Hoje, a companhia possui negócios no setor de automação com empresas como Alcoa, Braskem e a Petrobras. Em nível mundial, a companhia tem 42% do seu portfólio nos setores de automação e controles e soluções. Com a Petrobras, através da subsidiária UOP, a empresa fechou contratos importantes para a instalação de sistemas de processamento de gás natural em FPSOs que serão usados na exploração e produção nos campos do pré-sal e licenciou as tecnologias nas duas principais refinarias que estão sendo construídas no Brasil, as Premium I e II, no Maranhão. Entre fábricas e escritórios, a Honeywell está presente em São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Bahia, Pernambuco e Maranhão. No Brasil, os segmentos-chave de atuação da empresa estão nos setores de automação, transportes, aeronáutica e petróleo e gás, sendo este último representado pela Honeywell UOP, divisão com foco no fornecimento de tecnologias, produtos e serviços para as áreas de refino, petroquímica, processamento de gás, e energias renováveis. “Em todo o setor de óleo e gás, tanto no upstream como no downs64

TN Petróleo 93

São Paulo: escritórios e fábricas Barueri: Automation Computers Campinas: Field Engineering Guarulhos: AutoTurbochargers Jundiaí: Safety Products São Paulo: Scanning/Mobility Sorocaba: Auto Brakes São José dos Campos: Aerospace 850 funcionários 5 fábricas 3 unidades de reparo tream, é necessário oferecer segurança, qualidade e eficiência e nós podemos promover isso”, afirmou Shane Tedjarati, presidente global da Honeywell para as regiões emergentes, em entrevista exclusiva à TN Petróleo. Hoje, a companhia está com os países em desenvolvimento no foco dos seus investimentos, para segundo Shane, estar sempre nas

melhores posições e nas maiores indústrias, posicionando a empresa no mercado mundial, atuando em várias frentes. Países como Brasil, China e Índia são alguns dos que a Honeywell está aplicando recursos em tecnologia, pesquisa e desenvolvimento, marketing e recursos humanos. De acordo com Shane, o Brasil está no Top 5 da lista de prioridades da empresa. “Mas pra mim ele está no top 2”, completou. Mesmo sabendo dos problemas como baixo crescimento da economia brasileira e as fortes taxas tributárias do país, a companhia mantém a posição de investir no país, já que o retorno em seus negócios tem sido em torno de 15% ao ano de crescimento.

Foco no óleo e gás Para tornar o contato com os clientes no setor de óleo e gás ainda mais próximo, a Honeywell inaugurou em 2011 um escritório no Rio de Janeiro, localizado no coração do Centro do Rio de Janeiro e a apenas um quarteirão da sede da Petrobras. “Nós nos sentimos muito bem com a abertura desse novo escritório no Rio de Janeiro, onde pudemos ficar mais perto dos nossos clientes e das empresas do setor de energia e principalmente de óleo e gás. Tem sido excelente para nós e acreditamos que os nossos clientes


também aprovaram”, comentou Ben Driggs, presidente da Honeywell no Brasil. A proximidade faz parte da estratégia da companhia no Brasil, para entender as necessidades dos clientes e assim poder oferecer soluções de forma mais rápida. Hoje, os dois maiores mercados atendidos pela Honeywell no Brasil são o aeroespacial e o de petróleo e gás. Mike Cleveland, diretor-geral da UOP para a América Latina, adiantou que a empresa já tem instalados e funcionando dois sistemas de separação por membrana, o UOP Separex Membrane System, em FPSOs da Modec, o Cidade de Angra dos Reis e o Cidade de São Paulo.

Investindo em novas tecnologias Sobre a construção de um centro de pesquisa no Brasil nos moldes de outras empresas do setor de óleo e gás que estão se instalando no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o presidente global da Honeywell para os países emergentes afirmou que o foco da companhia é trabalhar para desenvolver as soluções de engenharia que o mercado precisa. “O que nós queremos mesmo é investir em pessoas, em tecnologia e em soluções para gerar os melhores resultados para os nossos clientes”, afirmou. De acordo com o engenheiro Gustavo Galambos, diretor de

Vendas da América do Sul da companhia, os esforços da Honeywell hoje estão voltados para a criação de soluções que gerem mais produtividade às empresas, além de investimento em tecnologias “verdes”. A empresa foi responsável pelo abastecimento com o Honeywell Green Jet Fuel, combustível sustentável desenvolvido pela companhia, de um voo da Aeroméxico para a Conferência das Nações Unidas sobre Desenvolvimento Sustentável (Rio+20), em 2012. Antes disso, em 2010, a Honeywell colocou o Green Jet Fuel no primeiro voo no país utilizando biocombustível feito

pela Gol Linhas Aéreas. Hoje, já foram realizados cerca de dois mil voos utilizando o biocombustível da empresa, em sua maioria companhias chinesas. No setor de renováveis, a companhia está desenvolvendo estudos de viabilidade econômica para a produção de combustíveis a partir de biomassa, com grandes empresas dos setores de mineração, papel e celulose e etanol. Com grandes perspectivas para os próximos anos, a Honeywell acredita em um longo caminho e muitos negócios a serem feitos no Brasil e no mercado de óleo e gás. “Tenho grandes expectativas com relação ao Brasil, acertamos em investir aqui e já estamos colhendo os frutos desse investimento. Então, acho que os próximos cinco anos serão muito bons para nós”, concluiu Shane Tedjarati.

Cabos e produtos elétriCos CertifiCados para indústrias offshore, naval e petroquímiCa Av.das Américas, 3500 – Sl.529 – Toronto 3000 – Le Monde Offices Cep 22640-102 – Barra da Tijuca – Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel: (21) 3282-5394

www.oakwellinc.com

TN Petróleo 91 TN Petróleo 93

65

123


eventos

Foto: Divulgação

Direito do petróleo no Brasil

OAB promove seminário de

direito do petróleo no Rio de Janeiro por Rodrigo Miguez

A Comissão de Petróleo e Derivados da Ordem dos Advogados do Brasil do Rio de Janeiro (OAB/RJ) promoveu em dezembro de 2013, o seminário “Direito do petróleo no Brasil”, quando foram debatidos diversos temas acerca do setor brasileiro de óleo e gás, entre eles a fiscalização por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), contratos de concessão e arbitragem na indústria do petróleo.

D

e acordo com Ivan Tauil, presidente da comissão, o debate tem uma grande importância em função do momento atual de grande crescimento e muitos investimentos no setor. “Com o leilão de Libra e o aquecimento da indústria por causa do pré-sal, é imprescindível que algumas questões tão peculiares desse setor sejam discutidas”, afirmou. 66

TN Petróleo 93

O seminário contou com a presença de grandes nomes da área de petróleo e gás, como o diretor jurídico da Shell Brasil, Silvio Costa Rodrigues, e o juiz da 1ª Vara Empresarial do Rio, Luiz Roberto Ayoub. Logo na abertura do evento, um tema importante foi colocado em pauta: a fiscalização dos combustíveis pela ANP. O chefe de escritório da Superintendência de Fiscalização do Abastecimento da ANP, Paulo Iunes, falou sobre todo o processo dos fiscais da agência nos postos de combustível e também em outras

unidades, como refinarias e plataformas de petróleo. Segundo ele, um dos principais desafios é fazer a fiscalização de 38 mil postos de combustíveis espalhados pelo Brasil, principalmente com a falta de agentes para realizar serviço. Uma das soluções da agência para esse problema específico está sendo a formação de convênios para suprir essa falta de pessoal. Além disso, Iunes citou a necessidade de investimento no conhecimento técnico dos agentes reguladores. Outro assunto que agitou o auditório Evandro Lins e Silva,


na sede da OAB, foram os contratos de concessão e partilha de produção, que se tornou o principal tema discutido no setor nos últimos dois anos. Com 30 anos de experiência no setor e vivência inclusive em Angola, Silvio Costa Rodrigues, diretor jurídico da Shell Brasil, lembrou os anos de monopólio da Petrobras e os benefícios que ocorreram após a primeira rodada de licitações com participação de vários players mundiais, o que ajudou a aumentar tanto o mercado de óleo e gás no Brasil como a própria Petrobras. De acordo com Silvio, o contrato de concessão brasileiro está entre os melhores do mundo, mas após a descoberta do pré-sal e a entrada em vigência do contrato de partilha, começaram as incertezas do mercado. “O leilão de Libra teve apenas um consórcio porque as outras empresas não sentiram confiança e não quiserem arriscar ”, disse. Já para Giovani Loss, advogado especialista em petróleo e gás, a descoberta do pré-sal impressionou o mundo, porém, com a discussão da nova regulamentação, o país ficou parado por cinco anos e, nesse meio tempo, aconteceu o boom

do gás de xisto, principalmente nos Estados Unidos, fator primordial para o desinteresse de muitas empresas americanas na exploração do pré-sal. Todos os participantes do debate sobre o contrato de partilha afirmam que é preciso revê-lo, principalmente o item que obriga a Petrobras a ser a operadora única de todos os blocos do pré-sal concedidos em leilão.

Tributos em debate As questões tributárias na indústria do petróleo foi outro tema debatido no seminário. De acordo com Ivan Tauil, presidente da Comissão de Petróleo e Derivados da OAB-RJ, as participações especiais são vistas pelas instituições internacionais como um tributo a ser pago. Ricardo Lodi, advogado tributarista, lembrou que não há uma norma que limite a plataforma continental e a zona econômica exclusiva, o que gera contradições do pagamento de tributos. “O que temos hoje é o pagamento de tributos por analogia”, afirmou. Outro ponto discutido foi a legalidade da incidência de ICMS na extração de petróleo, tema que está no Supremo Tribunal

Federal (STF) há um bom tempo, segundo os especialistas. Para Gustavo Amaral, tributarista e procurador do estado do Rio de Janeiro, é preciso simplificar a tributação no Brasil, pois elevaria os investimentos em todos os setores, incluindo o de petróleo e gás. Para ele, a tributação no setor de petróleo só não é mais complexa devido ao número reduzido de estados produtores. O seminário terminou com o debate sobre a importância da arbitragem na indústria do petróleo, que foi aberta por Luiz Alberto Ayoub. Para ele, é importante para os investidores haver uma segurança jurídica no setor de óleo e gás para que essas empresas invistam no país. Para Roberto Garcia da Fonseca, vice-presidente da Comissão de Arbitragem da OAB/RJ, a arbitragem promove um foro neutro, sem ligação com estados, o que é importante no setor de óleo e gás. Ele lembrou ainda que a Petrobras é uma das empresas que mais se beneficia da arbitragem. “A empresa sabe que em questões internacionais a arbitragem é fundamental”, completou.

TN Petróleo 93

67


Prévia Rio Gas & Power Forum 2014

Mercado de gás no Brasil mantém apetite e se prepara para as futuras ofertas por Maria Fernanda Romero

A perspectiva do mercado brasileiro de gás ainda será de compasso de espera tanto para 2014 como para 2015, já que a exploração do shale gas no país só deve começar de fato nos próximos cinco anos. A opinião é de Marco Tavares, presidente da Gas Energy, que será um dos moderadores dos debates do 5º Rio Gas & Power Forum. O evento promovido anualmente pelo CWC Group será realizado nos dias 8 a 11 de abril deste ano.

A

s perspectivas de oferta de gás do pré-sal, o aumento da produção no país, não somente pela Petrobras como por outras empresas do setor, assim como a expectativa de novos investimentos em infraestrutura, redesenho do setor térmico e incremento do consumo de gás como matéria-prima industrial (petroquímica, fertilizantes etc.) têm feito com que a indústria se prepare e planeje ainda mais. “A grande inclinação será observada a partir de 2016. Mas é ano de preparar o futuro, já que os investimentos em gás, quaisquer que sejam levam, no mínimo, de dois 68

TN Petróleo 93

a três anos para maturar”, afirma Marco Tavares, presidente da Gas Energy. O executivo comenta ainda que a 12ª Rodada de Licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no ano passado, mostrou que existe apetite para novas áreas com potencial para gás não convencional como a Bacia do Paraná e, na medida que as regulamentações para este mercado sejam conhecidas, este apetite irá se

amplificar e novas áreas e muitos farm in serão observados para dar velocidade a esta exploração. Tavares considera que a principal conquista do setor de óleo e gás foi o retorno das rodadas e a nova preocupação do governo quanto à perda de competitividade da indústria. “Este redescobrimento da importância econômica do gás como insumo industrial e elétrico vai trazer frutos para nosso setor. A sociedade está percebendo que é hora de mudanças estruturais”, indica. O Brasil tem a enorme oportunidade de desenvolver uma indústria competitiva de gás na-

Foto: Divulgação

eventos


Rio Gas & Power Forum 2014 – Promovido pelo CWC Group, o evento discute os rumos do mer-

Foto: Agência Petrobras

tural, diante da oferta e demanda potenciais. Segundo o presidente da Gas Energy, as chances estão em todos os setores da cadeia. A intensidade gás/PIB do Brasil é medíocre, o que leva a se ter carência de investimentos. A maturação da nova regulamentação e o término da exclusividade dos dutos foram apontados por Tavares como fatores que irão paulatinamente descortinar este ambiente propício a novos investimentos. De acordo com ele, o mais atrativo no mercado de gás no Brasil é o mercado de distribuição, no qual as margens estão protegidas pelo monopólio constitucional. “No futuro isto deverá migrar para os novos produtores que encontrarão um mercado ávido por nova oferta competitiva. Há muito espaço ainda a explorar nesta indústria no Brasil”, pontua. Sobre o mercado na América do Sul, Tavares diz que a região está cada vez mais sendo orientada pelo gás. Movimentos no Peru, com a capilaridade que o gás natural comprimido (GNC) e o Small LNG (gás natural liquefeito produzido em plantas menores) está permitindo, a maturidade do comércio internacional de GNL (exportação e importação), novos projetos como o da Pacific Rubialis na Colômbia, a entrada do Equador de planta de Small LNG e as boas notícias que começam a ocorrer com a Argentina e o gás não convencional, prometem muito movimento para os próximos anos. “Até a América Central, com um projeto de LNG to Power em El Salvador – anunciado – pode tornar nosso continente o novo ponto focal dos produtores e comercializadores de GNL. A Bolívia ainda é uma incógnita. Tem mercado para seu gás no Brasil e na Argentina, mas poderá perder uma oportunidade histórica se não fizer profundas reformas”, conclui.

cado de exploração de gás natural no Brasil, além das oportunidades e dos desafios ligados à indústria. Entretanto, a grande novidade deste ano é que o foco do fórum foi ampliado para incidir não apenas sobre questões como o abastecimento futuro de gás, regulação, concorrência e oportunidades de investimento neste setor, mas também sobre os desafios e soluções para atender à crescente demanda por energia no Brasil e o papel que o gás pode ter nesse contexto. Com este novo foco em energia, palestrantes de organizações, incluindo a Associação Brasileira de Geradoras Termelétricas (Abraget), a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) e o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS), irão compartilhar seus pensamentos sobre a combinação e diversificação ideal de fontes de energias para o Brasil em 2020, a possibilidade de integração do gás na infraestrutura de energia e as oportunidades para os investidores nesse mercado. Além desses novos temas, o fórum deste ano também contará com um interessante debate entre os compradores e os produtores de GNL. Marcio Demori, diretor de Negociação de GNL da Petrobras; Jonty Shepard, chefe de operações de GNL da BP; e Mario Camacho

Acha, chefe de operações da GNL Chile estarão juntos numa discussão sobre a importância crescente do GNL para o Brasil e para o Cone Sul como um todo. Para Nicky Bowen, produtora sênior e gerente de projetos do CWC Group, os grandes e sempre crescentes mercados de gás e energia do Brasil apresentam muitas oportunidades, no entanto ainda existem grandes desafios. “Há necessidade de mais esclarecimentos sobre os assuntos de regulação, mas há também o ambiente de alto custo que pode representar um obstáculo para essas oportunidades. Apesar destas questões, o Brasil é um mercado promissor e estamos muito entusiasmados com o que encontramos e com o envolvimento das empresas neste momento de grandes oportunidades.” Segundo Bowen, o fórum do ano passado acolheu pouco mais de 200 participantes de nível sênior de todo o Brasil, bem como países, incluindo Argentina, Noruega, os Estados Unidos, o Reino Unido, Chile, Bolívia, Catar e China. Este ano, dada a maior dimensão do fórum e da ampla contribuição dos apoiadores institucionais – Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), Abraget, Associação Brasileira dos Grandes Consumidores Industriais de Energia e de Consumidores Livres (Abrace) e Associação Brasileira das Empresas Geradoras de Energia (Abrage), o evento espera cerca de 300 participantes nesta quinta edição. Por mais um ano, a TN Petróleo é o principal parceiro de mídia do evento, que acontecerá no Copacabana Palace, no Rio de Janeiro. TN Petróleo 93

69


perfil profissional especial

Um precursor da engenharia básica Com participação distinta na história do setor petroquímico brasileiro, o engenheiro químico Roberto Villa, em 40 anos de trajetória profissional, percorreu um longo e desafiador caminho, da Refinaria Landulpho Alves, em Mataripe (BA) ao Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Miguez de Mello (Cenpes). por Karolyna Gomes

O

Fotos: TN Petróleo

currículo de Roberto Villa o insere no grupo pioneiro que seria o embrião da engenharia básica da Petrobras – área que trouxe soluções rápidas para os desafios do refino e da exploração offshore. “Nossa tarefa era ‘simples’: projetar uma Unidade de Craqueamento Catalítico”, conta ele, que comandou duas diretorias na estatal antes de se desligar da empresa em 1995, por suas posições assumidas contra o processo de desestatização da Petroquisa. O pioneirismo daquele grupo, constituído por Leopoldo Miguez de Mello, resultou na adaptação da tecnologia de refino brasileira, que na época era toda importada dos Estados Unidos. A UCC possibilitou o processamento do óleo pesado da Bacia de Campos, que iniciou sua produção em 1977. Também deu suporte aos chamados Programas de Fundo de Barril, que objetivavam transformar os excedentes de óleo combustível em derivados como o diesel, a gasolina e o gás liquefeito de petróleo (gás de cozinha), de maior valor. Atualmente no mercado de consultoria privada, Roberto Villa compartilha uma história de sucesso, que começou a ser trilhada no curso científico do Colégio Nova Friburgo, da Fundação Getúlio Vargas. “Lá, tive meu primeiro contato com a química, por meio de um professor que usava com maestria as excelentes instalações do laboratório”, lembra. Formado pela Escola Nacional de Química, da Universidade do Brasil (atual Escola de Química da Universidade Federal do Rio de Janeiro / UFRJ), Villa ingressou na Petrobras logo após concluir a faculdade. “Pesou muito na minha decisão o fato de a companhia submeter os engenheiros recém-aprovados a um curso de especialização”, afirma.

70

Ponto de partida Após concluir o Curso de Engenharia de Processamento (Cenpro), em 1968, já casado, Villa foi para Mataripe (BA), onde trabalhou durante três anos na Refinaria Landulpho Alves (RLAN) – uma das primeiras unidades de refino do Brasil –, na área de Craqueamento Catalítico Fluido (na sigla em inglês, FCC). A unidade teve grande importância para a região. A expansão dessa refinaria possibilitou, principalmente, o abastecimento de derivados de petróleo local. Com a criação do Conjunto Petroquímico do Nordeste TN Petróleo 93


(Copene) pela Petrobras, a refinaria tornou-se importante como fornecedora de matéria-prima e prestação de serviços de manutenção, possibilitando a sobrevivência das indústrias locais. “Era claramente a fase em que absorvíamos o conhecimento em operação, manutenção e pequenas modificações nas unidades existentes. Todas com tecnologia estrangeira.” O crescimento vertiginoso do consumo de derivados no Brasil, fruto da demanda da indústria a u t o m o b i l í s t i c a , ex i g i a q u e o parque de refino brasileiro fosse ampliado. Naquele período, o mercado nacional buscava a autossuficiência dos derivados, sobretudo gasolina. Logo a estatal precisou aumentar o número de técnicos para conceber e gerenciar os projetos desses empreendimentos, realizados pela Divisão de Refinação e Petroquímica do Departamento Industrial, na sede da empresa, no Rio de Janeiro, o que levou Villa, em 1971, a sair da Bahia, com a esposa grávida e uma filha, e retornar ao Rio. “Fui trabalhar com Haylson Oddone, que, na época, liderava com maestria os processos de seleção de tecnologias de refino, identificando a necessidade de novas refinarias, planejando a expansão das já existentes, contratando engenharias básicas e promovendo projetos”, destaca, observando que todo o trabalho era executado com um número pequeno de funcionários. “A Petrobras já soube trabalhar com pouca gente.”

Pioneirismo da engenharia básica Em 1973 o engenheiro químico foi para Houston, Texas, onde teve sua primeira experiência profissional internacional. Passou quase um ano nos Estados Unidos, onde acompanhou a elaboração das engenharias básicas de dois projetos: a segunda unidade de Craqueamento da Refinaria de Paulínia (Replan) e da Refinaria Henrique Lage, em São José dos Campos.

Nascimento: Nova Friburgo (RJ). Idade: 72 anos Cargo: Presidente da RVilla Consultoria em Engenharia Ltda. Hobby: “Nunca tive um hobby no sentido literal da palavra. Não sou habilidoso em trabalhos manuais. Então quando não estou trabalhando gosto de cozinhar e me reunir com a família e amigos, inclusive com música ao vivo em casa (grupos de músicos tocando chorinho). Gosto muito de assistir no meu home theater os filmes clássicos europeus principalmente do antigo e bom cinema italiano. E gosto de fazer nada, o que também é muito bom.” Música: Ária na Corda em Sol de J.S. Bach, interpretada pelo Modern Jazz Quartet e Swingle Singers Livro: Depende da época: da infância: Os 12 trabalhos de Hércules, de Monteiro Lobato. Da juventude: praticamente tudo de Érico Veríssimo. Depois, As veias abertas da América Latina, de Eduardo Galeano. “Atualmente estou lendo Delizia, de John Dickie, que conta a evolução da culinária ao longo da História da Itália.” Melhor lugar para descansar: “Minha casa.” Filme: O leopardo, de Lucchino Visconti

“Voltei de lá com um grande respeito pela estrutura industrial, capacidade e tecnologia que eles tinham conquistado nos setores de petróleo e petroquímico. Mas também trouxe a convicção de que nós poderíamos desenvolver a nossa, e com excelência. Descobri que não existem super-homens”, diz Villa, comentando sobre a admiração, talvez um pouco excessiva, que se tinha dos norte-americanos. Pouco tempo depois, com o intuito de reduzir importações, o Governo Federal, através da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), pressionou a Petrobras a criar uma estrutura responsável pela elaboração de seus próprios projetos de engenharia básica, que na época eram: destilação, craqueamento catalítico e unidades de tratamento. O então diretor Industrial, Leopoldo Miguez de Mello, resolve constituir um grupo de trabalho formado por três pessoas: Roberto Villa, engenheiro de processos; Irineu Soares, engenheiro mecânico; sob a coordenação de Ivo de Souza Ribeiro, na época assistente do diretor Industrial. “Nossa tarefa era ‘simples’: projetar uma Unidade de Craqueamento Catalítico”, justamente a mais complexa de todas, lembra sorrindo. O grupo seria o embrião da engenharia básica da empresa. Antes de ser concebido, conta Villa, o modelo nacional de FCC foi apelidado de Co persucar – primeira equipe sul-americana da Fór mula 1, que teve um fraco desempenho na competição. “Porém, o Copersucar, que estava na imaginação das pessoas de bom humor da época, hoje se transformou em unidades de craqueamento catalítico que colocam a Petrobras junto de pouquíssimas empresas globais que possuem esta tecnologia. Atualmente esta tecnologia pode ser encontrada na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), na Refinaria de Capuava (Recap) e na RLAN. São unidades de vanTN Petróleo 93

71


perfil profissional especial guarda, o Copersucar que deu certo”, afirma. Meses após a criação do grupo, Leopoldo Miguez de Mello faleceu, e quem assumiu seu posto foi o diretor Orfila Lima dos Santos, que deu continuidade ao trabalho já iniciado, e criou a Superintendência de Engenharia Básica (Supen), localizada no Cenpes. “Tive a honra de ser um dos pioneiros daquele que foi o suporte técnico para os chamados Programas de Fundo de Barril, liderados pelo então Diretor Armando Guedes Coelho, diz Roberto Villa, acrescentando que o Cenpes desenvolveu diversos processos na área de refinação desde sua criação. A tecnologia de refino do país cresce, e as unidades concebidas com tecnologia americana foram adaptadas com o conhecimento nacional para atuarem com a concepção de fundo de barril. “A engenharia básica deu respostas muito rápidas às demandas tecnológicas da Petrobras. Com ela conseguimos processar eficientemente o óleo pesado da recém-descoberta Bacia de Campos.

Produção nacional de catalisadores No início dos anos 1980, explode a Guerra das Malvinas. O episódio ocasionou o bloqueio à Argentina, por parte dos EUA e Inglaterra. O país latino fica sem receber catalisador de craqueamento catalítico, o que levaria à interrupção do refino da Argentina. Foi quando a Petrobras decidiu produzir estes catalisadores. Na época, somente três empresas eram responsáveis por essa produção, todas localizadas no hemisfério Norte. Roberto Villa deixa o Cenpes e passa a trabalhar diretamente com o diretor Industrial, Armando Guedes. “Precisávamos de catalisadores que fossem adequados às nossas necessidades, e para isso era necessário tecnologia. As grandes empresas não abririam suas tecnologias para nós. Então propus trazer uma empresa de segunda classe na produção desses catalisadores, e a escolhida foi a holandesa AkzoNobel”, afirma – empresa considera72

TN Petróleo 93

da mais fraca nesse setor, e que aceitou compartilhar esse conhecimento. A oportunidade se expandiu para o setor acadêmico. A Petrobras patrocinou doutorandos da Coppe, que logo seriam contratados. Os resultados não demoraram a chegar. “Quando a FCC começou a operar, ela não conseguia produzir os catalisadores. Foi um desespero. Nós produzíamos montanhas de pó branco que não nos servia. Um belo dia, Jorge Gusmão, um menino de 28 anos, me apresentou um processo que ele havia desenvolvido, modificando o modelo holandês.” Poucos meses depois da primeira partida da fábrica, o país passou a utilizar o próprio processo, abandonando o da Azko.

Conflitos políticos Em 1993, Villa assume a diretoria Comercial e a presidência da Petrobras Química S/A (Petroquisa), que estava passando por um processo de desestatização. É nesse momento que a intervenção do governo, sobre processos, taxas e preços gera conflitos que definiram o futuro do engenheiro químico na estatal. “Eu me opus ao processo econômico de desestatização da Petroquisa. O modelo que dividia a empresa entre Petrobras, empresas brasileiras e estrangeiras deu certo por algum tempo. Depois isso se esgotou. Ao mesmo tempo, o governo criou um Fundo para recuperar estradas, e com isso um imposto de importação sobre o petróleo, de 17%.” A saída foi comprar petróleo da Argentina, que, segundo Villa, era muito mais vantajoso, pois além de ter uma distância logística menor – seis dias contra 30 do Oriente Médio –, era transformado em produto e gerava lucro em menos tempo. “Era um petróleo excelente, e não pagávamos taxas, já que um acordo com o Mercosul isentava de imposto a importação”, conta. O Brasil chegou a comprar 120 mil barris de petróleo por dia do país vizinho sem sofrer o impacto dos 17% sobre a matéria prima - o que irritou muito a área fazendária e econômica do gover-

no. Os conflitos gerados pelas suas posições contrárias ao modelo de desestatização da Petroquisa, além das divergências com o governo, durante sua gestão como diretor na Petrobras, levaram à sua destituição da Diretoria em maio de 1994. Imediatamente após a sua destituição Roberto Villa solicita o seu desligamento da Petrobras. “Foi uma decisão fora do comum, mas se eu permanecesse na Empresa iria continuar colidindo com o pessoal de Brasília. Pedi demissão, mas gosto muito da Petrobras. Considero uma empresa à qual o Brasil deve muito. Em minha opinião, deveria ser mais bem tratada pelo Governo e por alguns brasileiros.” Os passos seguintes também foram de pioneirismo. Ao sair da estatal, Villa passou a participar da elaboração de projetos de interesse federal para o estado do Rio de Janeiro, propondo o uso de Gás Natural Veicular (GNV) e a construção de um Polo Gás-Químico. “Logo começaram os estudos para o polo petroquímico, e acabei sendo chamado para ser o superintendente da Rio Polímeros, que criou o empreendimento em Caxias, usando gás natural, e que hoje é da Braskem, (Petrobras e Odebrecht)”, diz Villa, que atuou na empresa durante nove anos.

O futuro do setor no país Para Roberto Villa, dentro do quadro de importação de derivados, insuficiência de preços e alto endividamento, fica difícil compreender a manutenção dos projetos das refinarias conhecidas como Premium – seus produtos possuirão a qualidade prêmio, ou seja, seguirão as especificações internacionais, que são de baixíssimos teores de enxofre –, tanto pelo elevadíssimo custo de investimento quanto pela localização e pelo perfil de rendimento (mais adequado à exportação do que ao mercado externo). “O mercado indica a necessidade de uma refinaria voltada para o mercado interno, localizada provavelmente no Brasil Central, junto com a completação do Comperj e RNERST, que infelizmente não está projetada para produzir gasolina”, conclui.


Ano 4 • nº 31 • janeiro de 2014 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial

Igualdade de condições A capacidade de competir em igualdade de condições é um dos fatores capazes de criar a possibilidade de um país ser autossustentável. E essa capacidade, dentro do nosso setor, passa rigorosamente por temas como políticas claras de conteúdo local, diálogo efetivo com os stakeholders, informação e formação profissional orientada. Esses com certeza são alguns dos mais importantes temas com os quais precisamos trabalhar e são eles que nos orientam nesse começo de ano. Com o tema ‘sustentabilidade alinhada ao conteúdo local’, Antonio Guimarães, secretário executivo de Exploração e Produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) nos conta em entrevista como as empresas do setor de petróleo e gás têm contribuído na direção desse tema. Ele aponta também a importância do diálogo e integração com os stakeholders e do relacionamento com a “Geração Y”, atenta às oportunidades de trabalho nesse mercado. No quesito ‘informação’, o setor portuário começa bem o ano com o lançamento do Centro Internacional de Referência. Trata-se do primeiro projeto no país com a temática ‘sustentabilidade dos portos e suas correlações com a sociedade e o meio ambiente’. O Cirps conta com a parceria de 17 instituições de ensino e pesquisa do Brasil, com o

objetivo de gerar, organizar e disseminar informação científica e tecnológica. Ainda na área da informação, a Iniciativa Verde lançou o livreto Sustentabilidade: Adequação e legislação ambiental no meio rural, publicado com o apoio do projeto Plantando Águas, este patrocinado pela Petrobras. A publicação é um roteiro simplificado que resume o “novo” Código Florestal (Lei 12.651/12) e aborda diversas questões relativas à aplicação desta e de outras leis. Bom, não é mesmo? E por fim, para fazer face a um dos dilemas mais desafiantes do setor, que é a captação e qualificação profissional, trazemos artigo que analisa os motivos para essa crise e que aponta algumas direções para a resolução do problema. Hoje estamos com mais de 50% dos engenheiros experientes prestes a se aposentar em até dez anos e poucos ingressando no mercado para substituí-los. Estima-se que faltam 40 mil profissionais só no Brasil! Inspirar, capacitar e manter são três verbos plenamente aplicáveis a qualquer dos dilemas que vivemos hoje no mundo. Que tal ganhar fôlego conosco e começar 2014 prontos para enfrentá-los? Boa leitura e até a próxima! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

74

76

79

Sustentabilidade alinhada ao conteúdo local

Setor portuário ganha Centro Internacional de Referência

Banco Mundial e ONU lançam plano para financiar energia renovável

Entrevista especial com Antonio Guimarães, secretário executivo de exploração e produção do IBP.

Centro Internacional de Referência em Portos e Sustentabilidade (Cirps)

Energia renovável

TN Petróleo 93

73


suplemento especial Entrevista especial com Antonio Guimarães, secretário executivo de exploração e produção do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).

Sustentabilidade alinhada ao conteúdo local Foto: Divulgação

A busca pela maximização do conteúdo local em bases competitivas contribui para o desenvolvimento sustentável do país. Em entrevista à TN Petróleo, Antonio Guimarães, secretário executivo de E&P do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), conta como as empresas do setor de petróleo e gás têm contribuído nesta direção e aponta a importância do diálogo e integração com os stakeholders e do relacionamento com a Geração Y atenta às oportunidades de trabalho nesse mercado. por Maria Fernanda Romero

TN Petróleo: Em sua opinião, qual o maior desafio que as companhias de petróleo e gás brasileiras encontram hoje para terem a sustentabilidade em seus negócios? Antonio Guimarães: Como parte dos Princípios Empresariais das Companhias de Petróleo, estas expressam seu compromisso de contribuir para o desenvolvimento sustentável. Isto requer o equilíbrio de interesses de curto e longo prazo, integrando considerações econômicas, ambientais e sociais ao processo decisório da empresa. Neste equilíbrio, a integração dos conceitos e práticas sustentáveis no sistema de gestão de negócios das empresas de petróleo é um processo em constante atualização. No contexto da sustentabilidade, observamos novos desafios surgirem o tempo todo, não há como definir um único ponto. O fato é que, desde a prática de investimento social privado, passando pelos indicadores de performance social, as empresas do setor no Brasil têm trabalhado permanentemente para superar os desafios sociais inerentes aos seus negócios como: falta de mão de obra qualificada, desenvolvimento de fornecedores locais, requisitos ambientais, manutenção da estabilidade regulatória, entre outros. 74

TN Petróleo 93

Que contrapartida as empresas exploradoras de petróleo devem dar para as regiões impactadas pelo seu negócio? A mitigação ou compensação dos impactos ambientais e sociais são identificadas e tratadas no âmbito do processo de licenciamento ambiental. Hoje, existem programas e projetos que as empresas precisam atender no licenciamento ambiental, como o PEA (Programa de Educação Ambiental), PCAP (Projeto de Compensação da Atividade Pesqueira), PMDP (Programa de Monitoramento de Desembarque Pesqueiro) e o PCS (Programa de Comunicação Social). Durante o Seminário de Responsabilidade Social Corporativa promovido pelo IBP no ano passado, pudemos observar que existem muitos problemas de relacionamento entre os stakeholders por falhas na comunicação. O senhor acha que as instituições poderiam ter um papel maior nessa intermediação? Como? Na verdade, a integração com os stakeholders, até pouco tempo limitada às audiências públicas de licenciamento ambiental, vem melhorando pouco a pouco, e os programas e projetos desenvolvidos no âmbito do licenciamento têm contribuído significativamente, como tivemos a oportunidade de testemunhar durante o Seminário com a apresenta-

ção do representante da comunidade pesqueira do Sul da Bahia. Mas temos em mente que ainda há um caminho a percorrer e melhorias a serem feitas nesse relacionamento. Um dos exemplos é o piloto de integração dos Projetos de Educação Ambiental na Bacia Campos, sendo desenvolvido em conjunto com o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). Qual a relação entre sustentabilidade e conteúdo local? O que os dois temas têm em comum? A indústria tem experiências concretas de desenvolvimento de fornecedores locais em diversos países onde atua e essa boa prática tem sido um vetor importante no gerenciamento dos riscos sociais. Este é apenas um exemplo das ações dentro do programa de sustentabilidade promovido pelas empresas. No entanto, é importante esclarecer que – no Brasil – o conteúdo local tem dimensão nacional e é tratado como questão de política industrial. Independente da escala ser municipal, estadual, regional ou nacional, o objetivo é um só: contribuir para desenvolver capacidade no país resultando na melhoria da qualidade de vida, o que já coloca a questão da sustentabilidade alinhada a qualquer programa de conteúdo local das


operadoras. No entanto, é importante ressaltar que esse processo deve ser conduzido respeitando-se o princípio da competitividade, tão fundamental para a sustentabilidade dos investimentos. De que forma a cadeia de petróleo e gás pode contribuir para o desenvolvimento sustentável do país? As contribuições das empresas criam valor para o país de várias formas: as boas práticas da indústria; o desenvolvimento tecnológico; a demanda local por serviços, equipamentos, materiais e mão de obra qualificada; a garantia do suprimento energético, entre outros. Estes são fatores intrínsecos às atividades do setor de petróleo e gás e que certamente contribuirão para o fortalecimento do desenvolvimento sustentável no Brasil. Essa cadeia é formada em sua maioria por pequenas e médias empresas. O senhor acha que a sustentabilidade já é um tema observado por essas empresas também? Sem dúvida que sim. As grandes empresas, não só as operadoras, mas também as de bens e serviços, possuem critérios de contratação que são disseminados aos seus fornecedores (sejam estes as pequenas e médias empresas) relacionados a valores como ética, transparência, segurança e meio ambiente que são aplicados com diferentes níveis de exigência em cada contratação em função do risco que o serviço ou equipamento representa para a atividade da indústria de petróleo e gás. Em sua opinião, as empresas devem assumir o protagonismo de iniciativas nesta direção? O setor precisa ouvir e ser ouvido, fazemos parte de uma sociedade em constante evolução e as empresas de petróleo estão presentes para dar sua contribuição de forma positiva, garantindo o fornecimento de energia de forma sustentável, de modo a atender a crescente demanda.

E quanto ao governo? Que ações poderiam ser promovidas para disseminar práticas sustentáveis e servir de exemplo ou mesmo de incentivo para as empresas fazerem o mesmo? Um dos princípios básicos da sustentabilidade diz que as empresas não devem assumir o papel que cabe aos órgãos de governo em diferentes instâncias. Acredito que as parcerias público-privadas são um mecanismo que os governos devem explorar com maior intensidade, não apenas em relação à interlocução para construção de marcos regulatórios estáveis, mas também no que diz respeito ao fomento de oportunidades de negócios onde hoje encontramos desafios. O conteúdo local é um bom exemplo. É necessário que o governo perceba o atual desafio para atingir um elevado percentual de conteúdo local nos projetos de E&P como uma oportunidade de negócio para o país e, em conjunto com os segmentos empresariais, defina uma política industrial com programas de desenvolvimento produtivo em áreas nas quais o Brasil possui competência natural para fomentar o desenvolvimento de capacidade. Além disso, o governo poderia estabelecer incentivos para as empresas, aliadas a metas factíveis a serem alcançadas durante o desenvolvimento da produção de um campo de petróleo. O setor de petróleo, assim como qualquer outro, tem suas peculiaridades que são discutidas e bem compreendidas internamente. Na sua avaliação, o setor está preparado para a exposição a que está sendo submetido além das fronteiras do mercado? Somando-se aos já existentes demonstrativos financeiros, os relatórios de sustentabilidade e de responsabilidade social tiveram uma evolução significativa nos últimos anos em termos de qualificação dos indicadores de desempenho social, permitindo hoje que qualquer segmento empresarial, incluindo o setor de petróleo, demonstre para sociedade de forma transparente e em

uma linguagem de fácil compreensão a relação de suas atividades produtivas com o meio ambiente e a própria sociedade. E em períodos determinados pelas empresas é possível realizar o teste de materialidade e identificar os assuntos de maior relevância que devem ter uma melhor comunicação nos relatórios seguintes. Esses relatórios são documentos importantes para a exposição das empresas de forma transparente e com uma interação constante junto aos seus stakeholders. Como despertar nos jovens a vocação para entrar num mercado que muitas vezes é considerado como prejudicial ao meio ambiente? Trabalhamos com uma série de ações focadas nos jovens, utilizando como base o aprendizado que conseguimos adquirir nos últimos anos no relacionamento com este público através de iniciativas já existentes como o Comitê Jovem do IBP, o Youth Forum do World Petroleum Council (WPC) e o Programa Profissional do Futuro, realizado nos eventos organizados pelo Instituto. No ano passado, também realizamos um workshop com profissionais de RH, gestores, consultores e acadêmicos ligados ao setor para traçar um perfil dos jovens da chamada Geração Y, que compreende a faixa etária entre 18 e 30 anos, atualmente no mercado de trabalho. O objetivo do evento era entender como esta geração pensa, desenvolve suas relações profissionais e se comunica. Todas estas ações têm nos ajudado a traçar estratégias e o planejamento de atividades que facilitem a comunicação com os jovens, de forma a mostrar a importância da indústria, e demonstrar como fatores – desenvolvimento de tecnologias de ponta, por exemplo – permitem a mitigação de riscos ambientais, os vultosos investimentos que são feitos anualmente em pesquisa e inovação, além das oportunidades de crescimento profissional nas mais variadas carreiras profissionais que existem no setor. TN Petróleo 93

75


suplemento especial

Setor portuário ganha Centro Internacional de Referência A Secretaria de Portos da Presidência da República (SEP/PR) e o Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais (IVIG/Coppe/UFRJ) lançaram em dezembro do ano passado, em Brasília, o Centro Internacional de Referência em Portos e Sustentabilidade (Cirps).

T

rata-se do primeiro projeto no país com a temática sustentabilidade dos portos e suas correlações com a sociedade e o meio ambiente. O Cirps conta com a parceria de 17 instituições de ensino e pesquisa do Brasil com o objetivo de geração, organização e disseminação de informação científica e tecnológica. Esta rede conta com 300 pesquisadores, em 14 estados brasileiros, entre professores, doutores, mestres, graduados, e técnicos. A ideia é que esta rede seja ampliada com a entrada de novas instituições de ensino e pesquisa, empresas do setor, órgãos de governo e parceiros internacionais. “O Centro contribuirá para orientar processos decisórios públicos e privados, capacitar profissionais de alto nível e aprimorar investimentos na área portuária brasileira, que passa neste momento por importante refor mulação. A proposta é colaborar para adequação de nossos portos a padrões tecnológicos, econômicos, sociais e ambientais internacionais”, afirmou o diretor do Departamento de Revitalização e Modernização Portuária da SEP, Antônio Maurício Ferreira Netto.

76

TN Petróleo 93

Já o coordenador executivo do IVIG/Coppe/UFRJ, Marcos Freitas, ressaltou que uma das características principais do centro será promover o intercâmbio de pesquisadores e profissionais no Brasil e no exterior, com o trabalho em rede de universidades, centros de pesquisa, instituições que trabalham de forma direta e indireta com os temas portuários. “Os portos brasileiros ainda apresentam gargalos e o Centro estará aberto a todos os profissionais e acadêmicos cujos projetos busquem melhorias da performance do setor”, disse. Sendo assim, uma das prioridades do Centro será a área de logística portuária sustentável e neste sentido serão desenvolvidos modelos para otimização de processos portuários, propondo melhorias na utilização dos espaços operacionais dos portos e o melhor uso dos corredores de exportação e demais canais de escoamento de produção, com grande preocupação em redução do impacto ambiental e adequação das regiões portuárias as cidades e as comunidades. Portos brasileiros podem lucrar com o lixo – Em 2012, os 22 portos que participam do Programa de Ge-

renciamento de Resíduos Sólidos e Efluentes nos Portos Marítimos Brasileiros da SEP∕PR, coordenado pelo Instituto Virtual Internacional de Mudanças Globais (IVIG/Coppe/UFRJ), geraram 1,6 mil toneladas de lixo reciclável que podem se transformar em possibilidade de negócio. Para se ter uma ideia do potencial econômico desses resíduos, o valor de mercado no primeiro trimestre de 2013 para apenas três tipos de materiais equivalentes a 35 mil toneladas de metal, papel limpo e plástico, chegou a R$ 15,2 milhões. Nos portos europeus é comum o aproveitamento de resíduos e mesmo receber resíduos de outros locais para uma valorização. No entanto, para alcançar este objetivo de transformar o lixo em renda é preciso que os portos implementem um programa contínuo de coleta seletiva. Atualmente, 9% dos portos visitados fazem a separação de seu lixo e 11 possuem centrais de resíduo, algumas delas precisando de adequação. Além do lixo reciclável, resíduos denominados ‘perigosos’, ‘lixo comum’, ‘orgânico’ e ‘de construção civil’ foram identificados durante o trabalho dos pesquisadores. O resultado deste levantamento e recomendações constam do Guia de Boas Práticas Portuárias, que foi desenvolvido pelo IVIG/Coppe/UFRJ e o Programa de Planejamento Ener-


Foto: Sérgio Coelho

gético (PPE) da Coppe/UFRJ, para a Secretaria de Portos da Presidência da República (SEP/PR). A publicação propõe um modelo integrado de gestão dos resíduos, efluentes líquidos e medidas de manejo e controle da fauna sinantrópica nociva (ratos, pombos, insetos e outros animais), com indicações de boas práticas de gestão ambiental que garantam a melhoria da eficiência das atividades portuárias. No caso dos efluentes líquidos, variados tipos são gerados pela operação portuária em terra e pelas embarcações. O principal deles é o esgoto sanitário e o problema central é a carência de sistemas de tratamento. Nas áreas arrendadas, 4% dos portos visitados possuem estações de tratamento e 14% deles estão ligados à rede pública de esgotamento sanitário. Nos portos localizados em municípios onde exista rede pública para coleta e tratamento de efluentes sanitários, a conexão com a rede é a melhor solução técnica para tratamento e disposição do efluente sanitário gerado nas edificações dos portos, de acordo com o Guia. As águas pluviais, por sua vez, são fontes alternativas importantes que devem ser aproveitadas, devido às grandes áreas de telhados e pátios disponíveis nas áreas portuárias, e apresentam qualidade superior aos efluentes considerados para reúso. O aproveitamento de águas pluviais demanda estudos para cada situação, mas as recomendações básicas incluem a implementação de sistemas de reúso de água de telhado, desenvolvendo projeto do sistema de coleta de água de chuva. De acordo com os pesquisadores, esta água, após as etapas de tratamento, podem ser usadas na lavagem de pisos, de equipamen-

tos e de veículos, minimizando a demanda do consumo de água potável da concessionária de serviço público. Finalmente, no quesito fauna sinantrópica nociva, as equipes de campo identificaram seis tipos: pombos, roedores, baratas, mosquitos, moscas e escorpiões. Todos eles foram observados e catalogados e estão disponíveis em um banco de dados com informações qualitativas e quantitativas. A maior parte das espécies encontradas foi de insetos, roedores e pombos, especialmente nos terminais que possuem movimentação e armazenagem de grãos perecíveis. A recomendação do Guia é intensificar os programas de manejo e controle dessas espécies, com a criação do Programa de Controle Integrado de Fauna Sinantrópica Nociva, que inclui medidas preventivas (boas práticas e educação), corretivas (instalação de barreiras e armadilhas) e controle químico (desinsetização e desratização). O Guia lista 22 medidas de controle gerais para evitar a entrada, o alojamento e a propagação desses animais para evitar problemas significativos para a economia portuária,

a saúde dos trabalhadores e ao ambiente como um todo. Rede de competências – A pesquisa que resultou neste Guia foi desenvolvida por uma Rede de Competências, formada por 17 instituições, entre universidades federais e estaduais, institutos ou centros de pesquisa, localizados em 14 estados. Com quase 300 pesquisadores, entre professores, doutores, mestres, graduados e estagiários, sob a coordenação geral e orientação técnica do PPE/ Coppe/UFRJ, a Rede desenvolveu trabalhos e linhas de pesquisa em temas de interesse estratégicos, como: legislação e regulação ambiental, gestão de resíduos, gestão ambiental, logística, energia, tecnologias verdes e gestão ambiental portuária. Baseado no Guia, a equipe também produziu 22 Manuais de Boas Práticas Portuárias para cada um dos portos integrantes do Programa, adequando-o às necessidades locais e características específicas de cada um. Este manual fornece orientações das práticas operacionais para cada instalação portuária, garantindo condições ambientais seguras em conformidade com a legislação. TN Petróleo 93

77


suplemento especial

500 livros em ação social pela leitura

Foto: Divulgação

C

om o objetivo de aproximar jovens da leitura e incentivar o prazer de ler, a Câmara de Comércio Americana do Rio de Janeiro (AmCham Rio) promoveu, neste ano, uma campanha de arrecadação de livros infantojuvenis que serão destinados a escolas públicas do estado do Rio de Janeiro por meio do Programa Hora de Leitura, desenvolvido pelo Instituto da Criança. Com o apoio de seus associados, a entidade arrecadou mais de 500 obras de grandes nomes da literatura, como Gil Vicente, Luis Fernando Verissimo, Pedro Bandeira, Jorge Amado e Monteiro Lobato. O montante arrecadado ultrapassou em 68% a meta inicial da câmara, estipulada em 300 livros. As doações foram entregues ao Instituto da Criança em cerimônia realizada no dia 20 de dezembro de 2013 na sede da AmCham Rio, no Centro da cidade. “A AmCham Rio entende que a formação e a educação das crianças são pilares para a melhoria da

nossa sociedade e do nosso país. Estamos comprometidos para fazer a nossa parte”, disse o diretor-superintendente da Câmara de Comércio Americana do Rio, Rafael Lourenço. O Programa Hora da Leitura foi lançado em 2008 e atende atualmente mil crianças e jovens a cada ano. A ação promove ciclos de leitura em estabelecimentos de ensino e a formação de

bibliotecas, resultando na melhoria do desempenho acadêmico dos alunos. “Com esta doação poderemos montar uma roda de leitura em uma das escolas, que se viabiliza a partir de 400 livros. Nestas rodas, trabalhamos o prazer de ler um livro”, disse Priscila Mendes, gestora voluntária do programa. A campanha Doe Seu Livro, realizada pela AmCham Rio, é fruto da parceria entre os Comitês de Responsabilidade Social Empresarial e de Recursos Humanos da instituição e terá sua segunda edição em novembro e dezembro de 2014.

A

finlandesa Wärtsilä, especializada em serviços e soluções para o setor marítimo, foi contratada para instalar sistemas de purificação de gases Open Loop em três embarcações pertencentes à Color Line, maior operadora de ferries e navios de cruzeiros da Noruega. Esse contrato firma a liderança da finlandesa no segmento de depuradores para o mercado naval, com 75 unidades já vendidas. O sistema que será instalado nas embarcações evita a emissão de gases e partículas nocivas ao meio ambiente. O sistema permitirá que os navios estejam de acordo com a legislação ambiental atual e operem sem restrições em zonas de controle de emissões (ECAs). “Nossos sistemas de purificação de gases de exaustão são um dos elementos mais importantes para

78

TN Petróleo 93

Foto: Divulgação

Sistemas de depuração de gases de exaustão

manter nossa posição como fornecedora de tecnologias inovadoras. Oferecemos uma alternativa eficiente e de baixo custo à utilização de combustíveis com baixo teor de enxofre”, afirma Sigurd Jenssen, diretor de Controle de Emissão de Gases da Wärtsilä Ship Power. O depurador Open Loop atua em circuito aberto utilizando a água do mar para remover o óxido de enxofre dos gases de escape. Esses gases entram no sistema e são pulverizados com água salgada em três

fases distintas. A reação do óxido de enxofre com água forma ácido sulfúrico, que é neutralizado pela alcalinidade da água do mar. Essa água é tratada e controlada na entrada e na saída para assegurar sua conformidade com todos os critérios aplicáveis de descarte. A partir daí, pode ser devolvida no mar sem risco de danos ao meio ambiente. A Wärtsilä desenvolve um portfólio de produtos e serviços para atender às exigências ambientais sem aumento dos custos operacionais. Além do sistema de purificação dos gases de escape, a empresa desenvolveu Sistemas de Gestão da Água de Lastro e suporta seus clientes desde a fase de projeto, com a engenharia básica e de detalhamento, até a supervisão da instalação dos produtos na embarcação.


Banco Mundial e ONU lançam plano para financiar energia renovável Foto: Parque Eólico Desenvix

O

Banco Mundial (BM) e as Nações Unidas (ONU) lançaram no final de 2013 um plano para arrecadar bilhões de dólares para fornecer eletricidade para nações pobres – mas ressaltaram que o foco será em fontes limpas, e nem mesmo a energia atômica receberá investimento. O presidente do BM comentou que o banco está desenvolvendo planos de energia para 42 países que estariam prontos em junho, e que todo o dinheiro arrecadado com esses planos será investido apenas em novas fontes de energia alternativa. Juntas, as iniciativas atingiriam 361 milhões de pessoas sem acesso à eletricidade. “Não financiamos energia nuclear ”, colocou o coreano Jim Yong Kim, presidente do Banco Mundial. Kim e o secretário-geral das Nações Unidas, Ban Ki-moon, enfatizaram a necessidade de que sejam criados esforços para garantir que todas as pessoas no mundo tenham acesso à eletricidade até 2030. “A energia nuclear, de país a país, é uma questão extremamente política. O Grupo Banco Mundial não envolve na prestação de apoio à energia nuclear. Acreditamos que essa é uma conversa extremamente difícil”, disse ele. “E como realmente não estamos nesse negócio, nosso foco é encontrar formas de trabalhar com a hidrelétrica, geotérmica, solar e eólica. Estamos realmente focando em aumentar o investimento nessas modalidades e não financiamos energia nuclear ”, acrescentou. O coreano observou que, para atingir as metas da campanha, seria necessário arrecadar entre US$ 600 bilhões e US$ 800 bilhões por ano, dobrando a eficiência energética e a participação das energias renováveis até 2030. Para se ter uma ideia, em alguns países do mundo apenas

10% da população têm acesso à eletricidade. Até agora, a campanha já conseguiu promessas de doação de um bilhão de dólares do Fundo Internacional de Desenvolvimento da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e de US$ 500 milhões do Banco da América, através do que está sendo chamado como a primeira ‘aliança verde’ do mundo. Além disso, a Noruega se comprometeu em gastar dois bilhões de Krones (o equivalente a US$ 325 milhões) até 2014 para estimular a energia renovável. Para alguns cientistas climáticos, essa recusa em relação à energia nuclear não é exatamente uma boa notícia, já que alguns deles defendem que essa fonte, por não gerar gases do efeito estufa (GEEs), pode ajudar a combater o aquecimento global. Para alguns ambientalistas, contudo, a declaração do BM e da ONU é tranquilizante, pois a geração de energia nuclear envolve muitos riscos, que podem acabar em desastres como o acidente ocorrido na usina de Fukushima em 2011. Kim enfatizou a importância do financiamento privado para a expansão da energia em países pobres como a Nigéria e a Costa do Marfim, e lembrou que esforços estavam

sendo feitos para lançar um plano semelhante para Myanmar, onde o governo criou uma série de reformas nesse sentido. E informou que tem sido difícil encontrar capital para os países mais pobres, mas insistiu: “Mostraremos aos investidores que a energia sustentável é uma oportunidade que eles não podem perder.” Junto com o lançamento do plano, o Banco Mundial e as Nações Unidas também revelaram alguns avanços no campo da energia sustentável, como a conquista do programa brasileiro Luz para Todos, que atingiu o marco de 15 milhões de beneficiários, fazendo com que agora 99% da população do país tenha acesso à eletricidade. O lançamento do plano internacional faz parte da iniciativa Energia Sustentável para Todos (SE4ALL), que visa levar a toda a população mundial o acesso à eletricidade. “Oitenta e um países estão atualmente participando dessa iniciativa. Suas ações são complementadas pelas das companhias e associações privadas, assim como por grupos da sociedade civil. Continuaremos a trabalhar com interessados para levar energia sustentável a todos, para incentivar ações que transformam vidas”, concluiu Kandeh Yumkella, diretor executivo da SE4ALL. TN Petróleo 93

79


suplemento especial

Instituto Schneider Electric na Comunidade amplia programa de capacitação

O

Instituto Schneider Electric na Comunidade – braço social da multinacional francesa especialista global em gestão de energia no Brasil – ampliará, em 2014, o programa social Schneider na Comunidade. A ação visa integrar parceiros locais, funcionários voluntários e a população em cursos gratuitos de capacitação profissional para jovens das comunidades nas quais a companhia está inserida. Com forte protagonismo social, o Brasil é o único país onde a companhia tem o Instituto Schneider na Comunidade, criado para dar mais foco e visibilidade a projetos locais da companhia e gerenciar o trabalho de 400 voluntários funcionários. O Schneider na Comunidade, que hoje é desenvolvido na cidade de Eusébio, no Ceará, será ampliado para outras sete localidades onde a companhia possui unidades, sendo elas: Blumenau (SC), Curitiba (PR),Guararema (SP), Porto Alegre (RS), Rio Janeiro (RJ), Santo Amaro (SP) e Sumaré (SP). “Mais do que um movimento de mobilização, o Schneider na Comu-

nidade é símbolo do nosso compromisso com a população residente onde temos operações. O desenvolvimento do programa no Ceará é um exemplo de como a ação pode envolver e sensibilizar parceiros locais, funcionários e a comunidade, todos em prol de um objetivo comum, que é participar de uma iniciativa que de fato tenha um diferencial para as pessoas envolvidas, como a capacitação e novas oportunidades profissionais para os jovens dessas localidades”, destaca o presidente do Instituto Schneider Electric na Comunidade, Jesús Carmona. No programa são oferecidos cursos de introdução à tecnologia e eletricidade básica. Cada turma treinará 20 alunos, sendo realizadas três turmas por ano em cada localidade, com a previsão de capacitar até 300 jovens em 2014. Para participar dos cursos, os jovens devem ter a partir de 16

anos e comprovar que residem na localidade. O curso de elétrica terá a duração de 120 horas. As salas serão construídas ou adaptadas dentro das unidades da Schneider Electric nas cidades. Atualmente, o Schneider na Comunidade já é realizado no Ceará e, desde que foi implantando, em abril deste ano, já formou 24 alunos. Os professores são funcionários voluntários da companhia que passaram por uma capacitação com o Instituto de Educação Portal (IEP). Estímulo ao voluntariado – A Schneider Electric conta com 70 voluntários no Ceará e outros 400 espalhados pelo Brasil. Todos estão registrados no Portal do Voluntário do Instituto Schneider Electric na Comunidade, fundado em 2011. Organização não governamental e sem fins lucrativos, a entidade tem como objetivo apoiar e executar projetos e ações de responsabilidade social no país, tendo como frentes de trabalho a capacitação profissional, o uso consciente e eficiente de energia e o trabalho com a inovação.

Livreto explica como aplicar o Código Florestal Iniciativa Verde lançou o livreto “Sustentabilidade: Adequação e Legislação Ambiental no Meio Rural”, publicado por meio do projeto Plantando Águas, este patrocinado pela Petrobras. A publicação é um roteiro simplificado que resume o “novo” Código Florestal (Lei 12.651/12) e aborda diversas questões relativas à aplicação desta e de outras leis. Escrito pelo engenheiro agrônomo Roberto Resende, presidente da Iniciativa Verde, a publicação tem 40 páginas e pode ser baixada no site da Iniciativa Verde. Duas mil cópias do livreto foram impressas e serão distribuídas para os agricultores familiares, incluindo assentados rurais e quilombolas 80

TN Petróleo 93

que participam do projeto Plantando Águas. A publicação será usada para orientar os trabalhos da instituição e dos parceiros e para auxiliar os participantes do projeto a adequarem ambientalmente os seus imóveis rurais. Como o Plantando Águas é realizado no estado de São Paulo, o livreto também aborda outras legislações a serem aplicadas na região, como a Lei da Mata Atlântica. O livreto trata de temas relativos ao novo Código Florestal e de aspectos técnicos para a adequação ambiental como bacias hidrográficas, Mata Atlântica, recomposição florestal, uso e conservação do solo e licenciamento ambiental. A reprodução de trechos da publicação é permitida desde que citada a fonte.


O

The Crystal, centro global de urbanismo sustentável da Siemens, localizado em Londres, acaba de justificar os padrões de edifícios ecológicos e sustentáveis com a certificação Leed Platinum (Leadership in Energy and Environmental Design Platinum). O prêmio foi conquistado após o edifício ter atingido alta pontuação, de acordo com a norma internacional de eficiência energética. Antes, no mês de julho, o centro de desenvolvimento urbano sustentável da Siemens havia sido contemplado com o certificado Breeam (Building Research Establishment Environmental Assessment) na categoria de “Outstanding” (Excecional), tradicional prêmio de avaliação da sustentabilidade de edifícios do Reino Unido. As novas conquistas tornam o The Crystal o único edifício do mundo a receber a classificação mais alta nos dois sistemas de certificação. “Houve um empenho significativo para fazer do The Crystal um dos edifícios mais sustentáveis e energeticamente eficientes do mundo ao adotarmos os mais altos padrões de projeto, construção, tecnologia e operação”, afirmou Pedro Miranda, diretor do Centro Mundial de Competência para Cidades da Siemens. O The Crystal é um edifício singular, com forma e revestimento exterior semelhantes a um cristal. Ocupando uma área de mais de 6,3 mil m2 no Royal Victoria Dock, leste de Londres, o edifício é totalmente alimentado por eletricidade e não consome recurso fóssil, como petróleo ou gás. Em vez disso, ele usa fontes de energia renováveis, inclusive a energia proveniente do parque eólico marítimo London Array. Sob o The Crystal, há dois sistemas de

Foto: Divulgação Siemens

Siemens: primeiro edifício do mundo a receber as mais altas certificações sustentáveis

tubulações com extensão superior a 17 km e chegam a 150 m de profundidade. Equipados com bombas de calor, esses sistemas atendem a todas as necessidades de aquecimento e refrigeração do edifício. Um sistema de painéis fotovoltaicos, localizado no topo do The Crystal, também gera eletricidade para o prédio. Esse recurso cobre uma área de 1.580 m2 e atende cerca de 20% do consumo total de eletricidade, o que corresponde quase à demanda da bomba de calor geotérmica para a preparação de calor e frio. Outros 19 m2 de painéis solares térmicos ajudam a produzir água quente. Em termos gerais, o The Crystal consome 46% menos energia e emite 65% menos dióxido de carbono do que os edifícios de escritórios comparáveis. O design passivo, que confere ao prédio seu formato extraordinário, com muitos ângulos e paredes inclinadas, assegura iluminação e sombras naturais no interior. Um sistema de ventilação natural com 150 aberturas de fachada controláveis reduz o custo da ventilação mecânica. As águas pluviais, assim como as residuais (que apresentam diferentes níveis de contaminação), são coletadas e purificadas no próprio edifício, de modo que não haja desperdício de uma única gota d’água.

O avançado sistema de automação predial Desigo da Siemens controla e monitora todos os parâmetros operacionais do edifício, enquanto o Siemens Advantage Operation Center (AOC), situado em Frankfurt, na Alemanha, é responsável pela manutenção remota. Todos esses inovadores parâmetros ativos e passivos de projeto, construção e operação contribuíram para a certificação Leed Platinum do edifício na classe Leed Para Novas Construções e Grandes Reformas (V2009). O Crystal obteve o número máximo de pontos nas categorias de Eficiência Hídrica (10/10), Inovação em Design (6/6) e Prioridades Regionais (4/4) e ficou pouco abaixo das pontuações mais altas nas categorias de Locais Sustentáveis (24/26), Qualidade Ambiental Interna (10/15) e Energia e Atmosfera (28/35). Em termos gerais, o Crystal obteve 86 de um total de 110 pontos possíveis. Também no Brasil a Siemens é pioneira em sustentabilidade predial. A sede da empresa em Pirituba, zona norte de São Paulo, conta com 18.000 m² de área e foi a segunda edificação no país a receber o selo Leed Gold por sua utilização sustentável de recursos como água, energia, gerenciamento de resíduos e preservação de mata nativa. TN Petróleo 93

81


suplemento especial

Cedpem aprofunda debate sobre segurança offshore e unitização A unitização em áreas sob concessão no Brasil e a questão da segurança operacional e ambiental no cenário offshore foram os temas centrais do último evento do I Ciclo de Seminários 2013 – Novos desafios da indústria do petróleo, promovido pelo Centro de Excelência em Desenvolvimento, Petróleo, Energia e Mineração (Cedpem).

A

professora da University of Houston Law Center, Jacqueline Lang Weaver, e o procurador-geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Olavo Bentes David, foram os palestrantes do evento realizado em dezembro que reuniu representantes da área jurídica de órgãos e de empresas do setor. Ao iniciar os debates, a professora Jacqueline enumerou os impactos do acidente com a plataforma Deepwater Horizon, no Golfo do México, em abril de 2010. “O caso da Deepwater Horizon provocou profundas mudanças na legislação americana no que se refere a acidentes ambientais, impactou toda a indústria mundial de petróleo e, ainda, forçou o setor a buscar avançadas tecnologias, fez surgirem novas normas e também agências reguladoras internacionais, para garantir boas práticas e padrões mais seguros na realização das operações, cobrando mais rigor e maior controle de riscos nas operações em águas profundas”, disse.  A especialista mostrou como alguns órgãos americanos, como o Bureau of Safety and Environmental Enforcement (BSEE), a Ocean Energy Safety Institute e o Center for Offshore Safety (COS), modificaram sua atuação após o incidente em águas profundas na plataforma da BP.  De acordo com Weaver, Reino Unido e Noruega possuem, hoje, os melhores padrões de segurança e regulação. “No entanto, isso não quer dizer que

82

TN Petróleo 93

as normas daqueles países poderiam ser simplesmente emuladas, replicadas no Brasil”, ponderou. Ela reforçou que, apesar de ser um fator de interesse global e uma preocupação mundial, a segurança operacional é compromisso local intransferível das empresas e governos. “Uma regulação fraca é sinal de que a saúde da indústria está em risco. Uma boa agência reguladora é a melhor amiga da indústria”, observou.  “As raízes dos fatores que provocam acidentes na indústria do petróleo são sistêmicas. É preciso que sejam realizadas reformas significativas, tanto nas práticas da indústria quanto nas políticas dos governos e que, estes, promovam ações regulatórias efetivas”, ressaltou, lembrando, ainda, que para muitos CEOs as medidas regulatórias não são bem-vindas, o que é um grave erro de visão. “Não se trata de tarefa fácil e que nunca tem fim”, garantiu.  Weaver alertou para a necessidade de se voltar maior atenção não só para as operações em águas profundas, mas também para as realizadas em águas rasas. “E é fundamental toda a atenção possível nas operações do pré-sal”, disse, sugerindo normas específicas para a região. Unitização já ocorre no Brasil – A unitização foi o foco da palestra do procurador-geral da ANP, Olavo Bentes David. Geólogo e advogado com larga experiência no setor, ele explicou que, em linhas gerais, a unitização ocorre quando um reservatório se estende para além dos limites de uma área concedida, até blocos vizinhos operados por outra(s) concessionária(s) ou até áreas não contratadas.

Olavo Bentes citou o exemplo de Spindletop, no Texas, cuja produção foi iniciada em 1901 e, já em 1910, o campo foi depletado. No seu entender, isso já ocorre em algumas áreas do Brasil, principalmente pelo fato de que, desde a criação da ANP, licitou-se grande volume de blo cos exploratórios. “Quanto mais intensa as atividades exploratórias e de produção em blocos contíguos, maior a possibilidade de ocorrer o processo de unitização”, afirmou. “E isso está ocorrendo, inclusive, em áreas do pré-sal”, frisou. “Em se tratando de extensão do reservatório para áreas da União, esta será, no processo de unitização, representada pela Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA) ou pela ANP, a depender da localização da área não contratada, se dentro ou fora do polígono do pré-sal”, completou David.  Marilda Rosado, que está à frente do Cedpem, destacou, nesse sentido, a importância do debate e da mentalidade de cooperação – objetivo primeiro do Cepdem, ao reunir juristas do país e do exterior e chamar a atenção para tema tão relevante da indústria de óleo e gás. “Acreditamos que, desta forma, estamos colaborando, em conjunto com outras empresas, para a construção de um marco regulatório relativo à unitização”, afirmou. Com o evento, de dimensão internacional, o Cedpem encerra suas atividades para 2013. Segue, agora, no planejamento de novos debates, previstos para o decorrer do próximo ano.


Soluções para a falta de mão de obra

D

e acordo com a informação citada pela Administração de Informação de Energia dos EUA (EIA), o Brasil tem 14 bilhões de barris de reservas comprovadas de petróleo, a segunda maior da América do Sul, depois da Venezuela. As bacias de Campos e Santos detêm a vasta maioria dessas reservas, com expectativa de atingir uma produção de três milhões de barris de petróleo por dia neste ano. A Petrobras declarou recentemente que produzirá 2,2 milhões de barris de petróleo (boe) em 2012 e chegará a 5,7 milhões em 2020. Nos últimos 12 anos, a empresa diz ter aumentado o investimento em pesquisa e desenvolvimento em 18,3% ao ano, alcançando U$ 1,1 bilhão em 2012. Já o plano de investimento até 2017, soma R$ 236,7 bilhões. Apesar das expectativas de produção e das projeções de investimento serem uma excelente notícia, chegam em um momento em que a indústria de petróleo e gás enfrenta uma escassez global de mão de obra qualificada. Com mais de 50% dos engenheiros experientes prestes a se aposentar em até dez anos e poucos ingressando no mercado para substituí-los, a guerra por talentos está se intensificando. Estima-se que faltam 40 mil profissionais só no Brasil! Para completar o quadro, as habilidades necessárias para a indústria de petróleo e gás no país são altamente especializadas. Grande parte da produção é marítima, em campos de águas ultraprofundas. Há 20 anos, prospectar petróleo a 400 m de profundidade no Mar do Norte no Reino Unido era considerado um desafio. Agora, é o que os especialistas chamam de “trabalho fácil”, já que a nova fronteira é de mais de 2.000 m abaixo do nível do mar. Há várias iniciativas em curso para aumentar o número de técnicos no setor. Uma delas é a busca de profissionais em outros países. Fica claro que há uma abundância de oportunidades de trabalho atraentes no Brasil. A Forbes listou o país como o 16º mais lucrativo do mundo na área de petróleo e gás, com salários de quase US$ 131.000/ano. Este fator, ligado a uma cultura vibrante, bom clima e uma população reconhecida como amigável, torna o Brasil um destino atraente para expatriados. O governo brasileiro tem reconhecido que as suas políticas restritivas devem ser revistas para possibilitar que as empresas tragam mais facilmente os talentos que precisam. Para abastecer sua busca por energia, a indústria de petróleo e gás deve ter acesso às melhores pessoas do mercado, não importando a parte do mundo da qual elas venham. Outra possibilidade é a qualificação da mão de obra local. O Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp) foi criado em 2003 pelo governo, diversas empresas e operadoras, inclusive a Petrobras. A iniciativa visa fortalecer a competitividade da indústria nacional. Por sua vez, o Prominp lançou o Programa Nacional de Qualificação Profissional (PNQP) em 2006. Até agora, foram treinadas mais de 90 mil pessoas de 77 instituições de ensino em 17 estados. Além disso, com o programa Profissões de Futuro, a Petrobras apresenta as carreiras ligadas à indústria de petróleo e gás aos alunos do último ano do ensino fundamental, ensino médio e técnico. Muitas vezes desconhecidas, essas atividades oferecem grandes perspectivas. As empresas estão trabalhando também para assegurar que as qualificações necessárias sejam transmitidas dos funcionários mais antigos para a próxima geração. Outra alternativa é recrutar e treinar técnicos de outras indústrias pesadas como, por exemplo, engenheiros estruturais e engenheiros eletricistas da indústria naval ou de infraestrutura, devido às qualificações semelhantes. Por fim, estratégias sofisticadas de retenção de funcionários – incluindo pacotes de benefícios atraentes – também estão sendo consideradas. Felizmente, as empresas de petróleo e gás têm condições de fazer esse investimento.

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

qualificada

As recentes descobertas de grandes reservas de petróleo no pré-sal e a dedicação do governo brasileiro em aumentar a produção nacional de petróleo criam uma abundância de oportunidades para profissionais qualificados.

Simon Coton ingressou na NES Global Talent, em 1995 e, atualmente, é diretor da companhia, liderando as equipes de Houston e do Reino Unido.

TN Petróleo 93

83


pessoas

Fafen Sergipe tem novo gerente geral A partir do começo de janeiro, a Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Sergipe (Fafen-SE), unidade operacional da Petrobras, localizada no município de Laranjeiras, tem um novo gerente geral. Alexandre Coelho Cavalcanti é engenheiro mecânico, tem 27 anos na empresa, atuou na Refinaria Duque de Caxias (Reduc-RJ), onde passou por diferentes áreas, e vem transferido, agora, da Fábrica de Fertilizantes Nitrogenados de Mato Grosso do Sul (Fafen-MS), da Petrobras, localizada no município de Três Lagoas (MS). Gerente geral da Fafen-SE desde 2010, o engenheiro mecânico Fernando Tadeu de Castilho assume a Gerência Geral da Fafen-MS, que entrará em operação em setembro deste ano. Sob sua gestão, a Fafen-SE bateu o recorde de produção de ureia, totalizando 557.657 toneladas produzidas em 2013 e superando o recorde anterior, de 541.975, alcançado no ano 2000. O Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 contempla importantes

Da esquerda para a direita: Marcelo Murta, gerente executivo de Gás Química; Alexandre Coelho Cavalcanti, gerente geral da Fafen-SE; Alcides Santoro, diretor de Gás e Energia da Petrobras; Fernando Tadeu de Castilho, gerente geral da Fafen-MS.

projetos na área de fertilizantes. Aqui em Sergipe entrará em operação, em fevereiro deste ano, a Unidade de Sulfato de Amônio com capacidade para produzir 303 mil ton/ano. Com este novo empreendimento, a Companhia agregará maior valor à amônia fabricada na Fafen-SE. No Mato Grosso do Sul, a Fafen-MS entrará em operação em

setembro deste ano com capacidade para produzir 1,2 milhão toneladas/ano de ureia. Com isso, a capacidade total de produção de ureia da Petrobras saltará de 1,7 milhão de toneladas/ ano para 2,9 milhões de toneladas/ano, reduzindo significativamente a dependência externa por esse importante fertilizante nitrogenado.

Harris Corporation fortalece presença no Brasil Com o objetivo de melhorar as facilidades no Brasil, assim como atender ainda melhor o mercado brasileiro, a Harris Corporation, empresa global de comunicações e tecnologia da informação, nomeou Reinaldo Rezende para a presidência de suas operações no Brasil. Rezende, que tem reconhecida experiência na área comercial de empresas na América Latina, será responsável por operações, desenvolvimento de negócios, marketing, serviços compartilhados e relações governamentais para o mercado 84

TN Petróleo 93

brasileiro. E auxiliará na ampliação da estrutura e no aumento das parcerias da Harris na região, apoiando também os esforços para expandir sua presença – particularmente nos setores de energia, saúde, segurança pública, governo e militar. Sediada em Melbourne, Flórida (EUA), a empresa tem cerca de US$ 5 bilhões de receita anual e cerca de 14 mil funcionários – incluindo os quase seis mil engenheiros e cientistas. Com faturamento global de 5 bilhões de dólares, a Harris opera em 125 países e tem perto de 14 mil funcionários. “Estamos crescendo a uma taxa anual de 20% nos últimos três anos e esperamos crescer ainda mais nos próximos”, afirma Rezende. No Rio, a companhia tem um escritório de suporte para atendimento e em Macaé uma base ope-

racional com dois teleportos nos quais será iniciado um projeto de consolidação em um único teleporto para aumentar a capacidade atual de fornecimento, que no segundo semestre de 2015 deverá estar pronto. “Atualmente contamos com cem funcionários no Brasil; a expectativa é aumentarmos em 30% já no primeiro semestre de 2014”, indica. Segundo Rezende, a área de petróleo e gás corresponde a 20% do faturamento da empresa no mundo e o objetivo com o fortalecimento da presença no Brasil é aumentar esse número. Os principais clientes da companhia nesses setores são: Petrobras, Odebrecht e Queiroz Galvão, CPFL de São Paulo, Transocean, Brasdrill, Odebrecht, Statoil e Shell.


Ex-ministro dos Transportes vai comandar EPL

Foto: Agência Brasil

O ex-ministro dos Transportes Paulo Sérgio Passos assumiu no dia 3 de dezembro de 2013 a presidência da Empresa de Planejamento e Logística (EPL), em substituição a Bernardo Figueiredo. Passos vai trabalhar na EPL ao lado do atual presidente, Bernardo Figueiredo, que deixar o cargo para assumir projetos pessoais. Entre as atribuições da EPL está a coordenação do Programa de Investimento e Logística e do trem de alta velocidade. Depois de deixar o Ministério dos Transportes, em abril, Passos havia sido indicado pela presidenta Dilma Rousseff para exercer o cargo de diretor-geral da Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT).

O engenheiro Rodrigo Aguiar Lopes, 48 anos, é o novo presidente da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Conservação de Energia (Abesco) para o biênio 2014-2015. Pós-graduado em Eficiência Energética e Administração de Empresas pela Universidade de São Paulo e Fundação Getúlio Vargas, respectivamente, Lopes tem mais de 15 anos de experiência no setor ao trabalhar em companhias nacionais e internacionais. Dentre os principais objetivos do engenheiro durante o mandato, está a expansão e a promoção da Abesco em todo o território nacional, além de desenvolver e melhorar linhas de financiamento e mecanismos que facilitem a implantação de projetos em eficiência energética e transformar o QualiEsco

em uma certificação nacional. “Daremos continuidade às ações realizadas até aqui e buscaremos a melhoria contínua dos projetos, parcerias e estrutura institucional. Acredito que essa seja a função e o papel da Associação, representar de maneira cada vez mais consistente o setor. É isso que iremos buscar ”, explica Rodrigo Aguiar Lopes, presidente da Abesco. A nova diretoria é composta por Alexandre Moana como diretor técnico, José Marcelo Sigoli na função de diretor financeiro, Aldemir Spohr no cargo de presidente do Conselho Consultivo, Cláudio Latorre como presidente do Conselho Fiscal e Marcelo Mesquita que mantém o cargo de secretário executivo da entidade.

Foto: Divulgação

Abesco apresenta novo presidente

TN Petróleo 93

85


perfil empresa – Yokogawa

YOKOGAWA AMÉRICA DO SUL comemorou 40 anos em 2013 Em 2013 a Yokogawa celebrou 40 anos de presença no Brasil e América do Sul. Desde a sua fundação, em 5 novembro de 1973, a Yokogawa América do Sul (YSA) fornece as mais avançadas soluções em automação industrial, incluindo sistemas de controle, instrumentação de campo, instrumentos de teste e medição, instrumentação analítica e registradores.

H

www.yokogawa.com.br 86

TN Petróleo 93

oje é responsável pela automação de muitas plantas para grandes empresas em diversos segmentos, tais como Petrobras, no segmento de petróleo e gás, Eldorado Brasil, no segmento de papel e celulose, Braskem, no ramo petroquímico, e muitos outros. Ao longo desses 40 anos, houve inúmeras reformulações, sempre buscando o melhor atendimento ao cliente e também desenvolver o mercado da América do Sul. A fábrica da Yokogawa América do Sul funciona sem interrupções desde sua inauguração, mesmo durante a difícil da década de 1990, em virtude da crise econômica brasileira. Ela está localizada em São Paulo, no bairro de Santo Amaro, com mais de 11.000 m 2 atualmente possui linha de montagens de transmissores, analisadores e gabinetes. A operação no Brasil serve como sede regional de negócios da Yokogawa na América do Sul desde 1995, que possui presença no Chile, Argentina, Perú e Colômbia. O escritório que abriga a engenharia, área de serviços e centro de treinamento, está localizado em Alphaville, São Paulo, para fornecer alta qualidade de engenharia de automação, serviços pós-venda e treinamento dos clientes. Especialmente o centro de treinamento já treinou mais de 17.500 profissionais desde que foi inaugurado em 1985. “O Brasil é uma das regiões de foco no nosso Plano de Negócios para 2015. Temos uma longa história de negócios no Brasil e na América do Sul, com grandes oportunidades de crescimento econômico – sobretudo nos segmentos de petróleo e gás, petroquímico, etanol, papel e celulose e setor de mineração”, destaca Satoshi Yoshida, presidente e CEO da YSA. “Portanto, vamos aproveitar as oportunidades para fornecer soluções superiores através de nossos produtos de automação que são projetados e fabricados com a mais recente tecnologia e quase cem anos de rica experiência e know-how acumulado para controlar todo tipo de processo em todo o mundo”, frisa o executivo. Ele observa que os produtos Yokogawa, além de melhorar a eficiência da planta, colaboram reduzindo o consumo de energia e mate-


Cerimônia Kagami Wari, tradicional celebração japonesa Fotos: Eduardo Sousa

Shuzo Kaihori, CEO Global

Exposição de produtos Yokogawa riais. “A Yokogawa também se preocupa em desenvolver produtos que ajudem a proteger o meio ambiente e, assim, contribuir para a sociedade – sistemas avançados de controle para minimizar as emissões de CO2, reciclagem de águas residuais, entre outros” – acrescenta Yoshida.

Evento de 40 anos Em 4 de dezembro de 2013, realizou-se uma cerimônia no Jockey Club , em São Paulo, para celebrar o 40º aniversário do estabelecimento de negócios da Yokogawa América do Sul no Brasil. Cerca de 130 convidados participaram do evento, incluindo representantes do governo e instituições brasileiras, altos executivos de clientes como Braskem, Petrobras e Vale, o cônsul japonês do Brasil, Noriteru Fukushima, representantes da Câmara de Comércio e Indústria e funcionários Yokogawa. A Yokogawa América do Sul acredita e tem a sensação de que este evento foi mais um passo em direção à construção de relações mais fortes com seus clientes.

História da empresa Criada com o nome de Yokogawa Elétrica do Brasil na década de 1970, iniciou suas opera-

Bira e Osmar Barutti do Sexteto do Jô animaram o evento ções com foco em instrumentação para controle de processos e medições elétricas. Mais tarde, com o avanço da tecnologia e da introdução de novas tecnologias para o mercado brasileiro, a Yokogawa iniciou a era digital no Brasil por meio de transferência de tecnologia do sistema de controle distribuído (SDCD) para uma empresa brasileira, a Ecil P&D. Após a abertura do mercado em 1992, Yokogawa adquiriu a Ecil P&D e criou a atual Yokogawa América do Sul (YSA). Em 1995, a YSA se tornou a matriz responsável pela operação em toda a América do Sul. Em 1998 foi realizada a fusão com a YBR, que atuava na área de instrumentos de medição. Assim a YSA se transformou no representante integral dos produtos Yokogawa na América do Sul. Em 2000, para complementar o seu desempenho e oferecer as soluções do mercado de automação industrial da América do Sul, incluindo serviços de engenharia, instalação e manutenção, foi criada a Yokogawa Service. A fim de fazer frente ao aumento da demanda e a expansão de suas atividades, abriu subsidiárias na Argentina, Chile, Peru e Colômbia, além da rede de distribuidores em outros países. TN Petróleo 93

87


produtos e serviços

Klein Tools e Civitella & Cia

A partir da aquisição da Civitella & Cia, em março de 2013, a Klein Tools chega ao Brasil tendo o mercado de óleo e gás como estratégico para a operação local. O objetivo da americana é reforçar a marca perante as empresas que fazem exploração petrolífera por meio de umbilicais submarinos. Além das exploradoras, outro grupo de potenciais clientes para a Klein Tools é formado por empresas que possuem grandes plantas para construção de parques próprios para armazenamento de óleo e gás. A Civitella & Cia é fabricante de camisas de puxamento, que podem ser instaladas para aplicação abaixo da superfície na sustentação de umbilicais submarinos, e também para o tracionamento de cabos em navios e estaleiros, além de outras ferramentas destinadas à movimentação de carga em plataformas e navios de petróleo. Seu público-alvo é composto por empresas que fazem exploração por meio de umbilicais submarinos (responsáveis pela comunicação entre os equipamentos submersos e a superfície onde estão localizadas as unidades de produção e armazenamento de petróleo), estaleiros e navios. A companhia possui um escritório administrativo e uma unidade fabril em São Paulo (SP). Até o final de 2013, a Klein Tools fica na unidade da Civitella e em 2014 contratará novos colaboradores e passará para uma nova unidade com o dobro do espaço atual. Giuliano Civitella, diretor de Marketing da empresa, explica que apesar da aquisição, o nome 88

TN Petróleo 93

Fotos: Divulgação

Klein Tools chega ao Brasil

Civitella & Cia será mantido no mercado brasileiro, juntamente com sua estrutura administrativa e a mão de obra local. “Tanto a Civitella quanto a Klein Tools são empresas familiares, comandadas por membros da família. Dessa afinidade cultural nasceu a possibilidade de união de forças e manutenção do time de diretores”, ressalta. A Civitella está na segunda geração, enquanto a Klein Tools já está na sexta geração de administração familiar. A Civitella & Cia se tornou a operação brasileira da Klein Tools e disponibilizará o portfólio da Klein composto por ferramentas manuais (chaves de fenda, ferramentas para cabos, serras, lâminas, equipamentos de proteção, medidores de voltagem, puxadores

de cabos, polias, prensas hidráulicas, entre outros) e ferramentas isoladas voltadas para o instalador profissional. A entrada no mercado brasileiro reforça o posicionamento da Klein Tools para expandir a operação na América Latina. “Por se tratar de um mercado com alto nível de exigência técnica, acreditamos ser um ambiente adequado para a introdução das ferramentas Klein, que está entre as melhores ferramentas manuais do mundo, fabricadas nos Estados Unidos, destinadas ao uso pelo profissional”, afirma Giuliano. Segundo Jim Van Huis, vice-presidente de Vendas Internacionais da Klein Tools, devido às sinergias entre linha de produtos e modelo de negócios, a companhia identificou oportunidades no mercado brasileiro para iniciar seu plano de crescimento na América Latina e decidiu pela compra da Civitella & Cia. O executivo conta que a expectativa de negócios com a aquisição é grande e que a empresa espera ser a marca preferida de ferramentas para eletricistas no Brasil. “Na verdade já estamos percebendo os benefícios com o notável aumento das vendas e receitas. Nos primeiros quatro meses de parceria com a Civitella, garantimos um pedido de produtos Klein que somou 5% de nossas vendas anuais”, ressalta. Fundada em 1857, a Klein Tools possui matriz e sete fábricas nos Estados Unidos e presença em outros oito países: Canadá, China, França, Alemanha, Itália, Japão, Coreia, Gana e, agora, Brasil.


Transpetro

No final de dezembro de 2013, a Transpetro lançou ao mar nas instalações do tradicional Estaleiro Caneco, no Caju (RJ), o navio Oscar Niemeyer, primeiro gaseiro construído no Rio de Janeiro. Contratado junto ao Estaleiro Vard Promar, o Oscar Niemeyer é o primeiro de uma encomenda de oito navios gaseiros realizada por meio do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). A embarcação leva o nome do visionário arquiteto, que com suas obras de inconfundíveis linhas curvas ajudou a transformar um pedaço do serrado brasileiro na então nova e moderna capital federal. O investimento no gaseiro é de R$ 115 milhões.

Foto: Agência Petrobras

Primeiro gaseiro construído no Rio é lançado ao mar

Especificações técnicas

Ao todo, o Promef está investindo R$ 920 milhões na construção dos oito navios desse porte. O Oscar Niemeyer, que faz parte de uma série de navios gaseiros em homenagem a brasileiros notáveis, tem capacidade para transportar 7.000 m3 de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP).

Capacidade de transporte: 7.000 m3 Comprimento total: 117,63 m Largura: 19,20 m Altura: 34 m Calado: 5,80 m Pontal: 8,60 m Velocidade: 15,0 nós Autonomia: 11 mil milhas náuticas Número de tanques: 2

Tenaris

Tenaris anuncia acordo para aquisição integral de joint venture Foto: Divulgação Tenaris

A Tenaris, empresa global de soluções tubulares para o mercado energético mundial, anunciou um acordo para a aquisição dos 50% restantes de sua participação na Socotherm Brasil, pertencente à Socotherm Americas – uma divisão da ShawCor. A Socotherm Brasil opera uma unidade de revestimento de tubos administrada pela Tenaris, localizada na planta de tubos soldados TenarisConfab, em Pindamonhangaba (SP). A empresa hoje é uma joint venture formada pela Tenaris e pela Socotherm Americas, na proporção de 50-50%, respectivamente. “A integração total desta planta de revestimento às nossas operações permitirá à Tenaris melhor atender aos nossos clientes, oferecendo uma solução ainda mais completa de tubos e revestimentos para o mercado mundial, principalmente de

petróleo e gás”, disse Renato Catallini, presidente da Tenaris no Brasil. A Tenaris informou que seguirá seu relacionamento estratégico com a Socotherm e com a ShawCor como fornecedores de soluções de revestimento para projetos pipelines ao redor do mundo. TN Petróleo 93

89


produtos e serviços

API

API abre escritório no Brasil O American Petroleum Institute (API) abriu em dezembro de 2013 seu novo escritório regional no Rio de Janeiro, que ficará responsável por todo o atendimento da América do Sul. Este é o quarto escritório do instituto fora dos Estados Unidos. “O objetivo é ampliar a experiência com petroleiras e a cadeia produtiva brasileira, de modo que os fornecedores nacionais possam atingir um patamar global de reconhecimento”, explica John Modine, vice-presidente de Serviços Industriais Globais do API. Os programas de certificação e normas do API abrangem inspetores para a indústria, sistemas de gestão, equipamentos e lubrificantes, bem como serviços utilizados diariamente nas atividades de exploração, perfuração, produção e refino de petróleo e gás natural. De acordo com Modine, o novo escritório contará com o mesmo padrão internacional elevado do API

em termos de treinamento da indústria de energia, normas e programas de certificação, e atuará em prol do crescimento da indústria de petróleo e gás natural da América do Sul, facilitando o acesso às melhores práticas e programas construídos para ampliar o desenvolvimento da produção de energia de modo seguro e eficiente, em um mercado globalmente competitivo. No Brasil, estão em vigor 88 certificações API em 36 diferentes empresas. O país está na 17ª posição do ranking global de nações com número de companhias certificadas. Liderada pela China com 1.650 empresas e 3.391 certificações, o ranking conta com países como Estados Unidos, Índia, Coreia do Sul, Canadá, Itália Emirados Árabes, Reino Unido, Indonésia e Cingapura. O API acredita que com a inauguração do escritório no Rio, o número de empresas brasileiras certificadas vai crescer, dando mais competitividade ao país no mercado global. “A certificação API ajuda a atrair investimentos e abrir portas para empresas que buscam demonstrar

sua competitividade e especialização tecnológica no mercado global, fortalecendo o desenvolvimento da indústria”, complementa. Além de Houston e Washington, nos Estados Unidos, o instituto possui escritórios em Dubai, Cingapura e Pequim. O primeiro fora dos Estados Unidos foi o escritório da China, aberto em 2006. O API iniciou suas atividades de normalização em 1925 e atualmente possui mais de 650 normas e publicações técnicas em vigor, sendo que mais de cem delas foram incorporadas às regulamentações nos Estados Unidos e são as normas técnicas mais citadas pelas agências reguladoras internacionais. São cerca de 150 auditores – dois no Brasil; mais de cem eventos por ano; mais de cinco mil empresas certificadas e mais de 200 programas de treinamento. Seus mais de 550 membros incluem grandes empresas integradas, bem como companhias de exploração e produção, refino, comercialização, transporte, navegação, fornecedores e prestadores de serviço.

BG Brasil

BG Brasil investe R$ 11 milhões em centro de excelência em geoquímica do petróleo na UFBA A BG Brasil assinou acordo com a Universidade Federal da Bahia para investimento de R$ 11,23 milhões pela companhia de óleo e gás no Laboratório de Estudos do Petróleo (LEPETRO), que integra o Núcleo de Estudos Ambientais (NEA)/Instituto de Geociências (IGEO) da UFBA. O objetivo é contribuir para que a UFBA se torne um centro de excelência em geoquímica do petróleo no Brasil. As Bacias Ceará e Potiguar; Paraná e Parnaíba e Tucano devem ser o principal foco dos primeiros projetos de análises geoquímicas. 90

TN Petróleo 93

O programa prevê, inicialmente, a adequação da infraestrutura do LEPETRO. A primeira fase deste projeto, prevista para durar cerca de três anos, incluirá a aquisição e calibração de instrumentos analíticos que ampliarão a capacidade de análise geoquímica de petróleo realizada no país. Os novos equipamentos possibilitarão o desenvolvimento de outros projetos a serem realizados também em parceria com a BG Brasil. “A iniciativa visa capacitar pesquisadores e subsidiar estudos acadêmicos; analisar e interpretar

geoquimicamente o petróleo das Bacias Ceará e Potiguar; recuperar informações geoquímicas de um petróleo degradado em reservatórios; e avaliar a potencialidade de geração de petróleo de folhelhos da Bacia de Tucano”, explica Richard Moore, Gerente de Projetos de Tecnologia de Subsuperfície do BG Group. O acordo entre BG Brasil e UFBA foi assinado no dia 2 de janeiro deste ano e prevê que a duração do programa de pesquisa dos projetos seja de até quatro anos.


Senai

O Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai) vai inaugurar uma faculdade de graduação tecnológica no Rio de Janeiro no começo deste ano. A faculdade será multicampi, com polos nos bairros de Benfica, Maracanã e Tijuca – o início das aulas está previsto para março. A princípio serão oferecidos os cursos de graduação tecnológica em automação industrial e graduação tecnológica em processos metalúrgicos, com 44 vagas para cada turma em cada um dos semestres de 2014. A instituição também oferecerá cursos de pós-graduação e extensão na área de petróleo e gás. para ambos os cursos de graduação tecnológica a mensalidade será de R$ 650,00. Os valores dos cursos de pós-graduação e extensão são variados. Mauro Pina, gerente da Faculdade Senai Rio, explica que com base em estudos e análises prospectivos de expansão da indústria brasileira, em particular das indústrias fluminenses, e na

Foto: Divulgação Senai

Senai vai inaugurar faculdade de graduação tecnológica no Rio

projeção da necessidade de mão de obra, o Senai Rio decidiu ampliar e diversificar sua atuação em educação superior em cursos de pós-graduação lato sensu e graduação tecnológica, também se baseando no Plano Diretor de Educação do Senai 2010-2014. “Em 2011, iniciou-se o processo de credenciamento da Faculdade, culminando, em novembro de 2013, na publicação da Portaria ministerial n. 1.065, de 1º/11/2013, da criação da Faculdade Senai Rio. As primeiras turmas já contarão com certificação do Ministério da Educação (MEC)”, explica Mauro.

Até o fim de 2013, a Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) investiu R$ 135 milhões em atividades de ampliação, instalação de novas unidades e aquisição de equipamentos. Com a implementação da faculdade, o Senai-Rio completa o caminho de formação de um profissional para o mercado de trabalho: iniciação e aperfeiçoamento, aprendizagem ou qualificação profissional, técnico, especialização técnica, graduação tecnológica, pós-graduação e extensão.

SBM Offshore

O FPSO Cidade de Ilha Bela, atracou no Estaleiro Brasa, na Baía de Guanabara, em Niterói (RJ) no dia 12 de janeiro. A embarcação da SBM Offshore veio do estaleiro CXG na China para terminar sua construção com a integração de mais 10 módulos, do total de 18, que formam o sistema de produção da plataforma. Cidade de Ilhabela é o primeiro projeto do Estaleiro Brasa, join venture da empresa com o Grupo Synergy, que está em funcionamento desde

Foto: Divulgação SBM

FPSO Cidade de Ilha Bela chega ao Brasil

julho de 2012. O FPSO com 12,500 toneladas, será o maior FPSO da SBM , com o total de 22 mil toneladas nos topsides. Este é o segundo navio da

empresa de terceira geração, projetado para as especificações dos campos do pré-sal. O primeiro é o FPSO Cidade de Paraty, que teve seu primeiro óleo em junho de 2013. Os próximos do mesmo modelo são os FPSOs Cidade de Maricá e Cidade de Saquarema, que iniciam construção em fevereiro deste ano. Ambos vão operar no campo de Lula, com entregas previstas no final de 2015 e início de 2016, respectivamente. TN Petróleo 93

91


segurança

Implementação do SRtP

em navios flotel e de apoio fora da costa

A ideia de aumentar a segurança em navios de passageiros continua e isso se reflete nas novas alterações dos regulamentos do Solas (Convenção Internacional para a Salvaguarda da Vida Humana no Mar). De fato, o impacto que as regras do retorno seguro ao porto (SRtP, do inglês Safe Return To Port) serão certamente mais importantes no projeto de navios de passageiros de pequeno e meio porte como as embarcações tipo flotel usados na indústria offshore de óleo e gás, e em grandes navios cruzeiros em que foram utilizadas originalmente.

O Fernando Junco é PH.D em Engenharia Naval e professor de Projetos de Navios na Universidade de Coruña (UDC) e tem mais 35 anos de experiência em desenho de navios de todo tipo. Vicente Díaz Casás é doutor em Engenharia Naval e Oceânica pela UDC. Atualmente é professor no departamento de Engenharia Naval e Oceânica na mesma Universidade. Julián Fontela Vivanco é engenheiro elétrico e pós-graduado pela UDC. Especialista em Sistemas Inteligentes para mantimentos preditivo em navios. Diretor gerente da Ghenova – Tecnor. José Romero Anchuelo é engenheiro naval, pós-graduado em Direção de Plantas Industriais. Mais de 15 anos de experiência em projetos e construção de navios. Diretor da Divisão Naval Ghenova Ingeniería. Marcos Míguez é doutor em engenharia naval pela UDC, professor da UDC. Sua especialidade é o estudo do comportamento do navio, a ressonância paramétrica e os sistemas de gestão de estabilidade.

92

TN Petróleo 93

s navios de apoio flotel offshore são navios passageiros ou para fins especiais onde se aplicam regras internacionais. Estes tipos de embarcações são conectados aos FPSOs ou a outras unidades offshore através de uma passarela oscilante compensada hidraulicamente com extensão entre 30 a 45m. A conseqüência mais importante, deste tipo de projetos de navios é a necessidade de um novo conceito de arranjo de máquinas. Isto provavelmente afetará mais neste tipo de embarcação que em projetos de grandes cruzeiros (em geral já projetados com duas praças de máquinas separadas). Essas mudanças estão principalmente relacionadas com o tempo de duração do retorno seguro ao porto, em função de onde opera, e a disponibilidade dos serviços necessários em áreas seguras durante o período de retorno. Estes tipos de navios necessitarão de um arranjo de maquinas maior para obedecer aos critérios de retorno seguro ao porto. O arranjo geral do navio depende do critério de projeto, mas no mínimo de dois conjuntos de motores divididos dentro de compartimentos separados e em zonas de tipo fogo vertical. Esta é uma maneira bastante simples de projetar os arranjos das praças de máquinas, no sentido de que o mesmo é claramente dividido em duas partes. Duas praças de máquinas principais, geralmente requerem maior comprimento do que uma praça de máquina principal e outra, auxiliar. Porém, dividir a praça de máquina com uma antepara longitudinal é quase impossível nesse tipo de navio devido á falta de estabilidade em caso de uma avaria em compartimentos assimétricos. A idéia principal que deveria ficar ao final de tudo é que o objetivo do SRtP é a segurança de todas as pessoas a bordo. Desde 2006, diferentes padrões foram projetados, não só para aumentar a segurança desse tipo de embarcação contra possíveis acidentes, mas também para assegurar o navio e a sobrevivência das pessoas a bordo no caso de um acidente de qualquer natureza, de modo que todas as pessoas podem ficar a bordo enquanto o navio retorna a um porto seguro. Assim, estabelece-se que esse tipo de navio é a melhor possível embarcação de sobrevivência. Estes navios são obrigados a ser capaz de retornar ao porto de forma segura e por meios próprios, qualquer que seja o acidente (incêndio, inundação ou outro acidente) desde que não ultrapasse o que é definido no regulamento como “limiar do acidente”. Sob estas condições, todas as pessoas a bordo têm que ser acomodadas em áreas seguras, onde há recursos de segurança disponíveis, sanitários e equipamentos de assistência médica ou mesmo apenas recursos médicos.


No caso de o acidente exceder o limiar definido no projeto do navio, o Solas exige diferentes sistemas, definidos como “essenciais” para manter o navio em condições de operação segura, com o objetivo de realizar uma evacuação ordenada, mesmo que uma zona vertical principal tenha sido totalmente perdida pelo incêndio. O SRtP requer, entre outras coisas, grande capacidade de instalação propulsora, geração de energia elétrica a bordo, governo, instalação de sistemas de combate a incêndio, controle de inundações, sistemas de ventilação e ar-condicionado, com o objetivo de cumprir com os novos requerimentos. Isto com certeza tem como resultado um considerável incremento no projeto e custos de construção nesses tipos de embarcações. São dispensadas estas considerações apenas em relação aos espaços de carga. Em navios de carga mista (flotel de apoio offshore e ferries, ambos com espaço de carga abaixo do convés principal), a área de carga própria, chamada ‘zona horizontal’, não é considerada como área vertical e é tratada como um espaço separado ou área independente das outras. Na Convenção Solas, o SRtP resulta em apenas três regras: Capítulo II-1 Regulamento 8-1. Capacidade do sistema de detecção, após um incidente de inundação. É estabelecido que o que era anteriormente chamado “sistemas essenciais” devem permanecer em operação depois de uma inundação ou quando uma avaria acontecer em qualquer compartimento separado; Capítulo II-2 Regulamento 21. Fornece critérios de projeto para o retorno seguro ao porto (SRtP) do navio com propulsão própria, assumindo que o incêndio não exceda o chamado “limiar do acidente”; Capítulo II-2 Regulamento 22. Estabelece critérios de projeto para que certos sistemas permaneçam em operação após um incidente de incêndio, que tenha excedido o “limiar de acidente”. Estes critérios têm que oferecer o suporte funcional suficiente para conduzir a evacuação ordenada do navio em menos de três horas e, durante esse tempo, os sistemas terão que funcionar completamente. O “limiar de acidente” no contexto de incêndio pode significar dois possíveis cenários: • Perda do espaço de origem, onde o fogo se iniciou até a antepara mais próxima (classe “A”), que pode ser parte do espaço de origem, se for protegido por um sistema de extintor de incêndio fixo, ou

• A perda dos espaços de origem e dos espaços adjacentes até a antepara mais próxima (classe “A”), que não seja parte do espaço de origem. Os sistemas essenciais que, de acordo com as considerações acima, devem permanecer operacionais, se o “limiar de acidente” não for excedido, e são as seguintes: propulsão e seus sistemas auxiliares requeridos, central de energia e seus sistemas auxiliares requeridos, sistemas de governo e de navegação, sistema de combustível usado na propulsão e geração de energia, comunicação interna e externa, sistema principal de combate a incêndio, sistema de detecção de fumaça e fogo, sistema de esgoto e lastro, sistema de portas estanques, sistemas de apoio ao acesso para as “áreas seguras” e sistema de detecção de entrada de água. No caso de que se exceda o limiar de acidente os seguintes sistemas essenciais devem se manter operacionais por no mínimo três horas: sistema geral de incêndio, comunicação interna e externa, sistema de esgoto para evacuar a água usada no combate ao incêndio, iluminação das rotas de fuga, estação de encontro e acesso aos botes de sobrevivência, e sistemas de orientação para evacuação. Não obstante, várias áreas seguras devem ser planejadas ao longo do navio. Estas áreas têm de oferecer serviços básicos, para proteger a saúde dos passageiros e da tripulação. Em seguida exibimos um projeto conceitual de uma embarcação flotel de apoio offshore com 6 MCI (Motor de Combustão Interna). O projeto refere-se ao navio flotel para operações de apoio offshore para transporte de carga especial, sua própria tripulação e pessoal capacitado para operações offshore, onde o transporte da carga é similar ao transporte de carga em navios ro-ro (Navios especialmente construídos para transportar veículos. Estes são embarcados utilizando seu próprio motor, através de uma porta e rampa, situada na popa do navio). A configuração do navio é a seguinte: O principal fundamento em que se baseia a fiabilidade deste projeto é que duas praças de máquinas foram acomodadas no navio, onde se localizam os motores de propulsão. Estas praças de máquinas e suas instalações são completamente independentes uma da outra, onde o arranjo dos propulsores é composto por dois propulsores. Para a operação destes propulsores, é necessário duas máquinas de leme, incluindo TN Petróleo 93

93


segurança

os dispositivos de propulsão que estão situados dentro de áreas separadas assimetricamente, em cada lado do plano longitudinal do navio, na linha de centro. Outras soluções de propulsão alternativa são desenvolvidas e estudadas por projetistas, mas todas tendo por base um arranjo similar, a este: Além do arranjo acima, equipamentos principais que integram o navio como, segurança e dispositivos de assistência à navegação, são colocados num espaço protegido de risco de colisão, o qual está na ponte de comando. Além disso, duplicações destes equipamentos serão localizados numa área chamada “posição de emergência de ordens de manobra”. O único combustível que pode ser utilizado no navio é Fuel Oil (LSFO), utilizado para ambos os motores principais e motores auxiliares. Uma quantidade relativamente pequena de MDO (Marine Diesel Oil) é necessária para a partida inicial e como reserva para o sistema principal. Os sistemas de carga, transferência e distribuição de combustível devem ser capaz de fazer a transferência de combustível á propulsão ativa e ao gerador de potência, mesmo que o armazenamento principal do sistema de refino/purificação possa sofrer algum tipo de acidente. 94

TN Petróleo 93

O sistema de combate ao incêndio deverá ser configurado com um conjunto apropriado de válvulas de isolamento. As bombas de incêndio estão colocadas em diferentes zonas CI (Contra Incêndio) e tubulações independentes para cada MVZ (Zonas Verticais Principais), alimentados por dois sistemas principais de incêndio e separadas através de válvulas de isolamento. Existem três bombas de esgoto localizadas em espaços diferentes tal como as bombas de lastro, de tal forma que em caso de um sinistro simples, o sistema possa estar sempre operativo para poder estabelecer o navio em posição de equilíbrio. As áreas seguras estão localizadas fora das acomodações em vários espaços. O impacto destas regras é a implementação de sistemas redundantes relacionados com a propulsão, geração de energia, governo e sistemas inerentes à segurança do navio. Isto faz com que todo navio flotel de apoio offshore tenha um alto nível de confiança em seus equipamentos e serviços. Tudo isto provoca importantes mudanças nos critérios de projeto desses navios e ampliam o escopo de regularização marítima para desenvolver novos requisitos de acordo com a necessidade. Além disso, engenheiros navais e projetistas desses tipos de navio devem criar novos projetos obedecendo a estas regulamentações.


12 - 14 | Agosto 2014 | 13h - 20h Centro de Convenções sulAmériCA | rio de JAneiro | rJ | BrAsil

18.000 visitantes altamente qualificados

Mais de

380

marcas expositoras

Pavilhões Internacionais

Estaleiros nacionais e internacionais

Razão para estar presente: “O fortalecimento do setor acontece em todos os elos da cadeia e iniciativas governamentais, como o apoio dado pelo Governo do Rio vêm impulsionando o segmento. Para enriquecer o processo, eventos como a Navalshore atraem conhecimento e proporcionam oportunidades.” Augusto Mendonça, Presidente da Abenav e Vice-Presidente do Sinaval

Realização

Mídia Oficial

Mais informações: Danilo Lastrucci dlastrucci@ubmbrazil.com.br www.marintecsa.com.br

Apoio

Tradutora Oficial

O ENCONTRO DO SETOR NAVAL

GRANDES NEGÓCIOS | NETWORKING | MELHORES PRÁTICAS

TN Petróleo 93

95


legislação

Novidades legislativas sobre a terceirização:

avanço ou retrocesso? Projetos em tramitação nas casas legislativas têm lançado luz ao debate sobre a terceirização do trabalho. A nova regulamentação tem dividido opiniões e estimulado uma discussão há muito tempo necessária para o país.

N

os últimos meses, o Legislativo brasileiro tem vivido uma verdadeira guerra de opiniões e influências sobre um assunto de impacto decisivo na maneira como são realizadas as contratações trabalhistas. O tema ganhou força no mês de setembro, quando o Projeto de Lei n. 4.330/2004, de autoria do deputado Sandro Mabel (PMDB-GO), deu sinais de que seria, por fim, votado pela Câmara dos Deputados. Diversas vozes levantaram-se para exigir mudanças no projeto, como a Associação Nacional dos Magistrados da Justiça do Trabalho (Anamatra) e os ministros do TST, que divulgaram carta aberta o condenando. Por conta da forte mobilização e constante pressão das centrais sindicais, a tramitação do referido projeto está, neste momento, parada. Dois outros projetos, que cuidam também da matéria, mas com propostas radicalmente opostas às do PL mencionado, são os de n. 6.975/2006 e 1.621/2007. Estes possuem viés protecionista aos trabalhadores terceirizados e preveem extensas garantias. Esses dois projetos ganharam força no último dia 20 de novembro, quando passaram a tramitar em conjunto com o PL n. 4.330/2004, para que a nova regulamentação da terceirização seja decidida pela Câmara de uma só vez. Contudo, a batalha de interesses entre os deputados está longe de acabar. Em nova investida para a aprovação das regras sobre terceirização, um Projeto de Lei do Senado, o PLS n. 87/2010, começou um surpreendentemente rápido processo de votação naquela Casa Legislativa. Surpreendente, também, é seu conteúdo: absolutamente idêntico ao relatório final do PL n. 4.330/2004, que pouco antes havia tido a votação interrompida na Câmara dos Deputados. A saída encontrada para impedir a votação deste novo projeto foi o pedido de vistas, feito por senadores contrários à proposta. A solução até o momento parece ser a realização de uma audiência pública para debater a proposta com as centrais sindicais. Após inúmeras reviravoltas, a conturbada tramitação do tema não dá sinais de chegar a um fim tão logo. Apesar de conturbado, há uma única e exclusiva unanimidade entre todos os agentes interessados no assunto: o tema da terceirização já passou tempo demais sem regulamentação. O país precisa amadurecer o assunto e dar contornos mais nítidos ao tratamento legal relativo à matéria. Carla Garçone é advogada especializada em consultoria cível e societária no setor de investimento estrangeiro e petróleo do escritório Mota Advogados, formada pela Uerj – Universidade do Estado do Rio de Janeiro.

96

TN Petróleo 93

O debate – O debate que se coloca pode ser resumido da seguinte forma: se de um lado argumenta-se que a aprovação do projeto atualmente em tramitação terá “efeito avassalador” nas conquistas dos trabalhadores, de outro, afirma-se que é necessário assegurar maior agilidade, competitividade e eficiência nas contratações trabalhistas. O que se verifica na realidade brasileira é que, devido à falta de uma regulamentação condizente com a realidade, hoje as fraudes trabalhistas


Fotos: Divulgação

se multiplicam e as soluções parecem escassas. No panorama atual, a inadequação legislativa prejudica todas as partes envolvidas no processo de terceirização: o trabalhador que, muitas vezes, encontra-se empregado sob condições incertas, e o empregador, que se vê em situação de extrema insegurança ao contratar serviços terceirizados, ainda que de forma lícita. Cenário atual – O aumento constante de processos na Justiça do Trabalho buscando indenizações da empresa tomadora de serviço, quando a terceirizadora não arca com suas obrigações trabalhistas, as sucessivas denúncias de precarização das condições de trabalho dos empregados terceirizados e a ausência de uma lei que regule de forma definitiva estas relações de trabalho compõem o triste quadro da realidade brasileira, no que toca à terceirização. A terceirização é hoje definida como a transferência para a empresa especializada de atividades periféricas à atividade-fim de determinada empresa. Existe, portanto, uma relação trilateral de trabalho: o Tomador e a Prestadora estabelecem entre si um contrato de prestação de serviços e o Empregado, que possui relação de trabalho exclusivamente com a prestadora, presta os serviços para o Tomador. Casos clássicos de terceirização, que não costumam levantar maiores dúvidas, são os serviços de limpeza e de segurança. O assunto não é regulado por lei, mas por uma Súmula – a 331, do TST – que, na prática, deixa à discricionariedade do Poder Judiciário decidir, no caso concreto, o que é terceirização lícita e o que, pelo contrário, seria fraude por interposição ilícita de mão de obra. Como regra, o Poder Judiciário estabelece que apenas as atividades-meio podem ser terceirizadas. Neste caso, o Poder Judiciário habitualmente reconhece o vínculo trabalhista entre o Empregado e o Tomador – que fica responsável pelo pagamento de todas as verbas

trabalhistas. Desnecessário afirmar a insegurança jurídica que o tratamento atual da matéria traz, pois não há regulamentação sobre o que seria atividade meio ou atividade fim para cada tipo de empresa. Com a falta de parâmetros concretos, a dificuldade está em saber de antemão quais serviços podem ser terceirizados e, consequentemente, como evitar que seja estabelecido o vínculo trabalhista entre tomadora e empregado. Serviços como o de digitação, anteriormente utilizado por bancos através de terceirização, e o de call-center, utilizado por concessionárias do serviço de telecomunicações, já foram declarados atividade-fim da empresa e, nestes casos, foi estabelecido o vínculo trabalhista entre Empregado e Tomador. Outro entendimento sedimentado pelo TST é que, apesar de a terceirização ser lícita e não haver vínculo trabalhista, a Tomadora tem responsabilidade subsidiária de arcar com os débitos pendentes sempre que a Prestadora de Serviços não for capaz financeiramente de cumprir com suas obrigações, uma vez que compete à Tomadora fiscalizar o cumprimento das obrigações trabalhistas pela Prestadora. A Petrobras, por exemplo, é continuamente condenada a pagar as verbas trabalhistas de seus trabalhadores terceirizados. Apesar destas decisões, está em processo de julgamento no STF o RE n. 603.397 que promete ser um ponto final em casos como o da Petrobras. Isso porque o STF até então possuía entendimento diferente do TST e defendia não haver responsabilidade por parte de empresas públicas, ou de economia mista, bem como de qualquer órgão da Administração Pública em casos de terceirização. Podemos perceber que não há, atualmente, muita ponderação sobre o assunto por parte do Judiciário. Na dúvida, decide-se em favor da responsabilização do Tomador. Esta situação de insegurança jurídica é um mau TN Petróleo 93

97


legislação negócio para todas as partes envolvidas. O empregador, sabendo que corre o risco de ser responsabilizado, precariza desde já as relações terceirizadas, uma vez que não parece fazer muita diferença seguir ou não a lei – e, pelo menos, as perdas nos processos judiciais a que é submetido são diluídas. Não é a saída mais justa ou nobre, mas quando as regras se afastam da realidade, o mercado se adapta à revelia da lei. Entenda o que pode mudar com os novos projetos – A inovação é que empregados terceirizados poderão prestar serviços na atividade-fim da empresa. Não há dúvida que esta é a maior e mais controversa mudança proposta pelo PL n. 4.330/2004, e pelo PLS n. 87/2010, de idêntico teor. Se o projeto tornar-se lei, será legal, por exemplo, que uma exploradora de petróleo terceirize o serviço de produção do petróleo em si. Poderiam ser terceirizados, em nosso exemplo, os funcionários das plataformas de extração, os da área administrativa – em suma, todos. A única condição para isso, de acordo com o projeto, é que o serviço seja prestado de maneira eventual, sem que haja relação de dependência entre empregado e empregador. Por sua vez, o PL n. 1.621/2007, que hoje tramita em conjunto com o PL n. 4.330/2004, veda a terceirização da atividade-fim da empresa, definida como aquela que guarda estreita relação com a sua finalidade central, para a qual foi constituída, estruturada e organizada em termos de processo de trabalho e núcleo de negócios. Outra questão controversa, também abordada pelos projetos, é o tipo de responsabilidade assumida pela Tomadora de serviços. Para o PL n. 4.330/2004, essa responsabilidade é subsidiária, ou seja, a Tomadora só será responsabilizada caso a Prestadora deixe de arcar com as despesas trabalhistas e poderá reaver o valor pago da Prestadora. Para isso, a Tomadora deverá exigir da Prestadora, mensalmente, comprovação do pagamento das obrigações trabalhistas e previdenciárias. Caso não tenha havido a fiscalização, a responsabilidade passa a ser solidária, ou seja, ambas as empresas têm obrigação idêntica de arcar com as despesas trabalhistas sem que a Tomadora tenha direito a ressarcimento contra a Prestadora. Em contrapartida, o PL n. 1.621/2007 afirma que a Tomadora é solidariamente responsável, independentemente de culpa, pelas obrigações trabalhistas, previdenciárias e quaisquer outras decorrentes do contrato de prestação de serviços. Podemos apontar como posições garantistas do projeto de 2004 a previsão de que a Tomadora pode inter-

romper o pagamento dos serviços e reter este valor em conta específica, que poderá ser usado para o adimplemento das verbas trabalhistas e previdenciárias não cumpridas pela Prestadora. Além disso, o projeto estabelece que o contrato de terceirização deve prever uma garantia para o pagamento destas verbas. Já o terceiro Projeto de Lei em tramitação apensada, o PL n. 6.975/2006, institui um ponto específico na terceirização: a obrigação de as empresas Prestadoras de serviços formarem provisão para o pagamento de encargos trabalhistas, por intermédio da abertura e manutenção de uma conta bancária vinculada ao contrato de prestação de serviços, especialmente para esse fim. Como podemos observar, os projetos que agora são conjuntamente analisados pela Casa Legislativa representam as clássicas forças antagônicas no debate sobre a terceirização, o capital e o trabalho. O que podemos esperar para o futuro – É sempre saudável um ambiente em que se estimule o diálogo. Este é sem dúvidas um dos pontos positivos deste tumultuado processo legislativo sobre a terceirização. Por um lado, o alcance da terceirização deve ser sim flexibilizado. Afinal, a terceirização é importante solução econômica que, por si só, não é um mal a ser combatido. Sua devida regularização deve garantir agilidade e competitividade para o crescente mercado brasileiro. De acordo com estimativa do Senai, o pré-sal vai gerar mais de 46 mil vagas até 2015. Ninguém duvida que grande parte desta força de trabalho será terceirizada – e esta mão deobra deverá estar regularizada, para evitar os altos custos da Tomadora com a insegurança jurídica da matéria. Por outro lado, a regulamentação do tema não pode significar uma ameaça aos direitos dos trabalhadores. Afinal, a possibilidade de se estabelecerem empresas sem nenhum empregado em sua folha de pagamento – todos contratados através de terceirização – tem o condão de precarizar ainda mais as relações trabalhistas terceirizadas, já tão precárias da forma como estão previstas atualmente. A notícia boa é que o debate está aquecido e o que se espera é avançar nos incentivos ao desenvolvimento da indústria brasileira no setor, sem prejuízo aos direitos dos trabalhadores terceirizados que buscam maiores garantias em suas relações de trabalho. Quem ganha com os avanços na regulamentação do tema é a economia local, livre para progredir em segurança.

Anunciantes da edição Aerodinâmica – pág. 27 Alimaq – pág. 14 Baritech – pág. 113 Brastec – pág. 122 Cippe – 4a capa

98

TN Petróleo 93

Colômbia Oil & Gas 2014 – pág. 33 Rio Gas & Power Fórum – pág. 45 World LGN Series – pág. 55 Emirates – pág. 13 Intalbronze – pág. 99 Intertek – pág. 67

JRE Inspeções – pág. 29 Kongsberg – pág. 23 Levent – pág. 57 Mecan – pág. 31 Oakwell – pág. 65

Prumo Logística – pág. 03 Santos Offshore – 3a capa Marintec South America – pág. 95 UK Trade & Investment – pág. 53 WPC – pág. 39 Yokogawa – pág. 87

Informação de Qualidade! Anuncie. 21 3221-7500 • www.tnpetroleo.com.br


TN Petr贸leo 93

99


shale gas

Exploração de fontes não convencionais no Brasil Em uma época em que muito se comenta sobre pré-sal e royalties do petróleo, surge em cena um novo e promissor elemento que pode ser usado como matéria-prima para a indústria de óleo e gás. Cada vez mais presente nos debates sobre matriz energética nos últimos anos no Brasil, o gás de folhelho, popularmente conhecido como gás de xisto (shale gas, em inglês), vem ganhando relevância a cada dia, embora seu potencial produtivo e possíveis riscos ao meio ambiente ainda estejam em discussão.

M

Manuel Fernandes é sócio responsável pela área de Auditoria e pelo escritório da KPMG no Rio de Janeiro. Ingressou na KPMG em 1986 e, desde então, vem prestando serviços de auditoria e assessoria a clientes de companhias abertas nacionais e internacionais de diversas áreas de atividade. Steve Rimmer é sócio da área de Serviços de Transações da KPMG no Brasil. Graduado em Ciência da Engenharia e Economia pela Oxford University (Reino Unido), é membro do Institute of Chartered Accountants na Inglaterra e País de Gales.

100

TN Petróleo 93

esmo não sendo possível afirmar com exatidão qual o volume de suas reservas, acredita-se que o país tenha chances de se tornar um importante produtor desse tipo de gás não convencional, ficando entre os dez maiores. Com o potencial de trilhões de metros cúbicos de shale gas espalhados em bacias ao redor do planeta, sua vantagem econômica é permitir a exploração e produção de um insumo a partir de fontes não convencionais contribuindo para o fornecimento de gás natural. Por ser mais barata do que o petróleo, a extração do gás não convencional poderá acarretar uma mudança profunda na matriz energética no mundo todo. Temos como exemplo os Estados Unidos, onde a extração e produção do shale oil and gas estão avançadas. Neste caso, o aumento da oferta do gás provocou uma redução nos preços, forçando outras nações a seguirem o mesmo caminho para evitar que suas indústrias percam a competitividade. Especialistas mais otimistas preveem que os norte-americanos poderão tornar-se autossuficientes em óleo e gás em poucos anos. Pelo mesmo caminho, segue o Canadá que já usa esse insumo de forma comercial e que oferece aos investidores alguns incentivos fiscais. Na América Latina, a Argentina também está investindo nessa área e o Brasil ainda está engatinhando e despertando para o assunto. No mês de novembro, o governo realizou a 12ª rodada de licitação quando foram arrecadados, aproximadamente, R$ 165,2 milhões com bônus de assinatura e arrematados 72 dos 240 blocos ofertados. E desses, quase 70% ficaram com a Petrobras. De acordo com a Agência Nacional de Petróleo (ANP), apenas três das sete bacias dos blocos ofertados têm vocação para apresentar recursos não convencionais, conforme estudos geológicos e sísmicos: do Recôncavo (Bahia), Sergipe-Alagoas e São Francisco (Minas Gerais). No total, 12 empresas apresentaram ofertas vencedoras, sendo oito brasileiras e quatro estrangeiras.


Ilustração: Oil and gas Mexico Ilustração: British Geological Survey’s

Ilustrações esquemáticas da produção do shale gas.

Um fato interessante é que o leilão atraiu também companhias de energia elétrica de olho nesse insumo. Uma vantagem seria a sua utilização na geração de energia nas usinas térmicas que têm hoje uma participação relevante na matriz energética brasileira. Em busca do aumento da independência energética e de uma alternativa para geração térmica por meio do gás natural, a construção de térmicas apareceu como uma oportunidade de negócios. Apesar de todo esse potencial, os investidores não mostraram muita euforia nesse leilão, principalmente, por causa do alto nível de risco exploratório e dilemas ambientais, dentre eles, questões que envolvem a falta de infraestrutura e logística nas regiões onde se localizam os blocos, incluindo a ausência de rede de gasodutos, o que pode encarecer o investimento, aumentar o risco e reduzir a rentabilidade. Motivos pelos quais não se pode prever ou estimar o preço final do produto, visto que ainda não sabemos qual será o custo de produção. Se, de um lado, acredita-se que o shale oil and gas represente uma alternativa energética, por outro, cresce a preocupação ambiental em função do pouco conhecimento geológico das bacias e os riscos ambientais. Com isso, o debate sobre a utilização dessa fonte de energia jamais explorada começa a tomar corpo, e um dos pontos controversos diz respeito à forma de extração. Só para esclarecer, a retirada é feita por um sistema de fraturamento hidráulico, já que o produto é encontrado em camadas profundas, diferente-

mente do gás convencional que pode ser extraído facilmente. Trata-se de um método de perfuração do subsolo que utiliza uma mistura de água, areia e produtos químicos para atingir as camadas de xisto e extrair gás natural dos poros das rochas. É justamente esse ponto que não agrada os ambientalistas em todo o mundo, por causa do risco de contaminação dos lençóis freáticos. Diante desses questionamentos, é preciso observar as decisões a serem tomadas nos próximos anos, para se dimensionar com mais precisão como e em que grau será prospectado o shale gas no Brasil. Além das consequências geopolíticas, questões como impostos, regulação e mão de obra também devem ser levadas em conta. Mesmo sabendo que os fatores que criaram um ambiente favorável à exploração nos Estados Unidos não serão os mesmos em outros países e, se de fato, superarmos os obstáculos da exploração, o cenário do mercado mundial de energia será alterado radicalmente. Esse é o momento para estudarmos a viabilidade do negócio e buscarmos respostas mais precisas sobre o potencial brasileiro. Ao certo, o que sabemos é que não dá para desconsiderar essa alternativa dentro de uma matriz energética complexa como a nossa. Apesar dos pós e contras, não podemos deixar de destacar a importância do leilão do shale gas que já foi realizado e que pode ser considerado o primeiro passo para o desenvolvimento de uma gigante indústria de exploração e produção de gás não convencional no Brasil. TN Petróleo 93

101


fino gosto

TABACARIAS DO RIO

A HORA E A VEZ DE UM BOM CHARUTO por Orlando Santos

Treze anos depois de instalar uma tabacaria no Centro da cidade do Rio de Janeiro e ver, ao longo dessa década, a loja tornar-se sinônimo de bom gosto e refinamento, e um verdadeiro ponto de encontro de amigos, Felipe Gullo e seu pai João

102

TN Petróleo 93

Foto: TN Petróleo

Foto: Depositphotos

Foto: TN Petróleo

Foto: Depositphotos

têm bons motivos para festejar.


O reinado cubano – Em seu famoso guia completo do charuto, o jornalista britânico Answer Bati conta que durante a chegada ao poder dos irmãos Castro em Havana, alguns dos principais donos de fábricas de charutos, tais como as famílias Menendez, Palicio e Cifuentes, saíram de Cuba e decidiram reiniciar seus negócios em outras regiões do mundo... muitas vezes usando os nomes das marcas que possuíam em Havana antes da Revolução. É por isso, explica Bati, que os famosos charutos Partagas, Romeo Y Julieta e H. Upmann, feitos hoje na República Dominicana, e Punch e Hoyo de Monterrey, em Honduras, apresentam, frequentemente, logotipos quase indistinguíveis dos homônimos de Havana. Essas marcas são similares a suas duplicatas cubanas apenas em nome e embalagem, embora em geral, sejam bons charutos por seus próprios méritos. Os antigos donos de fábrica expropriados de Cuba, e os que seguiram suas pegadas, também começaram a criar marcas inteiramente novas. O resultado é que hoje, depois do desenvolvimento de companhias ex-cubanas e norte-americanas durante quase três décadas, a República Dominicana produz mais da metade dos charutos feitos à mão importados para os Estados Unidos e muitos dos charutos mais finos do mundo fabricados fora de Cuba. Até a famosa marca Davidoff saiu de Cuba em 1990, passando a ser produzida na República Dominicana, depois de uma controvérsia com o governo cubano. Honduras também se tornou grande fornecedor para os mercados dos Estados Unidos e dos outros países, completa o jornalista inglês.

Foto: Depositphotos

Foto: TN Petróleo

Uma pequena obra de arte – Por trás dessa relação fraternal entre as lojas especializadas e seus fiéis usuários, existe todo um cuidado na elaboração dos charutos e cigarrilhas oferecidos. Na reportagem exclusiva que fez para a TN Petróleo n. 31, a editora da revista, Beatriz Cardoso, viajou até o recôncavo baiano para ver como se fabrica o famoso Dona Flor, um dos charutos mais vendidos na Gullo e outras lojas. Em sua reportagem, Bia mostrou as diversas fases de produção da Menendez & Amerino, fábrica situada em São Gonçalo dos Campos, a 100 km de Salvador (BA). A charutaria é responsável pelo emprego de muita gente da região, incluindo o beneficiamento do fumo e a produção propriamente de charutos. Conta com uma equipe estritamente feminina na confecção dos charutos e utiliza tecnologia secular no processo de fermentação das folhas de fumo e no

controle de temperatura e umidade, aspectos essenciais à qualidade dos produtos. A companhia controla todos os estágios da produção, do plantio do fumo à fabricação das embalagens de madeira. O sistema de produção de fumos em folhas e capas é feito através de parcerias com municípios e com agricultores que produzem com exclusividade para a empresa, que fornece assistência técnica, insumos e tecnologia para seus parceiros, assegurando o padrão de qualidade e o sabor especial dos seus charutos, incluindo aí o Alonso Menendez, que carrega o sobrenome do seu criador, Feliz Menendez, um cubano que veio trabalhar na elaboração de charutos que saem direto da Bahia para todas as partes do mundo.

Foto: TN Petróleo

L

Longe da Zona Sul e instalada numa galeria bastante popular, na rua Treze de Maio, a Tabacaria Gullo celebra o nascimento da uma loja irmã, agora na rua Uruguai, na Tijuca, para servir como referência aos amigos tijucanos... e com a expectativa de incorporar, como a Gullo no Centro, uma infinidade de amantes de bons charutos, além de comercializar presentes finos, como canivetes suíços, cantis e jogos. A identificação da Gullo com seus fiéis clientes – entre os quais, executivos do Banco do Brasil, Petrobras, Teatro Municipal – posicionou a tabacaria como um marco neste tipo de atividade, na qual a tabacaria Africana, no Paço Imperial, reina como a maior e a mais antiga de todas – são mais de 160 anos, ocupando o mesmo esFelipe Gullo paço, ali no Paço Imperial, com uma clientela que atravessou muitas gerações e que faz da loja a maior e mais sólida indicação no setor. Ali bem perto, aberta há dois anos, a Tabacaria Ouvidor, na rua de mesmo nome, é o complemento ideal para atender a um mercado seleto, após os almoços de executivos da área de petróleo, gás e energia. É especializada em charutos cubanos, embora na loja sejam encontrados produtos de outras procedências. Também na Rua do Rosário encontra-se o Esch Café, uma das mais antigas tabacarias do Centro.

TN Petróleo 93

103


Foto: Ascom - Riotur

coffee break

Novo imortal na ABL

O romancista baiano Antônio Torres, o nosso “menino do Junco” (hoje município de Sátiro Dias, a 206 km de Salvador), sabia o que representava para a cultura nacional aquele imponente prédio plantado ali no Centro do Rio: a sede da Academia Brasileira de Letras (ABL). por Orlando Santos

104

TN Petróleo 93

Fotos: Divulgação

O MENINO DO JUNCO CHEGOU LÁ


D

iante da enorme repercussão que sua eleição ainda continua a oferecer, ele busca conviver harmoniosamente com essa realidade e aguarda, com alguma ansiedade, o dia da posse, marcado para início de abril. São muitos os convites para palestras, eventos entrevistas em jornais, rádios e televisões, todos oferecendo, com justeza, generosos e amplos espaços para o novo membro da Academia. Ele vai ocupar a cadeira 23, que originalmente pertenceu ao fundador da instituição, Machado de Assis, e mais tarde ao seu ilustre conterrâneo, Jorge Amado. Estava ocupada pelo jornalista Luiz Paulo Horta, que faleceu em agosto de 2013, deixando vaga o cobiçado lugar. Essa mesma ABL que agora vai receber o menino do Junco, já havia lembrado dele, em 2000, quando lhe ofereceu o prêmio Machado de Assis, o mais importante da instituição, pelo conjunto de sua obra. Em recente entrevista, Torres comentou: “Meu contato com a casa aumentou desde aquele ano quando recebi o prêmio Machado de Assis, pelo conjunto da minha obra, por ser o mais prestigioso da ABL. Foi a Academia que me disse que eu tenho uma obra. Até então, não tinha me dado conta disso”, diz, humilde. Torres foi eleito com 34 votos dos 36 registrados. O novo imortal ocupará uma cadeira que tem tradição baiana, pois além de Jorge Amado, foi ocupada por Otavio Mangabeira e Zélia Gatai. Ele já tinha sido candidato em duas vezes, mas só agora a ABL resolveu abrir as portas para o escritor que publica seus livros há quatro décadas e já foi traduzido na América Latina, Europa e Estados Unidos.

“Um dos raros alfabetizados do junco, você escrevia cartas para os que não sabiam ler.” Ignácio de Loyola Brandão, escritor e amigo de longa data do novo imortal Livros que lhe renderam outras homenagens, como a condecoração Chavalier des Arts e des Lettres, que recebeu na França, em 1998, distinção dada a pessoas que contribuem para o desenvolvimento das artes e das letras na França e no mundo. Torres publicou seu primeiro romance, Um cão uivando para a lua (considerado pela crítica um dos melhores de 1972), quando tinha 32 anos. Em 1976, Essa terra, sobre o impacto da cidade grande sobre o migrante nordestino, teve aclamação unânime. Hoje, o autor está com 73 anos. Eleger um dos melhores ficcionistas do país foi uma decisão quase unânime da ABL, acabando com o vazio de uma década em que a casa só elegia poetas, ensaístas e jornalistas. Não deixa de ser um reconhecimento, ainda que tardio. Por isso vale a pena reproduzir aqui o que ele disse logo após saber do resultado da eleição: “É o começo de uma nova etapa na minha vida. É um momento muito especial entrar nessa casa para escritores, um lugar do pensamento, em que se trabalha bastante. E não deixa de ser o coroamento de uma carreira”, afirmou emocionado. Nada mais justo, menino.

Bibliografia Um cão uivando para a lua, 1972 ; Os homens dos pés redondos, 1973; Essa terra, 1976; Carta ao bispo, 1979; Adeus, velho, 1981; Balada da infância perdida, 1986; Um táxi para Viena d’Áustria, 1991; O centro das nossas desatenções, 1996; O cachorro e o lobo, 1997; O circo no Brasil, 1998; Meninos, eu conto, 1999; Meu querido canibal, 2000; Essa terra (edição comemorativa de 25 anos), 2001; O nobre sequestrador, 2003 Pelo fundo da agulha, 2006; Minu, o gato azul, 2007 (história para crianças); Sobre pessoas, 2007 (crônicas, perfis e memórias) TN Petróleo 93

105


indicadores tn feiras e congressos

Março

11 a 13 - Paquistão Oil & Gas Asia Local: Karachi, Paquistão Tel.: (+92-21) 111-222-444, 3453 6321 Email: conferences@itifasia.com.pk www.itifasia.com.pk

19 a 21 - China Cippe 2014 Local: Pequim, China Tel: +86-10-58236581 Email: zhanghao@zhenweiexpo.com www.zhenweiexpo.com

Abril

8 a 10 - Espanha MCE Deepwater development 2014 Local: Madri, Espanha Tel.: (281) 491-5900 Email: bo.howard@questoffshore.com www.questoffshore.com

8 a 11 - Brasil Santos Offshore Local: Santos, SP Tel.: + 55 11 3060 4742 Email: santosoffshore@ reedalcantaranews.com.br www.santosoffshore.com.br

Maio 24 a 27 - Coreia do Sul Gastech Conference & Exhibition Local: Goyang, Coreia do Sul Tel.: +44 (0) 203 615 2853 Email: paulsinclair@dmgevents.com www.dmgevents.com

14 e 15 - Inglaterra World National Oil Companies Congress Local: Londres, Inglaterra Tel.: +44 (0)20 7092 1000 Email: enquiry.uk@terrapinn.com www.terrapinn.com

Junho

11 e 12 - Escócia 3rd Tight & Shale Gas Summit Local: Edimburgo, Escócia Tel.: + 44 (0)20 3141 0636 Email: mignacio@acieu.net www.acieu.net

15 a 19 - Rússia World Petroleum Congress Local: Moscou, Rússia Tel/fax.: +7 495 739 2854 Email: info@21wpc.com www.21wpc.com

Agosto

26 e 27 - Argentina Shale Gas World Local: Buenos Aires, Argentina Tel.: +44 (0)207 092 1231 Email: enquiry.uk@terrapinn.com www.terrapinn.com

Setembro 25 a 28 - Malásia OTC Asia Local: Kuala Lumpur, Malásia Tel: +60.3.2182.3151 Email: ad@otcnet.org www.otcasia.org/2014

5 a 8 - EUA Offshore Technology Conference Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 www.otcnet.org

15 a 18 - Rio de Janeiro Rio Oil & Gas Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: + 55 21 2112-9000 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br 106

TN Petróleo 93


de Fernando Facury Scaff, sócio do Silveira, Athias, Soriano de Mello, Guimarães, Pinheiro & Scaff Advogados. Professor da Faculdade de Direito da Universidade de São Paulo (São Francisco/USP)

opinião

Impasses regulatórios do pré-sal e o

Plano de Negócios da Petrobras Em outubro de 2013 foi realizado o primeiro leilão de petróleo da região conhecida por pré-sal. Descoberta oficialmente em 2007, ou pelo menos mais bem dimensionada naquele ano, esta nova província petrolífera gerou a introdução de um novo modelo exploratório no Brasil que foi testado pela primeira vez no leilão de Libra. À luz da experiência havida será que o modelo deve ser mantido?

D

esde o surgimento da Petrobras, com a Lei 2004/53, havia grande identificação entre esta empresa e o governo brasileiro, tanto que nem se discutia qual o regime jurídico exploratório, pois na prática a empresa atuava como longa manus do governo. Havia verdadeira confusão jurídica entre o que era o patrimônio petrolífero do povo brasileiro e o que era patrimônio da empresa. O monopólio da União sobre a exploração desses recursos naturais era, naturalmente, o monopólio da e na Petrobras. Com a Emenda Constitucional n. 9, de 1995, foram separadas estas operações, com a quebra do monopólio da Petrobras, e a permissão para que o Brasil contratasse “empresas estatais ou privadas” para a extração do petróleo. O monopólio foi mantido no Estado brasileiro, a despeito de, juridicamente, isso ser pouco compreensível. Quando regulamentado este preceito, através da Lei 9.478/97, acirrado debate ocorreu no Supremo Tribunal Federal, com a Ação Direta de Inconstitucionalidade 3.273, decidida por maioria em março de 2005, tendo por Relator para o acórdão o ministro Eros Grau. Com esta decisão foi declarado constitucional o art. 26 daquela Lei que permitia ao concessionário ficar com o produto da exploração, ou seja, o petróleo e o gás extraídos. Daí o sistema exploratório brasileiro foi alterado, pois, embora a Petrobras permanecesse como empresa estatal, seu monopólio havia sido quebrado e ela teria que passar a disputar com outras empresas, através de leilões, o direito de explorar o petróleo brasileiro. Daí surge o sistema de exploração através de contratos de concessão no Brasil contemporâneo. Vence a licitação quem propõe pagar maior bônus de assinatura ao Estado para obter o direito de explorar aquele campo. E o governo se remunera através do sistema de royalties e outras exigências fiscais menores.

Como mencionado, nova alteração surgiu com o descobrimento do pré-sal. O governo brasileiro desejava ter maior controle sobre a exploração de petróleo e entendeu que o sistema de concessão não lhe assegurava isso. Portanto, foi aprovada a Lei 12.351/10 para que esta área e outras que venham a ser consideradas estratégicas sejam exploradas por meio do sistema de partilha de produção, que surgiu inicialmente na Indonésia em 1966 e que transfere ao setor privado o risco exploratório, deixando ao Estado uma parcela do lucro em óleo (profit oil) que vier a ser produzido. Vence a licitação quem oferecer maior parcela de profit oil ao Estado, além do maior valor em bônus de assinatura. Ocorre que o sistema brasileiro possui como peculiaridade a obrigatória participação da Petrobras em pelo menos 30% do consórcio que vier a explorar a área no sistema de partilha de produção, conforme estabelece o art. 10, III, “c” da Lei. 12.351/10. Além de ter a PPSA (Pré-Sal Petróleo S/A), outra empresa estatal, criada pela Lei 12.304/10, como parceira obrigatória na atividade exploratória, com finalidades ainda pouco claras na prática, mas que a lei atribui o monopólio da gestão dos contratos e da comercialização de petróleo e gás da área do pré-sal. Este é o ponto central da questão. Como uma empresa que é obrigada a participar de todos os leilões que o governo vier a realizar, com 30% do lance e do investimento, pode vir a ter seu próprio plano estratégico de negócios? Mais uma vez o governo brasileiro amarra a atuação da Petrobras aos interesses governamentais, deixando de lado os interesses dos acionistas minoritários e do povo brasileiro. Afinal, se o país já tem um sistema de partilha de produção que lhe garante parcela do óleo extraído, e se ainda pode vir a se utilizar do sistema de concessão – sem falar nos 5 bilhões TN Petróleo 93

107


opinião de barris atribuídos à Petrobras pelo sistema de Cessão Onerosa – por qual motivo é atrelada a exploração da área do pré-sal à obrigatória participação da Petrobras em pelo menos 30%? E exatamente qual será a função estratégica da PPSA nesse processo? Observem que a situação é, no mínimo, paradoxal, pois a Petrobras, por lei, se obriga a investir valores que desconhece, pois terá que participar com 30% em todos os consórcios que forem apresentados – e isso não é apenas teórico, mas concreto, pois terá que desembolsar 30% de quanto for necessário para alavancar a exploração. E este percentual corresponderá ao valor da maior proposta apresentada – aquela que vier a ser vencedora. Logo, é algo completamente externo aos objetivos e ao planejamento da própria empresa. Assim, maior oferta pelo bloco a ser explorado implica maior desembolso por parte da Petrobras. Eis o paradoxo: quanto maior for o lance, melhor para o governo brasileiro e pior para a Petrobras, que terá que desembolsar mais para explorar uma área para a qual pode não ter nenhum interesse estratégico. Se mais o consórcio vencedor ofertar, pior para a Petrobras. Se não há esquizofrenias existe, ao menos, conflito de interesses. Como o dinheiro não dá em árvores, e seu acionista controlador – o próprio governo – restringe a possibilidade de correção dos preços dos produtos que vende, a Petrobras encontra-se em apuros estratégicos, pois terá que se desfazer de ativos para fazer frente aos investimentos que o governo lhe obriga a participar como agente minoritário, porém com grande percentual. No leilão do campo de Libra, venceu ofertando o preço mínimo o único consórcio a participar, composto pela Petrobras (que acresceu 10% aos obrigatórios 30%, totalizando 40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%). O valor do profit oil oferecido importou em 41,65%, além do pagamento de bônus de assinatura no montante de R$ 15 bilhões, sendo o prazo de exploração de 35 anos. A Petrobras terá que desembolsar R$ 6 bilhões pelo bônus, além de ser obrigada a investir 40% dos estimados US$ 180 bilhões durante o período de exploração. Terá caixa para isso? Será o melhor investimento disponível no mercado para a empresa? Qual movimento se viu nos dias seguintes ao do leilão? A Petrobras se desfazendo de ativos no exterior visando obter caixa para fazer frente aos investimentos no pré-sal. Vendeu pelos menos ativos em Luxemburgo e no Peru, estes para a mesma CNPC, sua parceira no consórcio do pré-sal, pelo valor de US$ 2,6 bilhões. Ou seja, se desfez de campos exploratórios do exterior para poder investir no Brasil. Será que o sistema regulatório brasileiro, fundado no sistema de partilha de produção e com a participação da PPSA, ainda necessita de pelo menos 30% de participação acionária da Petrobras no empreendimento para assegurar a soberania nacional? Esta questão gera dúvidas sobre o modelo de participação da Petrobras na exploração do pré-sal. Gui108

TN Petróleo 93

lherme Estrela, ex-diretor de Exploração e Produção da empresa, em entrevista ao jornal Folha de S.Paulo (edição de 28/10/2013), declara que o governo deveria ter contratado diretamente a Petrobras para explorar 100% do campo de Libra, e não tê-la submetido a um consórcio com outras empresas estrangeiras. Afinal, diz ele, a Petrobras é quem possui tecnologia necessária para a exploração de petróleo e gás em águas profundas. O ponto chave de seu raciocínio está na seguinte frase: “As grandes empresas petrolíferas mundiais, inclusive a Petrobras, representam e defendem os interesses de seus países-sedes, onde atuam.” E é aí que a dúvida recrudesce. Sendo a ideia central do sistema de partilha de produção transferir o risco ao empreendedor, afastando-o do Estado, embora este mantenha elevado controle sobre a exploração, é necessária a obrigatória participação da Petrobras no elevado percentual de 30%? Ou será melhor mantê-la atuando em outros países, pesquisando e buscando novas reservas que não sejam as existentes no território brasileiro, já devidamente resguardadas pelo sistema regulatório de partilha adotado? Certamente não haverá dinheiro para tudo, em face da inexorável lei econômica da reserva do possível, que limita os desembolsos aos recursos existentes e gera a necessidade da realização de escolhas trágicas, dentre elas a de usar os sempre parcos recursos disponíveis na exploração do petróleo brasileiro ou tentar obter mais petróleo no exterior, aumentando a independência energética brasileira. A utilização de outros mecanismos regulatórios, em especial os societários, como a instituição de golden share para situações especialíssimas, ou pela redefinição do papel da PPSA, poderiam ser fórmulas economicamente mais adequadas. Existem enormes desafios que a Petrobras já vem enfrentando, com bastante garra e muitas dificuldades operacionais e financeiras, como a conclusão da perfuração de um poço na área de Franco, inserida no Contrato de Cessão Onerosa, ou no desenvolvimento de seu próprio Plano de Negócios e Gestão (PNG), como se vê com o início de produção no campo de Papa-terra, que explora em consórcio com a Chevron (esta com 37,5%). Ou ainda em outras áreas do pré-sal, como em Iara, onde foi concluída a perfuração de seu quinto poço exploratório, onde atua em parceria com a BGE&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%). São dúvidas de estratégia nacional, negocial e de investimentos que merecem maior reflexão por parte dos agentes envolvidos. Por não ter foco definido e nem fonte de recursos livres, e sendo ainda obrigada a investir fortemente ao sabor dos ventos do mercado, a Petrobras corre o risco de não ter fôlego para todo esse esforço e o Brasil ser fortemente prejudicado por um futuro engasgo operacional em um setor estratégico, o que espero distante.



Tn 93 issuu