CHEGOU A HORA!

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ÍNDICE / CONTENTS

Matéria de capa | Report of Cover

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Acabou o jejum The fast is over

Arte: Paulo Mosa Filho

Maré Alta | High Tide

Empresas & Negócios | Companies & Business

Agenda . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8 Calendar. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Petrobras na corda bamba Petrobras hangs in the balance

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Gente. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9 People. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Articulando | Articulating

Bons ventos para as petroleiras . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 14 Good times for oil companies. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Entrevista | Interview Álvaro Teixeira. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Álvaro Teixeira.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Tecnologia | Technology

55 Emerging technologies for the pre-salt. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 57 Tecnologias emergentes a favor do pré-sal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

Colunista | Columnist

Por dentro do mercado Inside the market Celso Vianna Cardoso

Petrobras na gangorra e OGX no abismo The Ups & downs of Petrobras and OGX on the edge

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Mais informações: www.macaeoffshore.com.br

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CARTA AO LEITOR / LETTER TO THE READER

E o mercado vai às compras em tempos de crise E chegamos à 11ª Rodada de Licitações dos Blocos Exploratórios. O tão esperado momento para a indústria de óleo e gás no Brasil chega numa época em que a cadeia produtiva se encontra apreensiva com a situação de grandes contratantes como Petrobras e OGX, porém, ávida por novidades e novos mercados. Esta rodada redistribui as riquezas do petróleo brasileiro por nada menos que 13 estados brasileiros, pulverizando investimentos e fazendo surgir novas oportunidades de negócios em áreas economicamente insípidas.

Um prato cheio para o Governo atrair novos investidores nacionais e internacionais para a economia brasileira, que vai driblando a crise que atinge sem piedade grandes potências mundiais. Mas os desafios logísticos e de infraestrutura que hão de vir são muitos para quem pretende investir - e lucrar - com as novas reservas de petróleo que podem se revelar nas áreas a ser leiloadas, o que pode representar também importantes oportunidades para diferentes setores da indústria brasileira, injetando novo ânimo na economia.

Nesta edição de Macaé Offshore, além do especial sobre a licitação de 289 blocos exploratórios em 11 bacias sedimentares, dissecamos um assunto que já se arrasta há tempos: a crise na Petrobras, que de velada tornou-se evidente com as constantes quedas nas ações da companhia. Nem mesmo o anúncio do novo Plano de Negócios da companhia para o período 2013-2017 conseguiu animar tanto investidores, fornecedores e analistas, que continuam desconfiados em relação à capacidade de reação desta gigante engessada que se tornou a estatal, atropelada em suas próprias pernas e por uma sequência histórica de descompassos.

Trazemos ainda uma entrevista exclusiva com a Diretoria de Exploração e Produção da Petrobras - que, apesar de não ser assinada pelo diretor José Formigli - por determinação da assessoria da empresa -, traz relevantes informações sobre esta área, que recebe mais de 60% dos investimentos da companhia, e sobre o Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos, o Proef.

Esperamos que você, leitor, aproveite ao máximo esta edição.

The market goes shopping in times of crisis Finally, the 11 Bidding Round has come. The long-awaited moment for the oil and gas industry in Brazil arrives at a time which the productivity chain found itself apprehensive with the financial situation of Petrobras and OGX. Yet, it is also keen for new market opportunities. This bidding round is going to redistribute the Brazilian oil wealth to 13 Brazilian states, spraying investment and new business opportunities in impoverished areas. th

It’s a great opportunity for the Government attract new national and foreign investors to Brazilian economy, which is trying to overcome the crisis that affects the developed world. Yet, the logistics and infrastructure challenges that might come are many for those who want to invest – and make profit – in new oil reservoirs in areas to be auctioned, which may also represent important opportunities for different sectors of the Brazilian industry,

Besides the special report on the 11th Bidding Round, Macaé Offshore also presents an article on the crisis that Petrobras has been facing for a long time and now it’s becoming evident with the constant losses in its stocks. Not even the company’s Business Plan announcement made the investors, suppliers and analysts happy.

They remain reluctant to the company’s reaction becauseof its miscalculated procedures We also have an exclusive interview with Petrobras Exploration and Production Board of Directors – although the interview has not been signed by the E&P director José Formigli according to the company’s press office. The interview unveils important information on this area, which receives more than 60% of the company’s investment, and on the Program for Increasing the Operating Efficiency of the Campos Basin Operations Unit (Proef) of Campos Basin.

Capa / Cover: Paulo Mosa Filho Fotos / Photos: Divulgação A Macaé Offshore é uma publicação bimestral, bilíngue (português / inglês), editada pela Macaé Offshore Editora Ltda.

Macaé Offshore is a bimonthly, bilingual publication (Portuguese / English), edited by Macaé Offshore Editora Ltda.

Rua Teixeira de Gouveia, 1807 - Centro Macaé/RJ - CEP 27.916-000 Tel/fax: (22) 2770-6605 Avenida 13 de Maio, 13 - Sl. 1.713 - Centro Rio de Janeiro/RJ - CEP 20.031-901 Tel: (21) 3174-1684 Site: www.macaeoffshore.com.br Direção Executiva: / Executive Director: Bruno Bancovsky Editora: / Editor: Rosayne Macedo / MTb. 18446 jornalismo@macaeoffshore.com.br Jornalistas colaboradores: / Collaborators reporters : Brunno Braga, Rodrigo Leitão e Flávia Domingues redacao@macaeoffshore.com.br reportagem@macaeoffshore.com.br Publicidade: / Advertising: Fernando Albuquerque publicidade@macaeoffshore.com.br Diagramação: / Diagramming: Paulo Mosa Filho arte@macaeoffshore.com.br Revisão: / Review: Silvia Bancovsky Versão em inglês: / English version: Brunno Braga Distribuição: / Distribution: Dirigida às empresas de petróleo e gás To the oil and gas companies 69ª Edição - Abril/Maio 69th Edition - April/May Tiragem: / Copies: 5.000 exemplares/copies Assinatura: / Subscriptions: (22) 2770-6605 assinatura@macaeoffshore.com.br A editora não se responsabiliza por textos assinados por terceiros Macaé Offshore is not responsible for articles signed by third parties

We hope that you enjoy this issue at most.

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MARÉ ALTA

Açu, um porto de polêmicas ambientais Divulgação

O Superporto do Açu, megaempreendimento do Grupo EBX, do empresário Eike Batista, está na mira do Ministério Público Federal de Campos dos Goytacazes. Em janeiro, o MPF propôs ação civil pública contra as empresas EBX, LLX e OSX para suspender as obras no complexo portuário por degradação ambiental. Segundo o MPF, as obras causaram um índice de salinidade sete vezes maior que o permitido para consumo humano no município de São João da Barra, como mostrou pesquisa realizada pela Universidade Estadual do Norte Fluminense (Uenf).

A ação revela que há indícios de que a salinização causa danos à fauna e flora, diminuição da fertilidade do solo, aumento da erosão e o início do processo de desertificação na região. O MPF pede em liminar o adiamento do início da operação do porto, enquanto não forem comprovadas a restauração ambiental e a ausência de ameaças ao equilíbrio ambiental da área. Em caso de descumprimento, a pena pode chegar a multa diária de R$ 100 mil.

As empresas deveriam apresentar um projeto de recuperação do solo e dos recursos hídricos afetados no prazo máximo de 60 dias, mas até o fechamento desta edição, procurada pela Macaé Offshore, a assessoria da LLX não tinha um posicionamento a respeito. Antes, as companhias informaram à imprensa que iriam recorrer da ação, alegando que o aumento do índice de salinidade é “pontual e estava previsto” no projeto.

Cerco fechado - Em março, o cerco se fechou: a Justiça Federal de Campos concedeu liminar determinando que a OSX pare de suprimir as restingas localizadas em área de preservação permanente na área de instalação do porto, sob pena de multa diária de R$ 100 mil. A liminar, concedida 6 MACAÉ OFFSHORE

pela 1ª Vara Federal de Campos, determina ainda que o Ibama realize uma auditoria no local para informar à Justiça qual a extensão da área de preservação em que a vegetação foi suprimida, se essa supressão já ocorreu totalmente e quando teria sido concluída. Caso o Ibama não cumpra a determinação, a multa diária para o órgão será de R$ 10 mil.

A decisão da Justiça foi motivada por uma ação civil pública movida pelo MPF de Campos, pela Associação dos Proprietários de Imóveis e Moradores do Açu, pelos Institutos Visão Social e Justiça Ambiental e pela Comissão Pastoral da Terra.

Na ação, são questionados os licenciamentos ambientais concedidos para os diversos empreendimentos do Complexo, expedidos pelo Instituto Estadual do Ambiente (Inea). Também são réus no processo, além das empresas LLX, OSX, OGX, EBX, a Anglo Ferrous Minas-Rio Mineração e a Companhia de Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro (Codin), além do Ibama e do Inea.

Reação governamental - O Inea começou se movimentar. Em fevereiro, o

secretário estadual do Ambiente, Carlos Minc, e a presidente do Inea, Marilene Ramos, anunciaram multa de R$ 1,3 milhão à OSX por danos ambientais causados pelo processo de dragagem para a construção do complexo, que provocou o aumento da salinidade das águas do Canal Quitingute, em São João da Barra.

Além disso, a empresa terá que investir R$ 2 milhões na implementação do Parque Estadual da Lagoa do Açu e bancar, anualmente, o custo de cerca de R$ 350 mil para a manutenção dessa unidade de conservação. E para ajudar na diluição do nível de salinidade das águas do Canal, a OSX ainda será obrigada a dragar três pontos assoreados desse corpo hídrico, aumentando assim o volume de sua correnteza, obra de cerca de R$ 1 milhão. Em março, o Inea e a Uenf definiram os termos de um acordo de cooperação técnica para monitorar a região do Canal do Quitingute.

O MPF quer mais: que o Inea suspenda as licenças de operação emitidas ou por emitir e realize uma auditoria ambiental na área, enquanto o Ibama deve elaborar uma análise ambiental, apresentando as medidas para reparação do dano. A conferir!

MARÉ ALTA

Por mais transparência - Aliás e a propósito, em meio à enxurrada de denúncias e críticas ao projeto, a LLX lançou um blog para apresentar as obras do Açu à opinião pública, além de um programa de visita às obras, em parceria com a Prefeitura de São

João da Barra. Ironicamente, a Macaé Offshore foi impedida de participar de uma presstrip organizada pela assessoria da LLX para conhecer o local. A alegação foi de que não havia lugar na aeronave que levou jornalistas de três veículos especializados do

Açu 2: novo porto do pré-sal?

Açu 3: Wärtsilä desembarca no porto

Alheia à controvérsia ambiental, a Petrobras admite que o Porto do Açu é uma das opções logísticas para escoar a produção do pré-sal, além dos portos de Macaé e de Santos. Foi o que avaliou o diretor de Exploração e Produção da estatal, José Formigli, durante coletiva para apresentação do novo Plano de Negócios 2013-2017. Entretanto, ele assegurou que o Porto do Rio tem capacidade para ser o porto do pré-sal “durante vários anos”. Até 2020, garante Formigli, metade da produção de petróleo do país virá dos campos do pré-sal.

Açu 4: Obras da NOV Flexibles avançam Enquanto isso, seguem em ritmo acelerado as obras da unidade da NOV Flexibles. As obras civis envolvem cerca de 600 trabalhadores e a construção do cais também já foi iniciada. A previsão é que a fabricação de tubos flexíveis seja iniciada em julho deste ano. Instalada em um terreno de 122 mil m², a fábrica poderá produzir, já a partir do final deste ano, 200 km de linhas por ano. Em 2014, a expectativa é que a produção anual suba para 250 km de tubos flexíveis.

Também iniciaram construção no complexo as empresas Technip, OSX e Anglo American. Outras empresas que já assinaram contrato e que deverão começar suas obras em breve estão V & M, Intermoor, GE, MPX, Asco, MFX e Ternium.

Apresentado como projeto essencialmente de minério de ferro, o Porto do Açu tem revelado sua vocação cada vez mais forte para a indústria de óleo e gás e naval offshore. Depois que o Grupo EBX anunciou parceria com a petrolífera BP para a criação de um polo de distribuição de combustíveis marítimos no Açu, é a vez da Wärtsilä Brasil garantir a instalação de uma unidade industrial no complexo portuário.

A nova fábrica de equipamentos da multinacional finlandesa no Brasil representa um investimento de cerca de R$ 60 milhões de capital próprio. A unidade irá oferecer soluções e serviços nas áreas

setor de óleo e gás do Rio de Janeiro para sobrevoar a área. Com sede no Rio desde o ano passado, a Macaé Offshore registra aqui o seu protesto e aguarda a próxima visita, para trazer novidades e informação de qualidade aos seus leitores.

de energia e propulsão marítima. Segundo a assessoria da empresa, a construção da planta de 4.000 m², com orla e cais próprios, começa ainda em abril e deve atingir sua capacidade operacional em meados de 2014, com expectativa de geração de 100 novos empregos.

O contrato, assinado em março, terá a duração de 30 anos, renováveis por mais 30. A empresa, que atua no país há 23 anos, aposta nas novas instalações para acompanhar as exigências de conteúdo local e atender à crescente demanda de mercado, sobretudo na indústria offshore.

Expro espera crescer 15% em 2013 no Brasil

Especializada em gerenciamento de fluxo de poços de óleo e gás, onshore e offshore, a Expro, com sede no Reino Unido, tem planos de crescer 15% no Brasil, onde está desde 2007. Com sede regional no Rio de Janeiro e base operacional em Macaé, a empresa acabou de fechar contrato com a Queiroz Galvão, em parceria com a Baker Hughes, no valor de R$ 20 milhões.

A empresa fornecerá serviços de sistemas de segurança submarinos, aquisição de dados, amostragem de fluidos e análises, intervenções com cabo e teste de formação com coluna. O CEO da Expro, Charles Woodburn, esteve recentemente no Brasil para encontros com a Petrobras, a BP e a Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP).

O diretor para a América Latina, Jean Moritz, acompanhou o CEO em sua agenda local.

A Expro atua na medição, melhoramento, controle e processamento do fluxo de óleo e gás de alto valor, segmento que está em ampla expansão no País. A Expro opera nas principais áreas produtoras de hidrocarbonetos, empregando mais de 4.500 pessoas no mundo. A empresa está presente em mais de 50 países.

No Brasil, possui unidades ainda em Mossoró (RN) e São Mateus (ES), além de escritórios em Salvador e Natal.

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MARÉ ALTA

Brastech segue normas e garante mais segurança para colaboradores Em sua unidade na Zona Especial de Negócios (ZEN), em Rio das Ostras, a Brastech investiu na realização de testes hidrostáticos de alta pressão em equipamentos de grande porte para garantir a segurança e proteção de seus colaboradores. A nova área de avaliação possui 32 metros de comprimento com 2,5 metros de largura por 2,5 metros de profundidade, ideal para

equipamentos de grande porte, como risers e juntas telescópicas.

A Brastech é especializada na inspeção e reparo de risers de perfuração e flutuadores e na revitalização e manutenção de baleeiras, balsas e embarcações salvavidas, de serviço e militares. A empresa possui matriz no Rio de Janeiro e uma Unidade de Serviços em Rio das Ostras.

Arquivo Brastech

Hotelaria em alto-mar gera negócios em terra Os negócios de hotelaria gerados em alto-mar se convertem também em oportunidades em terra. A LC Restaurantes, especializada em refeições coletivas, venceu a concorrência para o projeto de hotelaria marítima para a Petrobras, cujo contrato foi de R$ 6 milhões.

Os cerca de 200 colaboradores da plataforma marítima de extração de petróleo no campo de Pargo, na Bacia de Campos, agora têm seus serviços de hospedagem (lazer, camareiras, limpeza, recepção, lavanderia, alimentação, entre outros) atendidos pela LC Hotelaria Marítima.

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Para atender à Petrobras, a LC investiu R$ 1 milhão em um Centro de Distribuição em Macaé, com área total de 1.028 m².

A empresa conta com 52 pessoas para atender o contrato da Petrobras, incluindo oito funcionários no depósito e duas equipes de 22 pessoas na plataforma.

A previsão é que o projeto da Petrobras resulte em um faturamento de aproximadamente R$ 18 milhões. O objetivo da LC é vencer mais quatro concorrências para atender plataformas, sendo três estatais e duas estrangeiras. A expectativa é que 25 contratos para serviços de hotelaria marítima estejam em disputa até o fim de 2013.

Macaé Offshore: a nova vitrine da Rede Petro BC A Macaé Offshore estreia na próxima edição uma seção exclusiva para trazer informações e novidades sobre a Rede Petro BC, criada há 10 anos com o objetivo de promover, articular e fomentar a geração de negócios entre clientes e fornecedores da cadeia produtiva de petróleo, gás e energia da Bacia de Campos. Atualmente, a rede integra 63 empresas e 15 instituições, entre as quais, Petrobras, Sebrae, Firjan, Onip e Acim (Associação Comercial e Industrial de Macaé).

O principal objetivo é criar as condições ideais para ampliar a competitividade das empresas que atuam nesta cadeia e gerar um ambiente de negócios mais favorável. O trabalho da rede consiste em atender as demandas da principal área de exploração e produção brasileira, transformando desafios em oportunidades de negócios. Para isso, a Rede Petro – BC conta com o apoio de organizações, instituições e empresas parceiras, que se dedicam a aumentar a qualidade dos serviços oferecidos e mantê-la atualizada com as necessidades do mercado.

MARÉ ALTA

AGENDA

Mais negócios à vista na Brasil Offshore 2013 Macaé, berço da maior bacia petrolífera do país e celeiro da cadeia fornecedora, se prepara para se transformar no epicentro da indústria mundial de óleo e gás, no período de 11 a 14 de junho. A sétima edição da Brasil Offshore espera registrar números recordes no Centro de Convenções de Macaé.

Para este ano, 90% dos espaços da feira já estão reservados. São esperados 50 mil visitantes e 600 expositores. Entre as principais marcas que confirmaram presença, estão Odebrecht, Honeywell, Cameron, Mobil,Technip, FMC, Shlumberger, OTC e Wartsila.

Mais de 10 pavilhões internacionais já estão confirmados, dentre eles os destinados ao Reino Unido, Estados Unidos, França, Dinamarca, Alemanha e Noruega, que representam mais de 100 empresas internacionais.

O volume de negócios a ser fechados deve crescer 20% este ano.

Pelo menos é esta a expectativa dos organizadores da Rodada de Negócios entre compradores e fornecedores, que acontecerá durante o evento. Na edição anterior, em 2011, as rodadas movimentaram uma expectativa de negócios da ordem de R$ 170 milhões.

Paralelamente à feira, acontece o congresso técnico, que terá como temática central a integridade dos poços maduros de petróleo. Pela primeira vez, a programação será gratuita aos representantes da indústria. São esperados mais de 1.000 engenheiros e compradores de equipamentos.

A Brasil Offshore - Feira e Conferência Internacional da Indústria de Petróleo e Gás é organizada e promovida em parceria pela Reed Exhibitions Alcantara Machado, Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e Sociedade de Engenheiros de Petróleo (SPE).

Arquivo Macaé Offshore

A Brasil Offshore 2013 espera receber 50 mil visitantes e 600 expositores e movimentar negócios da ordem de R$ 170 milhões 50,000 visitors, 600 exhibitors and R$ 170 million in bussiness expected at Brasil Offshore 2013

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MARÉ ALTA

AGENDA

Accelerate Oil & Gas: oportunidade de novos negócios e parcerias Em sua segunda edição, nos dias 21 e 22 de maio, no Hotel WindsorBarra, Rio de Janeiro, o Accelerate Oil & Gas reunirá líderes eespecialistas nacionais e internacionais do setor em um evento destinado a estimular negócios entre compradores e vendedores.

Além das sessões, que exploram os desafios e desenvolvimentos mais recentes da indústria, haverá rodada de negócios exclusiva organizada em conjunto com a Abemi e Sebrae.

Entre as empresas que já confirmaram presença estão FMC, Aker Solutions, CMO Construções Offsho-

A preocupação com a Petrobras é grande, mas as oportunidades são maiores. A disciplina vai nos levar a cumprir nossas metas. Já temos o óleo. Vamos chegar lá e o lá é amanhã, porque 2020 já chegou Graça Foster, ao detalhar o Plano de Investimentos 2013-2017 10 MACAÉ OFFSHORE

re, Engevix, Techint, Camargo Corrêa, UTC Engenharia, AP Consultoria, Montex, Carioca Engenharia, Sinopec, Expro Group, Transocean, National Oilwell Varco (NOV) e Tridimensional.

Arquivo Chemtech

O Accelerate Oil & Gas 2013 também incluiu na agenda um painel especial, em conjunto com o Instituto Brasileiro do Petróleo (IBP), em que empresas âncoras como Shell, Statoi e Barra Energia estarão debatendo junto à Agência Nacional do Petróleo (ANP) os resultados da 11ª rodada, que será realizada uma semana antes do evento. A expectativa é que o Accelerate conte com a presença de aproximadamente mil participantes

gente

Chemtech tem novo presidente O engenheiro químico Gildeon Filho é o novo presidente da Chemtech desde o dia 1º de abril. Gildeon é funcionário de carreira da empresa assim como seu ex-presidente, Daniel Moczydlower. Começou como estagiário, em 1999, e participou de projetos importantes nas áreas de engenharia, análise de riscos e automação industrial. Até então atuava como diretor de Projetos e, em 2010, ocupou o cargo de gerente responsável pelo escritório de Salvador.

O executivo é técnico em Química pela Escola Técnica Federal de Campos, graduado em Enge-

nharia Química pela UFRJ, com especialização lato sensu em Segurança do Trabalho e MBA em gerenciamento de projetos pela UFF. Gildeon assume com o objetivo de ampliar o trabalho de excelência reconhecido após 15 anos de atuação na Chemtech, que se consolidou como líder brasileira em serviços de Engenharia e Tecnologia, além de ser referência internacional em projetos. Daniel Moczydlower, que ficou na presidência por três anos, se desligou da empresa para assumir novos projetos pessoais.

HIGH TIDE

Açu - a port riddled with environmental controversies Açu Superport, EBX’s mega industrial port complex owned by Eike Batista, is under Campos dos Goytacazes Federal Public Ministry investigation. In January, the MPF filed a lawsuit against EBX, LLX and OSX to halt the construction process of the port complex because of its risk of environmental damage. To the MPF, the port complex construction causes a high level of salinity seven times more than what is allowed for human consumption in São João da Barra, as State University of North Fluminense’s research has shown.

The lawsuit unveils that the salinity causes damages to the fauna and flora, loss of soil fertility, increased of soil erosion and the beginning the desertification in the region. The MPF granted an injunction against the companies to postpone the start of the port operations if the environmental restoration and the absence of environmental threat. In case of a breach of what is established, the penalty might be R$ 100,000 a day. The companies should have drawn a soil and affected water resources recovery project in 60 days. Contacted by Macaé Offshore, LLX public relations has not responded. Before that, the companies told the press that they would appeal against this decision, arguing that the salinity index growth is specific and was predicted in the project.

Under the siege - In March, the Açu port was under siege. Campos Federal Justice granted an injunction against OSX to bar the vegetation damages located in a permanent preservation in the port complex. In case of disobedience, OSX will be fined R$ 100,000. The injunction also requires Ibama to audit the area and report the Justice about the extension area where the vegetation was either totally or partially damaged. In case of disobedience, Ibama will be fined R$ 10,000.

The Court’s decision was caused by a public-interest civil action proposed by the Public Ministry, Açu Real State Owners Association, Social View and Environmental Justice Institutions and Pastoral Care of.

Migrants and Itinerant People. The public-interest civil action questions on the environmental licenses issued by the State Environmental Institute for many companies established in the port complex such as LLX, OSX, EBX, Anglo-Ferrous Minas-Ri Mineração and Companhia de Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro (Codin).

Government reaction - Inea has already started its reaction. In February, the State Environment secretary Carlos Minc and Inea president Marilene Ramos fined OSX R$ 1.3 million for environmental damage caused by the draining process for the construction of the port complex.

This construction caused the growth of salinity of the Quitingute Channel waters, in São João da Barra.

Besides that, OSX must invest R$ 2 million to implement the State Park of Lagoa do Açu and pay roughly R$ 350,000 for the maintanance of this park anually. Also, OSX must drain three silted river points to increase its flow and reduce the level of salinity of the Channel waters. This process will cost roughly R$ 1 million. In March, Inea and Uenf set the terms of a techincal cooperation agreement to monitor the Quitingute Channel region. The Public Ministry wants more:

The Public Ministry wants Inea to suspend licenses issued and audit the area while Ibama must design an environmental analysis, showing the measures for damage recovery.

For more transparency: Amid reports and critics on the project,LLX launched a blog to show the construction site of Açu to the public opinionand also a programmed visit to the construction site along with the São João da Barra Government. Ironically, Macaé Offshore was not allowed to take part in a press trip to the site carried out by LLX public relation. The company argued that there was no seats available in the airplane that took journalists from three oil and gas media from Rio de Janeiro to fly over the area. With its headquarters in Rio de Janeiro since the last year, Macaé Offshore announces its protest and wait for the invitation to bring news and quality information to its readers.

Açu 2: a new port for the Pre-salt?

Regardless of the environmental controversy, Petrobras admits that Açu port is one of its logistics options to drain its pre-salt output, besides Macaé and Santos ports. This was unveiled by Petrobras E&P director José Formigli during the press conference for the presentation of 2013-2017 Petrobras Business Plan. Yet he ensured that Rio port has the capacity to become the pre-salt port for many years. Half of the country’s oil output will come from the pre-sal by 2020, Formigli ensures.

Açu 3: Wärtsilä arrives at the port Initially designed to be an exclusively port for iron ore, the Açu port has become strongly focused on the oil, gas and offshore shipbuilding industry. After EBX group announced its partnership with BP to create a distribution center of maritime fuel in Açu, now it’s Wartsila Brasil turn to ensure a set up of a new industrial facility in the port complex.

The new Finn company’s manufacturing facility in Brazil will receive investment worth roughly R$ 60 million from its own capital. The facility will offer solutions and services for the marine propulsion and

energy sectors. According to the company’s public relations, the construction of the 4000 square meter plant, with its own waterfront and quay, will commence in April 2013 and it is scheduled to be fully operational by mid 2014. The new delivery centre is expected to employ close to 100 people.

The contract has a term of 30 years and is renewable for a further 30 years. Wartsila has been in Brazil for 23 years and it bets on new facilities for the local content requirements and to meet the market demand, mainly in the offshore industry.

Açu 4: NOV Flexibles construction site advances Meanwhile, the new NOV Flexibles facility construction is at a fast pace.

The construction site involves roughly 600 workers and the construction of the quay has already started. The flexible tube manufacturing is scheduled to start in July, 2013. Established in an area of 112000 square meters, the facility will start to produce 200 kilometers of lines a year by the end of this year. In 2014, the

expectation is that the annual production will rise to 250 kilometers of flexible tubes.

Technip, OSX and Anglo American have also started their construction process in the port complex. Other companies have already signed contract with the Açu port and V&M, Intermoor, GE, MPX, Asco and Ternium might start their construction process soon.

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HIGH TIDE

Expro wants to grow 15% in 2013 in Brazil

Specialized in oil and gas well management flow onshore and offshore, Expro, a British company, aims to grow 15% in Brazil, where the company is established since 2007. The company has its office in Rio de Janeiro and its operational basis in Macaé. Recently, Expro signed a R$ 20 million contract with Queiroz Galvão, in a partnership with Baker Hughes.

The company will offer sub sea safety system services, data acquisitions, fluid sample analysis , cable intervention and column test formation. Recently Expro CEO Charles Woodburn was in Brazil to meet Petrobras, BP and Queiroz Galvão Exploration and Production (QGEP). Expro director for Latin America Jean Moritz was with Expro CEO during his visit.

Expro is an international oilfield service company which surveys and manages oil and gas wells, from exploration through to development and production. The company is on expansion process in the country.

Expro is in the main hydrocarbon production areas , with 4500 employees around the world. The company is in 50 countries.

In Brazil, Expro has also facilities in Mossoró (RN) and São Mateus (ES) and offices in Salvador (BA) and Natal (RN).

Brastech follows specific norms and ensures more safety for its workers In his Special Business Zone unity, in Rio das Ostras, Brastech has invested in hydrostatic tests of high electrical frequency in high size equipment. The new evaluation area has 32 meters of size, 2.5 meters of height and 2.5 meters of deep, perfect for high size equipment, such as risers and telescopic joints.

Brastech is specialized in inspection and repair of drilling risers and floaters.

The company is also specialized in revitalization and maintenance of lifeboats and vessels for civil and military services.

Brastech has its headquarters in Rio de Janeiro and an operational facility in Rio das Ostras.

Offshore hotels create business onshore Offshore hotel industry business are turning into opportunities onshore. LC Restaurantes, specialized in colective meals, won the Petrobras maritime hotel bid, a R$ 6 million contract.

Roughly 200 FPSO colaborators in the Pargo field, Campos Basin, have now hotel services (entertainment, room service, laundry, catering among others ) provided by LC Maritime Hotel To meet Petrobras demand, LC invested R$ 1 million in a Distribution Center in Macaé, in area of 1.028 square meters. The company has 52 employees, including eight employees onshore and two teams of 22 employees offshore.

The Petrobras project may result in R$ 18 million in revenues. LC goal is to win four more bids to work for FPSOs – three state-owned oil companies and two private oil companies. The expectations are that 25 contracts for offshore hotels by the end of 2013.

Macaé Offshore: the new Rede Petro BC showcase For the next issue, Macaé Offshore debuts an exclusive section that will bring information and news on Rede Petro BC. Created 10 years ago, Rede Petro BC aims to promote, articulate and foster the business environment between clients and oil and gas supply chain in the Campos Basin. Currently, Rede Petro BC gathers 63 companies and 15 institutions such as Petrobras, Sebrae, Firjan, Onip and Acim (Macaé Trade Association).

Its main goal is to create right conditions to wide the competitiveness of the oil and gas companies for a better business environment. The Rede works to meet the demand of the main area for O&G exploration and production in Brazil, turning challenges into business opportunities. For that, Rede Petro-BC is supported by organizations, institutions and companies that are dedicated to the betterment of the quality of the services offered and to keep it updated with the market needs.

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CALENDAR

Accelerate Oil & Gas: opportunities of new business and partnerships In its second edition, the Accelerate Oil & Gas will gather leaders and national and foreign specialists of the oil industry in an event made to foster business between buyers and salesmen. Beyond the sessions that will discuss the challenges and the most recent industrial developments, it is scheduled an exclusive Business Roundtable carried out by Abemi and Sebrae.

FMC, Aker Solutions, CMO Construções Offshore, Engevix, Techint, Camargo Correa, UTC Engineering, AP Consultancy, Montex, Carioca Engineering, Sinopec, Expro Group, Transocean, National Oilwell

Varco (NOV) and Tridimensional are the companies who have confirmed their presence Accelerate Oil 7 Gas 2013 has also included in its program a special panel with the he Brazilian Petroleum, Gas, and Biofuels Institute in which the anchor companies such ass Shell, Statoil and Barra Energia will be discussing along with the National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels the results of the 11th Bidding Rounds, which will be carried out a week before the event. The expectations is that the Accelerate will gather roughly 1,000 people.

CALENDAR

Brasil Offshore 2013: More business in sight Macaé, the city where the oil industry was born and which is the main place of the supply chain, is ready to become the epicenter of the world oil and gas industry from June 11 to 14. Brasil Offshore seventh edition expects to register record numbers in the Macaé’s Convention Center.

For this year, roughly 90% of the event places have already been booked.

It is expected 50,000 visitors and 600 exhibitors. Odebrecht, Cameron, Mobil, Technip. FMC, Schlumberger, OTC and Wartsila are among the companies that have confirmed their presence in the event. More than 10 international pavilions have already been confirmed and among them are the UK, US, France, Denmark, Germany and Norway, representing more than 100 international companies.

The business amount to be dealt must increase 20% this year. At least this is what the Business Roundtable organizers, whose members are buyers and suppliers, expect. In the former edition, in 2011, the Business Roundtables raised roughly R$ 170 million.

The technical congress will be carried out along with the event, which will have the oil well integrity mature fields as its central theme. For the first time, the event program will be free of charge for the members of the oil industry. It is expected 1,000 engineers and equipment buyers.

Brasil Offshore International Conference and Fair for the Oil & Gas sector is organized and promoted by Reed Exhibitions Alcantara Machado, The Brazilian Petroleum, Gas and Biofuels Institute and The Society of Petroleum Engineers.

Concerns about Petrobras are big, but the opportunities are even bigger. The fiscal discipline is going to take us to accomplish our goals. We have oil already. We are going to get there tomorrow because 2020 has already arrived Graça Foster, during 2013-2017 Business Plan conference

People

Chemtech has a new CEO Since April 1st, the new Chemtech CEO is the Chemical Engeneering Gildeon Filho. Gildeon is a carreer employee at Chemtech just like the former company CEO Daniel Moczydlower.

He started as intern in 1999 and took part in many important projects in the Engeneering area, risk analysis and industrial automation. By then, he worked as the Project director and in 2010 he held the position of manager in the office in Salvador.

The executive has the Chemical Engeneering degree by the Federal

University of Rio de Janeiro, with especialization in Work Safety. He also have a MBA degree in Project Management by UFF. Gildeon Filho holds the position aiming to expand his work of excellence after 15 years as a Chemtech employee. Chemtech has become leader in Engineering and Technology services and also holds international reputation. Daniel Moczydlower, who held the CEO position for three years, left the company to carry out personal projects.

MACAÉ OFFSHORE 13

ARTICULANDO

Bons ventos para as petroleiras Por Marcelo Vertis*

O

ano de 2013 chegou cheio de promessas de novos investimentos no setor de petróleo, com a expectativa da retomada de leilões e a realização de pelo menos três rodadas licitatórias. São excelentes oportunidades não somente de aumentarmos o conhecimento sobre nossas bacias sedimentares, e com isso ampliar as reservas nacionais, como também criar condições de investimentos para novas empresas nacionais e estrangeiras, gerando emprego e renda na cadeia petrolífera.

A primeira delas contará com a oferta de áreas exploratórias no mar, o que não ocorria desde 2008, quando o empresário Eike Batista arrematou as áreas que deram origem à OGX, que hoje já está produzindo seus primeiros barris.

Considerando o preço do barril de petróleo hoje na casa dos US$ 100, é um tremendo desperdício para o Brasil deixar debaixo d’água riquezas sequer imagináveis em tamanho e proporções, impedindo assim que novas empresas invistam no setor e também negando oportunidades de ampliação de portfólio às companhias que para cá vieram, animadas com a abertura do setor em 1998.

A decisão do Governo de oferecer uma grande variedade de novas áreas exploratórias em 2013 demonstra contribuir para um aumento do número de empresas interessadas em investir no setor de óleo e gás brasileiro.

O que tem chamado a atenção das cerca de 70 empresas que se inscreveram para a 11ª Rodada empresas é a qualidade do detalhamento dessas áreas, o que ainda não havia sido visto em leilões anteriores no Brasil. O comentário frequente entre representantes dessas empresas leva 14 MACAÉ OFFSHORE

a crer que a rodada será bastante concorrida e com isso deve superar as expectativas de arrecadação de R$ 2 bilhões com bônus de assinaturas, volume recorde em um leilão da ANP. As outras duas rodadas oferecem cenários senão equivalentes, até melhores do que o da 11ª. Pelo menos uma delas será destinada ao pré-sal, sob o novo modelo de partilha. Será a primeira nessa modalidade, que tem a obrigatoridade de participação da Petrobras como operadora e com pelo menos 30% da sociedade.

Na sequência, teremos um leilão voltado para áreas em terra que, nesse ano, ganha destaque pelas oportunidades de reservas de “shale gas”, o gás de xisto, que revolucionou a indústria americana e que vem se mostrando como o elemento provocador mudanças estratégicas na geopolítica da energia mundial.

Essa série de novas oportunidades, que já vem sendo chamadas quase que como uma “nova abertura do setor de petróleo no Brasil”, acontece no mesmo momento em que há boom de investimentos na extração do gás de xisto no Canadá e Estados Unidos, e ainda fortes apostas na exploração de petróleo em águas profundas do Golfo do México, e no Leste da África, Cazaquistão, Peru, Colômbia e Equador.

Paralisado sem novas ofertas, o Brasil esteve fora desse jogo por cinco anos, viu migrar investimentos para essas regiões.

Da parte das petroleiras, além das que já atuam na produção com portfólio restrito, algumas grandes têm sede no País, sem qualquer atividade até o momento, como a russa Gazprom, a australiana BHP Billiton e as chinesas Sinopec e Sinochem, essas últimas com operação no Brasil como investidores com capital minoritário em projetos

operados pela Repsol, Sinochem, Statoil e Perenco.

Base principal de apoio à produção da Petrobras, sede das petroleiras nacionais e internacionais, o Estado do Rio de Janeiro está no foco dos investimentos de fornecedores nesta cadeia e as oportunidades que aí surgem a cada dia são inúmeras. Se num primeiro momento os estaleiros tiveram seu papel de destaque na nacionalização do conteúdo de equipamentos voltados para a cadeia do petróleo, agora é a hora da área de subsea no estado, que deve vir com peso investidor e gerador de emprego e renda nos próximos anos.

Acompanhando esse cenário extremamente atraente para o Brasil em 2013, a Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços (Sedeis), atua em suporte ao crescimento da indústria de apoio à exploração e produção no Estado.

Para isso, foram criados programas estruturados para a atração de subfornecedores voltados especificamente para os segmentos de subsea e offshore, visando à atração de investimentos, ao desenvolvimento de uma indústria de alto conteúdo tecnológico, à qualificação de profissionais e ao desenvolvimento de pesquisa e desenvolvimento que atendam à demanda projetada para os próximos 10 anos, criando um ambiente favorável a negócios.

As oportunidades batem à porta em 2013. E cabe a nós estarmos atentos e disponíveis para abri-la.

Marcelo Vertis é é formado em Engenharia Elétrica pela PUC-RJ, mestre em Engenharia de Sistemas de Instrumentação e Controle e ex-gerente de Desenvolvimento de Negócios de E&P Internacional da Petrobras.

Atualmente, é subsecretário de Estado de Energia, Logística e Desenvolvimento Industrial do Rio de Janeiro.

ARTICULATING

Good times for oil companies

By Marcelo Vertis*

Arte: Macaé Offshore

2013 has arrived with new investment promises for the oil industry, with expectations for the resuming of oil and gas bidding rounds and the set up of at least three oil and gas blocks auctions in the country this year. The first of them, scheduled for May 14 and 15,will offer offshore blocks for exploration, for the first time since 2008, when the entrepreneur Eike Batista won blocks that marked the birth of OGX . Currently, the company is producing its firsts oil barrels.

To Brazil, it is a tremendous waste of money to leave under the water an unimaginable wealth in size and proportion, avoiding new companies to invest in the industry and denying opportunities to expand portfolios of companies that have come to Brazil, while it is taking into account the price of oil barrel around US$ 100. The administration decision of offering a great variety of new offshore blocks for exploration in 2013 shows a contribution for the increasing number of companies that are interested in investing in the Brazilian oil and gas industry. Roughly 40 companies from 15 countries have already contacted the National Agency of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (ANP) to know further details of 289 blocks in 23 sectors, which cover 155,8 square kilometers of 11 Brazilian sedimentary basins.

The quality of these blocks detailment, which has not been seen in the previous auctions in Brazil, comes to the attention of these companies. Often comments made by these companies make to believe that this round will be very disputed and therefore it might overcome expectation of R$ 2 billion tax collection in signature bonuses, a record amount in the ANP bidding round. The other two bidding rounds offer equal scenarios, even better than the 11th Bidding Round. At least one of them will be directed to the pre-salt, under the new production sharing system. It will be the first round under this model, which Petrobras is required to be the operator in all ventures and it will retain at least 30% equity.

After that, we will have an auction for the onshore blocks that are in the spot because of the shale gas reservoirs opportunities. The shale gas revolutionized the American industry and it is proving to be an element that spurs strategic changes in the world energy geopolitics. This set of new opportunities, which has been called the ‘new oil industry opening in Brazil’, happens at

the same time as the investment boom of the shale gas extraction is taking place in Canada and in the United States.

There are also high bets on the oil exploration in deep waters of the Gulf of Mexico, East Africa, Kazakhstan, Peru, Columbia and Equator.

Paralyzed and without any new offers, Brazil has been away from this game for five years, seeing investments migrate to those regions. From the oil companies side, besides those who work in a restricted portfolio, others have main offices in the country, without any activity so far like the Russian company Gazprom, the Australian BHP Billiton, and the Chinese Sinopec and Sinochem, these two operate in Brazil as investors with a minority equity in projects carried out

by Repsol, Sinochem, Statoil and Perenco.

The State of Rio de Janeiro is the hub of Petrobras and it is the home of the national and international oil companies. Rio de Janeiro is the center for investments from the oil and gas supply chain and the opportunities that will come every day are many. If in a first moment shipyards have a distinguished role in the nationalization of the equipment content toward the oil chain, now it is time for the sub-sea area in the state, which might come with the weight of investments and the creation of jobs and income for the next years.

Watching this extremely attractive scenario for Brazil in 2013, the Secretary for Development, Energy, Industry and Services, State of Rio de Janeiro (Sedeis) works for the growth of the oil and gas supporting industry in the State of Rio de Janeiro. For that, Sedeis has created structured programs to attract subsuppliers from the offshore and submarine segments, aiming to attract investment for the development of a high tech industry , professional qualification and the development of research and development that meet the demand for the next 10 years, creating a good business environment. Opportunities are knocking in 2013. It is up to us to get ready to let them in.

Marcelo Vertis is graduated with a degree in Electric Engineering from the Pontifical Catholic University of Rio de janeiro (PUC-RJ), holds a Master’s degree in Instrumentation and Control Systems Engineering and is former manager of International Mergers & Aquisitions at Petrobras. Currently, he is the State Subsecretary of Energy, Logistics and Industrial Development of the Secretary for Development, Energy, Industry and Services, State of Rio de Janeiro MACAÉ OFFSHORE 15

Por dentro do mercado

Petrobras na gangorra e OGX no abismo Por Celso Vianna Cardoso* Analisando mais detidamente os desafios da Petrobras, dá para entender o tamanho do problema para este ano. Dívidas aumentando devido aos fortes investimentos feitos em E&P, pressão nos custos devido à valorização do dólar frente ao real e ameaça de rebaixamento do rating da dívida pelas agências de risco. Este último desafio se mostra particularmente crítico e pode mudar todo o planejamento da Petrobras para os próximos anos. Portanto, vale a pena nos aprofundarmos um pouco mais nele.

E as ações da Petrobras seguem em compasso de valsa, oscilando nos últimos 24 meses na faixa compreendida entre R$ 16,50 e R$ 25,00 e sem tendência definida. No ano de 2013, até o dia 20 de março, tanto as ações ordinárias quanto as preferenciais apresentavam queda de 11,7% e 3,5%, respectivamente. Desde 2010 os investidores acumulam perdas consecutivas e a mudança da gestão na estatal não conseguiu provocar mudanças que impactem positivamente na avaliação do mercado. Muito pelo contrário.

Em 2007 a Petrobras ganhou grau de investimento, o que lhe permitia captar dinheiro mais barato no mercado internacional. Naquele momento, sua relação dívida / EBTIDA estava abaixo de 2,5, nível considerado ótimo pelo mercado. De lá para cá o nível de endividamento subiu devido aos pesados investimentos no pré-sal, simultaneamente com a queda no faturamento graças à defasagem no preço dos combustíveis.

Numa entrevista coletiva em fevereiro deste ano, Graça Foster afirmou que o primeiro semestre da empresa seria ainda mais difícil que o de 2012; que o segundo semestre seria um recomeço e apostou suas fichas no aumento de produção, com a entrada em operação de sete plataformas.

Na visão do investidor, isso é um balde de água fria, pois nos últimos cinco anos, as ações apresentaram alta somente em 2009 (Figura 1). Portanto, sendo 2012 um ano de queda, o que esperar então em 2013?

O aumento da dívida assusta o mercado por dois motivos: por lei a Petrobras está obrigada a participar de todos os leilões do

A variação nos últimos 5 anos 60%

40%

ON

PN 20%

0%

-20%

-40%

2008

2009

2010

2011

2012

-60%

pré-sal e ainda não se sabe o montante de capital necessário para cobrir toda essa exigência, além das incertezas que ainda pairam sobre a viabilidade técnica-financeira dessa exploração. Com a ameaça de rebaixamento do rating da dívida, o custo da dívida sobe e pode comprometer a capacidade de investimentos.

Pelo lado das receitas, a Petrobras tem no Governo seu maior acionista, detendo 60% das ações com direito a voto. Com a inflação em alta, o Governo evita ao máximo os aumentos no preço dos combustíveis. O impacto negativo no caixa da Petrobras faz com que a relação dívida/EBTIDA suba, aumentando, assim, a ameaça no rebaixamento do rating da empresa. Esse ciclo vicioso leva a direção da companhia a ver reduzida sua capacidade de manobra para melhoria do quadro geral e talvez tenha levado a presidente Graça Foster a descartar bons resultados no primeiro semestre deste ano.

OGX ladeira abaixo E a OGX (ogxp3) vai seguindo seu caminho ladeira abaixo. No ano a queda já supera os 40% e não há sinais de recuperação.

Parece que o mercado optou pela cautela devido aos seguidos atrasos e decepções nos números apresentados pela petrolífera de Eike Batista e forçou o preço da ação da companhia para as mínimas históricas desde sua abertura. É certo que muita especulação ainda paira sobre o grupo “X” e será necessário aguardar ainda bastante tempo antes que se possa fazer uma avaliação das reais condições que essas empresas reúnem para geração de riqueza. 

*Celso Vianna Cardoso é analista de sistemas formado pela PUC-RJ , com MBA em Gestão de Negócios pelo IBMEC. É coautor do livro “Análise Técnica Clássica”, lançado pela Editora Saraiva em 2010, e diretor de Novos Negócios da Inove Investimentos.

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inside the market

The Ups & downs of Petrobras and OGX on the edge * By Celso Vianna Cardoso

Petrobras stock prices are at a slow pace, ranging from R$ 16.50 and R$ 25 in the past 2 years and without any defined trend. Both ordinary and preferential shares dropped 11.75% and 3.5% respectively until March 20, 2013. Since 2010, Petrobras’ shareholders accumulated continuous losses and the change of the company’s board of directors has not changed the market evaluation positively. Actually, it was quite the opposite.

In February, during a press conference , Graça Foster said that the first semester would be harder than the same period of 2012. To her, the second semester will be considered a recovery period and she is betting on the increase of oil production through the start of operation of seven drilling rigs. For the company’s investors, it was like pouring a cold water on their plans because in the last five years, Petrobras’ stock prices only went up in 2009 (Figure 1). Yet If 2012 was a year of a downfall, what to expect for 2013?

Analysing with more details the challenges of Petrobras, it is possible to understand the size of its problem

for this year. Rising debts because of strong investments in E&P, currency devaluation and Petrobras credit-rating downgrade. This last challenge is extremely critical and it might change Petrobras plans for the next years. It’s worthy to deepen this issue.

In 2007, Petrobras achieved the investment grade, allowing the company to obtain cheaper money in the international market. In that moment, its debt/EBTIDA ratio was 2.5 points bellow. The market considered this ratio extremely good. From that on, the debt level went up simultaneously because of heavy investments in the pre-salt and its revenue fall caused by the fuel price gap.

The debt rise scares the market for two reasons: By law, Petrobras is obliged to participate in every pre-salt auctions and it’s not yet known the investment amount needed to meet this demand and questions about the economic viability of the pre-salt exploration still remain. With the threat to downgrade Petrobras debt-rating, its debt cost rises and may jeopardize its room for investment.

As for revenues, the Government holds some 60% of voting shares in Petrobras. With inflation on the rise, the Government works hard to avoid the rise of fuel prices. The negative impact on Petrobras’ cash makes the debt/EBTIDA ratio widens and boost the threat of the downgrade of the company’s rating. This vicious circle will lead the company’s board of directors to reduce its room for manoeuvre and makes CEO Graça Foster disregard good results for the first semester of this year.

OGX goes downhill OGX (ogxp3) keeps falling.

In the year, OGX’s stock prices dropped 40% and there is not any sign of recovery. It seems that the market is cautious about the continuous delays and weak performance of Eike Batista’s oil company, making the company’s stock price drop to its lowest level since its IPO. The ‘X’ holding is still subject of much speculation and it’s necessary a long time to wait before making any real evaluation of conditions that these companies have to generate wealth. 

* Celso Vianna Cardoso is a system analyst graduated by PUC-RJ and MBA in Business Administration Management by IBMEC. Co-author of the book “Análise Técnica Clássica”(Classic Technical Analysis), released by Editora Saraiva in 2010 and New Business Director of Inove Investimentos.

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ENTREVISTA

Álvaro Teixeira Com mais de cinco décadas dedicadas à indústria de petróleo no Brasil, Álvaro Teixeira compartilha um pouco da sua experiência na Petrobras e no IBP em entrevista exclusiva à Macaé Offshore Por Brunno Braga

Formado em Engenharia Civil pela antiga Escola Nacional de Engenharia, no Rio de Janeiro, Álvaro Teixeira é uma espécie de arquivo vivo da Petrobras.

Foram 35 anos na empresa, onde pôde presenciar e protagonizar alguns de seus principais momentos, como a primeira grande descoberta de óleo no Brasil, mais precisamente na Bacia de Sergipe e a descoberta de óleo em campos mundo afora pela extinta Braspetro, braço da Petrobras no exterior, com grande destaque para o Oriente Médio.

Mas, não foi somente na Petrobras que Teixeira teve destaque. Ele também atuou como secretárioexecutivo do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), cargo que deixou este ano, após Macaé Offshore - Como foi o seu início profissional na Petrobras? Álvaro Teixeira - Eu entrei na Petrobras em 1958, logo após ter me formado na Escola Nacional de Engenharia.

Logo que entrei, fui fazer o antigo Cenap (Centro de Aperfeiçoamento e Pesquisa de Petróleo, onde fiz o curso de Geologia de Petróleo. Era um curso de dois anos, feito em Salvador, uma cidade maravilhosa, pela qual fiquei encantado. Existia um convênio entre a Universidade da Bahia e a Stanford University. O curso era todo em inglês, os professores eram americanos. Era um curso de alto nível; nós fazíamos o curso de quatro anos em dois.

Nós éramos uma espécie de elite dentro da Petrobras, empregados da empresa 18 MACAÉ OFFSHORE

19 anos. Teixeira conversou com a equipe da Revista Macaé Offshore e discorreu sobre a sua vida dedicada ao desenvolvimento do setor de óleo e gás no Brasil.

Defensor ardoroso da Petrobras, ele participou ativamente do processo de quebra de monopólio e viu o sucesso da Lei 9.478, que, segundo ele, fez a estatal se tornar uma das maiores empresas do setor no mundo. Quanto à crise que a companhia enfrenta atualmente, Teixeira, num tom otimista, afirma: “A crise é conjuntural, não estrutural. A Petrobras é maior que isso”. Confira os principais trechos deste bate-papo autobiográfico com esta personalidade cuja história se confunde com a própria história do setor de óleo e gás no Brasil.

em tempo integral. A minha primeira atuação depois de formado foi para Sergipe, Alagoas, na bacia do Sergipe. Eu fui ser geólogo de poço e costumo dizer que fui lá para achar petróleo e, de fato, achei muito. Mas eu também achei ouro, que é a minha esposa, uma alagoana da peste, e estamos até hoje casados. Mas, voltando, eu fui para lá para assistir aos americanos.

M.O. - Como o senhor atuou nesse processo?

A.T. - Era uma estrutura de E&P extremamente avançada para a época, desenvolvida pelo Walter Link. O Link chegou ao Brasil com a experiência americana, ele foi gerente de exploração da Exxon.

Ele olhou as bacias paleozóicas, a bacia amazônica – que está situada mais ou menos no Amazonas, Pará, na Floresta Amazônica. E ali ele viu as chances de encontrar grande reserva de óleo, como era modelo nos Estados Unidos e em outras partes do mundo. Fez um esforço tremendo e os resultados foram desanimadores. Isso porque, na época, as condições de logística, de tecnologia, a sísmica e os riscos ambientais eram enormes.

Após esse processo, ele preparou um relatório e chegou-se a uma conclusão que, para mim, foi profética: para o Brasil achar petróleo era preciso ir para o offshore ou buscar petróleo no exterior. A Petrobras acabou fazendo as duas coisas com grande sucesso. Em 1963, eu tive a

entrevista

chance de trabalhar na primeira sonda só com brasileiros. Eu fiz o prospecto do primeiro campo descoberto, o Campo de Carmópolis, que até hoje tem o maior volume de reservas do país. É um tipo do campo do pré-sal, mais de 1 bilhão de barris recuperáveis. Algo que até hoje impressiona.

M.O. - Por mais quanto tempo o senhor permaneceu no nordeste?

A.T. - Fiquei até 1967, quando eu fui transferido para o Rio de Janeiro, onde atuei na formação do setor de integração.

A Petrobras, então, tentou juntar todas as tecnologias, que tinha como objetivo pegar todos os dados disponíveis e definir a melhor alocação. Eu passei a liderar um grupo de geólogos, geofísicos e paleontólogos muito importante. O Seti representou um grande salto para os projetos da Petrobras. O setor garantiu o desenvolvimento de vários aspectos que envolvem a área de E&P como a sísmica, uma das mais importantes linhas de estudo do petróleo, sem a qual não é possível identificar a estrutura da superfície offshore.

M.O. - E quando o senhor foi para o exterior?

A.T. - No início da década de 60. A exploração offshore era muito incipiente e ainda estávamos em águas rasas. Então, eu fui convidado a ir para o exterior, com a Braspetro, empresa na qual eu fui o pioneiro. A minha história na Petrobras sempre foi marcada pelo pioneirismo.

Em 1971, a Petrobras começou a ir para o exterior. Fui convidado pela direção de exploração da Braspetro para ser o representante da Petrobras em Madagascar, numa joint venture com a Chevron. Eu aceitei e, em janeiro de 1973, fui com a minha família para lá.

M.O. - E como foi essa experiência?

A.T. - Foi um excelente aprendizado, pois até então eu só tinha a visão estatal e não empresarial. A Chevron convidou a Braspetro a entrar de parceira meio a meio (50/50). E foi interessante olhar o outro lado da mesa, o lado do negócio do petróleo, onde aparecem os contratos, como contrato de exploração, o contrato de concessão, que agora é tão normal no Brasil, e, também, o joint operating agreement, o contrato de parceria entre a Petrobras e a Chevron.

Furamos dois poços lá. E, como eu disse, aprendi muito com o lado empresarial da Chevron. Era o oposto da ideia que tínhamos de achar petróleo a qualquer custo, esquecendo do aspecto econômico, sobretudo naquela época quando havia o monopólio. Furamos dois poços secos ao custo de US$ 5 milhões. Mas, depois disso, a Chevron não quis prosseguir com o tipo de prospecto que eu tinha elaborado. Então, após dois anos em Madagascar, eu fui chamado para chefiar a geologia da Braspetro no Brasil. Só que a minha relação com a Chevron foi tão forte que os americanos queriam que eu continuasse em Madagascar para furar outros blocos. Eu não aceitei, pois o meu amor pela Petrobras sempre falou mais alto.

forte entre Brasil e Iraque, inclusive para suprimento de petróleo.

Essa boa relação fez com que em 1976 nós fossemos para o Iraque, onde descobrimos o campo de Majnoon, na fronteira entre o Irã e o Iraque e onde investimos cerca de US$ 300 milhões. Era um campo enorme, de 100 km de comprimento, com 10 km de largura e US$ 20 bilhões de reserva. Foi a maior descoberta do mundo na década de 70.

Encontramos desde óleo pesado até óleo extremamente leve, um óleo tão leve que era branco. Começamos a desenvolver o campo, a avaliar. Nós furamos uns sete, oito poços. Eu tive a felicidade de fazer parte desse movimento e elaborei o plano de desenvolvimento deste campo, que acabou não se concretizando porque o Iraque resolveu, em 1979, comprá-lo.

M.O. - E como ficaram os investimentos feitos?

A.T. - O Iraque negociou com a Petrobras, pagou todos os custos envolvidos e ainda garantiu, como prêmio, o suprimento

M.O. - E como foi a entrada da Braspetro no Oriente Médio?

A.T. - No Oriente Médio, começamos pelo Iraque, cuja produção estava na mão de um consórcio de americanos e ingleses. Mas quando o governo iraquiano nacionalizou a produção de petróleo, o Brasil foi o primeiro país a comprar o óleo nacionalizado. O presidente Ernesto Geisel teve a coragem de comprar esse óleo e eles agradeceram muito. Eu ouvi do ministro deles: “Se vocês não comprassem aquele óleo talvez a nossa nacionalização não tivesse vingado”. E, inclusive, por causa disso, durante algum tempo os petroleiros da Petrobras ficaram ameaçados de arresto nos poços estrangeiros. E isso gerou uma relação muito MACAÉ OFFSHORE 19

ENTREVISTA

imediato de 30 milhões barris de petróleo, avaliado, à época, em US$ 1 bilhão.

Era uma época na qual ainda se vivia a crise do petróleo. Contudo, o governo iraquiano propôs à Petrobras que ela se tornasse uma empresa prestadora de serviços e, após negociações, ficaram cerca de 100 famílias de funcionários da Petrobras instaladas no Iraque. Anos mais tarde, explodiu a guerra Irã-Iraque e essas famílias foram transferidas para o Kwait.

M.O. - Além do Iraque, quais foram os outros países da região em que a Petrobras teve atuação de destaque?

A.T. - Na Argélia, também, tivemos uma descoberta interessante. Essa descoberta foi feita em pleno deserto, na fronteira com a Tunísia. Era uma grande estrutura.

Nós achamos óleo no primeiro poço. Os franceses não gostaram porque foi numa área que eles tinham acabado de devolver. Furamos 10 poços, mas só achamos óleo em três, os outros sete foram secos.

Na Líbia, nós achamos óleo da Bacia de Murzuk, lá no interior. Essa bacia de Murzuk é outra epopeia, lá as dunas têm 300 metros de altura. No Egito, a Petrobras foi a primeira empresa de petróleo a assinar um contrato de risco. Lá achamos gás, na ocasião, mas não econômico. A Angola foi também importante na década de 70. Logo após a independência de Angola de Portugal, fomos convidados pela Sonatrach para atuar em campos ao norte do país. Eu fiz parte da primeira missão. Levamos os principais artistas do momento, como a Alcione.

M.O. - Qual a importância que o senhor dá para a Braspetro em relação à presença do Brasil no exterior?

A.T. - A Braspetro nasceu em área realmente desestabilizada pelos russos. Nas outras áreas não conseguíamos entrar porque os grupos ocidentais não deixavam. Isso ficou muito claro no Iraque, em 20 MACAÉ OFFSHORE

Angola, na Argélia, na Líbia, no Egito. Se você olhar a história da Braspetro, nós fomos seguindo exatamente as áreas petrolíferas estabilizadas na Guerra Fria, porque a Rússia era uma potência militar, mas não era uma potência econômica. A tecnologia russa era a mais velha do mundo e eles não tinham condições, nem capital. Além do Brasil, a França, a Itália e a Índia também iam.

A partilha não é boa para a Petrobras. Ela é competente demais para competir A expansão da Braspetro tinha três objetivos: garantir o suprimento, usar o óleo como o hedge e abrir novos mercados para as empresas brasileiras. .

Vale lembrar que nos anos 80, a nossa moeda era muito instável. Foi uma política bastante interessante. Se você fosse na Argélia, no Iraque, o que era visto nas ruas desses países eram carros produzidos no Brasil. Eu digo que as empresas que mais ajudaram a abrir mercados para produtos brasileiros no exterior foram a Petrobras, a Vale e o Banco do Brasil.

M.O. - O senhor ficou 15 anos no exterior. Após a Braspetro, qual foi a sua atividade dentro da Petrobras?

A.T. - Depois eu fui para a área de treinamento da Petrobras, onde eu tinha me formado. Naquela ocasião foi criada uma nova área na Petrobras, o Cedes, uma superintendência de desenvolvimento de recursos humanos, completamente separada da área de pessoal. E isso também dava um “rolo” danado. Eu fiquei encarregado da área de desenvolvimento de pessoal de nível superior e um outro grupo ficou encarregado do desenvolvimento de gerentes. Eu fiquei lá uns dois anos. Depois eu fui ser secretário-geral da Arpel em Montevidéu. Eu me aposentei em 1993.

M.O. - Como o senhor acompanhou o processo que culminou na quebra do monopólio do petróleo no Brasil?

A.T. - Em 1989, fui eleito presidente da Arpel e dei início ao processo de abertura da instituição que, até então, era a associação das empresas estatais da América Latina. Eu comecei a ler todo processo de privatização da indústria na América Latina. Esse processo teve início com o Carlos Menem (presidente da Argentina entre os 1989-1999), quando ele privatizou a YPF. A YPF era a companhia estatal mais antiga do mundo, criada no início da década de 1920.

Engraçado isso, porque a Argentina foi o primeiro país a criar o monopólio do petróleo e foi o primeiro a retirá-lo da pauta. O monopólio foi, sem dúvida, muito importante para estruturar a Petrobras.

Era para a Petrobras ter aberto capital na década 80. Com a abertura, quem mais se beneficiou foi a Petrobras, que hoje pode pensar como uma empresa e escolher a melhor maneira de investir.

A transformação da Petrobras numa potência que é hoje mostra que eu não estava errado quando há 15 anos eu defendia a quebra do monopólio.

entrevista

M.O. - Como o senhor entrou para o IBP? A.T. - Quando entrou o Itamar (Franco, presidente da República), começouse a discutir a quebra do monopólio da Petrobras. Então, em novembro de 1994, eu fui convidado pelo então presidente da entidade, Eduardo Difini, para ser secretário do IBP, para prepará-lo para a abertura de mercado. Em dezembro de 1996, Raimundo Brito autorizou a Petrobras a negociar a participação de empresas e em 1997 saiu a nova lei do petróleo. Eu criei um comitê com todas as empresas de petróleo que estavam atuando aqui, criamos um relatório e levamos a proposta para o governo. Começamos a trabalhar.

Ajudamos a criar a ANP, a forma de distribuição de tributos, como royalties. Aí eu consegui fazer o que eu chamei de “Steering Committee” (Comitê Diretor), a pedido da Petrobras. Conversamos com a Shell, a Texaco, a Mobil, a Esso, para discutir a formação, o programa de trabalho. Questões ligadas à legislação e à distribuição dos tributos para o modelo de contrato de concessão.

Hoje, ele é considerado um dos modelos de regulação mais avançados no mundo e foi usado nas 10 rodadas.

mundo, como WPC - que tem na presidência um brasileiro – IGU, OGP, SPE, OTC, IMCA e outros. Além disso, coordenei acordos com as principais universidades do Brasil, como a PUC-RJ, no setor de desenvolvimento de gás; acordo com a UFBA, para desenvolvimento de campos marginais; com a UFRJ, para modelar o E&P no Brasil, entre outros. Estamos trazendo, em 2013, a primeira edição da OTC Brasil e também estamos estudando trazer mais eventos internacionais. Hoje, o nosso objetivo é criar um centro de excelência em petróleo na UFRJ. O grande desafio que eu deixei para o IBP é a criação de uma universidade do petróleo.

M.O. - Atualmente, o Brasil está adotando dois modelos de exploração de petróleo: concessão e partilha, para o pré-sal. Antes, havia somente o modelo de concessão. De que forma o senhor observa essa mudança?

M.O. - E como foi a evolução da Rio Oil and Gas?

A.T. - O modelo de concessão no Brasil é extremamente avançado, elogiado e respeitado no mundo inteiro. Partilha é para países que não estão bem estruturados, com inseguranças jurídicas. Eu só fã do modelo de concessão. O risco geológico do pré-sal é baixíssimo, mas os custos são altos. O custo de exploração é uma fração do desenvolvimento.

A.T. - Foi nessa época que conseguimos transformar a Rio Oil & Gas não só numa feira de petróleo, mas, também, numa feira de negócios. Quando eu sugeri a Onip para fazer uma rodada de negócios, o resultado foi um sucesso.

Hoje, é inimaginável conceber uma Rio Oil & Gas sem a Rodada de Negócios. É claro que se não fosse pela competência do Eloy Fernandes (presidente da Onip), as coisas não andariam, então é mérito dele também. Eu também ajudei a internacionalizar o IBP, introduzindo o órgão nas principais instituições e associações de petróleo e gás no

A partilha não é boa para a Petrobras.

Ela é competente demais para competir. Há dois problemas que eu verifico: o primeiro deles é o domínio do governo no comitê de operação, em que o governo tem 50% com poder de veto, o que é um monopólio, com o dinheiro dos investidores. Outro problema é ter a Petrobras como a única operadora no pré-sal. Isso não interessa à indústria nacional do petróleo a ter um comprador só. Além disso, como a Petrobras vai atuar em todos os campos do présal, vai fazer com que ela se desvie de outros projetos.

M.O. - O senhor acha que isso pode complicar o setor de O&G como um todo?

A.T. - Eu acredito que o governo está entendendo esse problema e, no final, o bom senso vai prevalecer. No final, alguns desses problemas vão ser resolvidos.

M.O. - Em relação à 11ª Rodada, quais são as suas expectativas?

A.T. - O apetite pela 11ª Rodada será grande, pois a Margem Equatorial já deu mostras que tem grande potencial, já que tem as mesmas características geológicas da margem equatorial africana, onde recentemente foram feitas descobertas como o Campo de Jubilee, na costa de Gana.

M.O. - Mas com toda essa crise que a Petrobras enfrenta, o senhor acha que a empresa terá uma boa participação nessa rodada?

A.T. - Acredito que sim. A crise é conjuntural, não estrutural. A Petrobras é maior que isso. Quem poderia imaginar que um dia o Brasil seria exportador de petróleo? Mas, para que a Petrobras consiga ter mais sucesso financeiro, é preciso que se trabalhe mais para que 90% dos derivados consumidos sejam produzidos em refinarias instaladas aqui. Estamos chegando num nível de importação de derivados bastante perigoso.

M.O. - E como resolver isso?

A.T. - O Brasil tem um monopólio no preço e isso faz com que o mercado de refino não seja competitivo no Brasil. É preciso, então, dar mais competitividade ao setor. Além disso, a Petrobras precisa voltar a dar mais importância para o downstream.  MACAÉ OFFSHORE 21

INTERVIEW

Álvaro Teixeira With more than five decades dedicated to the oil industry in Brazil, Álvaro Teixeira shares his experience in Petrobras and the IBP in an exclusive interview to Macaé Offshore

By Brunno Braga

Álvaro Teixeira is graduated with a degree in Civil Engeneering from the former National Engeneering School, in Rio de Janeiro. He worked for Petrobras for 35 years and could witness some of the company’s most important moments, such as the first big oil discovery in Brazil, more precisely in Sergipe Basin, and oil discoveries abroad when he worked for Braspetro, the former Petrobras international branch, with distinguished performance in the Middle East.

Yet, it was not only in Petrobras that Teixeira had a distinguished role. He has also worked as SecretaryGeneral of the Brazilian Petroleum Gas and Biofuels Institute, a position which he has just left after 19

MACAÉ OFFSHORE - How was your professional start in Petrobras? Álvaro Teixeira - I started working for Petrobras in 1958, right after I graduated in Engeneering. As soon as I entered in the company, I went to attend the former Cenap (he Centre of Oil Research Improvement ), in Salvador (BA), where I studied Oil Geology. It was a two-year course in such a wonderful city. There was an agreement between the University of Bahia and Stanford University. The class was in English and the professors were Americans. It was a high level course. We were a sort of a elite team in Petrobras. After my graduation, my first work was in the Sergipe basin, in Alagoas. I was the first well geologist and I usually say that I was there to find oil and, in fact, I found.

But I also found gold, which is my wife and we are married ever since.

M.O. - How did you work in this process?

22 MACAÉ OFFSHORE

years. Teixeira talked to the Macaé Offshore Magazine and shared his experience on the O&G industry throught his long professional carreer.

A fervent Petrobras defender, he actively participated in the process of monopoly break in Brazil and saw the sucess of the act nº 9478, which, in his view, made the state-owned oil company become one of the world’s greatest major. As for Petrobras’ current crisis, Teixeira said he is optmistic: “ This crisis is a conjectural crisis, not a structural one. Petrobras is bigger than this crisis”. Read the main parts of this autobiographical interview with this personality whose personal and professional histories are linked.

A.T. - It was a highly advanced E&P structure for that period of time, which was carried out by Walter Link. Link arrived in Brazil with his American experience gained when he worked as a Drilling manager for Exxon. He studied the paleozoic basins, in the Amazon basin, located in the Brazilian rain forest, very similar to the sort of oil that is found in the USA an other regions in the world. There, he saw chances to find a huge oil reserve. He madeevery effort but the results were not encouraging. This is because logistics , techonology, seismic activity and environment conditions were pretty bad that time.

After this research, Link wrote a report which conclusion was prophetic: for Brazil to meet its oil needs, he recommended going offshore or abroad.

Petrobras did both with great success.

In 1963, I had the chance to work in the first drilling rig only operated by Brazilians. I drilled the first discovered field – Carmópolis field – which is the hugest oil field in Brazil. It’s a pre-salt

field type, with roughly 1 billion barrels ofrecorverable oil. It is really impressing.

M.O. - For how long did you stay in the northeast?

A.T. - I stayed there until 1967. After that, I was transfered to Rio de Janeiro, where I worked in the integration sector. By then, Petrobras tried to intergrate all technologies to achieve better results. I led a very important team of geologists, geophysicists and paleontologists. The Integration Sector represented an important for Petrobras projects. The sector ensured the development of the E&P area in many aspects, such as seismic activities, one of the most important activity in the oil segment. Without it, it’s impossible to identify the offshore surface structure.

M.O. - When did you go abroad?

A.T. - In the beginning of the sventies.

Offshore drilling was very incipient

INTERVIEW

and we were drilling in shallow waters. Then, I was invited to go abroad, working for Braspetro, a company which I was a pioneer. My carreer in Petrobras has always been marked for my pioneerism. In 1971, Petrobras started to go abroad. I was invited to be Exploration director at Braspetro to represent Petrobras in a joint venture with Chevron in Madagascar. I accepted the invitation and, in January 1973, I went there with my family.

M.O. - How was this experience?

A.T. - It was an excellent learning process. Before that, I only had a stateowned company experience. Chevron and Petrobras had a 50/50 partnership in Madagascar. So, I could learn more about exploration and concession contracts, which are very common in Brazil nowadays. We drilled two wells there. And, as I said, I learned a lot with Chevron’s entrepreneurial approach. It was the opposite of the idea that we had about finding oil at any cost and leaving economic aspects behind. So, we drilled two dry wells at a cost of US$ 5 million. But, after that, Chevron didn’t want to keep this sort of prospect.

Then, after two years in Madagascar, I was calling to come back to Brazil to lead Braspetro’s Geology sector. But my relationship with Chevron staff in Madagascar was so good that the Americans wanted me to work for the company there. I didn’t accept that because my love for Petrobras spoke louder.

M.O. - How did Braspetro enter in the Middle East?

A.T. - In the Middle East, we started in Iraq, which production was in the hands of a British-American consortium. But when the Iraqi government nationalized its oil production, Brazil was the first country to purchase it.

The Iraqi government thanked former president Ernesto Geisel for that.

I heard from them: “Our nationalization program wouldn’t get through if you haven’t purchased it”. Because Petrobras decided to purchase the Irak oil, the companyy’s oil tanks were threatend to be arrested in other

foreign wells. However, our relantionship with Iraq got better.

This good relationship made us go to Irak to drill wells, where we found, in Majnoon field, roughly US$ 20 billion in oil. This field was huge and we have invested US$ 300 million. It was the greatest discovery in the seventies. The oil we found there ranged from heavy to very light. So, we started to develop and evaluate the field.

We drilled seven to eight wells. I was happy to become part of this team and I designed the development plan of this field. But the plan was not concluded because Iraq decided to buy it.

M.O. - What about the investments that were made there?

A.T. - Iraq negotiated with Petrobras.

Iraqi government repaid all investments and it gave us a supply of 30 million barrels of oil worth US$ 1 billion at that time. It was a time when the world was facing the oil crisis. Yet, the Iraqi government asks Petrobras to become its servic provider and after negotiations, roughly 100 Petrobras employees stayed in the country.

Some years later, the Iran-Iraq war began and the employees were transferred to Kwait.

M.O. - Beyond Iraq, which countries in the Middle East you worked?

A.T. - There was an interesting discovery Argel. This discovery was in a desert, near Tunisia. We found oil in the first well drilled. The French didn’t like that because we found oil in an area where they have just abandoned. We drilled 10 wells, but we only found oil in three.. In Lybia, we found oil in the Murzuk basin.

This basin was amazing because it was surrounded by dunes. In Egypt, Petrobras was the first company to sign a risk sharing contract with the Egyptian government. We found gas, but without economic viability. Angola was also important in the seventies.

Right after the country’s independence from Portugal, we were invited

by Sonatrach to operate the fields.

M.O. - For you, what is the importance of Braspetro to mark Brazilian presence abroad?

A.T. - Braspetro was created to operate an areas destabilised by the Soviets because the Western groups didn’t let us enter in their oil fields. Countries like Iraq, Argel, Lybia, Egypt were under the former Soviet Union scrutinity during the Cold War. So, we entered in these oil areas because the USSR were a militar power, but not an economic power and its technology was very backward and it was not ready to operate both technically and financially. So, we could lead Brazil abroad, taking advantage of this situation and increasing our technological expertise in a pragmatic way.

Braspetro’s expansion was carried out under three goals: to ensure oil supply, to use oil as hedge, due to the Brazilian currency instability, and to open new markets for Brazilian companies. It was a very interesting policy because it made Brazil have a strong presence abroad . As an example, in Argel and Iraq many Brazilian cars were seen.

M.O. - You spent 15 years abroad. After Braspetro, what else did you do for Petrobras?

A.T. - After Braspetro, I worked as Human Resources superintendent. I was on charge of the development area for employees with Academic degree and other group was responsible for the development area for managers. I stayed in the sector for two years. After that, I was appointed Arpel Secretary-General in Montevideo. In 1993, I retired from Petrobras.

M.O. - How did you see the process which resulted in the oil monopoly break in Brazil ?

A.T. - In 1989, I was elected Arpel president and I started the institution opening process which was, by then, a Latin America state-owned oil companies association. So I began to read the whole oil industry privatization process. This process was initiated by Carlos Menem (former president MACAÉ OFFSHORE 23

INTERVIEW

of Argentine 1989-1999), when he privatized YPF. YPF was the oldest state-owned oil company in the world, created in 1920. It’s interesting to notice that Argentine was the first country to have a state-owned oil company and also the first to break its monopoly. The monopoly was important for structuring Petrobras, indeed. But, the company should have broken its monopoly in the eighties. With its opening, Petrobras itself was who enjoyed the advantages and today it think as a business company. Today, Petrobras has become a major company and it proved that I was right when 15 years ago I defended the monopoly break.

M.O. - How did you start working for the IBP? A.T. - When Itamar Franco became President of Brazil, in 1993, the talks on the monopoly break of Petrobras started. So, in November 1994, I was invited by the IBP president Eduardo Difini to be the institution secretarygeneral to structure IBP for the market opening. I December 1996, Raimundo Brito authorized Petrobras to negotiated join ventures with other companies and in 1997 the new oil act was approved. I formed a Committee with all oil majors who was operating in Brazil.

Then we wrote a report with propositions to the Brazilian government. We helped to create the ANP, the tax distribution model among other actions. In this Steering Committee we had talks with Shell, Texaco, Exxon Mobil and we discussed the line of work to be carried out. Issues such as legislation and tax distribution model for concession contracts, considered one of the most advanced model in the world and used in Brazil for 10 bidding rounds.

M.O. - How was the evaluation of the Rio Oil and Gas? AT. - It was in that time that we turned the Rio Oil & Gas into a business fair.

When I suggested the Onip to design a Business Roundtable and it has become a huge success. Today, it’s unimaginable to carry out the Rio Oil & Gas without a Business Roundtable.

Indeed, without the leadership of Eloy Fernández (Onip president), the Business Roundtables wouldn’t 24 MACAÉ OFFSHORE

be possible. I have also helped turn the IBP international. So, the IBP become a member of many international O&G institutions such as WPC, IGU, OGP, SPE, OTC, IMCA among others.

Besides that, I coordinated agreements with Brazilian universities – PUC-RJ, an agreement on gas development; Federal University of Bahia (UFBA), an agreement on marginal fields development; and with UFRJ, an agreement on E&P arrangement model among others. For this year, we are bringing the first OTC Brazil edition and we want to bring more inter-

The sharing system is not good for Petrobras.

The company can compete very well with others national events to Brazil. Today, IBP’s main challenge now is to create a University of Petroleum.

M.O. - Currently, Brazil is adopting two oil exploration models – concession and sharing system, which will be used for the pre-salt.

How do you see this changes?

A.T. - The concession model in Brazil is extremely advanced and it is respected in the whole world. The sharing system model is for unstable

countries, with weak judicial system.

The sharing system is not good for Petrobras. The company can compete very well with others in the pre-salt.

Having the Government monopoly in the pre-salt and the obligation for Petrobras operates in every pre-salt area are two problems to be face by the company. The geological risk in the pre-salt is low, but the costs are high, which might make Petrobras focus more on the pre-salt and leave other projects behind.

M.O. - Do you believe that this situation can jeopardize the Brazilian O&G industy as a whole?

A.T. - I believe that the Government is understanding the problem and, in the end, the good sense will prevail.

In the end, some of these problems will be solved.

M.O. - What are your expectations for the 11th Bidding Round?

A.T. - The appetite for the 11th Bidding Round will be huge. The Equatorial Margin has proved great potential because it has geological similarities with the African Equatorial Margin, where recently was found a giant oil reserves in the Jubilee field, in Ghana’s coast.

M.O. - But with this crisis that Petrobras faces, do you think that the company will means to participate in this bidding round ?

A.T. - I think so. This crisis is a conjectural crisis, not a structural one.

Petrobras is bigger than this crisis.

Who could imagine that one day Brazil would become an oil exporter? But, for Petrobras achieve a financial success it is necessary to produce 90% of oil derivatives here in Brazil.

We are heading to a very dangerous level of oil derivatives.

M.O. - How to solve this problem?

A.T. - Brazil has the price monopoly and this makes the refining market less competitive. It is necessary to make this sector more competitive. Moreover, Petrobra must give the downstream are more importance. 

INTERVIEW

MACAÉ OFFSHORE 25

CAPA

Acabou o

jejum

Após cinco anos sem leilões, ANP quer atrair mais investidores nacionais e estrangeiros e descentralizar as riquezas do setor

Por Brunno Braga, Rodrigo Leitão e Rosayne Macedo

D

epois de um jejum de quase cinco anos, o mercado se prepara para abocanhar novas fatias do promissor cenário de petróleo e gás brasileiro. E apetite não falta.

Ao todo, 71 empresas de 18 países – entre os quais, Estados Unidos, Reino Unido, Canadá, Austrália, Japão, China, Noruega e Dinamarca – e de três territórios ultramarinos estão de olho na 11ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, organizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), que acontece dias 14 e 15 de maio, no Rio de Janeiro.

Companhias de países com pouca ou nenhuma tradição no setor, como Portugal, Itália, Peru, Colômbia, Panamá, Malásia e Tailândia também demonstraram interesse em participar. Até empresas atuantes nas

Ilhas Cayman, Bermudas e em um desconhecido Guernesei querem entrar na disputa.

Entre as petroleiras já habilitadas a participar da rodada, estão nomes tradicionais como a brasileira Petrobras, a britânica BG, a anglo-holandesa Shell, a francesa Total e a americana Conoco Philips - todas essas como operadoras A, que podem operar em todas as áreas, inclusive águas profundas. Há ainda nomes novos, como a Ouro Preto Óleo e Gás, comandada por Rodolfo Landim, ex-presidente da BR Distribuidora e da OGX, e a Companhia Espanhola de Petróleo, estreante em leilões no Brasil, esta última habilitada como operador B, que permite a disputa por áreas em águas rasas ou em terra. Duas empresas anunciaram

sua desistência: a Cisco Oil and Gás e a BP Energy do Brasil.

A 11ª Rodada pode ser, na verdade, um aperitivo para testar o verdadeiro apetite do mercado pelas reservas brasileiras.

Os “pratos principais” deverão vir no final do ano, com duas novas rodadas já programadas. O primeiro leilão para exploração de gás e óleo não convencional, chamado de shale gas ou xisto, deve ocorrer dias 30 e 31 de outubro. A previsão da ANP é que o leilão poderá ofertar blocos em até cinco potenciais bacias sedimentares. Já a 1ª rodada de blocos exploratórios nas áreas do pré-sal, que deve oferecer 10 bilhões de barris de petróleo, pelo sistema de partilha, acontecerá dias 28 e 29 de novembro de 2013.

A lista das empresas inscritas no leilão está na edição online, em www.macaeoffshore.com.br 26 MACAÉ OFFSHORE

capa

ANP espera arrecadar R$ 2 bi com leilão De acordo com o diretor da ANP, Helder Queiroz, a expectativa é arrecadar de R$ 1,5 bi a R$ 2 bilhões em bônus de assinatura – lance dado pelas empresas para arrematar os blocos. Se todos os blocos forem arrematados pelos valores mínimos, o total será de R$ 627 milhões: “O número de interessados tem a ver não só com a qualidade das informações, mas também com o fato de o último leilão ter sido realizado em 2008. A qualidade das informações agora é muito superior à de outras rodadas”, afirmou Queiroz, durante evento no Rio. As estimativas da ANP para os blocos da margem equatorial que farão parte da rodada giram em torno de 30 bilhões de barris de petróleo “in situ” - acumulação de petróleo em uma determinada região, em reservatórios descobertos ou de existência inferida por pesquisas – o que não significa que todo esse volume é recuperável. As grandes promessas são as bacias de Foz do Amazonas e do Espírito Santo, cujas reservas potenciais sinalizam a existência, respectivamente, de uma nova Guiana Francesa e de um novo Golfo do México, segundo a própria ANP. “Há uma similaridade entre essas áreas da Bacia do Espírito Santo e as descobertas no Golfo do México.

As projeções para estas áreas do ES são de 5 bilhões de barris de petróleo in situ”, estima a superintendente de Definição de Blocos da ANP, Eliane Petersohn. A área, que vai do Amapá ao Rio Grande do Norte, pode se revelar uma nova fronteira exploratória do País.

“Não se pode desprezar a concepção de risco (inerente à atividade exploratória), mas estamos muito, muito otimistas”, comentou, durante seminário técnico-ambiental realizado pela ANP no Rio de Janeiro.

Descentralização dos investimentos anima o mercado Uma forte característica deste leilão é a pulverização dos investimentos na nova configuração da indústria de petróleo e gás que deverá se desenhar no país, atingindo diretamente 13 estados brasileiros com as novas operações: Alagoas, Amapá, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Maranhão, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte e Sergipe.

desinvestimentos pelas principais petrolíferas estrangeiras no país. O clima é de euforia no mercado. Para o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP), João Carlos De Luca, a 11ª rodada vai ser um sucesso, com muita competitividade e muitas empresas participando em áreas que ainda não receberam investimentos em petróleo.

Segundo a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, uma das prioridades definidas pelo Governo para esta rodada é descentralizar investimentos exploratórios no País e reduzir desigualdades regionais. “Devemos ter uma rodada de grande sucesso. O setor demonstra forte interesse”, declara.

Em entrevista à Macaé Offshore, o consultor de petróleo e gás, Jean Egito, diz que acha importante a descentralização dos investimentos no setor para que os projetos exploratórios e de desenvolvimento da produção não fiquem reféns do caixa de uma ou duas empresas. “Quanto mais empresas investirem no país, maior será a demanda por bens e serviços locais, gerando um fortalecimento da indústria nacional, geração de empregos e crescimento do país”, afirma.

A retomada dos leilões dá novo fôlego ao setor, após quase cinco anos de espera sem nenhuma rodada, o que havia despertado uma série de

Oportunidades para pequenas, médias e grandes Mesmo com as áreas consideradas “virgens” pelo Governo, a ANP informa que a margem equatorial pode ter grande potencial por apresentar formações geológicas semelhantes a áreas produtoras da África e da Guiana Francesa – grande acumulação de reservas encontradas nos últimos anos. Na avaliação do consultor Jean Egito, o risco é inerente ao negócio de explorar e produzir petróleo. “A média mundial de descobertas gira em torno de 30%, ou seja, a cada dez poços perfurados, somente em três é descoberto petróleo”, lembra Egito.

Outra marca importante desse leilão é a diversidade das áreas, com grande atratividade. Há áreas em mar, em terra, áreas maduras e de novas fronteiras, o que oferece oportunidades para pequenas, médias e grandes empresas. Segundo Jean Egito, um exemplo dessa diversidade aconteceu no próprio pré-sal da Bacia de Santos, onde a Esso devolveu o bloco BM-S-22 por não encontrar reservatórios comerciais de petróleo.

“Isso não diminuiu em nada o potencial desta área, pois nos blocos vizinhos ocorreram as descobertas dos campos gigantes de Lula e Sapinhoá. Não acredito que o insucesso em um poço é suficiente para desencorajar os grandes players do mercado, pois o prêmio pode ser muito valioso”, ressalta.

MACAÉ OFFSHORE 27

CAPA

Pequenas também querem seu lugar ao sol Trilhando o mesmo caminho das grandes petroleiras, depois do anúncio da 11ª Rodada de Licitações, as pequenas e médias empresas do setor de óleo e gás reivindicam leilões específicos para o setor. O presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo (ABPIP), Alessandro Novais, afirma que os pequenos e médios produtores precisam de previsibilidade e que o aceno do Governo é importante para o setor garantir investimentos e continuar desenvolvendo ações para aumentar a produção no país, principalmente em áreas menos favorecidas.

“Nosso objetivo sempre foi investir nessas localidades. Antes da confirmação da

política, o setor se via impedido de investir porque não sabia os rumos do setor. Agora estamos confiantes”, afirma. Em março, representantes da ABPIP estiveram reunidos com o secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis do Ministério de Minas e Energia, Marco Antônio Martins Almeida. Durante o encontro, foram iniciadas conversas para implementar medidas que buscam aumentar a participação dessas empresas nas atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, conforme resolução aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e publicada do Diário Oficial da União em 18 de fevereiro.

Onde estão os novos blocos Ao todo, serão ofertados 289 blocos em 23 setores, cobrindo 155,8 mil quilômetros quadrados, distribuídos em 11 bacias sedimentares. Os blocos a serem licitados localizam-se em bacias nas regiões Sul, Sudeste e Nordeste, sendo 123 em terra e 166 no mar, 81 em águas profundas e 85 em rasas. As ofertas das áreas estão localizadas nas bacias: Recôncavo (16), Sergipe-Alagoas (25), Potiguar (30) Espírito Santo (12) Barreirinhas (26) Ceará (11) Foz do Amazonas (97) Pará-Maranhão (6) Parnaíba (20) Pernambuco-Paraíba (10) Tucano Sul (36) 28 MACAÉ OFFSHORE

Segundo dados da ANP, as empresas de pequeno porte atuam em 39 campos terrestres, com extração total de cerca de 3,6 mil barris por dia. Nos últimos dez anos, o valor investido pelos pequenos e médios produtores alcançou R$ 1,6 bilhão. Um fato relevante é que esses investimentos vão muito além do que exigem as obrigações contratuais da ANP, que somam R$ 900 milhões. Trocando em miúdos, as companhias tiveram fôlego para aplicar mais recursos do que previa o “programa exploratório mínimo”, que é o compromisso assumido junto à Agência. De acordo com a ABPIP, as pequenas e médias empresas atualmente geram 2,6 mil empregos diretos.

Mapa: Divulgação / ANP - Arte: Macaé Offshore

capa

Petrobras será mais ‘seletiva’ nos leilões Dona de 30% das reservas do pré-sal brasileiro e amargando uma de suas piores crises, a Petrobras ainda tem fôlego para ir ao mercado e quer garantir seu lugar na 11ª Rodada. No entanto, diz a presidente Graça Foster, a empresa será mais “seletiva” em sua participação nos leilões previstos para este ano, uma vez que está se esforçando para preservar o caixa até 2020.

“As parcerias são importantes e serão muito bem-vindas, mas seremos seletivos, pois vamos trabalhar com cenários mais realistas”, destacou.

Segundo Graça, em 2012 a Petrobras trabalhou na construção da sua política exploratória. “Não tínhamos nada escrito, só concebido.

Foi um trabalho com base técnica grande na E&P, com vários objetivos nobres”, disse a executiva, durante a apresentação do Plano de Negócios 2013-2017.

Em sua avaliação, o principal objetivo da companhia é quantificar o risco em termos de impacto financeiro, como, por exemplo, a viabilidade econômica para exploração de poços secos. “Vamos continuar trabalhando nas nossas reservas.

Estamos confortáveis. Antes, eram 15, passou para 12, e, agora, temos 19 poços. Foi um trabalho forte em termos de arrumação do portfólio da área de E&P”, destacou Graça Foster.

O diretor de Exploração e Produção, José Miranda Formigli, não descartou a possibilidade de a empresa aumentar a sua participação nos blocos do pré-sal, além dos 30% já garantidos. “O apetite por aumentar a exploração existe, mas vai depender das áreas ofertadas e das parcerias que formarem”, disse, na mesma oportunidade.

Empresas não revelam suas estratégias Shell - O presidente da anglo-holandesa Shell Brasil, André Araujo, já deixou claro que a companhia tem interesse em participar não apenas da 11ª rodada, mas também do leilão de áreas em terra para exploração de gás, que a ANP deve realizar no fim de outubro, e do leilão do pré-sal, em novembro. Ele destacou, contudo, que é preciso haver continuidade.

“O importante é a retomada. Um leilão só não é suficiente. A indústria precisa de leilões regulares e constantes. Um ponto positivo que sentimos do sinal do governo é que não são só leilões em 2013, mas sim uma retomada de leilões, e isso dá uma perspectiva de sustentabilidade”, disse Araujo.

BG Brasil - A BG Brasil vai participar ativamente da 11ª Rodada que a ANP fará em maio, inclusive com ofertas para blocos petrolíferos onde tentará atuar como operadora, informou o presidente da BG Brasil, Nelson Silva, durante a cerimônia de lançamento da pedra fundamental para a construção do Centro Global, no Rio de Janeiro.

“Da 11ª rodada nós já decidimos que vamos participar, de outras rodadas serão decisões a ser tomadas na ocasião. O fato é que estamos muito satisfeitos com os resultados que estamos obtendo aqui dentro – os resultados preliminares, tanto no BMS-9, como no BMS-11, na Bacia de Santos, estão acima do esperado”, ressaltou.

Queiroz Galvão - Para o presidente da Queiroz Galvão, Lincoln Rumenos Guardado, a rodada será um momento importante para a companhia renovar o portfólio. “Vamos aproveitar todas as oportunidades nesse sentido”, afirmou. Apesar disso, o executivo ponderou que a empresa não pretende se manter com 100% de participação em nenhum bloco. “Podemos entrar como operador para vender participação em blocos depois”, disse Guardado.

BP do Brasil - À Macaé Offshore, Guilhermo Quintero, presidente da BP Energy do Brasil, se limitou a dizer que espera que esta seja uma boa oportunidade para ampliar a plataforma da companhia no Brasil. No início de abril, a BP anunciou oficialmente sua desistência em participar do leilão junto à ANP. A empresa informou que isso se deve ao fato de ter decidido participar através de outra subsidiária do Grupo BP, a BP EOC. O grupo não informou se a britânica BP Exploration, que participaria da licitação junto com a BP Brasil, também desistiu da disputa.

Gran Tierra Energy - O presidente da canadense Gran Tierra Energy no Brasil, Julio Moreira, disse, por sua vez, que a empresa participará da 11ª rodada e que pretende avaliar as oportunidades exploratórias que serão oferecidas nos próximos.

Novapetróleo - O presidente do Conselho da Novapetroleo, Murilo Marroquim, ressaltou que a empresa está focada em áreas terrestres, em bacias com produção já estabelecida (Espírito Santo - terra, Recôncavo, SE-AL - terra e Potiguar - terra). “Estamos analisando os blocos ofertados nessas bacias, mas não os blocos offshore”, disse.

OGX - Afundada numa crise sem precedentes, a petroleira OGX, do empresário Eike Batista, não respondeu as perguntas enviadas à companhia pela revista Macaé Offshore.

Chevron - Em nota, a americana Chevron informou que “enquanto continua trabalhando com a ANP para obter autorização para a retomada das atividades de produção no Campo Frade, a Chevron Brasil está analisando sua participação na 11ª Rodada de Licitações”.

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CAPA

Conteúdo Local: cadeia de fornecedores nas regiões está preparada?

Divulgação

Segundo a ANP, para este leilão prevalecem as regras de conteúdo local, entre 30% e 80%, dependendo da complexidade da operação dos blocos. Neste contexto, a principal pergunta no momento é como a cadeia de fornecedores nas novas regiões exploratórias está se preparando para o alto índice de investimentos que está previsto? Será preciso segurar esses investimentos devido às incertezas das áreas que serão licitadas.?

Na opinião do consultor de petróleo e gás Jean Egito, a cadeia de fornecedores das regiões Norte e Nordeste pode e deve se preparar para fornecer bens e serviços para a demanda atual.

Ele lembra que o Plano de Negócios e Gestão 2013-2017 da Petrobras prevê investimentos de US$ 236,7 bilhões em projetos em implantação.

“Um dos estaleiros com grandes encomendas da Petrobras está localizado em Pernambuco e fornecedores de outros bens para a cadeia produtiva do petróleo podem buscar oportunidades hoje disponíveis”, lembra.

Para a consultora jurídica, professora e palestrante em óleo e gás, autora do livro “Direito do Petróleo, Gás e Energia”, da Editora Elsevier, Elaine Ribeiro, não há dúvidas que, quando a empresa investe em conteúdo local, há o desenvolvimento da indústria e a criação de novos segmentos com o incremento da mão de obra local, regional e nacional. De acordo com Elaine, as políticas públicas sociais devem andar atreladas ao conteúdo local, pois várias empresas têm sido sancionadas por não conseguirem cumprir o acordo de conteúdo local.

Há incertezas e certezas. As incertezas são de que a indústria local de uma

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Jean Egito: a cadeia de fornecedores das regiões Norte e Nordeste pode e deve se preparar para fornecer bens e serviços José Egito: the supply chain in the Northeast and North must be prepared to supply goods and services

área que será explorada poderá contribuir para o pré-sal ou para o upstream no onshore. “A indústria local tem noção das áreas que deverá focar para ofertas novos serviços? São diversos os questionamentos sobre o tema, que tenho certeza que não estão sendo mapeados de forma devida pelo viés político no Brasil, que tem a obrigação de gerir e direcionar as políticas públicas”, ressalta.

Segundo Elaine, não adianta apenas a empresa quitar a multa pela não realização do conteúdo local. É preciso também estimular novos centros tecnológicos, novos laboratórios, ampliar a rede de ensino e formar novos professores para abraçar a mão de obra que quer se especializar.

“O esforço das políticas públicas será crescer ainda mais e de forma

mais eficaz o incentivo à qualificação da mão-de-obra técnica, graduada, pós-graduada, para priorizar o desenvolvimento do pré-sal no Brasil, além de priorizar também de forma específica a demanda territorial de novas áreas do setor onshore que estão ingressando nas licitações futuras”, ressalta a especialista.

Sobre a relação mão de obra x conteúdo local, a especialista lembra que não adianta apenas ter o técnico, o graduado, o pós-graduado, se ele não consegue se comunicar para ingressar na empresa multinacional.

“Não basta dar o peixe a alguém, tem que ensinar o povo pescar”, conclui a professora, com a antiga frase, porém, mais do que nunca, atual para a era do pré-sal no Brasil.

capa

Impactos sócio-econômicos: os prós e contras da exploração Divulgação

A descentralização de investimentos exploratórios também poderá reduzir as desigualdades econômicas e sociais no País, trazendo obras de infraestrutura, a criação de serviços de hotelaria e restaurantes, além do investimento em educação e no estímulo à pesquisa. É no que aposta a consultora Elaine Ribeiro.

Porém, para Elaine, nem todos os estados e municípios hospedeiros de exploração em petróleo e gás estão preparados ou possuem um projeto de desenvolvimento nas áreas que serão licitadas nas futuras rodadas. “Não adianta apenas trazer o investidor internacional e o nacional, sem ter um plano de desenvolvimento apto a auxiliar e direcionar os investimentos e a massa pecuniária que irá entrar por meio da exploração petrolífera, ampliando a necessidade de novos produtos e serviços”, alerta, em entrevista à Macaé Offshore.

Segundo ela, o objetivo da exploração de O&G em um país-hospedeiro visa efeitos positivos, como o desenvolvimento social, econômico e tecnológico e pode ocasionar efeitos nefastos, como os ligados ao meio ambiente, ao desequilíbrio acarretado pelo aumento da violência, a perda da

Elaine Ribeiro: as políticas públicas sociais devem andar atreladas ao conteúdo local Elaine Ribeiro: social public policies must walk together with local content

identidade cultural, a especulação imobiliária, entre outros.

A consultora afirma que os estadoshospedeiros das novas explorações onshore ou offshore deverão se preparar também para o aumento populacional, a necessidade de investimento em assistência social e em saúde pública, inclusive na

rede hospitalar, além de disponibilizar o aumento do sistema de transporte e criação de novas vagas na rede de ensino. Ela alerta para o surgimento de favelas e de bairros periféricos sem infraestrutura, o aumento das demandas por serviços públicos, acarretando também o aumento da violência e do custo de vida e da especulação imobiliária.

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CAPA

5 MINUTOS com David Zylbersztajn Ex-diretor da ANP critica o modelo de partilha O ex-diretor da Agência Nacional de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), David Zylbersztajn, acredita que o modelo de partilha a ser adotado no pré-sal representa um retrocesso para a indústria de óleo e gás no Brasil.

Um dos responsáveis pelo processo de abertura do mercado de petróleo, Zylbersztajn não vê motivos para que o modelo de concessão não seja adotado, uma vez que ele se mostrou bem sucedido nas 10 rodadas realizadas

pela ANP. Para ele, a Petrobras enfrentará problemas para operar tanto em blocos da 11ª Rodada, já que terá que operar em todos os blocos do pré-sal, conforme especificado no novo marco regulatório.

André Pinnola

4 - A Petrobras, como operadora em todos os blocos do pré-sal, vai conseguir trabalhar dentro desse modelo de partilha?

1 - Como o senhor vê a realização da 11ª Rodada de Petróleo e Gás?

Não tem como não ficar feliz com a volta das rodadas. Espero que elas tenham prosseguimento com boa regularidade. Mas há problemas, como, por exemplo, a logística, que pode representar um custo maior para os operadores. Tem também a questão do conteúdo local, que ainda apresenta índices muito altos. Vamos aguardar e ver como as empresas vão se posicionar a respeito dessas novas áreas.

Não se sabe se a Petrobras terá dinheiro e como serão escolhidos os parceiros para atuar junto com a companhia. As operações vão demandar investimentos em equipamentos e de mão de obra jamais vistos antes.

E tem a 11ª Rodada, onde ela deve concorrer para operar em alguns blocos, o que exigirá mais recursos por parte da empresa. Mas, para aparecer o dinheiro, a Petrobras precisa arrecadar mais diretamente ou tem que se financiar. Essas dúvidas ainda são muitas no mercado, mas devem ser esclarecidas ao longo do ano.

2 - Haverá um grande apetite por parte dos investidores neste e nos próximos leilões? É difícil prever. O mercado brasileiro era, até pouco tempo, um dos mais atrativos do mundo. Com essa paralisação, muitos investimentos podem ter migrado para outros países.

O modelo de partilha retorna à ideia de monopólio, o que poderá fazer com que as empresas tenham papel de prestadoras e não operadoras, e, assim, trarão um volume de investimentos menor.

3 - Qual é a sua avaliação do modelo de partilha a ser utilizado no pré-sal?

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O modelo de concessão funcionou muito bem por dez anos, fazendo aumentar o volume de petróleo produzido no Brasil e gerando receita com a arrecadação. O próprio pré-sal foi descoberto nesse modelo. Mas o modelo de partilha representa uma mudança de rumo, que pode não ser benéfica ao mercado. É um modelo usado por países que não possuem estabilidade política ou econômica, como Venezuela, Líbia, Irã e Angola. Assim, o Brasil troca um modelo de sucesso por outro que gera dúvidas quanto aos resultados a ser obtidos.

5 - O senhor acha que a presidente Graça Foster está realizando um bom trabalho à frente da Petrobras, a despeito da crise?

Ela já demonstrou que tem competência, enfrentando de frente os problemas herdados da gestão anterior.

Ela tem sido transparente, o que é bom para retomar a credibilidade da empresa junto ao investidor. Mas é um desafio, pois a Petrobras é a única entre as grandes companhias do mundo que vem apresentando problemas. 

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The fast is

over

After five years without bidding rounds, the ANP wants to bring national and foreginers investors and decentralize the oil wealth

By Brunno Braga, Rodrigo Leitão and Rosayne Macedo

A

fter almost five years of fasting, the international market is preparing itself to grab new slices of the promising Brazilian oil and gas scenario. And the appetite is huge. There are 71 companies from 18 countries such as the US, Norway, United Kingdom, Canada, Australia, Japan, Norway, Argentina, France and Spain and Denmark– and three offshore territories aim at the 11th Bidding Round, carried out by the National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels (ANP), scheduled for May 14 and 15, in Rio de Janeiro. Oil companies from countries with few tradition in the sector such as Portugal, Peru, India, Malaysia and Thailand, Bermuda have also showed interest to take part in the process. Even companies from the Cayman Islands, Bermudas and a unknown Guernsey want to bid.

BG, Shell, Total and Conoco Phillips are among the oil companies that have been qualified as ‘A’ operator - that can operate in every blocks, including in deep waters. There are also new names such as Ouro Preto Óleo e Gás, owned by the former OGX and BR Distribuidora CEO Rodolfo Landim, and Companhia Espanhola de Petróleo, and Companhia Espanhola de Petróleo, a new-comer to bid the 11th round. These two companies were qualified as ‘B’ operator to operate in shallow waters or onshore. Two companies quit the bid: Cisco Oil and Gas and BP Energy do Brasil.

Actually, the 11th Bidding Round can be seen as a test for the market appetite for Brazilian oil reservoirs. The main slices will be auctioned in the end of the year, with two new bidding rounds already scheduled. The first auction for non-conventional gas, also known as shale gas,

is scheduled for October 30 and 31. The ANP foresees five potential sedimentares basins to be auctioned. As for the 11th Bidding Rounds for the pre-salt areas, roughly 10 billion oil barrels will be auctioned under the production sharing system, scheduled for November 28 and 29.

ANP expects to raise R$ 2 bi with the bid To the ANP director Helder Queiroz, it is expected to raise between R$ 1.5 billion to R$ 2 billion at least in signature bonus. In case of all blocks get auctioned by their minimium value, the total amount will be R$ 627 million. “The number of companies that are interested has to do with the quality of information and with the fact that we don’t have biddding rounds since 2008. The quality of information is now much superior than the other rounds”, Queiroz said during an event in Rio de Janeiro.

The ANP estimates for the Equatorial Margin, which is partt of the round, are about 30 billion oil barrels “in situ”. The great promising areas are in the Foz do Amazonas and Espirito Santo basins, which

potential reservoirs indicate the existence of a new French Guiane and a new Gulf of Mexico respectively, according to the ANP. “There is a similarity between these areas of Espírito Santo basin and the discoveries in the Gulf of Mexico. The projections for these ES areas are calculated in 5 billion oil barrels in situ”, the ANP Blocks Definition Superintendent Eliane Petersohn says. The area, that runs from Amapá to Rio Grande do Norte, can be a new exploratory frontier in the country. “We can’t dismiss the risk conception, which is inherented in the exploratory activity. But we are very, very optimistic”, she said during a seminar carried out by the ANP in Rio de Janeiro.

The list of companies included in the bidding is in the online edition, in www.macaeoffshore.com.br MACAÉ OFFSHORE 35

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Decentralization of investments cheers the market A marked feature of this round is the spraying of investments in these new oil and gas arrangements that will reach 13 Brazilian states: Alagoas, Amapá, Amazonas, Bahia, Ceará, Espírito Santo, Maranhão, Pará, Paraíba, Pernambuco, Piauí, Rio Grande do Norte and Sergipe.

defined by the Government for this rounds is to decentralize exploratory investments in the country and reduce regional inequalities. “We are gonna have a successful bidding round. The industry shows a strong interest”, she declares.

round, a situation that made foreign oil companies sell their assets in the country. “The industry is euphoric.

The president of Brazilian Institute of Petroleum, Natural Gas and Biofuels (IBP) João Carlos de Luca says that the 11 th Bidding Round is going to be very successful, with high competitivity and with many companies acquiring areas which have never received oil investment so far.

To the ANP director-general Magda Chambriard, one of the priorities

The resuming of the auctions gives new breath for the industry, after almost five years without any

Where the new blocks are

Small companies also want a slice of the market

Overall, 289 blocks in 23 sectors will be offered, covering 155.8 square kilometers distributed in 11 sedimentary basins in the South, Southeast and Northeast regions. There will be 123 onshore blocks, 166 offshore blocks, divided in 81 blocks in deep waters ans 85 in shallow áreas. The basins to be auctioned are located in the Reconcavo (16), Sergipe-Alagoas (25), Potiguar (30), Espírito Santo (12), Barreirinhas (26), Ceará (11), Foz do Amazonas (97), Pará-Maranhão (6), Parnaíba (20), Pernambuco-Paraíba (10) and Tucano Sul (36).

Paving the same way as the majors did, oil and gas small and medium companies say, right after the 11th Bidding Round announcement, that they want a specific bidding round for their segment. The president of the Brazilian Independent Oil Producers Association, Alessandro Novais, says that small and medium oil producers need predictability and the Government appproach is important to ensure investments for the segment and keep carrying out actions to increase the oil production in the country, mainly in poorer areas.

Opportunities for small, medium and big entreprises Although the Government deems ‘virgins’ these areas, the ANP informs that the Equatorial Margins is likely to have a great potential because of its geological formation similaraties to the production areas in Africa and French Guiana, which a huge oil accumulations were found in the past years. To Jean Egito , the risk is inherited in the E&P business. “The world discoveries average is about 30%, in other words, only three out of ten wells to be drilled is likely to find oil,” Egito remarks.

The diversity of areas is another important feature of this auction, with great atractiveness. There offshore areas, onshore areas, mature areas and new frontiers, which offers opportunities for small, medium and big companies.

“This doesn’t mean that the potential of this area is low, once it was found huge oil fields in Lula and Sapinhoá, blocks located next to BM-S-22. I don’t think that a failed drill in a well is not enough to discourage the major oil players, once the alue of the prize can be very high,” he emphasizes.

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“Investing in these places has been our goal. Before these measures, the sector didn’t want to invest because it didn’t know the future. Now we are very confident,” he says. In March, ABPIP members had a meeting with the Ministry of Mining and Energy secretary of Oil, Gas and Biofuels Marco Antônio Martins. In

the meeting, they talked bout means to implement measures to increase the participation of these companies in exploration, development and production activities in the oil industry, according to the National Council for Energetic Policy resolution approved and issued in the Official Gazette on Febreruary 18.

According to the ANP data, smallsized companies operate in 39 onshore fields, producing roughly 3.6 thousands boed. In the past ten years, the small and medium companies invested roughly R$ 1.6 billion. It’s important to notice that this amount of investments is beyond the amount obliged by the ANP, which is R$ 900 million. In other words, companies invested more money than what was previous the minimium exploratory program required. To the ABPIP, small and medium companies hire 2.6 thousand direct jobs.

Petrobras will be more selective in the next bidding round Despite facing one of the toughest crisis and commited to explore at least 30% of all pre-salt areas in Brazil, Petrobras says it has some breath to participaten in the 11th bidding round. Yet, as Petrobras CEO Graça Foster says, the company will be more selective in the bidding round because it has to preserve its cash by 2020.

To Graça Foster, Petrobras planned its exploratory policy. “We didn’t have anything written. The plan was worked under a great technical basis, with many noble goals,” the executive says, during the presentation of its 2013-2017 Management In her view, the company’s main goal is to evaluate the risk in terms of financial impact, such as the financial viability to explore dry oil wells. “We will keep operating in these wells. We are comfortable. We are operating in 19 wells now.

Before that, we operated 12 to 15 wells. It was a strong work to put the E&P portfolio in order”.

Petrobras Exploration and Production director José Miranda Formigli said that the company is likely to increase its share in the pre-salt blocks beyond the 30% already ensured. “The appetite for the exploration increasing exists. But it will depend on offered areas and the partnership to be arrenged”, he says in the same event.

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Companies don’t unveil their strategies Shell - The Shell Brasil CEO André Araújo has already made clear that the Anglo-Dutch company is interested to participate in the 11th Bidding Rounds as wells as in the onshore non-conventional gas bidding and the pre-salt bidding .

Nevertheless, the executive adverts, that the bidding rounds must have continuity.

“The resuming (of the bidding rounds) is important. But, only one bidding is not enough. The industry needs constant and regular biddings.

A positive aspect that we feel from the Brazilian government is that the biddings will not only happen in 2013. It is a resuming of the biddings, and this gives us a sustainability perspective,” Araújo says BG Brasil - BG Brasil will participate actively in the 11th Bidding Round.

BG Brasil CEO Nelson Silva says that he company will try to performer as the main operator in some blocks.

“We have decided to participate in this round. We have not decided yet

if the company will participate in the next bidding rounds. In fact, we are vey happy with the results that BG Brasil is achieving in the country, where the blocks BMS-9 and BMS-11, in Santos Basin, performed above our expectations,’ he emphasized.

Queiroz Galvão - For Queiroz Galvão CEO Lincoln Rumenos Guardado, the bidding round will represent a great opportunity for the company to renovate its portfolio. ‘” We are going to take all opportunities given,” he says.

Yet the executive said that the company does not intend to keep 100% in any block. “We can enter as operator to sell the blocks later,” Guardado says.

BP - In interview to Macaé Offshore, BP CEO Guilherme Quintero hopes the bidding round to be a great opportunity to widen the presence of the company in Brazil.

Chevron - In a statement, Chevron informed that the American oil company is analysing its participation in the 11th

Bidding Rounds while working along with the ANP to obtain the license to resume its operations in Frade field.

Gran Tierra Energy - Gran Tierra Energy Brazil CEO Julio Moreira said, for his turn, that the Canadian company will participate in the 11th Bidding Round. He also said that Gran Tierra intends to evaluate the exploratories opportunities that will be offered in the next rounds.

Novapetróleo - Novapetróleo Council president Murilo Marroquim emphasized that the company focus onshore areas in sedimentary basis already established (Espírito Santo, Recôncavo, Sergipe-Alagoas and Potiguar). “We are analysing blocks that were offered in these basins. However, we are not interested in offshore blocks,” he says.

OGX - Dealing with an unprecedent crisis, OGX, owned by Eike Batista, did not answer the questions sent by Macaé Offshore Magazine.

Local Content: is suplly chain in these region prepared?

According to the ANP, the local content rules will prevail in this bidding round, ranging from 30% to 80%, depending on the respective blocks operation complexity. In this context, the main question is whether the supply chain for the new exploratory is prepared to the high amount of investments that is predicted. If not, will this investment flow halt because of the uncertainty of the areas to be auctioned?

In the O&G consultant José Egito’s view, the supply chain in the Northeast and North must be prepared to supply goods and services for the current demand.

“One of the shipyards with largest orders from Petrobras is located in Pernambuco and other suppliers of good and services for the oil industry seek current available opportunities,”he recalls.

Law consultant and lecturer professor on oil and gas. She is the author

of the book “The Law of Oil, Gas and Energy”, published by Elsevier, Elaine Ribeiro is sure that if a company invests in local content, the industry and local labor force creation will develop.

To Elaine Ribeiro, social public policies must walk together with local content, once many companies have been penalized because they couldn’t accomplish local content requirements.

There are uncertainties and certainties. The uncertainties are related to the areas where the industry will explore both in the pre-salt and in onshore upstream. “ Does local industry have notions of areas where they might focus to supply these new services? These are some questions that are not being properly answered by the government, which must manage and direct public policies,” she emphasizes.

Professor Elaine Ribeiro says that make companies paying the penalty for their non-accomplishment of local

content is not enough. It is important to build new technological centers and new labatories, expand the school system and hire new teachers to foster the specialization of the labor force.

“Public policies efforts will support the incentives for technical and graduated labor force to priorize the development of the pre-salt in Brazil and other specific territorial demands for new onshore areas that are being offered in the next bidding rounds,” the professor highlights.

As for the relation between labor force and local content, the scholar points that it is important for the professional be prepared to communicate with the multnational company. “Give a man a fish and you feed him for a day. Teach a man to fish and you feed him for a lifetime,” the professor concludes with this old, but up-to-date, saying, mainly in the pre-salt era in Brazil.

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Social-economics impacts: the exploration advantages and disadvantages The decentralization of exploratory investments can also reduce social and economic inequalities in the country, fostering more infrastructure, hotel and restaurant services and investments in research and education. This is what Estácio de Sá University on Oil and Gas Elaine Ribeiro believes.

However, professo Elaine says that not all states and municipalities that will host E&P activities are prepared or have a structure project for areas to be auctioned in the next bidding rounds. “Thus, it’s worthless to bring foreign oil companies without a development plan able to support

and direct investments and the cash flow that will come through the E&P activities, increasing the need for new products and service,”, she alerts, in interview to Macaé Offshore.

To the scholar, the O&G exploration goal in a host country aims at positive effects, such as social, economic and technological development. Yet, O&G activities might cause dreadful effects such as environment damages, growth of crime, lost of local cultural identity, real state speculation among others.

The consultant says that the hoststates for the new exploratory operations in onshore or offshore must also be preprared for the populational growth, the need for investments in social security and healthcare, the expanding of the transportation system and the number of children in schools. She alerts for the rise of favelas and neighborhood without infrastructure, which will make increase the demands for public services, which might cause the rise of crime and the rise of the cost of living and real state speculation.

5 MINUTES with David Zylbersztajn ANP criticizes the sharing system Former National Agency of Petroleum, Gas and Biofuels (ANP) director David Zylbersztajn believes that the sharing system to be used in the pre-salt represents a throwback. One of the names who drew the process

of the oil market opening, Zylbersztajn says he doesn’t understand why the Government has dismissed the concession model, once it has shown to be a very sucessful model for 10 bidding rounds carried out by the ANP. To him,

Petrobras will face problems to work both in the blocks of the 11th Bidding Rounds and in th pre-salt blocks, once the company must work in every block as specified in the new oil regulatory framework.

1 - How do you see the resuming of the Bidding Rounds in Brazil?

service providers. Thus, they will invest less in the industry.

will be chosen to work along with the company in the pre-salt. This operations will demand investments in equipment and labor force as never before. Also, there is the 11th Bidding Round, where Petrobras might participate and more resources will be required. Yet Petrobras needs to raise money or seek finance. These issues are not quite clear yet for the market, but they must be elucidated along the year.

I’m very enthusiastic with the resuming of the bidding rounds. I hope that they have an ongoing process. But, there are problems such as the logistics, which might represent a higher cost for the operators. Also there is the local content issue, which requires high percentage. So, let’s wait and see how the oil companies will position themselves in these new blocks.

2 - Will the companies rush for th 11th Bidding Rounds and for the next ones?

It’s hard to predict. Not long ago, the Brazilian oil market was one of the most attractive in the world. Yet, many investments may have migrated to other regions because the bid rounds in Brazil were halted. The sharing system resumes the monopoly idea , which can make companies work as 38 MACAÉ OFFSHORE

3 - How do you see the sharing system to be used in the pre-salt?

The concession model worked very well for 10 years and made the oil production increase in Brazil, generating tax revenue. The pre-salt itself was discovered under this model.

Yet, the sharing system represents a change of course and it is not good for the industry. The sharing system is used by Venezuela, Lybia, Iran, Angola. Thus, Brazil changes a succesful model for a system that is not clear about the outcomes to be achieved.

4 - Petrobras will operate in every block of the pre-salt. Will the company be able to work under the sharing system?

It’s not known if Petrobras will have enough money and how its partners

5 - Do you think that CEO Graça Foster is doing a good work ahead Petrobras, although its crisis?

She has shown she is competent, facing the problems inherited from the former administration. She has been transparent, which is good to resume the company’s crediblity before its investor. It’s a challenge because Petrobas is the only major oil company who is facing problems. 

EMPRESAS & NEGÓCIOS

Petrobras na corda bamba Especialistas fazem avaliação negativa da situação da empresa e prevêem que o fim da crise ainda está longe, apesar do novo Plano de Negócios Por Brunno Braga, Rodrigo Leitão e Rosayne Macedo

N

Agência Petrobras

ovas descobertas no pré-sal, retomada dos leilões e preço do petróleo na casa dos US$ 100 são fatores mais do que suficientes para animar investidores do setor de óleo e gás no mercado brasileiro, onde a Petrobras detém primazia. No entanto, o que se verifica é justamente o contrário. No ano em que comemora 60 anos de existência, a Petrobras vive um momento de incertezas, numa de suas piores crises nos últimos 15 anos.

As vicissitudes financeiras da estatal estão repercutindo no setor como um todo e impactando os investidores. Com faturamento em queda e dificuldades de aumento de caixa, sobretudo em função de preços de derivados subsidiados pelo governo, a credibilidade da empresa vem sendo minada nos últimos anos.

Com efeito, a própria presidente, Maria das Graças Foster, chegou a anunciar um cenário cinzento para 2013, pelo menos até a metade do ano.

Indo mais além, analistas avaliam que os problemas da estatal ainda devem perdurar por um bom tempo. As razões apresentadas para explicar esse clima de pessimismo acabam se concentrando numa só raiz: o contínuo processo de intervenção governamental na companhia. É possível, diante desse quadro, identificar quem ganha e quem perde com toda essa crise? “Nesse jogo

A própria presidente, Graça Foster, chegou a anunciar um cenário cinzento para 2013, pelo menos até a metade do ano Even Petrobras CEO Graça Foster has foreseen a grey year for the company in 2013, at least by the half of semester

de perde e ganha, só os especuladores de mercado são beneficiados”, diz Celso Vianna Cardoso, consultor da Inove Investimentos e colunista de Macaé Offshore. Contudo, Cardoso ressalta que a figura do especulador de mercado não é para ser demonizada.

O mercado não tem ideologia. Ele observa e analisa a viabilidade econômica das empresas para investir e a Petrobras não consegue explicar ao mercado se os seus investimentos são viáveis ou não.

Por isso, a Petrobras é a única petroleira entre as grandes internacionais que MACAÉ OFFSHORE 39

EMPRESAS & NEGÓCIOS

tem performance negativa em termos de ações”, comenta o consultor.

De fato, dois anos depois do processo de capitalização da Petrobras, os investidores da companhia amargam pesados prejuízos. Os papeis da empresa, contabilizados no período de 12 meses até o dia 10 de março, registram queda de 20%. “Acionistas minoritários e analistas de mercado têm dificuldades no acesso às informações que os administradores dispõem e a participação do governo no processo de capitalização acabou por mostrar que o contrato de Cessão Onerosa ajudou a fortalecer o controlador”, afirma Cardoso, lembrando que o governo possui 60% das ações ordinárias (com direito a voto) da Petrobras.

Além das dificuldades financeiras que a empresa sofre, há, ainda, constrangimentos políticos como mais um ingrediente dessa crise. Logo quando assumiu, Graça Foster pautou-se por um perfil mais técnico, o que pode ter incomodado alguns quadros políticos que

gostariam de ter representações na empresa. Os recorrentes pedidos de aumento dos preços dos derivados de petróleo, com o objetivo de dar mais fôlego ao caixa da companhia, também geram intensos debates no seio do Governo, sobretudo em função do risco de aumento da inflação que a subida do preço do petróleo pode ocasionar. “Graça sofre pressões por todos os lados e pode ser que políticos da base governista tenham grandes interesses (em derrubá-la)”, comenta uma das fontes ouvidas pela revista.

O valor percentual de redução de custos nessas operações não foi divulgado, mas com o nível de endividamento chegando no teto, novos movimentos que visem à redução de custos podem estar a caminho. “A dívida da Petrobras está em 30% do seu valor patrimonial.

Se chegar a 35%, ela perderá o grau de investimento. Isso fará com que a Petrobras tenha que pagar mais para conseguir empréstimos junto a bancos.

Seria o pior dos mundos para a empresa”, analisa Cardoso.

Ingerência política atrapalha Wagner Freire, ex-diretor da Petrobras, afirma que a empresa só tem boa avaliação por parte do acionista controlador. “Mesmo com um corpo técnico de excelência, a ingerência política na empresa vem fazendo com que ela se torne uma empresa engessada. Ela vive um momento bastante peculiar, pois é uma companhia que tem ações negociadas em bolsa, inclusive, na Bolsa de Nova Iorque, e que mantém preços dos derivados tabelados, o que causa grandes distorções”, afirma.

Para Roberto Brazil, professor da Business School São Paulo, o compromisso da empresa em atingir metas e propostas de recuperação são alcançáveis. No entanto, ele alerta para possíveis riscos de alterações de contratos e acordos internacionais conduzidos sob orientação ideológica, 40 MACAÉ OFFSHORE

aquisição de equipamento orientada por programas internos de desenvolvimento setorial ou regional em base política partidária – que desconsideram itens como qualidade, tecnologia, preços e prazos de entrega - e capacidade e gestão conduzida por estruturas organizacionais e sistemas “corporativos” politicamente resistente a mudanças.

“Nestas circunstâncias, não dá para fixar, gerenciar e pretender atingir, qualquer valor numérico, em si, quase sempre fruto de reducionismo abstrato ou manipulação.

O ponto central é que, para preservar o valor da organização que opera com capital aberto, esses sinais não ajudam. Para esse pessoal (o mercado) o que vale é retorno, retorno e, mais uma vez, retorno”, destaca o acadêmico.

Redução de encomendas E se os investidores estão cada vez mais insatisfeitos com a estatal petrolífera brasileira, o humor de alguns representantes da cadeia produtiva também não está em bom patamar, principalmente entre aqueles que têm a estatal como principal cliente. “A situação da Petrobras é preocupante a médio e a longo prazo. Ainda não sabemos como será a participação da Petrobras nos leilões, mas com toda essa crise ficamos um pouco reticentes quanto aos trabalhos futuros e, principalmente, quanto a possíveis atrasos nos pagamentos”, diz o representante de uma empresa fornecedora que não quis se identificar.

A estatal, porém, descarta a possibilidade de haver problemas com pagamento de fornecedores a curto, médio e longo prazo. “A Petrobras reitera que não tem atrasado pagamentos e que não tem dívidas com seus fornecedores, prestadores de serviços e FIDCs. Os pagamentos dos compromissos reconhecidos pela Petrobras são realizados de acordo com os prazos estabelecidos contratualmente. A companhia não enfrenta problemas de caixa, cujo saldo ultrapassa R$ 40 bilhões”, responde a empresa, em comunicado.

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Setor naval em descompasso Já o setor da indústria naval começa a questionar se o futuro do setor será consonante aos investimentos da Petrobras. De fato, em tempos de crise, procurar mercados que ofereçam serviços com custo menor pode ser uma estratégia a ser adotada, apesar de haver como argumento buscar praças que garantam a prestação de serviços em prazo menos elástico.

Conforme notícia veiculada pelo jornal O Estado de São Paulo, a Petrobras transferiu para o exterior parte das obras de, pelo menos, quatro plataformas para o pré-sal da Bacia de Santos. Contratados por mais de US$ 2 bilhões e regras de

conteúdo local de até 70% para estimular a indústria local, os serviços foram iniciados na Indonésia e no estaleiro Cosco, em Dalian, na China. Ainda segundo a matéria, a estatal pode vir a afretar as cinco plataformas (FPSOs) extras para a área da cessão onerosa.

Embora a Petrobras confirme adesão à política de conteúdo local, apesar da transferência para estaleiros da China de parte das obras de FPSOs, as estatísticas demonstram a grande redução da construção local de navios de apoio marítimo. Estaleiros implantados para atender a essa demanda sofrem

com a redução de encomendas e a perda de postos de trabalho já aparece nas estatísticas.

“No cenário mundial, o segmento offshore alcançou posição de destaque nas carteiras de encomendas dos estaleiros internacionais. A China amplia sua posição como construtora de navios e plataformas de produção de petróleo e anuncia maior atuação na exploração de petróleo em diversas regiões, inclusive no Brasil”, diz, em editorial, o presidente do Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), Ariovaldo Rocha.

Reação no Congresso A crise da Petrobras chegou com força até mesmo no Congresso Nacional. A senadora Ana Amélia (PP-RS) vem insistindo para que Graça Foster compareça à Comissão de Assuntos Econômicos do Senado e explique, com mais detalhes, os movimentos da empresa. “A gestão atual, apesar de qualificada, está na esteira da administração anterior. Nos últimos anos, a Petrobras se pautou pelo loteamento político, transformando a empresa num balcão de negócios”, disparou.

site do partido do governo, Graça Foster disse: “A Petrobras não passa por qualquer dificuldade financeira. Nossos investimentos em 2012 chegaram a R$ 84,1

Valter Campanato/ABr

O senador Álvaro Dias (PSDB-PR) disse que a atual situação da Petrobras já era prevista em 2008, quando solicitou a instalação de uma CPI, que não vingou.

O parlamentar já entrou com 19 representações junto à Comissão de Assuntos Econômicos do Senado.

As análises negativas e pessimistas sobre a Petrobras fizeram a presidente da companhia reagir. Em declarações ao

bilhões, a maior realização na história da Petrobras”.

Até mesmo o presidente do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), Luciano Coutinho, saiu em defesa da Petrobras. Ao negar que a estatal poderia ter problemas com a exploração do pré-sal, disse: “a Petrobras não está parada, é uma empresa que está em período intenso de investimentos e os frutos disso virão nos próximos anos”. Coutinho destacou que os grandes esforços de investimentos da petroleira ainda não se traduziram em resultados. Contudo, ressaltou que a companhia tem respeitado as métricas de endividamento e é bastante saudável.

Coutinho saiu em defesa: “Petrobras não está parada” Coutinho defended: “Petrobras is not paralyzed”

De 2002 a 2012, o BNDES já fez aportes da ordem de R$ 21,9 bilhões na Petrobras e, segundo fontes do Planalto, a instituição pode ser usada pelo Governo para destinar mais recursos, caso haja problemas de caixa no futuro.

contrário do ano passado, quando Graça Foster informou aos investidores que a companhia iria adotar uma postura mais realista, desta vez o anúncio de que a

empresa vai destinar US$ 236,7 bilhões para o período, sendo US$ 207,1 bilhões referentes à carteira de projetos em implantação, foi recebido sem muito entusiasmo

Plano de Negócios Ao contrário das edições anteriores, a divulgação do Plano de Negócios da Petrobras não trouxe grandes novidades e pronunciamentos de grande impacto. Ao

MACAÉ OFFSHORE 41

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pelos investidores. O grande destaque é que 85% de todo o montante prevista se concentrará nas áreas de E&P e de refino.

Para o professor Roberto Brazil, o montante a ser investido está impregnado de boas expectativas, mas pondera que o plano precisa estar alinhado com a realidade de mercado. “Mas isso não garante o sucesso das medidas. A viabilidade econômica comprovada é uma decorrência do alinhamento dos custos e de outros fatores de desempenho. Não são fatos isolados, exigem sólida gestão financeira. Muito do sucesso do número resultante depende dos ajustes”, ressalta.

Segundo ele, contratos e ativos têm que ser preservados ou vendidos por valor justo. “Se o jogo for para valer, da ideologia de parceiros bolivarianos ou kirschinerianos não prevalece. Negócio é negócio.

O valor real da organização, no mercado, para atrair eventuais investidores não vinculados ao orçamento público, depende de credibilidade. As aplicações via BNDES e

congêneres, não contribuem para ampliar esse apelo”, argumenta.

Na apresentação do plano, Graça mostrou aos analistas que a empresa quer ser mais responsável financeiramente. A Petrobras planeja investir nos próximos cinco anos para elevar a produção dos atuais 2,4 milhões de barris para 3,4 milhões de barris por dia, sendo 1 milhão do pré-sal (42% do total). Para isso, a meta é elevar a eficiência operacional dos atuais 72% para 90%.

Para colocar o plano previsto para rodar, a Petrobras vai contratar cerca de R$ 61,3 bilhões em empréstimos. Do montante previsto para investimentos, R$ 207 bilhões serão para projetos em execução e R$ 40 bilhões para amortizar a dívida. Ao todo, R$ 165 bilhões virão do caixa da companhia, R$ 10,7 bi serão de recursos próprios que a Petrobras tem em caixa, mais R$ 9,9 bilhões de desinvestimentos - ante os US$ 14,8 bilhões de desinvestimentos previstos no plano anterior.

Aposta em novas refinarias Para Wagner Freire, o que precisa ser feito é dar mais ênfase à construção de refinarias para diminuir o peso da importação de derivados. “O Brasil importa cada vez mais gasolina e diesel e o impacto disso na balança comercial do Brasil é de US$ 10 bilhões”. No entanto, mesmo com novas refinarias incluídas no projeto da Petrobras em andamento, Freire diz que elas estão focadas em produção de diesel e não em gasolina, como são os casos do Comperj e de Abreu Lima. “Isso significa que os altos índices de importação desse derivado devem durar”, avalia.

Recentemente, no lançamento do Plano de Negócios 2013-2017, Graça Foster anunciou que até julho deverão ser concluídos os estudos de viabilidade econômica das refinarias Premium I, no Maranhão, Premium II, no Ceará, e a 42 MACAÉ OFFSHORE

fase 2 do Comperj, no Rio de Janeiro. Os projetos, embora considerados prioritários pela Petrobras, estão no papel desde 2008. “Aprendemos em 2012 a importância das refinarias e fizemos mudanças internas para garantir essa prioridade em refino”, disse Graça Foster.

O diretor de Abastecimento, José Carlos Cosenza, admite porém, que, mesmo com a entrada em operação das novas unidades de refino, o Brasil ainda continuará apresentando déficit na produção de derivados de petróleo, o que levará à importação de 29% da demanda de combustíveis até 2020. Isso equivale a um déficit de 972 mil barris por dia - saldo entre a capacidade de processamento de petróleo da estatal, de 2,4 milhões de barris e a demanda de 3,38 milhões de barris.

Venda de ativos A Refinaria de Pasadena, no Texas, Estados Unidos, saiu do Plano de Desinvestimentos da Petrobras.

“Não sabemos ainda quanto será investido para colocar essa unidade de volta ao mercado”, disse Graça.

A presidente da estatal não entrou em detalhes sobre os motivos que levaram a empresa a retirar a refinaria dos EUA do plano de desinvestimento. Ela também não comentou quais outros ativos poderão ser vendidos.

Ela confirmou que estão à venda ativos da Petrobras na Argentina, mas não deu detalhes para não atrapalhar as negociações. A Petrobras também mantém o interesse em prosseguir nas negociações em relação à PDVSA, na Venezuela, que foram interrompidas com a morte do presidente Hugo Chavez.

O prazo do último aditivo para entrar na companhia venceu em 28 de fevereiro. “A PDVSA performou bem nos últimos 15 meses e devemos concluir este processo até novembro. Esta unidade possui uma alta conversão em diesel, mas não dá para olhar para o lado nem olhar para trás”, destacou Graça.

A executiva afirmou ter encontro marcado com a estatal venezuelana que deveria ser sócia da Petrobras na Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco. Na pauta, está a retomada das negociações, já que a PDVSA nunca fez nenhum aporte no projeto. O novo plano de negócios atualizou o projeto da Abreu e Lima, que teve o orçamento elevado em US$ 250 milhões, para US$ 17,35 bilhões.

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Política de preços A Petrobras diz que os seis reajustes nos preços dos combustíveis ocorridos em nove meses - quatro no diesel e dois na gasolina - são suficientes para equilibrar suas contas, mas não descarta novos reajustes por conta da variação do câmbio e outros fatores econômicos externos. “Estou satisfeita com o aumento de 5% nos preços dos combustíveis, feito em 6 de março, e não faz sentido voltar a falar de aumento”, disse ela, sem revelar a fórmula para a equação de preços para 2013/2017.

Segundo Graça, a depreciação ou apreciação do dólar é uma variável externa, que pode ser melhor ou pior para a Petrobras.

“Isso pode mexer no resultado da companhia no mês, no trimestre, no ano”, ressaltou. No entanto, a empresa tem previsões para o preço do brent, que deve variar de US$ 110, vindo para US$ 100 e chegando a US$ 85. Por outro lado, a estabilidade econômica no Brasil, como um mercado crescente de investimentos, tranquiliza as previsões da companhia.

“Os grandes eventos esportivos trarão mais dólares para o Brasil, sem contar os investimentos já previstos. Tudo indica que deve haver uma apreciação do real, que pode ser favorável para a Petrobras”, analisou. Ainda segundo ela, 76% das dívidas da companhia são contratadas em dólar. “Se o preço do petróleo ficar em 85 dólares o barril, bate no preço internacional e a situação se modifica”, acrescentou.

5 MINUTOS com Wagner Freire Ex-diretor da Petrobras critica intervenção governamental Divulgação / PSDB

Ex-diretor da Braspetro, da Petrobras e da Petrobras América e ferrenho crítico do que considera intensiva intervenção governamental na estatal brasileira de petróleo, Wagner Freire adverte que se o Governo não adota uma política de preço de combustíveis atrelada ao mercado, a companhia amargará prejuízos ainda maiores no futuro. Em entrevista à Macaé Offshore, ele defende uma maior racionalidade nas discussões sobre a exploração do pré-sal e a necessidade de haver uma maior regularidade e previsibilidade nos leilões de concessão de E&P no Brasil. “Esse modelo não tem nenhuma consistência técnica, jurídica e econômica”, dispara.

1 - Qual é a sua avaliação sobre a performance financeira da Petrobras?

Muito ruim. Ser obrigada a manter o preço de derivados sob o controle do Governo é uma incoerência, pois é o upstream que continua indexado aos preços do mercado internacional. Este

setor teve um aumento muito bom e ajudou a contrabalançar as perdas do downstream. Mas esse modelo de subsídios de combustíveis precisa acabar. O Brasil importa cada vez mais gasolina e diesel, na ordem dos US$ 10 bilhões ao ano.

2 - E como resolver isso?

Construindo mais refinarias. Mas não como o Governo está planejando, construindo refinarias no Nordeste.

Por que e para que investir em refinarias no Maranhão e no Ceará? A meu ver, esses investimentos não têm sentido. Mesmo sendo adiados, deveriam ser revistos. É no Centrosul onde há o maior consumo dos MACAÉ OFFSHORE 43

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derivados. Então, é nessa região que deveriam ser construídas as refinarias, sobretudo em função da logística. Há ainda que se discutir o que será refinado. O acordo para a construção da Refinaria Abreu Lima era para que 50% dela fossem para refinar óleo pesado brasileiro e os outros 50% para o refino de óleo pesado venezuelano. Mas, ao que tudo indica, a Venezuela não vai mais fazer parte da unidade. Então, os trens de refino de uma parceria são feitos de acordo com o óleo que eles vão processar.

E mais: a refinaria de Pernambuco está sendo feita para produzir diesel.

O mesmo vale para o Comperj que também é feito para produzir derivados de petroquímica e diesel.

3 - Por qual motivo o senhor também é um crítico do modelo de partilha a ser adotado na exploração do pré-sal?

A participação da Petrobras no présal de forma competitiva é uma questão fundamental. Nos últimos dias do Governo Lula foi adotado o novo marco regulatório, mudando

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o modelo de concessões que vigorava no Brasil, para que houvesse o monopólio do pré-sal, para ter maior controle sobre a receita do petróleo.

Esse modelo é desnecessário porque a lei do petróleo tem um elemento fundamental que é a participação especial, que prevê que nos casos de grande volume de produção, ou de grande rentabilidade, haverá o pagamento, por parte da empresa operadora, de uma percentagem a ser regulamentada pelo Governo federal.

O governo ignorou essa informação e mudou para um modelo que não tem nenhuma consistência técnica, jurídica e econômica. A lei prejudica a Petrobras em muitos aspectos.

Obrigar a Petrobras a participar em todos os contratos será muito ruim para a empresa, uma vez que o présal no Brasil apresenta muita complexidade e condições muito difíceis.

4 - Para o senhor, como o pré-sal se apresenta como um ativo importante para o Brasil?

O pré-sal é, sem dúvida, importante, mas é preciso ter em conta que, no

mundo inteiro, o óleo é produzido a partir de dois tipos de rocha – arenitos e carbonatos. Recentemente, apareceu o folhelho, chamado erroneamente de xisto, mas a predominância ainda é a exploração de óleo a partir de arenitos e carbonatos. Os carbonatos têm sua exploração bastante complicada, pois a previsibilidade de porosidade e impermeabilidade é muito difícil. E é esse tipo de reservatório típico do pré-sal. Então, quando se fura um poço de carbonatos pode ser que em um se ache muito óleo, mas em poços próximos, grande probabilidade de poços secos.

5 - Como o senhor observa o retorno das rodadas de petróleo?

Eu fico feliz pelo retorno das rodadas.

Mas é preciso que as rodadas de licitação aconteçam todos os anos. No Golfo do México, por exemplo, há duas licitações por ano. No ano passado, foram contratados quase 150 mil km², quase o tamanho da área do nosso pré-sal, e o governo americano arrecadou cerca de US$ 1 bilhão nessa licitação.

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Peso maior, desafios em dobro Diretoria de E&P da Petrobras tenta driblar a crise buscando planos de eficiência aos projetos bilionários da empresa Por Brunno Braga

O setor de Exploração e Produção ganha, a cada ano, fatia expressiva dentro da Petrobras. É o que comprova o Plano de Negócios e Gestão 20132017, que garante para a área 62,3% (R$ 147,5 bilhões) do montante de R$ 236,7 bilhões para o período. Esse índice representou um aumento de 2,3% quando comparado ao PNG 2012-2016. O peso do setor revela também grandes desafios a serem enfrentados pela empresa, como a garantia de resultados em prazo determinado, com custos competitivos, sobretudo em função dos altos investimentos requeridos pelos blocos do pré-sal, onde a estatal será a operadora única.

Os investimentos previstos para o setor ainda serão detalhados em apresentação específica

M.O. - Para a Petrobras, 2012 foi um ano de mudanças, sobretudo em relação à busca de soluções para problemas para cumprimento da meta.

Essas mudanças já se fazem sentir dentro da área de E&P da empresa?

O que fazer para que em 2013 problemas para cumprimento da meta não se repitam?

E&P - As metas de produção constantes do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 foram revisadas com o objetivo de torná-las mais realistas. Nessa revisão, estipulou-se que o foco das atividades de E&P nos dois primeiros anos (2012 e 2013) seria a preparação da empresa para um crescimento mais robusto da produção a partir de

para o mercado e a imprensa, segundo garantiu a companhia, mas em entrevista exclusiva à Macaé Offshore, concedida por e-mail, um mês e meio antes do anúncio do Plano de Negócios, a Diretoria de E&P da Petrobras, comandada pelo engenheiro José Formigli, detalhou as movimentações e projetos da área. Metas de produção para 2013, resultados do Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) da Bacia de Campos e da Unidade de Negócios Rio de Janeiro, contratação de sondas e novo modelo de partilha foram alguns dos temas tratados. Confira os principais trechos da entrevista, concedida após dois meses de negociações com a Petrobras, que, curiosamente, não credita as respostas ao diretor Formigli e sim à Diretoria de E&P:

2014, com o amadurecimento de diversos novos projetos e a recuperação dos níveis históricos de eficiência de várias unidades de produção. A expectativa, com isso, é que esse crescimento já oscile entre 5% e 6% ao ano no período 2014-2016.

Para o período 2016-2018 o que se programa é a entrada de sete novos sistemas de produção por ano, que agregarão 2,3 milhões de barris por dia de capacidade instalada, o que colocará a companhia num novo patamar de produção. Como parte dessa revisão de metas, a Petrobras também está concentrando esforços para elevar a eficiência operacional (relação entre o

que se produz e o potencial de produção das plataformas) e garantir a entrega da curva de óleo prevista no Plano de Negócios e Gestão da empresa.

Na mesma linha de preparar a empresa para um salto maior nos níveis de produção, em maio de 2012 foi criada uma nova gerência executiva na área de Exploração e Produção: a Gerência de Programas de Gestão de Investimentos em Sondas e Unidades Estacionárias de Produção (E&P-PGSU). De forma geral, essa gerência executiva tem por objetivo prover a infraestrutura de novos projetos que suportarão as curvas de produção do Plano de Negócios, além de gerenciar parte significativa do MACAÉ OFFSHORE 45

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montante investido na área de negócios, envolvendo, por exemplo, sondas, unidades estacionárias de produção e dutos de exportação.

M.O. – Em 2012, também foi implementado o Procop. Como este programa será integrado no âmbito da área de E&P? E&P - O Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), um dos programas estruturantes do Plano de Negócios e Gestão da empresa, tem como principais objetivos, no plano financeiro, aumentar a geração de caixa no horizonte do PNG 2012-2016; no plano operacional, aumentar a produtividade das atividades da companhia a partir de benchmarks internos e externos; e no plano organizacional, reforçar o modelo de gestão, voltado para a eficiência de custos.

O Procop é integrado pelas seguintes iniciativas: redução do consumo específico de insumos em instalações, nivelamento de produtividade de recursos entre unidades de características similares, otimização de recursos de logística offshore e custos de engenharia e manutenção submarina, otimização de gastos com intervenções em poços marítimos e terrestres, otimização de recursos empregados na manutenção de plataformas (topside) e Instalações terrestres e otimização nas atividades da Amazônia e otimização das plantas de processamento de gás natural.

M.O. - O Proef da Bacia de Campos, lançado em julho de 2012, já tem resultados? Quais?

E&P - O índice de eficiência operacional da Unidade de Operações da Bacia de Campos, por exemplo, que já foi de 89%, em 2008, chegou a ficar pouco abaixo de 70% em alguns meses do primeiro semestre de 2012. Para recuperar 46 MACAÉ OFFSHORE

essa defasagem, foi criado o Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos, o Proef. Esse programa tem como meta elevar esse índice para 90% até 2016. E já são visíveis os primeiros resultados desse esforço: em 2012 a companhia obteve, com esse programa, um aumento de eficiência de 1,9 % na Unidade de Operações da Bacia de Campos. Esse percentual corresponde a um acréscimo de 25 mil barris de óleo por dia (bpd). Na Unidade de Operações Rio, onde foi implantado um programa da mesma natureza, no

Um dos objetivos do Proef é alcançar patamares sustentáveis de eficiência operacional final de 2012, foi obtido, também, um aumento de 0,3% na eficiência operacional.

M.O. - O senhor acredita que os campos da UO-BC poderão apresentar recuperação e deem retorno aos investimentos previstos no Proef?

E&P - Como já foi respondido na primeira pergunta, a meta do Proef é que

os campos da Unidade de Operações da Bacia de Campos alcancem 90% de eficiência em 2016. Essa é uma meta perfeitamente factível e economicamente viável, com um VPL (Valor Presente Líquido) positivo da ordem de US$ 3 bilhões.

M.O. - Atualmente, quais são os maiores desafios encontrados para a recuperação dos campos da UOBC em termos operacionais?

E&P - A UO-BC é integrada por uma complexa estrutura de produção marítima de petróleo em larga escala, tanto em águas rasas quanto profundas e ultraprofundas. Grande parte das unidades de produção daquela bacia são plataformas com mais de 20 ou até 30 anos de atividade. A estrutura do Proef consiste em ações com foco nos principais elementos que compõem os sistemas de produção, que são: poços, sistemas submarinos e Unidades Estacionárias de Produção (UEPs). Nos planos de trabalhos de cada um desses elementos estão em execução ações voltadas tanto para o aumento de eficiência no curto prazo (2012-13), quanto para a manutenção do desempenho no longo prazo (após 2013). Entre as de curto prazo estão, por exemplo, campanhas intensivas em poços com incrustação e aumento da disponibilidade de equipamentos críticos para as plataformas. No longo prazo, dentre as ações previstas estão a simplificação e padronização de equipamentos e também a contratação de mais Unidades de Manutenção e Segurança (UMS), que são plataformas equipadas exclusivamente para fazer manutenção nas unidades de produção.

M.O. - Recentemente, a Petrobras anunciou a expansão do Proef para a UO-Rio, com investimentos de US$ 700 milhões. Poderia dar

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maiores detalhes sobre como a unidade estará inserida no programa?

E&P - O Proef da UO-Rio permitirá que aquela unidade de operações sustente o seu patamar historicamente elevado de eficiência. Um dos objetivos do Proef é alcançar patamares sustentáveis de eficiência operacional.

As principais ações desse programa estão relacionadas a Projeto, Excelência Operacional, Garantia de Integridade, Redução das Interrupções, Aporte de Tecnologia e Cadeia de Suprimento.

M.O. - A unidade também está correndo risco de perder a sua eficiência operacional?

E&P - Não. A UO-Rio é integrada por sistemas de produção muito mais novos, com tecnologias e materiais muito mais modernos e resistentes do que os dos sistemas mais antigos dos campos maduros da UO- BC. As ações do Proef para a UO-Rio têm caráter estruturante voltado, basicamente, para a revisão da gestão de manutenção, planejamento de paradas programadas e atualização tecnológica dos sistemas de produção. Acreditamos que com essas ações estaremos garantindo a eficiência e

prolongando a vida útil das plataformas e sistemas ali instalados, de forma a garantir o máximo da produção esperada.

M.O - Outro problema visto durante o ano de 2012 foi a contratação de sondas de perfuração, que acabou culminando com o cancelamento de cinco sondas. No momento em que a Petrobras se vê com problemas de aumento de produção, esse cancelamento não compromete a curva de produção a médio prazo?

E&P - Como os poços já testados no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos revelaram uma produtividade acima da esperada, o plano de desenvolvimento dos campos daquela área exigirá um número menor de poços – e, portanto, uma demanda menor por sondas.

M.O. - E como a empresa está acompanhando o processo de construção das outras sondas que já foram contratadas?

E&P - A criação da Gerência Executiva de Programas de Gestão de Investimentos em Sondas e UEPs (PGSU) dá uma medida da importância que a Petrobras vem dando ao acompanhamento da

construção das sondas que estão sendo construídas no Brasil, por encomenda da companhia. Essa gerência tem como atribuições, entre outras coisas, acompanhar de perto a construção e os contratos de afretamento das 28 sondas já contratadas junto à Sete Brasil. Ela controla o andamento da obra, avalia a exequibilidade das curvas S e executa as ações necessárias para garantir que as metas, prazos e cronograma financeiro estejam perfeitamente alinhados ao Plano de Negócios.

M.O. - Alguns críticos falam que o novo marco regulatório do présal trará mais retrocessos do que avanços. Tendo em vista que o primeiro leilão do modelo de partilha já tem data, o senhor acha que o processo licitatório terá o mesmo interesse por parte de outras empresas, como se deu nos leilões anteriores, nos quais era vigente o modelo de concessão?

E&P - Não cabe à Petrobras, que é uma das várias empresas que disputam os leilões promovidos pela ANP, prever o comportamento das demais participantes. Essa é uma pergunta que caberia ao órgão regulador. 

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Companies & Business

Petrobras hangs in the balance Specialists evaluate the company’s negative situation and say that the crisis is far from over, although its new Business Plan

By Brunno Braga, Rodrigo Leitão and Rosayne Macedo

N

ew oil discoveries in the presalt, the resuming of the bidding rounds and the barrel oil price over US$ 100 are ingredients that could cheer O&G investors in Brazil of all kind. But, in a market ruled by Petrobras, it is not what is seen.

In the year when Petrobras celebrates 60 years of existence, Petrobras faces a moment of uncertainty in one of its worst crisis in the last 15 years.

Still, analysts evaluate that the company’s problems must endure for a long time. Reasons to explain this pessimist climate rely on only one root: the continuing process of government intervention in the company.

Financial problems of the stateowned oil company are reverberating in the industry as a whole and shocking investors. Its profits are in a downward spiral and the company is facing problems to raise money, mainly because the government interference on gasoline prices. Thus,the company’s credibility has been under attack. With all that

Before this scenario, is it possible to identify those who win or lose with this crisis? “In this win-lose game, only speculators win”, Inove Investments consultant and columnist of Macaé Offshore Celso Vianna Cardoso says. Yet he emphasizes that the speculator must not be demonized. “The market has no ideology. It (the market) analyses and

situation, even Petrobras CEO Graça Foster has foreseen a grey year for the company in 2013, at least by the half of semester.

observes the company’s economic viability to invest and Petrobras has shown that it cannot explain their investments viability to the market. Therefore, Petrobras has been the only major to perform badly in the stock market,” the consultant says.

In fact, two years after Petrobras’ equity offering, its shareholders face losses.

The company’s shares has dropped 20% in 12 months. “Minority shareholders and market analysts have problems to acess information, whereas the major shareholders don’t. Moreover, some recent movements of the Government, which is Petrobras’ main shareholder, weighted its participation as it was seen in the onerous assignment agreement,” Cardoso says, recalling that Federal Government retains 60% of Petrobras’ equity.

Political interference jeopardizes Petrobras Former Petrobras director Wagner Freire says that only the Government, the company’s main shareholder, has a good evaluation of Petrobras. “Despite its excellent technical board, the political interference in the company makes it paralyzed. Petrobras faces a very peculiar moment, once the company has its equities dealed in the stock market, including Dow Jones, and at the same time it has it s derivatives controlled by the government, which causes great distortions,” he says.

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To Business School São Paulo professor Roberto Brazil, the company’s commitment to accomplish goals and recovery projects are achievable. yet he warns for possible risks of a change in contracts and international agreements carried out by ideological orientation and acquisition of equipment related to domestic programs to foster regional or sectorial advancements under partisan basis, which disregards items such as quality, technology and schedule.

Also, he says that the management and

capacity carried out by political organizational structure or corporative systems are more resistant to change.

“In this circumnstances, it is not feasible to manage, schedule and operate any numeric value because it is a fruit of abstract reducionism or manipulation.

So, to preserve this kind of organization that deals its equities in the stock market, these facts don’t help. For the market, the thing that counts is the return on investments,” the scholar says.

Companies & Business

Cuts in orders

Shipbuilding industry out of sync’

If investors are not satisfied with the state-owned oil company, the mood of some supply chain companies are not good either, mainly for those who have Petrobras as their main client. “Petrobas’ situation is complicated in the medium and long term. We don’t know how Petrobras will perform in the Bidding Rounds. But with all this crisis we are very concerned about future contracts and possible delays on payments” a entrepreneur who didn’t want to have

The shipbuilding industry is also questioning if the future of the sector is linked to Petrobras investments. In fact, in times of crisis, seek markets that offers services with lower costs might be a strategy to be adopted, although the company’s argument for finding places that deliver order in shorter time.

Petrobras, for its turn, disregards the possibily of having problems of paying its suppliers in the short, medium and long term. “Petrobras reiterates that the company does not delay payments and does not have debts with ts suppliers. The payment commitments have bem carried out in schedules stablished in the contracts. The company does not have financial problems, once it shows R$ 40 billion in revenues,” the company says in a statement.

According to article published in O Estado de São Paulo newspaper, Petrobras has transfered part of the construction process of at least four FPSOs for the pre-salt in Santos Basin abroad.

Contractd for roughly US$ 2 billion and under the rules of local content up to 70% to boost the local industry, the construction process started in Indonesia and China.

Although Petrobras confirms its commitment to the local content policy, the transfer of some shipbuilding acitivities to China resulted in a big cut in the shipbuilding process. On the other hand, Brazilian shipyards that were

“Despite its quality, Petrobras’ current board has inherited problems from the former administration.

In the past years, Petrobras served only political interests,” Senator Alvaro Dias (PSDB-PR) says.

Senator Dias also said that the current Petrobras situation was expected since 2008, when he required a parlamentary investigation.

This requirement was not approved.

Still, Senator Dias still trying approve another 19 requirements to CAE. The negative analysis on Petrobras made its CEO respond.

Graça Foster declared in the Worker’s Party website that “the company is

“In the world scenario, the offshore segment has achieved a distinguished position related to international shipyard orders. China expands its position as a shipbuilder country and announces a wider presence in oil drilling in many regions, including Brazil.

Petrobras didn’t unveil the percentage of the cost cuts in these operation, but as the company is about to achieve its debt ceiling, new approaches aiming at cost cuts might happen.

“Petrobras’ debt is around 30% of its net asset value. If the company’s debt achieves 35% of its net asset value, Petrobras will lose its investment grade.

This will make financial loans more diffcult to Petrobras. It would be a terrible scenario for the company”, Cardoso analyses.

Business Plan

Reaction in Congress The crisis in Petrobras has arrived in Congress. Senator Ana Amélia (PP-RS) has been insisting that Graça Foster should come to the Senate’s Economic Affairs Comission to explain the situation of the stateowned oil company.

established to meet the company’s demand suffers with the orders reduction.

Also, job losses are beginning to figure in official statistics.

not facing any financial problem.

Our investment in 2012 worth R$ 84.1 billion, the greatest investment amount in Petrobras’ history”.

Even the National Development Bank president Luciano Coutinho defended Petrobras. He doesn’t think that the company will have problems with the drilling process in the pre-salt. “Petrobras is not paralyzed. It is a company that carries out an intense investment flow and the results will be seen in the next years”. Coutinho highlighted that the company’s investment was not turned into good results yet. But he emphasized that the company has been dealing with the debt properly.

“From 2002 to 2o12, BNDES has invested R$ 21.9 billion in Petrobras and, according to some sources in the Government, the national bank may be used to lend Petrobras money in case of problems with cash flow.

Unlike former announcements, Petrobras 2013-2017 Business and Management Plan didn’t show great news. Unlike last year, when CEO Graça Foster said that the company will perform in a more realistic way, this time she said that the investment flow worth U$ 236.7 billion for the period and it was received without enthusiasm. US$ 207.1 billion will be invested in ongoing projects.

To professor Roberto Brazil, the amount to be invested is surrounding with good expectations, but he warns that the plan must be aligned with the market reality. “But this will not provide the sucess of the plan. The economic viability is due to the alignement of costs and other performance facts. Much of the sucess depends on these adjustments,’ he emphasizes.

To him, contracts and assets must be preserved or sold for a fair price. “If the game is for real, bolivarian and kirscherian ideologies won’t prevail. Business is business. The real organization value depends on it credibility to attract private investors. BNDES investments don’t MACAÉ OFFSHORE 49

Companies & Business

help to attract cash flow from the private sector” In the Business Plan presentation, Graça Foster said that Petrobras will be more financilly responsible.

Petrobras invests to increase its oil production from the current 2.4 million boed to 3.4 million boed. From

that volume, 1 million boed will come from the pre-salt. To achieve that goal, the company intends to elevate its efficiency operations, from the current 72% of effiency to 90%.

To put the plan in action, Petrobras will have U$ 61.3 billion in loans. From the amount predicted, R$ 207 billion

Price policy

Working on new refineries To Freire, it is important to build more refineries to be less dependent on oil derivatives imports. “Brazilian imports of gasoline and diesel have been increasing steadily and it impacts the country’s trade balance in US$ 10 billion”. yet even with new refineries under construction, Freire says that both Abreu Lima and Comperj focus only on diesel production. “This means that imports of gasoline will keep high,” he evaluates.

Recently, during the 2013-2017 Business Plan, Graça Foster announced that studies on economic viability of refineries Premium I, in Maranhão, and Premium II, will be concluded by June.

Petrobras considers these refineries as priority projects for the company.”In 2012, we learned the importance of having refineries, then we made some internal changes to ensure this priority in refining,” says Graça Foster.

Even if these two facilities were already built, Petrobras Downstream director José Carlos Cosenza admits that Brazil will keep import oil derivatives, representing 29% of the domestic demand until 2020. This is equivalent to a 972 thousand boed déficit.

Refinery Pasadena, in Texas (USA), is no longer in Petrobras Divestments

50 MACAÉ OFFSHORE

will be for the ongoing projects and US$ 40 billion to amortize its debt.

Overall, US$ 165 billion will come from Petrobras, US$ 10.7 billion will come from its own resources plus R$ 9.9 billion through its divestments program, before US$ 14.8 billion predicted in the former divestment program.

plan. “We don’t know yet how much money will be invested to put this facility back to the market”, Graça says.

Petrobras CEO didn’t go into details about the reasons that made the company take this refinery off its divestments plan. She didn’t unveil which other assets Petrobras will sell.

She confirmed that assets in Petrobras Argentina are to be sold, but Graça Foster didn’t go into details. She also said that Petrobras wants to keep negotiation talks with PDVSA, which were halted because of the death of the former president of Venezuela, Hugo Chavez.

The time limit for the last talks was on February 28. “PDVSA performed very well in the last 15 months and we might finish this process by November. This refinery has a big focus on diesel, but we cannot look back,” Graça highlighted.

Petrobras CEO said that she had a meeting scheduled with the PDVSA’s board in refinery Abreu Lima in Pernambuco. She said that it was discussed the resuming of the business negotiations, once PDVSA has never invested in the project. The new Petrobras Business Plan has increased investment value in Abreu Lima, adding US$ 250 million, arriving at US$ 17.35 billion.

Petrobras CEO says that the six rises in fuel prices happened in the last nine months – four rises in diesel prices and two in gasoline prices, are enough to balance the budget. yet she admits that new rises might happen because of the exchange rate and other external factors. “I am satisfied with 5% rise in fuel prices, approve on March 6. So, it doesn’t make sense to talk about new price increases,” she says without unveiling how the company will solve the company’s price equation for 2013 to 2017.

To Graça, the currency devaluation or appreciation is an external variable, which can be good or bad for Petrobras. “This can influence the results in a month, in a quarter, in a year,” she emphasized. yet the company foresees the brent prices, which may vary between US$ 110 and US$ 85. On the other hand, the economic stability in Brazil, as an emerging market for investments, which make the companies predictions easier.

“The great sport events will bring more dollars to Brazil, not to mention investments that have been already predicted. The Real might be overvalued, which is a good thing for Petrobras”, she analyses. To her, 76% of the company’s debt are in dollar “If the oil price reach US$ 85, the situation changes,”, she added.

Companies & Business

5 MINUTES with Wagner Freire Former Petrobras director criticizes governmental intervention Former Braspetro, Petrobras and Petrobras América director Wagner Freire is a fervent critic of the government’s intervention in the Brazilian state-owned oil company.

He warns that if the Government does not adopt a fuel price policy linked to the rules of the market, Petrobras will face losses even greater in the future. In an interview to Macaé

Offshore, Freire defended a more reasonable discussion on the pre-salt exploration and the need for a regular and predictable bidding rounds in Brazil.

1 - How do you see the current Petrobras financial performance?

refine Brazilian heavy oil and the other 50% would refine the oil from Venezuela. However, it seems that Venezuela will not take part of this facility, which is a problem because the refine machines were made according to the oil to be refined. Still, Abreu Lima refinery has been constructing to refine only diesel just like Comperj.

4 - Do you think that a pre-sal represents an important asset for Brazil?

It’s not good at all. It’s incoherent to have the Government controlling the derivative prices, once the upstream is indexed to the international prices and help to counterbalance the downstream losses. Yet this fuel subsidized model must end. Brazil’s gasoline and diesel imports has been growing steadily at a cost of US 10 billion a year.

2 - How to solve this problem?

Building more refineries. Yet, the Government plan for building refineries in the northeast is not right. Why do the Government want to buy refineries in Maranhão and Ceará? These investments have no sense to me. Even with their construction postponed, they must be revisited. Its is in Brazil’s Southern states where the derivatives consumption is higher. So, this region is where the refineries must be built, mainly because of the logistics structure. Also, it’s important to discuss what is going to be refined. The agreement with Venezuela to build the Abreu Lima refinery specified that 50% of the refinery production would

3 - Why do you criticize the sharing system to be adopted in the pre-salt?

Petrobras’s participation in the presalt in a competitive way. During Lula’s administration last days, this new system was approved, changing the concession model. It was intended to create the monopoly on the pre-salt production to control the oil revenues.

The sharing system shouldn’t have to be adopted because the oil act provides revenues through the special participation. The Government disregarded this information and changed the model without any technical, judicial or economic consistence. The sharing system jeopardizes Petrobras in many aspects. It’s not good for Petrobras to participate in every presalt blocks because the pre-salt will demand very difficult conditions.

The pre-salt is very important, indeed. Yet, it must keep in mind that, worldwide, the oil is produced from two kinds of rocks - sandstones and carbonates. The shale gas appeared recently, but the exploration of oil from sandstones and carbonates remains prevalent. Carbonates have a rather complicated operation, because its predictability of porosity and impermeability is very difficult.

And this is kind of typical reservoir of pre-salt. So when a well bore of carbonates may be that might be found in a lot of oil, but in nearby wells, high probability of dry wells.

5 - How do you see the resuming of the oil bidding rounds?

It was a good news. But, it’s important that the bidding rounds happen every year. In the Gulf of Mexico there are two bidding rounds every year. Last year, It was hired almost 150 000 km², roughly the size of the area of our pre-salt, and the U.S. government collected US$ 1 billion in this bidding.

MACAÉ OFFSHORE 51

Companies & Business

Heavier and with double challenges Petrobras E&P board of directors try to overcome the crisis seeking effiency plans for its billionaire projects

By Brunno Braga

The Exploration and Production sector gains, each year, a significant share in Petrobras.It was proved in the company’s 2013-2017 Business and Management Plan, which ensures for the area 62.3% (R$ 147.5 billion) in the amount of R $ 236.7 billion for the period. This index represents an increase of 2.3% compared to the 2012-2016 BMP.The weight of the sector also unveils major challenges to be faced by the company as a guarantee time-bound results with competitive costs, mainly due to the high investments required by the pre-salt blocks, where the state-owned oil company is the sole operator.

Macaé Offshore - For Petrobras, 2012 was a year of change, especially in the search for solutions to the problems to the accomplishment the goals. Are these changes already being felt within the E & P business? What to do in 2013 to meet the target?

E&P - Production goals set out in the Business Plan and Management 2012-2016 were revisited in order to make them more realistic. In this review, it was stipulated that the focus of the activities of E & P in the first

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Investments for the industry will be detailed further, as the company assured. Yet, in an exclusive interview to Macae Offshore, issued by e-mail, a month and a half before the announcement of the Business Plan, Petrobras E&P board of director, led by engineer José Formigli, detailed the movements and projects in the area. Production targets for 2013, results of the Program for Increasing Operational Efficiency (Proef) in Campos Basin Business Unit, drilling rigs and new sharing model were some of the issues treated in this interview.

Check out the main parts of the interview, given after two months of negotiations with Petrobras.

two years (2012 and 2013) would be the preparation of the company for more robust growth in production from 2014, with the maturation of several new projects and recovery levels of various production units.

The expectation, therefore, is that this growth has to oscillate between 5% and 6% annually for the period 2014-2016.

For the 2016-2018 period, its scheduled the entry of seven new production systems per year, which will add 2.3 million boed of installed capacity,

which will put the company in a new level of production. As part of this review of goals, Petrobras is also focusing efforts to increase operational efficiency (ratio between what is produced and the production potential of platforms) and ensure delivery of the oil curve provided in the company’s Business Plan and Management Aligned with the preparation of the company for a greater leap in production levels in May 2012, a new executive management in Exploration and Production was created: Drilling

Companies & Business

Rig and Stationary Production Unit Investment Management Program (E & P -PGSU). Overall, this executive management aims to provide the infrastructure for new projects that bear production curves of the Business Plan, and manage significant portion of the amount invested in the business, involving, for example, drilling rigs, stationary units production and export pipelines.

M.O. - In 2012, the Procop was also implemented. How will this program be integrated within the E & P? E&P - The Operating Costs Optimization Program (Procop) , a program structuring of the Business Plan and Management Company, has as main objectives, the financial plan, increase cash flow in 20122016 BMP horizon, the operational plan, increasing the productivity of the company’s operations from internal and external benchmarks, and the organizational level, strengthen the management model, focusing on cost efficiency.

The Procop is integrated by the following initiatives: reducing specific consumption of inputs in facilities, leveling productivity of resources between units with similar characteristics, resource optimization and offshore logistics costs subsea engineering and maintenance, optimizing spending on well interventions seafarers and land, resource optimization employed in the maintenance of platforms (topside) and ground facilities and optimization activities in the Amazon and optimization of processing plants for natural gas.

Proef, was created. This program aims to raise this index to 90% by 2016. And the first results of this effort is seen: in 2012 the company obtained, with this program, an efficiency increase of 1.9% in the Operations Unit of the Campos Basin. This percentage corresponds to an increase of 25,000 (bpd). Operations Unit in Rio, where it was implemented a program of the same nature, in late 2012, was obtained also a 0.3% increase in operating efficiency.

M.O. - Do you believe that the fields of OU-BC may show recovery and give feedback to the planned investments in Proef?

One of the Proef’s goals is to achieve sustainable levels of operational efficiency

M.O. - What is the result of the Proef , launched in July 2012?

E&P - The operational efficiency index of the Operations Unit of the Campos Basin, for example, which was 89% in 2008, stayed below 70% in some months of the first half of 2012. To recover this gap, the Program Increased Operational Efficiency of the Campos Basin, the

E&P - As it was already answered in the first question, the Proef goal is to reach 90% of efficiency in 2016 in the OUCB. This is a goal perfectly feasible and economically viable, with an NPV (Net Present Value) of positive order of $ 3 billion.

M.O. - Currently, what are the greatest challenges for the recovery of the OU-CB fields in operational terms?

E&P -The OU-CB is composed of a complex offshore oil production structure on a large scale, both in shallow waters and deep and ultra deep waters. Much of the production facilities in the basin are platforms with more than 20 or even 30 years of activity. The Proef structure actions consists on the main elements that make up the production systems, which are: wells, subsea systems and Stationary Production Units (UEPs).

In the work plans of each of these elements are actions aimed both to increase efficiency in the short term (2012-13), and for the maintenance of performance over the long term (after 2013). Among the short term are, for example, intensive campaigns in wells with incrustation and increasing the availability of critical equipment platforms. In the long run, among the actions planned are the simplification and standardization of equipment and also hiring more units Maintenance and Safety (UMS) platforms that are exclusively equipped to do maintenance on the facilities production.

M.O. - Recently, Petrobras announced the expansion of Proef for OU-Rio, with investments of US$ 700 million. Could you give details on how this will be inserted into the program?

E&P - The OU-Rio Proef will allow this unit operations achieve its historically high level of efficiency. One of the Proef’s goals is to achieve sustainable levels of operational efficiency.

The main activities of this program are related to Design, Operational Excellence, Integrity Assurance, Interruptions Cuts, Technology Contribution and Supply Chain.

M.O. - Is this unit in danger of losing its operating efficiency?

E&P - No. UO-Rio is a newly integrated production systems, with more

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Companies & Business

new and modern technologies and materials than the older systems of mature fields OU-BC. OU-Rio Proef have a structure towards to the maintenance management review, shutdowns planning and technological production systems updated. We believe that these actions will ensure efficiency and extending the life of platforms and systems installed there, to ensure the expected production at his best.

M.O - In 2012, the contract of hiring five drilling rigs was cancelled. Does this cancellation jeopardize the production curve in the medium term, when Petrobras sees problems with its increased production?

E&P - As the wells were tested already in Pre-Salt of the Santos Basin, they unveiled a productivity higher

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than what was expected, so the development plan for the fields will require less wells - and therefore less demand for rigs.

M.O. - How does the company see the construction process of the drilling rigs that have already been hired?

E&P - With the Drilling Rigs and Production Units. Investment Program (PGSU) that Petrobras has been monitoring the construction of the drilling rigs in Brazil. This program, among other things, monitors the construction and charter contracts of 28 rigs already contracted with the Sete Brazil. It tracks the progress of the work, assesses the feasibility of S curves and carries out the necessary actions to ensure that the goals, deadlines and financial

schedule are perfectly aligned to the Business Plan.

M.O. - There are some critics about the new regulatory framework of the pre-salt. They say that it will bring more setbacks than advances. Ever since the first auction of the sharing model is already scheduled, do you think that the bidding process will have the same interest from other companies, as it did in previous auctions, in which the model was through concession?

E&P - Petrobras cannot predict the behavior of other participants, once it is one of the several companies that will run for the auctions carried out by the ANP. This is a question should be answered by the regulator. 

TECNOLOGIA

Divulgação

Tecnologias

emergentes a favor do pré-sal Série apresenta inovações que contribuem para vencer desafios tecnológicos reais da cadeia de óleo e gás Por Flávia Domingues

C

omo empresa e academia se relacionam na prática para transformar em produtos ou serviços as necessidades do setor de petróleo e gás?

A Macaé Offshore inicia uma série de reportagens que vai mostrar que pequenas empresas estão trazendo para o mercado grandes inovações que contribuem para diminuir um dos gargalos do setor: a defasagem tecnológica. Na primeira reportagem, mostramos uma inovação que saiu de uma empresa residente na Incubadora de Empresas da Coppe/ UFRJ, a OilFinder, e está apoiando o

mercado para diminuir os custos na exploração offshore de petróleo.

A OilFinder é especializada no desenvolvimento de sistemas de modelagem computacional capazes de localizar a origem de exsudações de óleo do fundo do mar. O diferencial da tecnologia desenvolvida pela OilFinder é que, além de identificar a posição do óleo na superfície por imagens de satélites, ainda é capaz de simular seu trajeto inverso, detectando sua origem no assoalho oceânico. Deste modo, é possível otimizar os processos de exploração e produção na indústria de petróleo.

“A nossa tecnologia é a única no Brasil que agrega essas duas ferramentas – a de identificação da mancha de óleo na superfície por meio de satélites e a reconstrução da trajetória do óleo até sua origem no fundo do mar”, explica Manlio Mano, um dos sócios-diretores da OilFinder. Na prática, o sistema funciona a partir da integração do monitoramento via satélite, que consegue identificar as manchas de óleo na superfície, e dos modelos matemáticos computacionais, que simulam a movimentação oceânica e traçam seu caminho no sentido inverso até a origem no fundo do mar.

MACAÉ OFFSHORE 55

TECNOLOGia

Mais sucesso na exploração Redução de custos e aumento na taxa de sucesso exploratório estão entre os principais benefícios do uso dessa tecnologia na indústria petrolífera. De acordo com Manlio, com a aplicação dessa tecnologia é possível reduzir em até 25% os custos ao longo da cadeia de exploração. Estudos de caso indicaram que a modelagem inversa pode aumentar em até 32% a taxa de sucesso exploratório.

Outro destaque da tecnologia, tanto em custos como em prevenção de acidentes ambientais, é o fato de conseguir identificar óleo originado de vazamento encontrado na superfície. Nesses casos específicos, ao invés de modelar a trajetória inversa da mancha de óleo, é realizado o prognóstico do deslocamento desta mancha, gerando uma previsão das áreas que serão atingidas nas próximas horas.

“As oportunidades do petróleo aqui no Brasil, em curto prazo, estão no pré-sal e na margem equatorial, onde temos profundidades superiores a dois quilômetros, correntes oceânicas intensas e alta turbulência. Isso quer dizer que fornecer a posição de exsudações de óleo na superfície do mar, como tem sido feito até então, funciona precariamente nestas regiões”, afirma Manlio.

Por isso, apesar de o edital da Incubadora da Coppe – cujo processo seletivo é gratuito – permitir que qualquer empresa que tenha algum tipo de inovação concorra a uma oportunidade no espaço, é muito comum a criação de spin-off – empresas novas que nasceram a partir de grupos de pesquisa da própria universidade.

“Muitas dessas empresas são formadas por pesquisadores, professores e ex-alunos que vêem uma oportunidade de negócio em pesquisas que desenvolveram dentro da própria universidade”, afirma Lucimar Dantas, gerente de operações da Incubadora de Empresas da Coppe/UFRJ.

investimento de aproximadamente R$ 2,5 milhões por parte do órgão, a empresa, em parceria com a Coppe/UFRJ, está desenvolvendo uma centrífuga para plataformas do pré-sal. O objetivo é que o equipamento, utilizado para o tratamento da lama residual proveniente da perfuração, tenha tamanho reduzido em relação às centrífugas convencionais, ocupando uma área espacial menor nas plataformas.

Além de cumprir necessidades de conteúdo local, a iniciativa busca melhorias no equipamento, como possibilitar que a centrífuga opere o dobro do tempo sem que seja necessário fazer parada para limpeza.

Hoje, em média, é preciso fazer a limpeza a cada três dias.

Celeiro de inovações Criada em 1994, a Incubadora de Empresas da Coppe/UFRJ, sediada na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, é um verdadeiro celeiro de inovações principalmente nas áreas de Petróleo e Gás, Energia e Meio Ambiente. Estes nichos são fortemente estimulados pelos laboratórios e pesquisadores da própria Coppe.

Financiando inovações para o setor A Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) investe em várias linhas de financiamento no fomento de projetos de P&D, com o intuito de desenvolver fornecedores brasileiros para a cadeia produtiva da indústria de petróleo e gás natural.

“A instituição oferece diferentes linhas de investimentos e as inovações contempladas por editais de financiamentos já estão atendendo a demandas do segmento do petróleo e gás”, afirma André Zenícola, chefe substituto do Departamento de Petróleo, Gás e Indústria Naval da Finep.

Somente para o InovaPetro - programa em parceria com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) – serão destinados R$ 3 bilhões para desenvolver a cadeia de fornecedores e, com isso, melhorar o conteúdo local da indústria de óleo e gás. O InovaPetro já fechou o edital e as empresas estão sendo selecionadas.

Um exemplo de como a Finep apoia as novas tecnologias geradas para o setor de O&G é a Centrifugar. Com 56 MACAÉ OFFSHORE

“Estaremos reduzindo o transporte desse material para terra em 95%, uma vez que o pré-sal fica em média a 300 quilômetros da costa. O mesmo equipamento, com pequenas alterações, poderá promover a purificação de petróleo cru, removendo água, sal e sedimentos ainda na plataforma de produção. Temos certeza que será uma economia significativa.

O objetivo é conseguir um equipamento de alta produção, com alta eficiência de produção, ocupando pouco espaço na plataforma”, garante Márcio Meinhardt, diretor da Centrifugar.

Com sede em Nova Friburgo, na Região Serrana do Rio, a Centrifugar também desenvolve outro projeto que visa criar uma centrífuga vertical 100% nacional.

Em geral, este tipo de equipamento é usado em embarcações de apoio e plataformas que queimam óleo combustível e precisam purificar o combustível e o óleo lubrificante. A Centrifugar também vai inaugurar uma unidade em Magé (RJ), em parceria com a empresa Essencis.

No momento, as tecnologias estão em fase de projeto, com os conceitos já desenvolvidos. Márcio Meinhardt informa que estão sendo trabalhados os desenhos executivos que devem ser concluídos nos próximos três meses para, dessa forma, iniciar o processo de construção dos protótipos. 

TECHNOLOGY

Emerging

technologies for the pre-salt

Special report series show innovations that contribute to surpass technological challenges of the oil and gas industry

By Flávia Domingues

H

ow do companies and universities work together to turn the oil and gas needs into good and services? Macaé Offshore begins special report series that are going to show how companies are bringing the market great innovations that contribute to surpass one of

the industry’s bottleneck – technological backawardness. In this first article, we show an innovation that was designed by OilFinder, a resident company of Coppe/UFRJ Companies Incubator.

OilFinder is helping the industry to cut the costs in the offshore oil exploration field.

OilFinder is specialiazed in the development of a computer software that is able to find oil to the bottom of the sea. The differential technology developed by OilFinder relies on the fact that the software is able to identify the oil position on the surface through satellite images and simulate its reversal

MACAÉ OFFSHORE 57

TECHNOLOGY

trajectory, detecting its origin on the oceanic surface. Thus, it is possible to optimize the exploration and production process in the oil industry.

“Our technology is the only in Brazil that aggregates these two tools – the

identification of oil spill on the surface through satellite and the reconstruction of the oil trajectory up its origin to the bottom of the sea” OilFinder co-founder Manilo Mano says. In realit, the software works through the integration of the satellite monitorying that is able

to identify oil spill on the surface and computing mathematical models that simulates the oceanic movement and tracks its path in a reversal trajectory up to its origin to the bottom of the sea.

Innovation center Exploratory success Cost cuts and the increase of the exploration sucess level are among the main benefits of the use of this technology in the oil industry. To Manilo, it is possible to reduce up to 25% of the costs in the exploratory chain with the use of this technology. Case studies show that the reverse modelling can increase up tp 32% the exploratory success index.

Another important point of this technology, both in cost and environmental prevention, is the ability of identifying the oil spill found on the surface. In this specific

cases, it is made a prognosis of the oil spill trajectory, foreseeing the areas where will be reached in the next hours.

“In short term, the oil opportunities in Brazil are in the presalt and in the equatorial margin, where we have more than 2 kilometers of depth, intense oceanic flow and high turbulence. This means that providing information on the oil spill position on the sea surface, as it has been made so far, doesn’t work well”, Manlio says.

Created in 1994, the Coppe/ UFRJ, located in the Ilha do Fundão in Rio de Janeiro is a hub of innovation, mainly in the Oil and Gas, Energy and Environment. These niches are strongly fostering by laboratories and researchers of Coppe.

Therefore, it is very common the creation of spin-off – new companies that were created by research groups of the university, although the Coppe Incubator bid allows the participation of any company that has any type of innovation.

“Most of these companies are created by researchers, professors and former students that see a business opportunity in researches that were developed in the university” Coppe/UFRJ Companies Incubator operation manager Lucimar Dantas says.

Financing innovations for the industry Finep has been invested in many finance lines for the development of R&D projects, with the intention to develop Brazilian suppliers of the O&G productive chain. “The institution offer different investiment lines and innovation companies that won the financial bid are meeting the Oil and Gas industry demand,” Finep Oil, Gas and Shipbuilding Industry Departament chief André Zenícola says.

Centrifugar is an example of how Finep supports new technology for the O&G industry. With investment worth roughly R$ 2.5 million financed by Finep, Centrifugar, in a partnership with Coppe/UFRJ, is developing a centrifuge for FPSOs that will work in the pre-salt.

The machine’s goal is, which will be used to treat waste mud pumped from the drilling process, to have a shorter

58 MACAÉ OFFSHORE

size than the conventional centrifuge, occupying less space in the oil platforms.

“In other words, we are reducing in 95% the transportation of this waste mud to the land, once the pre-salt stays 300 kilometers from the coast. Were are pretty sure that it will represent an important cost cut. The goal is to manufacture an efficient high production machine, occupyig less space in the oil platform,” Centrifugar director Márcio Meinhardt ensures.

Cenrtifugar works to meet the local content requirements. Also, the company seeks a better machine, making the centrifuge works two times more without stopping for cleaning. Today, it’s necessary to clean the machine every three days in average. “ The same machine

with small adaptations can foster the crude oil purification, withdrawing the water, salt and sediments in the oil platform” Márcio explains.

With its headquarters in Nova Friburgo, in Rio de Janeiro’s hinterland, Centrifugar is also developing another project that aims to create a vertical centrifuge made with 100% Brazilian components. Overall, this sort of machine is used in support vessels and oil platforms that burn fuel and need to purify the fuel and lubricant oil. Also, Centrifugar will open a facility in Magé (RJ) in a join venture with Essencis. At this moment, the company is drawing the technologies projects. Márcio Meinhardt says that the projects might be concluded within three months.

Then, the prototypes construction process will be initiated. 

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