TN Petroleo 108 by Webmaster TN Petróleo

opinião

Coordenação, celeridade e conteúdo local

de Raul Sanson, vice-presidente do Sistema Firjan

GN: Reestruturação e venda Eventos:

Firjan lança anuário de petróleo Intertek: 40 anos de Brasil

Ano XVII • jul/ago 2016 • Nº 108 • www.tnpetroleo.com.br

Especial: gás natural

O futuro à luz do

gás artigos

nossas redes sociais

sumário

edição nº 108 jul/ago 2016

Especial: gás natural

O futuro à luz do gás 20 Reestruturação e venda

Eventos

Firjan lança anuário de petróleo

Perfil profissional

Luisângelo Costa

O segredo é gostar de aprender

CONSELHO EDITORIAL

Pessoas

O eterno aprendizado

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart

Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates

Coffee Break

João Carlos S. Pacheco

O triunfo da cor O Pós-Impressionismo no CCBB

João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva

artigos

Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros

12 Cada centavo conta, por Rodrigo Más

Paulo Buarque Guimarães

34 Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade:

Meritocracia integral – Não há verdadeira evolução pessoal e profissional sem o mérito!, por Wanderlei Passarella 36 Licenciamento ambiental: Entraves e desafios, por Andre Donha

Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

50 A saúde do trabalhador marítimo, por Augusto Paulo M. Linhares Ano XVII • Número 108 • jul/ago 2016 Foto: Agência Petrobras

Pinto e José Ferreira Vieira Machado da Cunha

52 Análise de falhas em equipamentos e acessórios por possível processo corrosivoo, por Rodrigo Ferraz Metler

seções 2 editorial

38 pessoas

4 hot news

40 produtos e serviços

8 indicadores tn 24 eventos

49 feiras e congressos

28 perfil profissional

56 coffee break

32 caderno de sustentabilidade

59 opinião

editorial

Compromisso de longo prazo Quando lançamos a revista TN Petróleo, em 1998, o Brasil tinha superado recentemente a marca de um milhão de barris por dia de petróleo e gás natural, e a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) estava completando um ano de existência. Hoje, com a produção diária brasileira de petróleo alcançando 2,5 milhões de barris e 100 milhões de m³ de gás natural – o que, somados, resulta em 3,12 milhões de barris de óleo equivalente – vemos o grande salto que o país deu nesses 18 anos. E nos damos conta da árdua caminhada de toda a cadeia produtiva de petróleo, acompanhada dia a dia por nossa revista. Ao criarmos a TN Petróleo, o nosso objetivo era ser, mais do que uma mídia especializada, um foro de opiniões, reflexões e debates, um espaço para a divulgação de novas tecnologias, teses e artigos técnicos. Estávamos cientes da importância de não somente acompanhar a evolução do mercado como também contribuir para seu desenvolvimento e para a construção de sua sustentabilidade. Acredito que participamos do período mais rico da indústria brasileira de óleo e gás – assim como da naval offshore –, tanto no que diz respeito ao crescimento do setor e de toda a cadeia produtiva, como também no aspecto de pesquisa, tecnologia e inovação (PD&I). Assistimos ao grande salto tecnológico da Petrobras, que levou à descoberta do pré-sal. E também a complexa construção de parcerias envolvendo não apenas fornecedores de bens e serviços como as grandes oil companies, universidades e outras instituições de pesquisa, no esforço de agilizar o desenvolvimento da produção de petróleo e gás nesse novo cenário. Da mesma forma, foram essenciais as políticas de governo que buscaram dar respaldo a esse crescimento. A começar pelos incentivos diretos e indiretos, como o Repetro, que esperamos que seja renovado, assim como as regras de conteúdo local, que contribuíram para a consolidação da indústria nacional e precisam ser revistas, dentro de novos parâmetros Foram muitos os percalços, assim como os avanços. Mas é inegável que essa indústria tem hoje bases sólidas para dar novos passos. E robustez para superar os momentos difíceis que atravessamos – tanto em função de fatores externos, mas, principalmente, dos internos. E para isso é fundamental que todos reiteremos o compromisso de longo prazo que assumimos com o mercado e com o Brasil. Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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Foto: Agência Petrobras

hot news

Operação offshore sem incidentes

Campo de Lapa vai produzir em agosto FPSO Cidade de Caraguatatuba chegou em meados de junho na área

stá prestes a entrar em operação no campo de Lapa, no pré-sal da Bacia de Santos, a FPSO Cidade de Caraguatatuba. O sistema de produção conectado ao navio-plataforma vai extrair óleo e gás da reserva com volume recuperável total estimado em 459 milhões de barris de óleo equivalente. A integração do casco com os módulos foi concluída no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). O casco foi construído no estaleiro MES (Mitsui Engineering & Shipbuilding), em Chiba, no Japão, e a integração dos módulos na Ásia foi realizada no estaleiro Keppel, em Cingapura. O campo de Lapa está localizado a aproximadamente 270 km da costa do estado de São Paulo, a uma profundidade média de 2.140 metros. O consórcio que detém a concessão do campo, no bloco BMS-9, é operado pela Petrobras (45%), em parceria com a BG E&P Brasil – companhia subsidiária da Royal

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Dados do FPSO Cidade de Caraguatatuba Processamento de petróleo: 100 mil barris/dia Tratamento e compressão de gás: 5 milhões m³/dia Tratamento de água de injeção: 120 mil barris/dia Capacidade de armazenamento: 1,6 milhão de barris de óleo Comprimento total: 337,4 m Boca (largura): 60 m Pontal (altura): 28,8 m Dutch Shell (30%) – e a Repsol Sinopec Brasil (25%). FPSO (Floating Production Storage Offloading Unit) é a sigla em inglês para unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo. São navios-plataforma com capacidade para separar o óleo do gás e da água durante o processo de produção, armazená-lo nos tanques de carga para, então, transferi-lo para navios petroleiros, responsáveis pelo transporte do petróleo até o litoral.

FPSO Cidade de Itajaí, operado pela joint-venture Odebrecht Óleo e Gás e a Teekay, completou mais de um ano sem acidentes com afastamento. Ao todo, foram computadas 367.516 horas-homem de exposição ao risco durante o período, que contou com uma parada total programada de duração de sete dias, duas paradas programadas do sistema de compressão de gás, e troca de um dos turbos geradores de energia. Para manter o índice de sucesso, a cada dois meses a unidade recebe líderes da joint-venture, que atuam no reforço das boas práticas, na melhoria da percepção de riscos e no acompanhamento de ações mitigatórias e corretivas. Atualmente o FPSO Cidade de Itajaí está em operação no campo de Baúna, na Bacia de Santos. Subsidiária da Odebrecht que presta serviços para a indústria de petróleo e gás offshore, a OOG vem obtendo grandes conquistas no quesito segurança. A empresa fechou o ano de 2015 com índice de 1,4 na Taxa de Frequência de Acidentes Registráveis (TFAR) e ficou abaixo da média mundial da indústria para empresas prestadoras de serviço upstream, que foi de 1,6 –, de acordo com o último relatório da International Association of Oil & Gas Producers (IOGP). O índice da instituição calcula o número de incidentes registrados a cada um milhão de horas trabalhadas e avalia 52 empresas com atuação mundial, além de seus fornecedores.

Transpetro coloca em operação terceiro navio gaseiro

Tipo.........................................gaseiro

Foto: Transpetro

A Transpetro recebeu no dia 1º de julho no Estaleiro Vard Promar, em Niterói (RJ), o navio Darcy Ribeiro, terceiro gaseiro a integrar a frota da companhia em menos de um ano. Décima quinta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar em operação, sua primeira viagem será para o Terminal Aquaviário de Barra do Riacho (TABR), no Espírito Santo, onde fará programação

Dados do navio Darcy Ribeiro Capacidade de transporte...................... 7 mil m³

de carregamento para o Porto de Fortaleza. O Darcy Ribeiro é o 56º navio a compor a frota da Transpetro. Com capacidade para transportar 7 mil m³ de gás liquefeito de petróleo (GLP), a embarcação está preparada para operar em todas as regiões do Brasil e na América do Sul. O número crescente de embarcações modernas possibilita melhor eficiência logística para o escoamento da produção da Petrobras.

Comprimento total....................................... 117,63 m Largura.................................. 19,20 m Altura.......................................... 34 m Calado.....................................5,80 m Pontal (distância entre o fundo e o convés)..............8,60 m Velocidade...............................15 nós Autonomia... 11 mil milhas náuticas Número de tanques........................2

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Foto: Agência Petrobras

hot news

Lula Central começa a produzir A Petrobras iniciou, no dia 8 de julho, a produção de petróleo e gás do projeto Lula Central, décimo grande sistema definitivo operando no pré-sal. A estabilização da produção em torno de 30 mil barris por dia (bpd) foi alcançada três dias depois. Localizado no pré-sal da Bacia de Santos, no Campo de Lula, costa do Rio de Janeiro, o sistema está interligado ao FPSO Cidade de Saquarema através do poço produtor 8-LL-81D-RJS. A unidade tem capacidade para produzir diariamente 150 mil barris de petróleo e comprimir até 6 milhões m³/dia de gás, estando ancorada em área com lâmina d’água de 2.120 m de profundidade. O escopo completo do projeto Lula Central inclui 18 poços, sendo nove produtores, quatro injetores WAG (água ou gás) e cinco injetores de água. Este sistema é o segundo a iniciar operação apenas este ano no pré-sal da Bacia de Santos, em um momento em que a produção de petróleo nessa camada geológica nas bacias de San-

tos e Campos já responde por cerca de 40% do total que operamos no Brasil e superou, no dia 8 de maio, o patamar diário de 1 milhão de barris de petróleo por dia (bpd).

Custo de extração A alta produtividade dos reservatórios do pré-sal tem exigido menor número de poços por sistema de produção que, aliada à melhoria da eficácia na construção dos poços, tem permitido uma forte redução nos investimentos dos projetos em implantação, aumentando a rentabilidade deles. O tempo médio para a construção de um poço marítimo no pré-sal da Bacia de Santos, por exemplo, caiu 71% entre 2010 e 2016, passando de 310 dias em 2010 para 89 dias nos cinco primeiros meses de 2016. Essa alta produtividade resulta ainda em uma redução contínua do custo de extração, que atingiu um valor inferior a US$ 8 por barril no primeiro trimestre deste ano. Um resultado bastante significativo, se comparado com a média da indústria.

Conversão bem sucedida O FPSO Cidade de Saquarema, interligado ao sistema de produção de Lula Central, deixou o estaleiro Brasa, em Niterói, no dia 22 de maio, rumo à locação atual, a cerca de 300 km da costa do Rio de Janeiro. A embarcação foi convertida a partir de um navio petroleiro do tipo VLCC (Very Large Crude Carrier) no estaleiro CXG, na China, e teve nove módulos fabricados no Brasil, três na EBSE e seis no Brasa, onde também foram concluídas as operações de içamento e integração destes módulos à planta de processamento.

Dados do FPSO Cidade de Saquarema Processamento de petróleo:

150 mil barris/dia Tratamento e compressão de gás:

6 milhões de m³/dia Tratamento de água de injeção:

200 mil barris/dia Capacidade de armazenamento:

1,6 milhão de barris de óleo Profundidade de água:

2.120 m Comprimento total:

346,5 m Boca (largura):

58 m Pontal (altura):

32,6 m

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indicadores tn

Brasil terá maior aumento da produção fora da Opep Produção de países-membros da Opep e não membros – julho/2014 a junho/2016 Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep) 33

Outros países produtores

mb/d (total) 97

no próximo ano, ficando a produção média em 55,92 milhões de barris/dia de petróleo. A queda da produção no México, Estados Unidos, Noruega, Colômbia, China, Cazaquistão e Rússia é que vai causar esse decréscimo. Para este ano, a Opep manteve a previsão brasileira, em torno de 3,10 milhões de barris por dia, um aumento de 40 mil bpd na comparação com o ano anterior. Já na América Latina, a

Jun 16

Maio 16

Abril 16

Fev 16

Mar 16

Jan 16

Dez 15

Nov 15

Set 15

Out 15

Jul 15

Ago 15

Jun 15

Maio 15

Abril 15

Fev 15

90 Mar 15

26 Jan 15

27 Dez 14

Nov 14

Set 14

Out 14

Jul 14

Ago 14

Relatório da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), divulgado em julho, aponta que em 2017 o Brasil deverá ser o país com maior aumento da produção fora do cartel. No documento, que é lançado mês a mês, os analistas da Opep avaliam que o Brasil deverá agregar mais 260 mil barris à sua produção, com a entrada de sete novas plataformas na Bacia de Santos – três no campo Lula, duas em Búzios, uma em Lapa e outra no campo de Libra, sob regime de partilha. Com isso, deveremos alcançar a média de 3,37 milhões de barris por dia até o final do próximo ano. A Opep aponta outros países não membros que devem registrar aumento na produção: Canadá (mais 150 mil barris/dia), Congo e Malásia (30 mil barris por dia cada um). Contudo, a média de produção fora da Opep deve ficar negativa: a oferta deverá ser cerca 110 mil barris diários a menos

produção deve cair 70 mil barris (mais que o dobro da prevista em junho pela Opep), ficando em 5,12 milhões de barris diários. “O Brasil é o único país da região que crescerá neste ano. Por outro lado, a produção da Colômbia cairá 70 mil barris diários, para 960 mil bpd. Também há previsão de queda na Argentina, Trinidad e Tobago, e outros latino-americanos”, diz o documento.

A Opep projeta que a demanda na América Latina deve melhorar ligeiramente em 2017, na comparação com os níveis deste ano, com alta de 70 mil barris por dia. “Este aumento será liderado pela ligeira melhora da perspectiva econômica, além da baixa base de comparação. O Brasil deve ser o principal contribuinte para esse aumento e responderá por mais de 50% do crescimento previsto para a América Latina em 2017”, cita o documento. A entidade estima que o Brasil responderá por mais da metade do aumento do consumo previsto para o próximo ano. Gasolina e óleo diesel devem liderar este aumento da demanda, para atender, principalmente, ao setor industrial e de transporte na América Latina. Para este ano, a demanda latino-americana deve cair 30 mil barris por dia, pelo segundo ano, ficando 8

TN Petróleo 108

Foto: Agência Petrobras

Demanda maior no Brasil

em 6,53 milhões de bpd. “A demanda por petróleo deve mostrar ligeira melhora após a contração experimen-

tada em 2016, com aumento potencial de 70 mil barris diários”, cita o documento.

PELO MUNDO RÚSSIA: A situação da economia russa se estabilizou devido ao aumento dos preços do petróleo registrado no primeiro semestre, de acordo com relatório do Fundo Monetário Internacional (FMI), divulgado dia 19 de julho. “Os preços mais altos do petróleo estão dando certo alívio para a economia russa, e a projeção de declínio do PIB é mais suave agora, mas as perspectivas de recuperação forte são contidas por questões estruturais de longa data e o impacto das sanções sobre a produtividade e o investimento”, informa relatório do FMI. O FMI prevê que o PIB russo irá encolher em 1,2% este ano,

mas é esperado um crescimento da economia na faixa de 1% em 2017. No caso do Brasil, em vez da queda do PIB estimada em abril em 3,8%, estima-se agora que a economia brasileira encolha 3,3% em 2016. Venezuela: As estatais Rosneft (Rússia) e PDVSA (Venezuela) estabeleceram uma nova joint venture para prestar serviços petrolíferos. Os dois países também planejam assinar um acordo para a produção conjunta de gás nos campos de Patao e Mejillones. “Aprovamos a constituição de uma joint venture para serviços

na Venezuela – plataformas e todos os serviços para a indústria petrolífera. Cada qual com 50%. Teremos a possibilidade de perfurar os nossos próprios poços, sem depender de empresas de serviços”, disse o presidente da PDVSA, Eulogio del Pino, no Fórum de São Petersburgo. A Rosneft adquiriu, em maio, uma participação de 23,33% na PetroMonagas (sua joint venture com a PDVSA que produz petróleo cru pesado) por US$ 500 milhões, elevando sua participação para 40%. Em 2015, a produção de petróleo da PetroMonagas ultrapassou 7,7 milhões de toneladas, e hoje a empresa produz mais de 130 mil barris de petróleo pesado ao dia.

E S P E C I A L I Z A Ç Ã O E M G E S TÃ O D E N E G Ó C I O S PA R A O S S E T O R E S DE ENERGIA , ÓLEO E GÁS. APRIMORAMENTO PARA O GESTOR QUE BUSCA AMPLIAR O CONHECIMENTO EM GESTÃO E O NETWORKING. Dimensões do Programa: Autoconhecimento

Inovação

Desafios do setor Visão estratégica dos negócios e do setor

Produtividade e eficiência Ideação: implementação do projeto

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indicadores tn

A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de maio totalizou 3,115 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). A produção de petróleo foi de aproximadamente 2,487 milhões de barris por dia (bbl/d), um aumento de 8,6% na comparação com o mês anterior e de 3,1% em relação ao mesmo mês em 2015. Já produção de gás natural totalizou 99,8 milhões de m³ por dia (m³/d), um aumento de 4,2% frente ao mês anterior e de 7,2% na comparação com o mesmo mês em 2015. A produção do pré-sal, oriunda de 56 poços, foi de 928,9 mil bbl/d de petróleo e 34,5 milhões de m³ por dia (m³/d) de gás natural, totalizando 1,146 milhões de boed, um aumento de 15,2% em relação ao mês anterior. O aproveitamento de gás natural no mês foi de 96,3%. A queima de gás em maio foi de 3,7 milhões m³/d, uma redução de 8,3% se comparada ao mês anterior

Foto: Agência Petrobras

Produção no pré-sal aumenta 15,2% em maio

e um aumento de 14,5% em relação ao mesmo mês em 2015. Em maio de 2016, 299 concessões, operadas por 23 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 80 são concessões marítimas e 219 terres-

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 01/2016 a 06/2016

07.06.2016

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Janeiro Fevereiro

Março

Abril

Maio

Junho

Bacia de Campos

1.332,4

1.328,9

1.240,4

1.386,9

1.416,5

1.408,1

Outras (offshore)

483,1

488,8

518,3

465,9

561,7

616,5

Total offshore

1.815,5

1.817,7

1.758,7

1.852,8

1.978,2

2.024,6

Total onshore

185,0

184,2

179,0

181,9

179,4

2.000,5

2.001,9

1.937,7

2.034,7

Total Brasil

2.160,1 2.204,0

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

Março

Abril

Maio

Junho

Bacia de Campos 22.738,6 23.417,5 21.845,6 24.993,5 25.289,3 25.731,6 Outras (offshore) 33.416,6 33.745,4 28.209,2 30.552,3 33.063,8 35.880,7 Total offshore

56.155,1

57.162,9 50.054,9 55.545,8 58.353,0 61.612,3

Total onshore

17.904,3 18.206,4 17.697,1 17.966,7 18.030,7 17.207,5

Total Brasil

74.059,4 75.369,3 67.751,9 73.512,4 76.383,7 78.819,8 Janeiro Fevereiro

Março

Abril

Maio

Junho

92,1

84,3

86,3

88,5

84,9

96,2

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

15.457,0 16.001,9 16.381,7 17.282,9 17.854,8 17.159,3

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

2.649,3 2.654,5 2.546,6

2.687,2 2.830,5

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

TN Petróleo 108

22.07.2016

2.16 0.29 Variação no período: -1.01%

bovespa (%) 07.06.2016

22.07.2016

0.11 0.64 Variação no período: 13.03%

dólar comercial* 07.06.2016

22.07.2016

3.438 3.256 Variação no período: -6.68%

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

tres. Do total das concessões produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de Teste de Longa Duração (TLD) e outras nove são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais.

2.896,9

euro comercial* 07.06.2016

22.07.2016

3.90 3.57 Variação no período: -9.82% *Valor de venda, em R$

Foto: Agência Petrobras

Campos produtores – Os campos marítimos produziram 93,8% do petróleo e 76,6% do gás natural. A produção ocorreu em 8.920 poços, sendo 770 marítimos e 8.150 terrestres. Os campos operados pela Petrobras produziram 94% do petróleo e gás natural. O campo de Lula, na Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás natural, produzindo, em média, 439,4

mil bbl/d de petróleo e 19 milhões de m³/d de gás natural. Estreito, na Bacia Potiguar, teve o maior número de poços produtores: 1.080. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores: 60. A plataforma P-58, produzindo nos campos de Baleia Anã, Baleia Azul, Baleia Franca e Jubarte, produziu, por meio de 11 poços a ela interligados, 168,7 mil boed e foi a plataforma com maior produção. As bacias maduras terrestres (campos/testes de longa duração das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) produziram 158,8 mil boed, sendo 129,2 mil bbl/d de petróleo e 4,7 milhões de m³/d de gás natural. Desse total, 153,8 mil boed foram produzidos pela Petrobras e 5 mil boed por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 413 boed em Alagoas, 1.831 boed na Bahia, 17 boed no Espírito Santo, 2.686 boed no Rio Grande do Norte e 27 boed em Sergipe.

FRASES

“Eu sou a favor de uma política de conteúdo nacional. O que não acho aceitável nem possível é que seja uma política de reserva de mercado. Temos que ver aquilo que o país tem mais condições de produzir com competitividade.” Pedro Parente, presidente da Petrobras, 18/07/2016 – Folha de São Paulo

“Nós não somos mais o fiel da balança do mercado. Esse papel é desempenhado agora pelos Estados Unidos.”

Período: 07.06.2016 a 22.07.2016 | ações ações ações ações

Falah Al-Amri, representante do Iraque na

petrobras

Organização dos Países Exportadores de

11,13

13,75

8,62

Variação no período: 27.31%

11,94

Variação no período: 41.13%

VALE R$

ON 16,57

17,15 PNA 12,99 13,94

Variação no período: 1.54%

Variação no período: 7.15%

CPFL

BRASKEM

ON 12,48

11,36 PNA 20,55 19,31

Variação no período: -9.05%

Variação no período: -8.70%

petróleo brent (US$)

Petróleo (Opep), afirmando que os membros do cartel estão mais interessados em manter suas fatias de mercado do que no preço do petróleo, 18/07/2016 – O Estado de S. Paulo.

“Há um grupo de trabalho interministerial que vai definir o que será oferecido em rodada neste ano e no ano que vem. A tendência é de que tenhamos um leilão menor neste fim de ano e um maior no ano que vem.” Fernando Filho Ministro de Minas e Energia, sobre as áreas apresentadas pela ANP ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE)

07.06.2016

51.50

22.07.2016

45.69

Variação no período: -9.61%

petróleo WTI (US$) 07.06.2016

50.38

22.07.2016

44.19

Variação no período: -11.07%

em Brasília, 28/06/2016 – Veja.com

“Apesar de não terem sido apresentadas pela ANP, há uma tendência de que tenhamos áreas do pré-sal.” Moreira Franco, secretário executivo do Programa de Parcerias de Investimentos (PPI) da Presidência da República, sinalizando que áreas dessa nova fronteira em águas profundas poderão ser incluídas na 14ª rodada, 28/06/2016 – Veja.com

TN Petróleo 108

indicadores tn

Cada centavo conta Na crise do petróleo, a gestão eficiente de fornecedores pode levar empresas a dobrar as reservas de recursos.

Rodrigo Más é sócio da Bain & Company.

TN Petróleo 108

ara lucrar em meio ao cenário adverso as empresas devem ir muito além de negociações agressivas, aponta o estudo da Bain & Company, que atua na área de consultoria nos processos de mudança e tomada de decisões, em relação a estratégias, operações, tecnologia, constituição de empresas, fusões e aquisições. O estudo revela que muitas companhias do setor têm apostado em negociações agressivas com fornecedores, chegando a reduções de até 40% nos serviços prestados. “Com os baixos preços do petróleo, as companhias do setor de petróleo & gás elegeram a redução de custos como prioridade máxima a ser executada”, pontua Rodrigo Más, sócio da Bain & Company. Ainda assim, tais medidas não são suficientes para garantir sucesso: para sobreviver ao cenário atual e ampliar seu escopo quando os preços do petróleo voltarem a subir, empresas do setor devem acompanhar o desempenho dos fornecedores de perto, além de trabalhar com eles para reduzir custos da cadeia em conjunto. “Apesar de complexo, o esforço vale a pena: se estes objetivos forem atingidos, as empresas do ramo petrolífero podem até dobrar os impactos das reduções de custos, segundo a consultoria”, afirma Más. Para melhor compreender como atingir os objetivos de redução de custos através da atuação em conjunto entre operadores e fornecedores, a Bain & Company estudou diversas companhias do setor e identificou cinco ações principais. São elas: 1) Definição de papéis claros nas decisões. O alicerce de uma boa colaboração entre funções é a transparência quanto à tomada de decisões. Departamentos de compra e venda administram contratos, mas equipes de operação avaliam o desempenho dos fornecedores e aconselham quanto aos caminhos que podem aumentar o valor do relacionamento comercial. 2) Estabelecimento de contratos mais abrangentes. Os contratos deveriam abordar não apenas os serviços a serem prestados, mas também as expectativas sobre seus resultados nas operações, aferidos através de indicadores-chave de desempenho (KPIs). 3) Monitoramento dos indicadores de desempenho corretos. Cadeia de fornecimento, operações e fornecedores de serviços deveriam monitorar indicadores críticos focados em entregar valor, não apenas processos. Alguns KPIs podem ser comuns para todas as categorias de produtos/bens, enquanto outros serão específicos para cada categoria. Para estabelecer indicadores, os fornecedores e compradores precisam

Montagem com fotos da Agência Petrobras e Free Images

concordar no que consiste o custo total de propriedade para dada categoria, incluindo fatores que aumentem tanto os custos de fornecedores como os custos de compradores, bem como os impactos de cada categoria no desempenho operacional. As melhores soluções conjuntas só de fato prosperam quando seus impactos são devidamente visualizados de forma integrada. 4) Recursos que ajudem a linha de frente a definir o escopo de trabalho, volume e horas extras. Isso pode ser feito por meio de contratos simples (contract-on-a-page) – que informam aos funcionários de maneira direta como reduzir seu custo de serviço; e as ferramentas de escopo, que motivam a linha de frente a buscar a forma mais rentável de realizar seu trabalho. Por exemplo, um cliente criou um gráfico simples que explicava a diferença de custo e risco do uso de andaimes, acesso por corda, elevadores ou gaiolas de empilhadeira para acessar pontos chave na planta. A linha de frente usou isso em sua base diária para tomar decisões sobre a melhor maneira de fazer um trabalho e ter custos substancialmente reduzidos como resultado. 5) Avaliação do desempenho com fornecedores de serviços. O trabalho deve ser conjunto para criação de valor, suportado por processos rigorosos de acompanhamento e atuação sobre qualquer lacuna identificada de desempenho. Revisões de desempenho mensais são uma ótima maneira de complementar uma forte administração diária, proporcionando a chance de entender sucessos e identificar oportunidades para melhoria. É importante planejar essas revisões com cuidado, tendo certeza que as equipes dos dois lados estão na sala e assegurando o acompanhamento. Se bem estruturadas e executadas de forma eficaz, essas sessões tendem a gerar grande impacto nos resultados alcançados, uma vez que as decisões decorrentes são discutidas de forma integrada e incorporadas na rotina de gestão de ambos os lados da mesa. As companhias com um gerenciamento forte do desempenho de fornecedores criam valor desta forma no médio prazo. Além disso, ferramentas de gestão empoderam a linha de frente para manter os custos baixos e, ao mesmo tempo, melhorar as relações com o fornecedor, liberando parte da tensão em geral existente entre as áreas de compras e as operações. Com o preço do petróleo baixo como está, cada dólar conta. Renegociações de prazo agressivas são uma tática importante, mas operadores e fornecedores podem criar valor adicional através da administração do

desempenho sistemático de fornecedores na linha de frente. Para fazer isso, operadores e fornecedores devem acabar com os silos e funcionar e identificar, conjuntamente, as reais alavancas de valor nos contratos de fornecimento. Fazer isso cria benefícios sustentáveis que vão continuar até quando os preços do petróleo eventualmente se recuperem.

TN Petróleo 108

especial: gás natural

O futuro à luz do

gás 14

TN Petróleo 108

por Beatriz Cardoso

Nunca o gás natural esteve no centro das discussões do setor energético por fatores tão distintos. No âmbito ambiental, é apontado como vetor de transição para uma economia ‘mais verde’ – embora fóssil, emite menos carbono em suas múltiplas aplicações, em comparação com o petróleo e com o carvão. A expansão de seu uso possibilita maior integração energética, abrindo espaço para o aumento da utilização de fontes renováveis. No cenário macroeconômico, o salto na produção brasileira de gás natural na última década é visto como uma oportunidade para a ampliação de sua participação na matriz energética e redução da dependência do gás importado da Bolívia. Na esfera dos negócios, o gás natural ganha destaque diante da venda de ativos, por parte da Petrobras, incluindo gasodutos e campos em produção, o que pode atrair investidores para o setor, e levar a discussão para o campo da regulação, uma vez que será preciso aprimorar o marco regulatório para garantir uma transição mais suave diante da possível redução do papel da Petrobras no setor.

Foto: Agência Petrobras

Enfim, é ‘à luz do gás natural’ que se vem discutindo a retomada do setor de energia, após o baque provocado em toda a cadeia produtiva pela ‘sangria’ que resultou na maior crise da história da estatal brasileira. TN Petróleo 108

especial: gás natural

TN Petróleo 108

Distribuição da produção de gás natural por bacia (%)

3 3 22

Santos 39 Campos 28 Solimões 14 Camamu 5 Parnaíba 4 Espírito Santo 3 Sergipe 3 Recôncavo 2 Outros 2

14 39 28

Fonte: ANP, SDP, Sigep – maio, 2016

Gavião Vermelho, Parnaíba GN, 1,0

Canapu, Petrobras, 1,1

Baleia Franca, Petrobras, 1,1

Gavião Branco, Parnaíba GN, 1,1

Albacora, Petrobras, 1,4

Marlim Leste, Petrobras, 1,5

Piranema, Petrobras, 1,7

Baleia Azul, Petrobras, 1,8

Marlim, Petrobras, 2,4

Gavião Real, Parnaíba GN, 2,1

Uruguá, Petrobras, 3,0

Marlim Sul, Petrobras, 2,4

Manati, Petrobras, 4,6

Jubarte, Petrobras, 4,6

Leste Urucu, Petrobras, 6,7

Mexilhão, Petrobras, 6,7

Rio Urucu, Petrobras, 6,7

Sapinhoá, Petrobras, 7,3

Roncador, Petrobras, 7,0

20 18 16 14 12 10 8 6 4 2 0

Lula, Petrobras, 19,0

Os 20 campos que mais produziram gás natural (MMm3/d)

Milhões de m³/d

Fonte: ANP, SDP, Sigep – maio, 2016

em julho de 2010, segundo dados da ANP. Mas o grande salto se deu nos últimos cinco anos, por conta do pré-sal. Tanto que a produção marítima representa hoje 76% do total extraído de gás natural nas bacias brasileiras – contra 60% no início dos anos 2000. O último boletim da ANP, de julho deste ano, mas relativo a maio, registra que a produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês totalizou 3,115 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). Desse total, a produção somente de petróleo somou 2,487 milhões de barris por dia (bbl/d) – aumento de 8,6% na comparação com o mês anterior e de 3,1% em

Foto: Agência Petrobras

Brasil tem hoje reservas provadas de 429,4 bilhões de m³ de gás natural – chegando a 738 bilhões de m³, somando as reservas prováveis e possíveis, de acordo com o boletim anual de reservas (BAR) da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de 31 de dezembro de 2015. Sem contar outros 84 milhões de m³ de recursos contingenciais (quantidade de petróleo ou gás natural potencialmente recuperável, de reservatórios descobertos, por meio de projetos de desenvolvimento, mas cuja produção, na data de referência do BAR, não é comercialmente viável devido a uma ou mais contingências). O que representa um grande salto em comparação ao início desse século. Em 2001, as reservas brasileiras eram de 221 bilhões de m³, chegando a pouco mais de 235 bilhões m³, considerando as prováveis. Ou seja, temos o dobro em reservas provadas – e o triplo, agregando as estimativas das prováveis e possíveis. De acordo com o relatório anual da BP, as reservas brasileiras representam 0,2% das mundiais. Contudo, excetuando-se a Venezuela (198 bi m³), as reservas brasileiras hoje superam a de todos os demais países produtores do continente latino-americano, como México (11,4 bi m³), Trinidad Tobago (11,5 bi m³), Peru (14,6 bi m³), Argentina (11,76 bi m³) e a Bolívia (9,9 bi m³). A produção também deu um salto expressivo: passou de uma média de 36,4 milhões de m³/dia, para 104 bilhões de m³/dia em dezembro de 2015 – caindo um pouco este ano, alcançando 99,8 milhões de m³/dia em maio deste ano. O crescimento da produção na primeira década deste século foi expressivo, tendo alcançado pela primeira vez 60 milhões de m³/dia

relação a maio de 2015. Já a produção de gás natural totalizou 99,8 milhões de m³ por dia (m³/d), um

O futuro à luz do gás

Acertos necessários Ainda assim, o gás natural responde por cerca de 13% da matriz energética brasileira; índice que revela a existência de alguns impasses a superar para que o gás natural possa ‘materializar ’ seu enorme potencial no Brasil. Os principais entraves estão nas contradições existentes no mercado no âmbito regulatório, que inibem investimentos externos na expansão da malha de gasodutos, além, é claro, dos altos custos da implantação de infraestrutura de transporte da produção offshore, por meio de gasodutos submarinos ou sistemas embarcados de liquefação desse energético. A chamada Lei do Gás Natural (Lei 11.909, de 04/03/2009), que aboliu o monopólio estatal nas atividades econômicas da indústria do gás natural, completou sete anos, mas o mercado ainda não está nos trilhos. Regulamentada pelo Decreto 7.382 (03/12/2010), ela veio a cobrir algumas lacunas deixadas pela Lei do Petróleo (Lei 9.478, de 06/08/1997), marco do fim do monopólio estatal. A ANP promoveu consultas públicas que gerariam algumas resoluções para o setor, entre as quais a de nº 51/2013, regulamentando a atividade de carregamento e estipulando os procedimentos necessários relativos a autorização, exercício, obrigações e direitos dos carregadores.

Balanço Esquemático - Brasil

Balanço de gás natural no Brasil (milhões m3/d) 2013 |

2014 |

2015

Importação Oferta importada 46,5 | 52,9 | 50,4

Produção nacional 77,2 87,4 96,2

Consumo nas unidades de E&P 10,9 | 11,5 | 12,2 Absorção em UPGNs 3,6 | 3,6 | 3,8 Reinjeção 10,6 | 15,7 | 24,23 Queima e perda 3,6 | 4,4 | 3,9

Bolívia 31,8 | 32,8 | 32,0 Argentina 0,2 | 0,2 | 0,5 GNL 14,6 | 19,9 | 17,9

Consumo em transporte, desequilíbrio, perdas e ajustes 3,7 | 5,8 | 3,9

Demanda total 91,3 | 99,3 | 98,6 Industrial 41,8 | 43,0 | 43,6 Residencial 1,0 | 1,0 | 1,0 Comercial 0,8 | 0,8 | 0,8 Geração elétrica 40,1 | 46,8 | 45,9 Geração 2,5 | 2,6 | 2,5

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Edição nº 109

Oferta nacional 48,6 | 52,2 | 52,4

Outros 0,1 | 0,2 | 0,0

Foto: Agência Petrobras

aumento de 4,2% frente ao mês anterior e de 7,2% na comparação com o mesmo mês em 2015. A produção do pré-sal, oriunda de 56 poços, foi de 928,9 mil bbl/d de petróleo e 34,5 milhões de m³ por dia de gás natural, totalizando 1,146 milhão de boed, um aumento de 15,2% em relação ao mês anterior. Ou seja, o pré-sal respondeu por 355 da produção total do país.

“Assim, a partir da outorga de autorização, os agentes aptos poderão participar de chamadas públicas para contratação de capacidade em gasodutos de transporte e celebrar contratos de serviço de transporte com transportadores autorizados ou concessionários

da atividade de transporte”, pontua o jurista Cid Tomanik Pompeu Filho, do escritório Tomanik Pompeu – Sociedade de TN Petróleo 108

especial: gás natural

Oferta total de gás natural no país O gráfico a seguir apresenta a oferta total de gás natural ao mercado nacional. A oferta nacional foi calculada considerando a produção nacional, sendo abatidos os valores referentes ao consumo nas atividades de exploração e produção, queima e perda, reinjeção e absorção em Unidades de Processamento. A oferta de gás natural importado considera a importação de gás natural da Bolívia e Argentina, bem como o volume de Gás Natural Liquefeito (GNL) regaseificado. 120

Oferta total de gás natural (milhões de m³/dia)

100

2011

2012 2013 2014 2015

Média Média Média Média Média Jan Oferta nacional |

2016

2016 Fev

Importação (Bolívia) |

Mar

Abr

Maio

Jun

Importação (Argentina) |

Jul

Ago

Set

Out

Nov

Dez Média

Gás natural liquefeito (GNL) Total

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Edição nº 109

Segmentação da oferta de gás natural – média 2016 (%)

11,5

35,2

Oferta nacional |

53,2

Importação (Bolívia) |

Regaseificação de GNL

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Edição nº 109

TN Petróleo 108

Advogados, em artigo publicado em março deste ano, quando a Lei do gás completou sete anos. Ele alerta que, “para que ocorra a construção ou ampliação de gasodutos, é fundamental a existência de agentes carregadores para contratar capacidade em processo de chamada pública”. Ocorre que ainda há uma situação que Tomanik aponta como monopólio estadual na comercialização de gás natural para as concessionárias de exploração de serviços públicos de distribuição de gás canalizado: “os estados desenvolvem, de fato, duas atividades distintas: a distribuição de gás canalizado, com atributos de monopólio natural e a comercialização de gás natural, com atributos monopolistas”.

Promoção:

TN Petróleo 108

stes aspectos regulatórios deverão ser aprimorados agora, sobretudo em função de um novo componente nesse mercado: a redução da presença da Petrobras no setor de gás natural. A primeira ação neste sentido foi a venda por R$ 1,93 bilhão de 49% da Gaspetro para a Mitsui Gás e Energia do Brasil Ltda (Mitsui-Gás), subsidiária do grupo japonês Mitsui. A operação, concretizada em dezembro do ano passado, provocou ações judiciais e questionamentos por parte de grupos ligados às 19 empresas distribuidoras de gás natural nas quais a Gaspetro tem participação. Essa venda já vinha sendo preparada pela empresa, que fez algumas alterações na estrutura da Gaspetro em junho de 2014, quando a subsidiária repassou para a holding (Petrobras) o controle da Transportadora Associada de Gás (TAG), mediante a transferência das ações. A estratégia de centralizar a gestão das transportadoras controladas 100% pela Gaspetro vinha sendo implementada desde

TN Petróleo 108

Foto: Agência Petrobras

Reestruturação e venda

2008, quando a TAG incorporou a Transportadora Nordeste e Sudeste (TNS) e a Transportadora Capixaba de Gás (TCG). Nos anos seguintes foram mais dois importantes ativos: Transportadora Urucu Manaus (TUM), em 18 de agosto de 2010, e Transportadora Gasene, em 30 de janeiro de 2012. Já sob o controle da Gaspetro, a TAG incorporou a NTN (Nova Transportadora do Nordeste) e NTS (Nova Transportadora do Sudeste), em 15 de dezembro de 2014, se-

Foto: Agência Petrobras

especial: gás natural

guindo recomendação do acionista controlador e exercendo opção da compra em nome da Petrobras. A estatal firmou um termo de compromisso com a ANP de que iria reestruturar a TAG e suas subsidiárias integrais, ainda em execução. Hoje a TAG controla uma malha de gasodutos de cerca de 6.500 km de extensão, com capacidade para transportar perto de 70 milhões de m³ de gás natural por dia para usinas termelétricas e distribuidoras de gás natural. A venda de ativos da TAG, aprovada pelo conselho de administração da estatal, vem sendo negociada desde o início do ano, quando a Petrobras informou estar em negociações com a empresa Brookfield, interessada na NTS. O assunto segue em negociação. Na área de E&P, estuda-se a venda de ativos que não sejam estratégicos, mas que tenham atratividade. O fato é que parte expressiva do gás natural vem hoje de campos no pré-sal: os 34,5 milhões de m³ por dia produzidos nessa nova fronteira representam

O futuro à luz do gás

Campos e áreas de maior produção 25

Produção preponderante Gás associado

20,2

Gás não associado

10 7,5 6,3

6,3

6,2

6,0 4,2

Lula

Sapinhoá Roncador

Leste Rio Urucu Manati de Urucu

3,2

2,4

2,0

Jubarte Mexilhão Marlim Sul Marlim

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Edição nº 109

Produção nacional: UEP – Unidade Estacionária de Produção O gráfico abaixo apresenta as dez UEPs de maior produção de gás natural no mês de março/2016, sendo essas responsáveis por 45,3% da produção nacional. Plataformas de maior produção 8 7

Produção preponderante 7,1

Gás associado Gás não associado

6,0,

5 3,7 2,4

2,4

FPSO Cidade de Anchieta

Petrobras 62

3,2

Plataforma de Mexilhão

FPSO Cidade de Paraty

3,7

Petrobras 58

3,0 FPSO Cidade de Itaguaí

4,1 FPSO Cidade de São Paulo

Plataforma de Manati 1

FPSO Cidade de Angra dos Reis

4,4

4 FPSO Cidade de Mangaratiba

O Ministério de Minas e Energia (MME) já anunciou que vai estudar e elaborar propostas para que o mercado de gás natural não seja impactado pelas mudanças decorrentes da já anunciada redução da Petrobras nesse setor. O assunto já estava no foco do MME, que, em 2015, por meio de uma portaria interministerial (MME/ MF n. 412/2015), criou um grupo de trabalho para “avaliar os impactos sobre a concorrência, a regulação e as políticas públicas do processo de desinvestimento da Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras, em atividades com características de monopólio natural, respeitado o disposto no art. 25, § 2º, da Constituição”. A condução da discussão foi entregue agora ao novo secretário-executivo do MME, Paulo Pedrosa, não por acaso presidente (até então) da Associação Brasileira dos Grandes Consumidores de Energia e Consumidores Livres (Abrace). A questão será também uma das primeiras missões do novo secretário de Petróleo, Gás Natural e Combustíveis Renováveis, Márcio Félix Carvalho Bezerra, indicado para o posto. Engenheiro eletrônico e um dos principais quadros técnicos da Petrobras, Bezerra leva na bagagem a experiência de seis anos à frente da Unidade de Operações de E&P do Espírito Santo (UO-ES), e outros três anos como secretário de Desenvolvimento do estado capixaba, um dos grandes produtores de gás natural em terra e no mar, e onde há forte infraestrutura implantada. Também vão participar

O gráfico abaixo apresenta os dez campos de maior produção de gás natural em março/2016, responsáveis por 71,3% da produção nacional.

Milhões de m³/d

Revisão necessária

Produção nacional: campos e áreas exploratórias

Milhões de m³/d

quase a metade de toda a produção marítima de gás natural do país.

Fonte: Boletim Mensal de Acompanhamento da Indústria de Gás Natural. Edição nº 109

de todo esse processo técnicos da Empresa de Pesquisa Energética (EPE) e da ANP. O primeiro passo será discutir o tema entre os formuladores de políticas públicas e órgão regulador e, mais tarde, com representantes das empresas que atuam no setor. Ain-

da que não haja um desenho claro de como a Petrobras vai implementar um plano de desinvestimentos em estruturas de transporte de gás no país, as primeiras negociações realizadas estimulam o mercado, por representarem a oportunidade para o ingresso de novos agentes TN Petróleo 108

especial: gás natural

Histórico de produção de gás natural GASA |

GASN

110 100 Milhões de m³/d

90 80 70 60 05/2016

04/2016

03/2016

02/2016

01/2016

12/2015

11/2015

10/2015

09/2015

08/2015

07/2015

06/2015

05/2015

Fonte: ANP, SDP, Sigep – maio, 2016

Distribuição da produção de gás natural por estado (%)

Rio de Janeiro São Paulo Amazonas Espírito Santo Bahia Maranhão Outros

Ambiente de negócios

15 15 Fonte: ANP, SDP, Sigep – maio, 2016

e, consequentemente, maior competição – o que vai demandar um esforço conjunto tanto do poder concedente como dos órgãos responsáveis pelo planejamento e regulação energética, de forma a minimizar quaisquer riscos de ordem regulatória que possam se tornar entraves à entrada de novos agentes. O maior interesse do governo e do mercado é atrair investido22

TN Petróleo 108

de participar de novas licitações em futuras rodadas. A revisão do arcabouço regulatório e institucional do setor é apontada como vital para que haja um ambiente de negócios atraente para os investidores privados, nacionais e estrangeiros – embora possa instigar também o interesse de estatais de outros países para o setor. Sem isso, os analistas acreditam que pode haver redução de investimentos e até mesmo uma desorganização do mercado de gás natural no Brasil. Ainda que o livre acesso a esse mercado seja uma reinvindicação antiga da indústria, há quem tema que, sem o monitoramento do governo, possa ocorrer a mera transferência de um monopólio público para o setor privado. É importante lembrar que termina em 2019 o contrato de suprimento de gás natural com a Bolívia, no volume de 30 milhões de m³/ dia. Ainda que possa ser renovado, como previsto no acordo firmado, os termos e o volume contratado podem sofrer alterações.

res para o país. O da Petrobras é obter bom preço por estes ativos para focar nas atividades de E&P. A estatal precisa manter o nível de operações exploratórias que deem suporte às suas ações, tanto na elaboração de planos de desenvolvimento de seus ativos como também para subsidiar decisões, inclusive em futuros leilões, uma vez que o presidente Pedro Parente já afirmou que nada impede a Petrobras

Em seminário recente sobre os desafios e as oportunidades do gás natural, a consultora da FGV Energia, Ieda Gomes, afirmou que “a regulação teria que ser feita antes da mudança, mas, pelo menos, o governo precisa sinalizar quais os ativos que são monopolizados”. Ieda, que foi a principal executiva no Brasil da britânica BP, onde atuou por quase uma década e meia, destaca que também é necessário que haja um planejamento integrado de longo prazo, em termos de demanda e oferta. “É muito difícil tomar decisão de

O futuro à luz do gás

Combustível de transição Por último, há ainda a questão ambiental. O Brasil é um dos signatários dos acordos ratificados na 21ª Conferência do Clima (COP 21), realizada em dezem-

Rota 3 Rota 2

Bacia de Santos: infraestrutura de escoamento do GN Rota 1 Ilustração: Agência Petrobras

Rota 1 e Rota 2: 23 milhões de m³/d de capacidade instalada

bro de 2015, em Paris. O principal objetivo desse acordo é reduzir a emissão de gases de efeito estufa, diminuindo o aquecimento global e em consequência limitar o aumento da temperatura global em 2ºC até o final desse século. Um tema que vem sendo tratado há quase 24 anos, desde a elaboração da Convenção durante a Rio-92. A expectativa é que esses compromissos resultem em um crescimento expressivo de energias renováveis (eólica, solar fotovoltaica, hidrelétrica etc.) para se alcançar essa redução das emissões de CO2. Nesse processo, o gás natural é visto como o combustível da transição. Ainda que seja fóssil, é mais limpo e eficiente que outros derivados do petróleo. A crise financeira mundial abalou estes compromissos: o consumo mundial de gás no período 2014-

Foto: Agência Petrobras

investimento em área de gás natural sem haver qualquer sinalização de demanda previsível. Também é necessário criar condições para tornar o gás competitivo em relação aos demais energéticos”, pontua ela, considerada uma das maiores especialistas internacionais nesse setor. A executiva observa que embora o Brasil produza quase 100 milhões de m³/dia, cerca de metade dessa produção é consumida no sistema Petrobras (nas refinarias, unidades de fertilizantes, plataformas, para reinjeção por meio de poços, para aumentar a produção, além de queima). O energético acaba por não chegar ao mercado devido a uma infraestrutura de escoamento ainda insuficiente e também do próprio mercado. Tudo isso vai demandar novos investimentos, muito planejamento por parte de todos os atores envolvidos – mais ainda do governo e dos órgãos do setor de energia – e um arcabouço regulatório bem definido. Questões que vêm sendo debatidas há quase duas décadas envolvendo até mesmo uma série de programas governamentais com foco na expansão desse mercado – tanto na oferta como na distribuição e consumo. Um deles completará dez anos: o Plano de antecipação da produção de gás natural (Plangás), lançado em 2007. Desenvolvido pela Petrobras em parceria com o governo, a meta inicial era produzir 55 milhões m³ de gás natural até o final de 2010, foi superada em julho daquele ano, quando o país alcançou a produção de 60 milhões m³.

2015 cresceu apenas 0,4%, frente a uma média anual de 2,4% registrada nos dez anos anteriores. Nos Estados Unidos, esse crescimento foi de 2,9%, pouco acima da média mundial. Já no Brasil, esse mesmo chegou a 6,3%, bem acima da média mundial. O que leva o setor a sonhar com tempos melhores, à luz do gás natural. TN Petróleo 108

eventos

Anuário da Indústria de Petróleo no Rio de Janeiro: Panorama 2016

Firjan lança anuário de petróleo Para fortalecer a indústria do estado do Rio e dar subsídios às tomadas de decisão, o Sistema Firjan lançou o Anuário da Indústria de Petróleo no Rio de Janeiro: Panorama 2016. No documento estão informações relevantes para os agentes do mercado a fim de contribuir para o direcionamento e para a geração de novos negócios.

Rio de Janeiro concentra mais de 60% da produção total de petróleo e gás do país e também é referência na construção naval. O atual momento de crise no Brasil e no mundo, com os baixos preços dos barris, exige das empresas que atuam nesses mercados ajustes em suas operações buscando eficiência com redução de custos. Nesse sentido, o Anuário pretende auxiliar as empresas, por meio de informações qualificadas, a tomar decisões sobre os investimentos e a elaborar seus planos de negócios. De acordo com o presidente do Sistema Firjan, Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, é importante para

TN Petróleo 108

o Rio de Janeiro que o encadeamento produtivo se mantenha aquecido. “O mercado de petróleo, por não depender tanto da demanda interna, é um dos únicos que pode ajudar a economia. A matéria-prima existe e o Brasil precisa explorar essa riqueza. É urgente que se explore o pré-sal”, ressaltou durante o evento de lançamento. As principais áreas licitadas em exploração e produção no Brasil com contratos vigentes se encontram nos limites geográficos do estado, o que representa um potencial de mais de 25 bilhões de barris em reservas. Dessa forma, neste cenário de crise vivenciado hoje, é imprescindível que as informações

por Beatriz Cardoso

disponíveis estejam não somente no formato de dados brutos, mas acrescidas de análises que possam pautar as atividades a serem desenvolvidas, sejam elas dentro das organizações, dos governos ou das empresas.

Colaboração de peso “Fazemos essa entrega com espírito de dever cumprido. Fomos presenteados com as parcerias que conquistamos e dividimos com o mercado o resultado desse trabalho. O Anuário representa um novo marco em nosso compromisso com essa indústria. A possibilidade de lermos o Rio através do petróleo, traduzindo para a indústria o pas-

Fotos: Renata Mello Foto: André Horta

Jorge Camargo, presidente do IBP; Márcio Félix, secretário de Petróleo, Gás natural e Combustíveis renováveis do MME; Eduardo Eugênio Gouvêa Vieira, presidente do Sistema Firjan; Solange Guedes, diretora executiva de E&P da Petrobras; Márcio Capute, secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços e Eloi Fernández y Fernández, diretor geral da Onip.

sado em oportunidades futuras”, destacou Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval (PGN) da Firjan. Ela pontuou que os números apresentados no documento “como dados históricos, também revelam possibilidades de planejar o futuro”, frisando que a publicação mostra a possíveis investidores a dimensão do mercado de petróleo no estado. “Concretizar o Anuário envolveu, além das valiosas contribuições de nossos parceiros, uma seleção criteriosa das informações, que mostram toda a cadeia de valor do petróleo. Destacamos dados para a indústria, governos e sociedade, quando falamos de empregos, por exemplo. Nessa primeira edição, conseguimos agregar análises técnicas, com um panorama do que foram os últimos dez anos e o que podemos esperar para o mercado fluminense em 2016”, complementou Thiago Valejo Rodrigues, coordenador de Conteúdo Estratégico da gerência de PGN.

A Firjan contou com a colaboração de várias organizações do setor na confecção do texto. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) disponibilizou dados e elaborou um mapa exclusivo com informações referentes ao Rio de Janeiro. O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) produziu uma análise do contexto

mundial da indústria de petróleo gás. E a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) contribuiu com um diagnóstico sobre exploração e produção. Também colaborou a Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Governo do Estado do Rio de Janeiro, com uma análise das participações governamentais provenientes das atividades petrolíferas.

Destaques Estudos recentes, desenvolvidos pela ANP, projetam que em 2030 o país terá um déficit global de mais de 1 milhão de barris/dia de derivados, mesmo considerando a entrada em operação dos dois conjuntos de refino – da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). • A capacidade de refino projetada para o Brasil atenderia a apenas 70% da demanda de derivados. • O aumento da demanda por derivados alcançou mais de 50% nos últimos dez anos. • A atividade de refino agregado aumentou apenas 15% da sua capacidade de processamento em dez anos. • O impacto da mão de obra voltada para o petróleo no estado sofreu um impacto negativo quatro vezes maior que no Brasil como um todo, no período 2014 e 2015. O Rio de Janeiro representa mais de 60% dos empregados somente no segmento de exploração e produção.

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eventos

Intertek: 40 anos de Brasil

Fotos: Divulgação

Empresa vai fechar o biênio 2015-2016 com investimento local de R$ 9,1 milhões

Com a inovação como premissa de sua estratégia e operação desde a fundação, o grupo Intertek completou em junho 40 anos de atuação no Brasil, com previsão de continuar investindo no país, considerado estratégico para seu negócio. A empresa, que iniciou suas atividades no Brasil como Caleb Brett, tinha como foco inicial a inspeção de petróleo e derivados, expandindo depois para grãos e análises laboratoriais diversas. O mercado de minérios foi o segundo mercado no qual a empresa se destacou. Com a visão de ser o líder global como parceiro em soluções completas para Qualidade Assegurada, a Intertek desenvolveu uma estratégia diferenciada para oferta de serviços que, baseados na interação e pesquisas com seus clientes, significam opções não apenas para avaliação da qualidade e segurança de componentes físicos, produtos e ativos, mas também para a confiabilidade dos processos operacionais e sistemas de gestão da qualidade. “Na prática, oferecemos ao mercado brasileiro, com pioneirismo, a evolução do segmento TIC para o A+TIC, 26

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a (Qualidade) Assegurada + TIC”, afirma Rui Esteves, diretor presidente da Intertek Brasil. A estrutura da Intertek em nosso território contempla a maior parte das linhas de negócio desenvolvidas pelo grupo mundialmente: aeroespacial e automotiva; alimentos e agricultura; bens de consumo e varejo; brinquedos, brindes, jogos e produtos duráveis; eletroeletrônica; energia; governos e instituições; industrial e manufatura; médica e farmacêutica; minerais; construção; petróleo e gás; produtos têxteis, vestuário e calçados; químicos; TI e telecomunicações. Projetos locais envolvendo inspeção industrial e marítima para a Petrobras e a Vale do Rio Doce são considerados casos de sucesso da Intertek em todo o mundo, e a atuação de suporte para o agronegócio no Brasil é referência para ações da organização em escala global. Crise gera oportunidades – “As soluções para Qualidade Assegurada Total já estão disponíveis no Brasil, e em 2016 investiremos R$ 5,6 milhões em novos equipamentos, num total de

R$ 9,1 milhões desde 2015 por acreditarmos no grande potencial do país”, afirma Rui Esteves. Foram redefinidos recentemente os processos em Vendas e Marketing, ampliando a capacidade de atendimento aos clientes e ao mercado. Novos escritórios e laboratórios também estão em estágio avançado, juntando-se aos 17 atuais no Amazonas, Bahia, Espírito Santo, Maranhão, Minas Gerais, Pará, Paraná, Pernambuco, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e São Paulo. A expansão em Certificação e Ensaios para Produtos conforme exigências do Inmetro e de outros órgãos competentes é outro foco de grande atenção para a Intertek no Brasil, destacando as recentes reestruturações dos laboratórios em Barueri e São Caetano do Sul (ambos em São Paulo), assim como a acreditação em brinquedos e componentes automotivos. Acompanhamento por vídeo pelo cliente dos testes em seus produtos; calibração para medidores de fluxo no local, para indústria de petróleo e gás; premiação internacional pelas ações e resultados superiores em Saúde e Segurança; inauguração de nova câmara considerada “estado da arte” para ensaios de compatibilidade eletromagnética; todos esses itens são apenas alguns exemplos de novidades que foram disponibilizadas ao mercado pela Intertek no mundo apenas nos últimos meses. “Períodos de crise econômica como o que vivemos atualmente no Brasil são grandes oportunidades para nos reinventarmos como país, empresas e profissionais, e é com esse espírito que a Intertek pretende oferecer cada vez mais soluções para apoiar a retomada do crescimento da economia brasileira. E, claro, com muitas inovações”, complementa Rui Esteves.

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perfil profissional

O segredo é por Beatriz Cardoso

gostar de aprender

É dessa forma que o carioca Luisângelo Costa, 49 anos, explica sua rica trajetória profissional, com passagem em várias corporações, nacionais e estrangeiras, em distintos segmentos da economia – da petroquímica à indústria naval, do setor offshore ao de energia térmica. “Para ser um profissional flexível, o principal fator é gostar de aprender – através do estudo,

Fotos: TN Petróleo

das experiências e dos relacionamentos”, pontua o engenheiro eletrônico.

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Com mestrado em engenharia de Computação E Pós-Graduação em Engenharia Econômica e Administração Industrial pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, Luisângelo gosta mesmo é de atuar na área de negócios. Desde 2014 associado à Natural Energia, ele afirma que o Brasil vai voltar a ficar atrativo para investimentos em pouco tempo. “Estamos nos preparando para iniciar novos projetos de geração e também procurar boas oportunidades para fortalecer nosso setor de fusões e aquisições”, diz, mostrando que os planos da empresa são de longo prazo. A paixão pela matemática desde a adolescência já sinalizava uma vocação para a área de Exatas. “Acabou sendo uma opção natural. Na verdade, no terceiro ano, estava numa grande dúvida entre Informática e Engenharia Eletrônica. Era a época do surgimento da Apple e da Microsoft, da guinada da IBM na direção dos PCs, a popularização da computação. Acabei indo para a engenharia porque achei que teria uma formação mais completa... e não me arrependi”, conta Luisângelo. Em 1990, ele terminou o curso de Engenharia, começando, no ano seguinte, o mestrado em Engenharia de Sistemas e Computação na Coppe/UFRJ. O mercado andava sobressaltado, depois do confisco da poupança pelo governo Fernando Collor, grandes empresas fechando ou se transferindo para outros locais onde houvesse algum benefício fiscal e desemprego em alta. Quando surgiu a oportunidade de ir para a Divisão de Química da brasileira Unipar, no polo petroquímico de Santo

André (SP), em 1992, ele fez as malas e partiu para São Paulo. “Foi ótimo, pois além de ter conseguido o primeiro emprego pude usar o projeto de automação da fábrica como estudo de caso da minha tese de mestrado, na Coppe”, lembra. Ficou na Unipar até 1995, quando foi para o Centro Internacional de Tecnologia de Software (Curitiba), antes de ir para a alemã Bayer, onde ficaria por dois anos. Sobre a experiência no setor químico, ele fala que foi um grande aprendizado. “Uma fábrica que trabalha 24 horas por dia, sete dias por semana, tem uma dinâmica particular. O importante nesse caso é não deixar a produção parar e os clientes, pelo menos no meu caso, eram todos internos”, observa. Negócio próprio – Depois de uma rápida passagem por outra empresa de TI, resolveu montar o próprio negócio, criando a consultoria Commtel. “Quando ainda estava na Bayer a empresa começou um processo de terceirização em várias áreas, incluindo a de projetos. Comecei a prestar serviços através da minha empresa em 1998. Logo em seguida a Bayer me propôs alocar outros engenheiros na Commtel. Em pouco tempo já tinha um bom time e comecei a prestar serviço para outras empresas, como Petrobras, Vale e Ambev”, conta o engenheiro. Ser empresário e ter funcionários é uma responsabilidade enorme: “Você ganha outra família”, avalia. Mesmo assim, considerava-se um carioca rebelde morando em São Paulo. “Todo fim de semana voltava para casa. Família, amigos, praia, Maracanã, não queria abrir mão disso. Eu brincava

Local e data de nascimento: Rio de Janeiro, 1967. Casado: com Renata, tem dois filhos: Bernardo, 16, e Thiago, 14 anos. Qual livro está lendo?: Os luminares, de Eleanor Catton. Qual seu livro de cabeceira? Cem anos de solidão, de Gabriel García Márquez. O que gosta de fazer nas horas de folga?: Minhas horas de folga ficam por conta dos meus filhos... geralmente eles decidem. Qual o seu hobby?: Gosto de praticar esportes, ler, cinema, teatro. Música predileta?: O mundo é um moinho, de Cartola.

que morava no Rio e passava a semana em São Paulo.” Foi essa experiência que o levaria para a área comercial. “Quando fiquei à frente do meu próprio negócio, acabei indo naturalmente para o desenvolvimento de negócios. Tive que prospectar novos clientes para trazer novos negócios, e aumentar a interação com os antigos para melhorar a lucratividade”, lembra. Novo desafio – Em 2002, ele ingressaria definitivamente na área de petróleo, quando foi convidado a integrar os quadros da Unicontrol, antiga divisão do grupo Unipar do setor de

automação, que fora comprada por canadenses. Com sede em São Paulo, a empresa chamou o engenheiro para integrar a equipe do novo escritório no Rio. A petroleira brasileira, a quem Luisângelo havia prestado serviços pontuais na época da consultoria, era então a principal cliente da Unicontrol no Brasil. “O maior desafio foi a mão de obra. Formamos inúmeros engenheiros e técnicos que até hoje são referência em automação industrial. Alguns estão trabalhando no exterior ”, lembra Costa. Nessa relação com a Petrobras, a Unicontrol participou de projetos emblemáticos como as plataformas P-53, P-52, P-51 e P-54, nas quais atuou em parceria com a Technip, Keppel Fels, Mauá-Jurong, UTC, Promon, GDK, Modec, Saipem, entre outras. “A empresa aproveitou bem a curva de aprendizado. O time era ótimo, a produtividade muito alta. Um projeto puxava o outro”, observa. O desafio era aumentar a produtividade sem descuidar da qualidade. “Éramos muito cobrados, tanto pela Petrobras quanto pelos epecistas, porque tínhamos uma carteira enorme, até mesmo para os padrões internacionais”, afirma. A maior conquista chegou com um contrato pioneiro, segundo ele, com a Petrobras/ UN-BC, por meio do qual a Unicontrol fazia a assistência técnica em todas as plataformas em operação. “Chegamos a ter mais de 60 técnicos embarcados fazendo manutenção, melhorias e adaptações nos sistemas de controle de todas as plataformas de produção. Era um trabalho altamente especializado, com uma logística fantástica”, recorda o engenheiro. TN Petróleo 108

perfil profissional

Outro contrato importante foi o comissionamento da P-43 e P-48, o primeiro serviço desse tipo da Unicontrol no país. A P-43 foi comissionada no Estaleiro Mauá, em Niterói (RJ), e a P-48 no Estaleiro Keppel-Fels, em Angra dos Reis (também no Rio). Além do sistema de automação, a Unicontrol auxiliou o comissionamento da instrumentação. Neste serviço, chegaram a ter mais de 120 técnicos envolvidos. Crescendo junto – No final de 2005, Luisângelo decidiu partir para uma nova etapa na carreira profissional, quando aceitou o convite para ser gerente comercial da brasileira Chemtech, que estava sendo incorporada pela alemã Siemens. “Eu sabia que eles estavam aproveitando o momento de grandes investimentos no país para crescer rapidamente. Achei que era uma ótima oportunidade para crescer junto com eles”, explica. Torna-se, então, gerente corporativo da conta Petrobras quando a Siemens assume definitivamente o controle da empresa brasileira. “O desafio era manter a pegada”, lembra o engenheiro, uma vez que havia dois ambientes distintos e desafiadores, duas culturas diferentes. “Mas a integração foi bem planejada e houve uma fase de transição, na qual tivemos a oportunidade de conhecer bem os processos da Siemens e nos adaptar a eles”, destaca. Após cinco anos na Siemens, aceitou o convite para ser Head de Business Development no Brasil da norueguesa Aker Solutions – “era uma oportunidade única” – onde ficaria poucos meses, devido a mudanças na companhia. Foi então para a GE Energy, que na época tinha adquirido a 30

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Dresser Valves. Como gerente das Contas da Petrobras e Braskem, ficaria mais focado nos segmentos de óleo e gás e petroquímica. A experiência consolidada no relacionamento com a petroleira brasileira o tornou um profissional atrativo para outras empresas, como a finlandesa Wärtsilä, que em março de 2012 o chamaria para ser diretor da conta Petrobras, na época considerada uma das “seis contas estratégicas da empresa” no mundo todo. “Meu papel era estabelecer o planejamento da conta Petrobras dentro da Wärtsilä, de modo a garantir um relacionamento estável e rentável para as duas empresas. Foi quando comecei a ter mais contato com a área de geração de energia, onde a Wärtsilä é muito forte (mais de 4.700 plantas no mundo todo) e tem a Petrobras como um dos principais clientes”, garante o engenheiro. Energia para mudar – Dois anos depois, em dezembro de 2014, Costa foi convidado a se associar à Natural Energia, pois a mesma tinha planos de iniciar o desenvolvimento de uma usina termelétrica. E lhe tocou incrementar os projetos dessa área na empresa, que atua em três áreas: desenvolvimento de projetos de geração de energia, serviços e desenvolvimento imobiliário. “Essa é uma área que carece de novos projetos no Brasil. A geração termelétrica vai ter papel importante em nossa matriz energética, não só porque as novas hidrelétricas não terão uma capacidade tão grande quanto as que foram construídas nas últimas décadas, como também para regular a geração de energia renovável, que pela sua característica intrínseca são

intermitentes”, explica, revelando que a intenção é participar do Leilão de Energia Nova em 2018. O engenheiro eletrônico que acabou ‘surfando’ desde o segmento de TI até o setor de óleo e gás, naval e offshore, e agora, de energia, atribui essa capacidade à formação que galgou. “A engenharia te dá uma visão geral que permite que você consiga surfar em várias áreas diferentes. E a partir de certo ponto minha carreira virou para uma área mais focada em negócios que, respeitando-se as características de cada empresa e de cada setor, possui aspectos comuns, que podem ser replicados”, afiança, ressaltando: “Para ser um profissional flexível, o principal fator é gostar de aprender por meio do estudo, das experiências e dos relacionamentos.” O executivo observa que o setor de energia passa por desafios devido ao momento conturbado pelo qual passa o Brasil. “Por um lado, durante algum tempo não precisaremos de novos projetos de geração, pois temos sobra de energia devido à recessão. Por outro lado, se ficarmos muito tempo sem leilões de geração, a indústria pode encolher e desestimular investimentos em fábricas e serviços no país”, analisa Luisângelo Costa, lembrando que o setor de óleo e gás passou por isso recentemente e hoje lida com as consequências. “O governo precisa de um planejamento para lidar com esta situação pelos próximos dois anos”, frisa. Ainda assim, as perspectivas são positivas. “O Brasil vai voltar a ficar atrativo para investimentos em pouco tempo. Estamos nos preparando para iniciar novos projetos de geração e também procurar boas oportunidades para fortalecer nosso setor de fusões e aquisições”, conclui.

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suplemento especial

Ano 5 • nº 46 • junlo de 2016 • www.tnsustentavel.com.br

Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem

Odebrecht Agroindustrial divulgou hoje o balanço da safra 2015/2016. A Empresa processou 29,3 milhões de toneladas de cana-de-açúcar no período, o que representou um crescimento de 23,3% em relação ao volume processado na safra anterior. Foram produzidos 2 bilhões de litros de etanol, sendo 1,4 bilhão de litros de etanol hidratado e 640 milhões de etanol anidro e 455 mil toneladas de açúcar VHP. Adicionalmente, a Empresa forneceu biomassa (bagaço de cana de açúcar) suficiente para cogeração de 2,1 mil GWh de energia elétrica para exportação. Além do novo patamar de produção, a Odebrecht Agroindustrial apresentou avanços em produtividade. O indicador de TAH (Toneladas de Açúcar por Hectare) cresceu 11,8% em relação à safra 2014/2015 (9,8 ante 8,6 no ciclo anterior), impulsionado principalmente pelo avanço no TCH (Toneladas de Cana por Hectare) e no ATR (Açúcar Total Recuperável). Um dos principais indicadores de custos da Empresa, o CCT (Corte, Carregamento e Transporte), foi impactado positivamente pelas ações de produtividade e redução de custos adotadas, com queda de 5,5% no unitário por tonelada de cana colhida. O plantio fechou em torno de 50 mil hectares, 84% dos quais voltados a áreas de renovação. Os investi-

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mentos em formação de lavoura já refletem a evolução do Programa de Fornecedores, que tem por meta reduzir as necessidades de caixa e garantir o fornecimento de cana para as próximas safras, inclusive visando a expansão de moagem, fomentando o crescimento e sustentabilidade operacional e financeira dos principais parceiros. A receita líquida no período foi de R$ 3,7 bilhões, crescimento aproximado de 45% na comparação com a safra 2014/2015. Já o EBITDA, desconsiderando o ativo biológico, ficou em R$ 1,1 bilhão ante R$ 370 milhões, um incremento expressivo de 200% em comparação com o ciclo anterior. Em 30 de junho de 2016, após o encerramento do exercício social da Empresa e antes da emissão das demonstrações financeiras, a Odebrecht Agroindustrial e Odebrecht S.A. firmaram um Acordo de Reestruturação de Capital, renegociando aproximadamente 95% de suas dívidas com instituições financeiras. O acordo contempla uma capitalização da Odebrecht S.A. na Odebrecht Agroindustrial no montante de aproximadamente R$ 6 bilhões, dos quais R$ 2 bilhões serão realizados por meio de aporte de ativos e R$ 4 bilhões em aporte financeiro, sendo que destes, R$ 2,5 bilhões serão destinados exclusivamente para redução imediata do endividamento da

Foto: Free Images

Resultados Odebrecht Agroindustrial - Safra 2015/2016

Empresa, que diminuirá expressivamente sua alavancagem e despesas financeiras e terá seus resultados refletidos no balanço referente à safra 2016/2017. No ciclo que se encerrou, a dívida de curto prazo (com vencimento nos 12 meses subsequentes ao encerramento da safra) passou de 22,7% da dívida total, em março de 2015, para 35,2% no encerramento da safra 2015/2016. Com a finalização da reestruturação de capital, o percentual da dívida alocada no curto prazo cairá para cerca de 2,8% e o prazo médio da dívida aumentará de 3,6 anos para 8 anos. Desta forma os prazos dos financiamentos serão adequados conforme a capacidade de geração de caixa da empresa. Para a safra 2016/2017, a empresa projeta a moagem de 31 milhões de toneladas de cana, com a produção de 2,2 bilhões de litros de etanol e 640 mil toneladas de açúcar VHP, além de 2,2 mil GWh de energia elétrica a partir da biomassa.

Governo financiará energia e infraestrutura na região Norte

Foto: Free Images

oram aprovados, no dia 18 de julho, o financiamento a pequenas centrais hidrelétricas, parques eólicos e centrais fotovoltaicas, pelo Fundo Constitucional de Financiamento do Norte (FNO), e o investimento em projetos de infraestrutura urbana, pelo Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA). Com a decisão, o FNO passa a financiar até 60% do investimento total de empreendimentos voltados à geração de energia por aproveitamento das fontes de biomassa, pequenas centrais hidrelétricas, parques eólicos e centrais fotovoltaicas. Já no setor de infraestrutura urbana, a partir de agora será possível abrir financiamentos para a implantação de Centros Administrativos voltados à prestação de serviços aos cidadãos ofertados pelo poder público. Para ter acesso aos recursos é preciso que o projeto obedeça aos princípios de sustentabilidade. O ministro da Integração Nacional, Helder Barbalho defendeu que a Sudam, os governos estaduais e organizações trabalhem de forma integrada na busca por mais desenvolvimento da Amazônia. "Nós estamos aqui em favor do Brasil, dos nossos estados e da nossa região. Todos temos uma bandeira única, que é o desenvolvimento da Amazônia. E o papel do Ministério da Integração Nacional, da Sudam e desse Condel (Conselho Deliberativo da Superintendência de Desenvolvimento da Amazônia) contam com a deliberação de todos os governadores dos estados. Portanto, as decisões são coletivas, colegiadas e legitimadas", explica.

Histórico De acordo com o superintendente da Sudam, Paulo Roberto Correia da Silva, o órgão administra o Fundo de Desenvolvimento da Amazônia (FDA), que disponibilizou recursos de aproximadamente R$ 4 bilhões para financiamentos nos últimos nove anos. "Esses recursos geraram investimentos de cerca de R$ 21 bilhões. Neste período, mais de R$ 16,5 bilhões já foram injetados no setor produtivo, cerca de 1,9 mil incentivos fiscais foram concedidos e mais de 100 mil empregos diretos e indiretos."

Fundo Permanente Após as discussões e deliberações do Condel, os participantes também aprovaram a criação de um Fórum Permanente para discutir os entraves para o desenvolvimento da região, em especial os prazos para a obtenção de licenças

ambientais. O ministro Helder assumiu o compromisso de levar a pauta à presidência do Ibama e voltar a se reunir no próximo dia 4 de agosto, na Sudam, com os secretários estaduais de meio ambiente da região Norte.

Próximos encontros O próximo encontro do conselho está previsto para o dia 11 de agosto, com o objetivo de votar as proposições que tiveram pedido de vistas: a aprovação da Política de Desenvolvimento Industrial da Amazônia Legal (PDIAL), elaborada sob um contexto de parcerias com os agentes regionais e com o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC); e a atualização do Plano Regional de Desenvolvimento da Amazônia (PRDA), desenvolvido pela Sudam e que traz novos objetivos e programas relacionados ao desenvolvimento da região. TN Petróleo 108

suplemento especial

Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

Meritocracia integral Não há verdadeira evolução pessoal e profissional sem o mérito!

Mérito é sinônimo de préstimo ou valor. É aquilo que faz com que uma pessoa seja digna de reconhecimento ou recompensa por uma ação que traz resultados de grande valor, entendidos estes dentro de uma escala de princípios éticos e com reflexo para uma parte ou para o todo da comunidade humana.

Wanderlei Passarella é mestre em Administração de Empresas e bacharel em Economia pela FEA-USP, e também engenheiro mecânico pela Escola Politécnica da USP; pós-graduado na Abordagem Transdisciplinar Holística, pela Unipaz/ FSJT. Atualmente dirige a Synchron Participações e é coach de executivos. Foi diretor presidente da GPC Química S/A e da Petroflex S/A. Também foi diretor-geral da Menasha Materials Handling South America e exerceu cargos gerenciais na Nitroquímica (Grupo Votorantim) e Ipiranga Química.

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á certo consenso de que aplicar o conceito de mérito, nos negócios e no ambiente empresarial é algo que ajuda no processo de obtenção de resultados e de transformações estratégicas rumo a um futuro desejado. Assim como pode trazer um equilíbrio na distribuição de reconhecimento aos que mais se empenham na luta pela transformação construtiva. A palavra meritocracia, por outro lado, vem sofrendo um desgaste recentemente. Há os que defendem o desuso do termo. Há os que colocam a sua utilização como uma atividade injusta e enviesada. A principal justificativa para isso seria que não se pode falar de mérito onde há grandes desigualdades. Em sociedades muito díspares, como a nossa, de fato a escolha das melhores funções ou dos maiores benefícios por meio do mérito individual traz uma injustiça embutida. Mas, aqui, este argumento troca causas por consequências, parte de premissas erradas para chegar a conclusões razoáveis, à moda do que faziam os sofistas na Antiga Grécia. Porque se o problema é a desigualdade, é ela que deve ser saneada e não o conceito de mérito. Isso equivale a alguém que come acima da conta e depois critica o consumo de água: “água faz mal, dilata o estômago”. Nesse caso, o que precisa ser modificado é o ato de comer demasiadamente, e não a água em si, fonte de vida! Mesmo no ambiente organizacional, há um desgaste da meritocracia, devido a alguns fatores: 1. O abuso por parte de alguns chefes: é comum a utilização da avaliação de mérito (ou desempenho) para tentar manipular, dissuadir, impor certas condutas. Os que assim o fazem, agem sem equilíbrio e colocam o sistema a perder. 2. A dificuldade de julgamento: sempre que se busca justiça, acaba-se com algum tipo de julgamento. Embora todos eles possam ser falhos, pior é prescindir deles. Por haver dificuldades no julgamento de mérito, então resolvem aboli-lo. 3. O “Paradoxo da Objetividade”: como forma de contornar as dificuldades do item 2, alguns defendem que a avaliação de mérito deve ser objetiva, mensurável e prática. Ok, quanto mais objetiva, mais simples. Porém, isso leva a um estímulo da ação utilitarista, em que os “fins justificam os meios”. Já que são objetivos mensuráveis e isentos, há

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uma tendência a consegui-los por meios nem sempre construtivos (o que vale é o número atingido...). Isso pode criar uma atmosfera de baixa cooperação, culminando com o desmoronamento do respeito, da ética e do espírito de equipe. 4. As “Curvas Forçadas”: outros se empolgam tanto com a meritocracia que instituem curvas forçadas de avaliação de desempenho, em que a posição relativa do todos em um ranking realça os “melhores” e os “piores” (estes podem até perder o emprego). Novamente, a meritocracia descamba para as consequências ruins relatadas no item 3 acima. Mas, será que tudo isso é suficiente para justificar a abolição da meritocracia? Vejamos o que nos dizem alguns dos grandes mestres da filosofia e da sabedoria. Voltaire, numa frase célebre, já colocava que “a verdade, tal qual o mérito, atrai o ódio dos contemporâneos”, numa clara alusão de que é mais cômodo viver em um mundo isolado, onde se justifica deixar de lado conceitos plurais tais como ética, estética e verdade. Para Platão “são vitoriosos os que alcançam o sucesso pelos próprios méritos”, trazendo à tona a virtude da diligência, do trabalho construtivo e disciplinado para que se consiga a vitória e, com ela, o mérito. Talvez, a mais emblemática citação sobre o mérito, na visão de um gênio da sabedoria, seja a famosa “Parábola dos Talentos”. Nela se expressa a ideia de que a quem é confiado um “talento” (significando uma moeda da época, ou, em sentido figurado, uma virtude) é esperado que o multiplique e não que o deixe guardado; assim merecerá a consideração do seu senhor. Sem dúvida, uma exortação à ação meritocrática. Valendo-nos, então, das lições dos mestres, entendemos que a meritocracia é crucial. Talvez não a forma como a mesma vem sendo abordada hoje pelas empresas. Ainda, como vimos, vigora a aplicação do mérito com baixo preparo para se compreender o “meio termo” do equilíbrio virtuoso. Esse equilíbrio advém da possibilidade de se olhar o mérito como consequência da competência, de se poder olhar para trás (para o que já ocorreu) mirando no que está à frente (para o que ainda poderá ocorrer). Em linguajar atual, a prescrição é realizar o feedback com vistas a melhor executar o feedforward. Em outras palavras, é importante ter o mérito como parâmetro de avaliação, mas que este seja feito com vistas a se preparar um novo ciclo de crescimento para todos. O segredo é correlacionar o mérito com a competência, olhar para trás e focar à frente, retificar vícios para fortalecer virtudes. A avaliação de mérito (ou desempenho) precisa ser realizada após o aculturamento a um ambiente de

confiança e motivação. Importante é ter realizado, a priori, uma verdadeira redefinição da arquitetura organizacional para que esta incorpore um “contexto capacitante”, com fatores higiênicos e motivacionais (na salutar concepção de Frederick Herzberg). Assim, num clima de profundo respeito humano e de cooperação coletiva, metas e atitudes são avaliadas conjuntamente, desempenho e competências (virtudes e valores) formam o pano de fundo para se pensar no futuro, no pleno desenvolvimento das potencialidades e pendores de cada um, alinhados com os grandes objetivos da organização. Por meio de um sistema que incorpora o feedback e o feedforward, que procura fazer isso de forma a fortalecer o individual e, ao mesmo tempo, o coletivo, temse uma “Meritocracia Integral”. Nesta não é possível ver o mérito de forma parcial e simplista, mas por intermédio de uma série de ações concatenadas e equilibradas, para que as dificuldades inerentes ao processo sejam mitigadas. Abre-se o caminho para uma gestão de talentos que pode propiciar amplos resultados a todos. Está aí uma oportunidade para se reinventar a já tão desgastada área de “Recursos” Humanos! TN Petróleo 108

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Licenciamento ambiental

Entraves e desafios O licenciamento ambiental foi instituído no Brasil com a Lei 6.938, publicada em 1981, como instrumento da Política Nacional de Meio Ambiente e com critérios definidos de preservação, melhoria e recuperação da qualidade ambiental para manutenção do equilíbrio ecológico. Na mesma época, também foi criado o Conselho Nacional do Meio Ambiente (Conama) com a competência de estabelecer normas e critérios para a licença de atividades potencialmente poluidoras.

Andre Donha é diretor da KPMG.

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á em 1988, no processo de edição da Constituição Federal do Brasil, instituiu-se o estudo de Impacto Ambiental/Relatório de Impacto Ambiental (EIA/Rima) como preceito para instalação de obra ou atividade potencial causadora de danos ao meio ambiente. No ano seguinte, atribuiu-se ao Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), órgão do poder executivo federal, o licenciamento ambiental de empreendimentos e atividades de significativo impacto ambiental no âmbito nacional ou regional, ou na ausência ou inépcia de órgãos originalmente competentes (atribuídos originariamente aos órgãos estaduais do meio ambiente). A partir desse contexto legislativo complexo foi instaurada uma série de controvérsias e debates sobre a competência para o licenciamento ambiental, afinal os conceitos trazidos da Lei 6.938 são indefinidos e sujeitos a interpretações díspares. Dessa forma, os órgãos ambientais estaduais foram instalando seus próprios procedimentos, o que gerou tratamento diverso a situações semelhantes. Para resolver essa pendência, em 1997, a resolução 237 do Conama procurou dar uma resposta aos problemas de competência e procedimentos que passam a ser mais uniformes. Mesmo assim, o que vemos é uma controvérsia quanto a sua constitucionalidade, gerando posições antagônicas entre órgãos ambientais e empreendedores, demora na emissão de licenças e exigências burocráticas. Vale ressaltar que o licenciamento é um processo ainda evolutivo, com questões que deveriam ser endereçadas, como a ausência de planejamento integrado entre os setores econômico e ambiental. Fica claro que falta delimitação do que está na governança da gestão ambiental em contraposição a instâncias responsáveis pelo processo produtivo. Além disso, há dúvidas quanto a quem deve ser atribuída a decisão pela emissão da licença, quais os limites do instrumento e quais os complementares e a caracterização de grandes passivos socioeconômicos já constituídos nos locais que serão afetados pelos empreendimentos em licenciamento ambiental. Desde que foi instituído até os dias de hoje, o licenciamento enfrenta uma gama de desafios frente aos programas de desenvolvimento, que pas-

Foto: Depositphotos

sa pelo processo de condução da licença (competência ou procedimento) até a racionalização do instrumento. Entre os principais entraves também estão os sociais, o desenvolvimento por pressão socioeconômica, o alinhamento dos custos de atividades fabris e do custo do processo de licenciamento, além de uma forte demanda por informações por parte de entidades de governos, Ministério Público, representantes comunitários, ONGs, sócios e parceiros. Além desses problemas, não podemos deixar de elencar pontos importantes que levam à morosidade nos processos de licenciamento ambiental. Em uma extensa lista constam questões como a inconsistência entre órgãos quanto à competência de regulação; subjetividade das demandas levantadas pelos técnicos e variabilidade entre processos; necessidade por parte dos técnicos avaliadores em se resguardar quanto a licenças fornecidas em decorrência da Lei de Crimes Ambientais; estrutura ineficiente para o processamento da demanda atual; compensações ou condicionantes não condizentes com os possíveis impactos que serão gerados; número de exigências excessivas por parte dos órgãos ambientais, o que dificulta o andamento e a regularização de muitos processos, etc. Outro ponto relevante diz respeito à dinâmica existente entre o negócio e o licenciamento. Um posicionamento passivo da área e a baixa interação na gestão para implantação de empreendimentos abre espaço para a ineficiência na gestão dos investimentos e nos custos de operação. Além disso, muitas vezes, o atendimento às condicionantes ambientais não faz parte da pauta quando decisões operacionais são tratadas. E, muitas vezes, o papel do setor de licenciamento apenas é observado em situações críticas e o atendimento às demandas do processo de licenciamento é diluído em diferentes áreas com metas diferentes como o marke-

ting, relacionamento institucional e responsabilidade social. Entretanto, sempre após grandes eventos causadores de desastres ambientais importantes, é retomada a discussão da importância de superar esses empecilhos e o tema volta a ser o foco nas discussões de planejamento de tais empreendimentos, relacionando responsabilidade, conformidade com a legislação ambiental e investimentos. Apesar de todos esses desafios, o licenciamento apresenta vários pontos positivos que podem ajudar a alavancar o negócio. Desde que bem implantado, ele pode incrementar resultados ao longo do processo de implementação e de operações de empreendimentos. Os setores com grande potencial de impacto social e ao meio ambiente são aqueles que se encontram mais estruturados para o atendimento às necessidades do processo de licenciamento socioambiental. Indústria química, óleo e gás, mineração e siderurgia são segmentos em que uma robusta estrutura de profissionais, sistemas e processos contribuem para que o empreendimento não seja afetado pela falta de atendimento de algum condicionante de licença. De forma a apoiar os programas de aceleração do crescimento, recentemente uma comissão do Senado aprovou uma Proposta de Emenda à Constituição (PEC) derrubando o licenciamento ambiental em troca da simples apresentação do estudo de impacto ambiental (EIA), de forma que obras não seriam mais suspensas e/ou canceladas. Isso poderia ferir diversos pactos dos quais o Brasil é signatário. Estar preparado para um processo de licenciamento socioambiental sem entraves, atrasos e sobre custos é sorte para poucos, porém existe um espaço tremendo para otimizações e melhorias que as organizações, em momentos de extrema redução de custos e de investimentos, deveriam estar atentas. TN Petróleo 108

Foto: Agência Petrobras

pessoas

Nelson Silva é indicado para futura diretoria da Petrobras

Tecon Rio Grande tem novo diretor comercial Renê Wlach é o novo diretor comercial da Tecon Rio Grande, Terminal de Contêineres do Porto do Rio Grande (RS), empresa do Grupo Wilson Sons. Ele assume o novo desafio depois de mais de 20 anos na Hamburg Sud, como gerente Regional Sul. Sua meta é consolidar a empresa como referência na prestação de serviços. Bacharel em Ciências Jurídicas e Sociais pela Universidade Metropolitana de Santos (SP), com MBA em Gestão Empresarial, Wlach possui grande expe38

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a análise dos critérios de integridade e conformidade, bem como dos demais critérios e requisitos aplicáveis à eleição de membro da Diretoria Executiva. No dia 6 de junho, ele havia sido nomeado consultor sênior da diretoria da Petrobras, com a responsabilidade de coordenar o processo de revisão estratégica da empresa, além de ajudar na avaliação e redesenho dos sistemas de gestão. Foto: Divulgação

A Petrobras informou que Nelson Luiz Costa Silva é o nome indicado para ocupar a futura diretoria de Estratégia, Organização e Sistema de Gestão, cuja criação efetiva depende ainda da alteração do Estatuto Social da Petrobras pela Assembleia Geral de Acionistas. A eleição do novo diretor está sujeita, dentre outras condições, à aprovação do Conselho de Administração, após

riência em Comércio Exterior, Navegação Marítima e Logística. Também ocupa a condição de vice-presidente da Câmara Brasil-Alemanha, no Rio Grande do Sul – atuará diretamente com os mais de três mil clientes ativos da Tecon Rio Grande.

Nelson Luiz Costa Silva foi CEO da BG até a venda do grupo para a Shell – empresa que teve a incorporação consolidada este ano –, e chairman da Comgás, de outubro de 2009 até o seu desinvestimento pela BG em novembro de 2012. Formado em Engenharia Naval na Escola Politécnica da Universidade de São Paulo em 1977, cursou o Ceag (Curso de Especialização para Graduados) da Fundação Getúlio Vargas, em 1980. Tem longa carreira, com experiência internacional de 25 anos residindo no México, Bélgica, Japão, Argentina, França e Inglaterra. Ocupou durante 17 anos vários cargos executivos na Vale, entre eles o de diretor comercial global de Minério de Ferro, baseado no Rio, em Bruxelas e em Tóquio. Também foi CEO da ALL-América Latina Logística em Buenos Aires e diretor-geral da Embraer Europa, com base em Paris. Foi presidente mundial de Alumínio da BHP Billiton e seu diretor comercial de Minério de Ferro, Carvão e Manganês, alocado em Londres e, posteriormente, em Cingapura. Nelson Silva assume como consultor sênior de Estratégia da Petrobras.

A Tecon Rio Grande opera todas as principias linhas de navegação de escalam o Brasil e está entre os três maiores terminais de contêineres do Brasil. E o Grupo Wilson Sons é um dos maiores operadores integrados de logística portuária e marítima e soluções de cadeia de suprimento no mercado brasileiro, com mais de 175 anos de experiência. A companhia conta com uma rede de atuação nacional e presta uma gama completa de serviços para as empresas que atuam na indústria de óleo e gás, no comércio internacional e na economia doméstica. As principais atividades do Grupo são divididas em dois sistemas – Portuário e logístico e Marítimo.

Foto: Divulgação

Adalberto Tokarski é o novo diretor-geral da Antaq

Márcio Félix Bezerra indicado para a Secretaria de Petróleo e Gás O engenheiro eletrônico Márcio Félix Carvalho Bezerra é o nome indicado para a secretaria executiva de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia. O executivo de 58 anos é o atual gerente geral de Exploração e Produção da Petrobras para a América do Norte e África. Formado em Engenharia Eletrônica pela Universidade de Brasília, ele ingressou na Petrobras em 1983, tendo participado de vários projetos bem-sucedidos da estatal, como a avaliação do poço descobridor do campo de Albacora Leste, na Bacia de Campos, que figura entre os 20 maiores produtores de petróleo do país. Em 1988 ele foi transferido para o Espírito Santos, onde integrou, a partir de 1992, o grupo de planejamento do departamento de pro-

dução no estado, que teve um salto significativo nesse período. Em 2003 foi nomeado gerente geral da atual Unidade Operacional do Espírito Santo (UO-ES), na qual conduziu uma série de empreendimentos da estatal no estado capixaba – entre as quais, a construção de uma nova sede, ampliação da infraestrutura de produção de petróleo e gás, tanto em terra como no mar. Em 2010, Márcio Félix Bezerra assumiu a Secretaria de Desenvolvimento Econômico do Estado do Espírito Santo, onde ficou até 2012, quando retornou à Petrobras, no posto de gerente executivo de suporte técnico para a área internacional. Em junho de 2015 foi nomeado gerente geral de Exploração e Produção da Petrobras para a América do Norte e África.

O engenheiro Adalberto Tokarski assumiu a diretoria-geral da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), em evento que contou com a presença do ministro dos Transportes, Portos e Aviação Civil, Maurício Quintella Lessa. Formado em Engenharia Civil pela Universidade Católica de Goiás, Tokarski ingressou na Antaq em 2006, tendo ocupado os cargos de gerente de Desenvolvimento e de Regulação. Desde 2008 é titular da Superintendência de Navegação Interior. Ao assumir, salientou que um dos grandes desafios é o programa de arrendamentos portuários: “Iremos trabalhar para agilizar esse programa, sempre com um diálogo profícuo com o ministério e a SEP (Secretaria de Portos)”, apontou. E disse pretender dar prosseguimento à Agenda Positiva, que estabelece um canal de diálogo entre a Antaq, o setor regulado e seus usuários. “É fundamental que a Agência mantenha aberta a comunicação com os setores portuário e de navegação”, adiantando que a mesma precisa estar próxima para perceber in loco o que deve ser feito para melhorar. Segundo o novo diretor, a Antaq fará ações conjuntas com as autoridades portuárias em relação à fiscalização, como já vendo sendo feito “com eficiência” em Santos (SP) e Paranaguá (PR). TN Petróleo 108

produtos e serviços

Voith – Fuglesangs Subsea

Parceria tecnológica na área subsea A meta é desenvolver sistema de bombeamento submarino que dispensará instalações de Ilustração: Divulgação

superfície e reduzirá custos.

O Grupo alemão Voith e a empresa norueguesa Norway’s Funglesangs Subsea AS (FSubsea) assinaram contrato de cooperação para o desenvolvimento de acionamentos hidrodinâmicos de velocidade variável para aplicações avançadas de bombeamento submarino. Graças ao conversor de torque da Voith integrado à bomba no leito marinho, os Variable Frequency Drives (VFDs) de superfície não serão mais necessários ao controle de velocidade. O sistema reduz os investimentos com Capex em até 70% ao dispensar diversas centenas de toneladas de equipamentos na superfície, tornando o bombeamento submarino lucrativo logo no início de sua operação. Além disso, as operadoras se beneficiarão de uma tecnologia confiável, simples e compacta. Diante do atual quadro de esgotamento de poços, além das crescentes distâncias de perfuração, o bombeamento submarino vem se tornando cada vez mais importante na exploração offshore de petróleo. No entan40

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to, as modificações na superfície, a eletrônica complexa e os umbilicais muito extensos são impeditivos para operações lucrativas e confiáveis. Para superar essas limitações, a Voith e a FSubsea juntaram forças para desenvolverem uma solução de acionamento inovadora, capaz de garantir o melhor desempenho e durabilidade a um custo significativamente inferior. Inovação conjunta – No setor submarino, a FSubsea se destaca por sua tecnologia isenta de vedações e seu acoplamento magnético Hydromag (patente pendente nos EUA). Esta recente cooperação melhorará esse portfólio diante da expertise da Voith em acionamentos de velocidade variável usados tanto na indústria de petróleo e gás, como nos setores de geração de energia elétrica e mineração. "Há algumas décadas os nossos conversores de torque vêm comprovando o seu valor, até mesmo sob condições muito desafiadoras,"

afirma Martin Kaufmann, diretor -presidente da área de acionamentos de velocidade variável da Voith. "Projetado com um foco especial em confiabilidade e simplicidade, eles se encaixam perfeitamente na abordagem da FSubsea de bombas submarinas autônomas. Estamos muito otimistas em relação ao desenvolvimento conjunto de um sistema verdadeiramente inovador e sem instalações de superfície“, enfatiza Kaufmann. Os atuais sistemas de bombeamento submarino dependem de um VFD de muitas centenas de toneladas de peso, além de módulos de grande porte. A integração dessa tecnologia a uma plataforma FPSO se traduz em muitos desafios e custos elevados para as operadoras. Por outro lado, a solução desenvolvida pela Voith e pela FSubsea busca a integração de um conversor de torque (dispositivo mecânico de velocidade variável) na bomba instalada no leito marinho. Aliada à tecnologia Hydromag, que oferece uma barreira

hermética de pressão entre o fluido de processo e o fluido de arrefecimento do motor, a solução dispensa qualquer sistema fluido de barreiras e unidades elétricas de controle. Projetos mais lucrativos – Os novos acionamentos de bomba e sistemas de acoplamento são compatíveis com seu projeto autônomo. O bombeamento submarino não requer instalações de superfície, bombas auxiliares instaladas no fundo do mar, conexões de fluidos hidráulicos e cabos de sinais. Assim, este sistema reduz em até 70% os custos de Capex e Opex – além de simplificar a instalação como um todo. Como o sistema é independente de quaisquer umbilicais (exceção feita à alimentação de energia), ele abre caminho para explorações realizadas a distâncias muito além das atuais possibilidades. Para alcançar maior

taxa de recuperação de petróleo em operações novas ou existentes, é necessário utilizar apenas um motor de arranque extra em plataformas existentes e FPSOs para que eles possam ser utilizados em aplicações de bombeamento submarino. A Fuglesangs Subsea AS foi criada como uma subsidiária em tecnologia submarina da Fuglesangs AS, fundada em 1916. Ela utiliza a experiência de 34 anos de trabalho com desafiadoras aplicações de bombeamento e vedação nas áreas submarina, de mineração, offshore, submarina naval e mercados especiais de processos. A empresa conta com uma sólida equipe, que já forneceu mais de 30 bombas projetadas para operação em mares profundos. O envolvimento da FSubsea inclui diversos projetos de qualificação de bombas submarinas, envolvendo

empresas de serviços no ramo de petróleo e as grandes empresas petrolíferas ocidentais. A Voith Turbo, uma Divisão do Grupo Voith G m b H, é u m a especialista em soluções inteligentes de transmissão. Fundada em 1867, a Voith emprega mais de 20 mil pessoas, gera 4,3 bilhões de euros em vendas, opera em mais de 60 países no mundo inteiro e é uma das maiores empresas familiares da Europa.

Wilson Sons Ultratug Offshore

A Wilson Sons Ultratug Offshore, joint venture entre o Grupo Wilson Sons e o Grupo Ultramar, recebeu no dia 1º de julho o PSV (Platform Supply Vessel) Larus 5.000. Ele é o primeiro de duas embarcações com especificações encomendadas em função do resultado da sexta rodada do Programa de Renovação da Frota de Apoio Marítimo (Prorefam). Ou seja: já tem contrato assinado com a Petrobras. A construção ficou a cargo da Wilson Sons Estaleiros, no Guarujá. “Originalmente, a sexta rodada do Prorefam pedia PSVs 4.500. No entanto, nos adiantamos às tendências do mercado e encomendamos embarcações ainda maiores e mais potentes, mostrando nosso compromisso em melhor atender nossos clientes”, comenta o diretor executivo da Wilson Sons Ultratug Offshore, Gustavo Machado.

Adalberto Souza, diretor executivo da Wilson Sons Estaleiros, destaca a entrega da embarcação dentro do prazo estipulado. “Esse é um importante diferencial do nosso trabalho. Além da nossa capacidade técnica, temos um histórico de entregas muito bom, um diferencial relevante no nosso mercado”, diz o executivo. O PSV Larus tem 85,25 m de comprimento, 19 m de boca, calado de 6,30 m, além de 5.000 toneladas de porte bruto. Conta com tecnologia e projeto de engenharia Damen e financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM), concedido por meio do BNDES. A embarcação possui um guindaste sobre trilhos (tipo pórtico) instalado sobre o Cargo Rail da embarcação, que permite melhor otimização do uso da área de convés com a arrumação das cargas. Com essa unidade, a frota da Wilson Sons Ultratug Offshore alcança 20 em-

Foto: Cortesia Wilson,Sons

Enfim, o primeiro PSV 5.000

barcações: 18 PSVs em contrato com a Petrobras e outros dois disponíveis para novos projetos no Brasil. Até o fim do ano, serão incorporadas mais duas: uma semelhante ao PSV Larus, e outra, um PSV 3.500, em construção no estaleiro Poet (Cingapura). TN Petróleo 108

produtos e serviços

Clariant

Controle total de planta de fluidos no Rio A Clariant, uma das líderes mundiais em especialidades químicas, anunciou a aquisição de 50% da participação da Carboflex no consórcio que construiu e opera uma planta fabril de químicos usados em poços para exploração e produção de petróleo e gás, localizada no Rio de Janeiro. A aquisição é parte da estratégia de investimentos da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant e permite à empresa assumir o controle total da planta para expandir sua oferta de produtos químicos para os clientes offshore, otimizando prazos de entrega. “A conclusão desta aquisição consolida uma operação que vem sendo desenvolvida nos últimos anos, sendo elemento-chave de nossa estratégia de aprimorar a capacidade de suprimento e mais rapidamente atender às demandas da indústria brasileira de offshore”, destaca John Dunne, diretor global da BU Oil & Mining Services da Clariant. “Nossos planos para expandir ainda mais nosso portfólio e expertise técnica nos permitirão trabalhar com mais proximidade com os clientes no mercado brasileiro de petróleo e gás para atender seus desafios”. Instalada na Ilha do Viana, na baía da Guanabara, a planta industrial, que produz um pacote completo de fluidos de perfuração e completação, dispõe de ampla estrutura, incluindo depósitos, laboratórios e um Terminal Portuário de Uso Privativo (TUP), possibilitando à Clariant oferecer solução integrada, tanto em termos de produção como também de logística. 42

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Fotos: Divulgação

Instalação que produz pacote completo de fluidos de perfuração e completação, dispõe de terminal portuário para embarcar soluções diretamente para as plataformas offshore.

“Além da produção de fluidos, que são críticos para as atividades de exploração e produção de petróleo, a infraestrutura da planta permite à Clariant armazenar e despachar as soluções químicas pelo terminal portuário para os clientes que desenvolvem operações offshore no país”, explica Carlos Tooge, Vice-

-presidente para a América Latina da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant. A localização geográfica da unidade é estratégica, pois está próxima às três principais bacias – Santos, Campos e Espírito Santo –, responsáveis por mais de 90% da produção de petróleo no país. “Nosso objetivo é oferecer ao mercado brasileiro um portfólio completo de soluções para as operações offshore de exploração e produção de hidrocarbonetos”, conclui Tooge.

Patrocínio: Platinum:

Ouro:

Petrogal Brasil

Galp | Sinopec

Prata:

Bronze:

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produtos e serviços

Prumo

Novos terminais no Porto do Açu somam R$ 1,5 bilhão em investimentos

Foto: Divulgação

Evento de inauguração contou com a participação do ministro dos Transportes e representantes dos poderes municipal e estadual, além de executivos do setor.

O Porto do Açu, em São João da Barra (RJ), inaugurou em junho três terminais do empreendimento: o Terminal de Petróleo (T-OIL), o Terminal Multicargas (T-MULT) e o Terminal de Combustíveis Marítimos do Açu (Tecma). Os espaços foram abertos à visitação de autoridades e empresários do setor, durante cerimônia de inauguração. Os terminais, que receberam mais de R$ 1,5 bilhão em investimentos, representam o início de novos negócios no porto, diversificando os serviços que já são prestados no empreendimento. “Hoje é um dia em que celebramos o Brasil que dá certo. E o Porto do Açu deu certo porque é um projeto que tem fundamentos sólidos, com características únicas. Nossa proximidade das bacias petrolíferas de Campos e Santos nos dá uma vantagem competitiva importante para as atividades de petróleo e gás. Além disso, a parceria com governos federal, estadual e municipal, que enxergaram o Porto do Açu como um vetor para o desenvolvimento do Norte Fluminense foram, e continuarão sendo, essenciais para construirmos um empreendimento que já é um marco para a região e para o país”, disse José Magela Bernardes, presidente 44

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da Prumo Logística, empresa que desenvolve e opera o Porto do Açu. O presidente da Shell, André Araújo, afirmou que a petroleira – que é a primeira cliente do Terminal de Petróleo, tem interesse em ampliar suas atividades no Porto do Açu. “O Porto é uma facilidade operativa. Vamos buscar alternativas aqui, como atividades de blending e armazenamento”, disse o executivo. Durante a cerimônia, o ministro dos Transportes Maurício Quintella falou sobre a viabilização de projetos de interligação de modais rodoviário e ferroviário com o porto. Um deles é a ferrovia EF 118, que irá conectar os estados do Espírito Santo e o Rio de Janeiro, e a EF 354, que pretende ligar o Porto do Açu e toda a região aos centros consumidores do Sudeste e Centro-Oeste. Terminais – O Terminal Multicargas (T-MULT) está instalado no Terminal 2 (terminal onshore) do Porto do Açu. Representando nova alternativa de escoamento para o Sudeste brasileiro, o T-MULT possibilita acesso direto de clientes instalados na retroárea a um terminal portuário, desenvolvendo o complexo industrial do porto e concretizando o conceito

porto/indústria. Com este conceito, o Porto do Açu traz para o Brasil uma solução integrada que visa atender em um único lugar todas as necessidades dos clientes, oferecendo competitividade, serviços com qualidade e reduzindo o Risco Brasil. O Terminal de Combustíveis Marítimos do Açu (Tecma), começou a operar neste mês com a comercialização de combustível marítimo sob a marca BP Marine. Parceria entre a Prumo e a BP, o terminal oferece serviços de abastecimento de combustíveis para embarcações que estiverem no Porto do Açu e clientes operando na região. A operação deste terminal é um marco para o Porto do Açu, que irá se configurar como a melhor opção para abastecimento no estado do Rio de Janeiro. Já o Terminal de Petróleo (T-OIL), é uma parceria da Prumo com a alemã Oiltanking, que está iniciando suas operações de comissionamento. Com atuais 20,5 m de profundidade, e expansão prevista para 25 m, o T-OIL está licenciado para movimentar 1,2 milhão de barris de petróleo por dia e é o único terminal privado no país para operação de transbordo de petróleo. Com três berços disponíveis ao longo de 1,4 km de quebra-mar, no terminal serão realizadas operações em área abrigada, que possibilita operação segura e rápida, com eficiência e redução de custos para os clientes. O resultado é o aumento da competitividade do petróleo brasileiro. Além disso, a operação no Porto do Açu reúne características de alto nível que oferecem atendimento de qualidade para toda a indústria de óleo e gás.

Senai

Brasil e Portugal desenvolvem revestimento inteligente que inibe corrosão Parceria entre Senai, UFPR e Universidade de Aveiro desenvolve pesquisa para fazer revestimento com cápsulas que retardam oxidação em superfícies metálicas.

Foto: Divulgação

Uma parceria entre o Senai no Paraná, a Universidade Federal do Paraná (UFPR) e a Universidade de Aveiro, de Portugal, desenvolve no Brasil uma inovação em revestimento de estruturas metálicas à base de tinta anticorrosiva. As três instituições realizam pesquisas para criar um revestimento inteligente que controla a corrosão dos metais expostos a meios agressivos. Na prática, isso faz com que a tinta sobre a estrutura resista por mais tempo aos efeitos de corrosão. O projeto tem duração de três anos e deve ser finalizado em 2017. O objetivo é desenvolver um revestimento ativo que dê uma resposta à ação de oxidação do meio ambiente sobre a estrutura metálica. A pintura recebe cápsulas poliméricas, com ingredientes ativos que são acionados para inibir a corrosão. O pesquisador-chefe do Instituto Senai de Inovação em Eletroquímica, Marcos Berton, explica que as cápsulas desenvolvidas para esse revestimento são estímulo-responsivas. Quando começa a ocorrer corrosão, elas agem para inibi-la. “As cápsulas são sensíveis à variação do pH. Se o pH muda o polímero, que

é a capa da cápsula, se dissolve e libera o inibidor, aumentando a proteção”. A estimativa feita pelo instituto é de que haja aumento do tempo em que a pintura permanece protegida dos efeitos do meio agressivo, em média, de 20% a 30%. Porém, isso depende do ambiente em que a estrutura metálica será exposta. Berton cita como exemplo as plataformas de petróleo, que estão sujeitas a corrosão provocada pela água do mar. Outro exemplo são os contêineres – usados tanto nos portos como na construção de residências e instalações comerciais – e parques de energia eólica.

Iniciado em 2014, o projeto nasceu dentro do Instituto Senai de Inovação em Eletroquímica (ISI) e foi submetido pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia e Ciências dos Materiais (Pipe) da Universidade Federal do Paraná (UFPR) ao edital da Capes (Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior), na modalidade Pesquisador Visitante Especial (PVE). Com isso, o projeto tem a participação do professor Mario Guerreiro da Silva Ferreira, da Universidade de Aveiro, que realiza visitas periódicas ao país. O Instituto Senai de Inovação em Eletroquímica participa com toda a infraestrutura laboratorial e a UFPR com sua estrutura acadêmica e de pós-graduação. Segundo a professora credenciada ao Pipe, Cláudia Eliana Marino Zarbin, os alunos estão envolvidos em estudos e trabalhos tanto na UFPR quanto no Senai. “Eu não poderia ter esse projeto sem o ISI, e o Senai não poderia ter esse projeto sem a UFPR”, diz, sobre a parceria. O projeto já possui alunos de mestrado, doutorado e pós-doutorado realizando pesquisas com o novo revestimento.

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produtos e serviços

Ouro Preto Óleo e Gás

Virtualização de workstations auxilia exploração de óleo e gás A empresa Ouro Preto Óleo e Gás avança nos seus trabalhos de prospecção e exploração de recursos naturais com a plataforma de virtualização de gráficos NVIDIA GRID K2

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a disponibilização desses recursos de acordo com a demanda efetiva dos profissionais envolvidos em diversos projetos da companhia”, explica Cunha.

Foto: Divulgação

Tendência cada vez mais em alta no ambiente corporativo mundial, a virtualização de workstations com processadores gráficos da NVIDIA tem conquistado muitos adeptos de diferentes setores da indústria e de serviços no Brasil. Um exemplo de sucesso no uso dessa tecnologia está na exploração de óleo e gás, uma tarefa complexa que exige a participação integrada de diversas workstations e de diferentes profissionais, como, por exemplo, geólogos, geofísicos, cartógrafos e engenheiros. Entretanto, esse processo demanda grande quantidade de recursos por conta dos altos requisitos de hardware exigidos pelos softwares da indústria. Visando à modernização de sua área de Exploração e Produção (E&P), a companhia brasileira Ouro Preto Óleo e Gás investiu na virtualização de dez workstations utilizando soluções gráficas NVIDIA GRID K2, que impactaram positivamente no trabalho de dez usuários da plataforma. Com a virtualização, a Ouro Preto possibilita que seus usuários acessem suas workstations, independentemente de onde eles estejam ou de qual dispositivo estejam utilizando. “Isto permite, por exemplo, que nossos geólogos e geofísicos usem softwares que exijam grande capacidade de hardware por meio de seus computadores pessoais, tablets ou até mesmo celulares. Já temos empregados manipulando dados sísmicos remotamente pelos seus tablets”, explica Eduardo Cunha, responsável pela área de Tecnologia da Informação da Ouro Preto Óleo e Gás. Criada em 2010, a empresa possui os direitos de exploração de 15 blocos e quatro

campos, que compreendem área total de 19.604,2 km², localizados nas bacias do Parnaíba, Barreirinhas e Recôncavo. O Country Manager da NVIDIA Brasil, Richard Cameron, indica outro ponto importante: o investimento em melhorias após a implementação do projeto oferece benefícios para todos os usuários simultaneamente, otimizando o investimento. “Quando a estrutura crescer, basta a Ouro Preto investir nos servidores e todos os usuários terão ganhos de performance, enquanto que em uma estrutura tradicional seria necessário investir em todas as workstations separadamente, gerando ainda mais custos”, explica. Segundo dados da consultoria Gartner, o custo total de propriedade de uma arquitetura centralizada em servidores, com thin clients como estações clientes, fica entre 12% e 48% menor do que a opção pelos ambientes com PCs nas mesas dos usuários, dependendo da aplicação e, principalmente, do nível de gerenciamento. “No nosso caso, estamos tratando de workstations, que são máquinas com custo mais elevados que os tradicionais PCs. Ao utilizar essa tecnologia em nossa área de Geologia e Geofísica, conseguimos racionalizar

O futuro virtualizado pela GPU – O projeto conduzido pela SPE Data Informática, que atuou como parceira no desenho e implantação da virtualização das workstations nas áreas de Geologia e Geofísica da Ouro Preto, utilizou placas gráficas NVIDIA GRID K2 como solução para aplicativos com uso intenso de gráficos em estações locais e remotas, proporcionando, assim, gráficos 2D e 3D de alta qualidade e excepcional performance. Esta tecnologia fornece excelência de processamento a desktops virtuais, que equivale a de workstations locais ao compartilhar uma GPU (Graphics Processing Unit, ou Unidade de Processamento Gráfico) com diversos usuários. “Durante o início dos testes que realizamos no período conceitual, virtualizamos apenas três workstations. Precisávamos testar a plataforma que utilizamos, uma vez que soluções de VDI (infraestrutura de dados virtualizados) são pouco difundidas na indústria de E&P. O conceito com as GPUs da NVIDIA foi um sucesso e resolvemos dar mais um passo em direção a esse processo”, explica Cunha. “Já virtualizamos toda a nossa área técnica, que hoje conta com dez workstations (utilizadas por geólogos, geofísicos, engenheiros de perfuração, cartógrafos etc). O pedido dos equipamentos envolvidos na solução (hardware e software) já foi efetuado e estamos apenas aguardando a entrega dos mesmos para criar o ambiente definitivo”, finaliza.

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produtos e serviços

Victrex

Liderança em consórcio que pesquisa uso inovador de polímeros

A Victrex está liderando um consórcio de empresas e instituições na inovação em impressão 3D (Manufatura Aditiva ou MA). Como parte do seu papel fundamental, a empresa desenvolverá novos graus de poliariletercetona (PAEK), um polímero de alto desempenho com base em formulações químicas inovadoras, projetadas especificamente para trabalhar em processos de manufatura aditiva. Embora já utilizados atualmente em algumas aplicações de MA, os materiais PAEK foram originalmente desenvolvidos para uso na moldagem por injeção ou processo de produção por extrusão. As novas classes são dirigidas especificamente à indústria aeroespacial, que é o foco principal do consórcio, mas também serão consideradas aplicações em outras áreas como, por exemplo, a médica. Detentora de propriedade intelectual que abrange os novos polímeros a serem desenvolvidos, a Victrex foi premiada com um financiamento da agência do Reino Unido para a inovação, a Innovate UK, para ajudar a conduzir o projeto. Os membros do consórcio são outros líderes da indústria como Airbus Group Innovations, EOS, University of Exeter, E3D-Online, HiETA Technologies, South West Metal Finishing, Avon Valley Precision Engineering, e Layer Manufacturing (CALM). Segmentação melhora taxas de reciclagem e redução de resíduos – Um objetivo essencial é a melhoria da taxa de reciclagem para pós-utilizados na técnica de “sinterização a laser” (Laser Sintering/LS) da manufatura aditiva. Isto reduziria em muito o desperdício 48

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Foto: Divulgação

Formulações químicas específicas para trabalho com impressão 3D beneficiarão a indústria aeroespacial. Aplicações na medicina também serão analisadas.

de polímero neste tipo de processo e diminuiria seus custos. O projeto também abordará a imprevisibilidade de adesão intercamadas e o acabamento superficial de impressão baseada em filamentos. “Todo mundo está consciente de que a manufatura aditiva tem o potencial de revolucionar a produção industrial, uma vez que não envolve a alta ferramentaria e os custos de instalação de fabricação tradicional”, observa David Hummel, diretor executivo da Victrex. “Ela também permite a produção de formas muito complexas e geometrias que não podem ser feitas por meios convencionais, com aplicações de alto valor agregado e menor volume”, destaca. Financiamento britânico – O projeto em andamento foi originalmente concebido durante uma conferência sobre manufatura aditiva à base de polímeros, realizada em 2014, na Universidade de Exeter. Na ocasião, a Victrex apresentou alguns resultados da fase inicial de um novo polímero com um potencial significativo para a manufatura aditiva. A Universidade

britânica já tinha adquirido experiência e contatos na área de manufatura aditiva à base de polímero de Peek e foi capaz de ajudar a tornar o consórcio uma realidade. O polímero Peek da Victrex já está sendo utilizado para peças impressas em 3D, em ambos os filamentos por fusão e sinterização a laser em pó, enquanto a empresa busca ativamente por novas soluções e aplicações. Dentro da indústria, o consórcio está focado no uso inovador de novas classes de polímeros Peek, potencialmente revolucionários para a indústria aeroespacial, por meio das técnicas de MA. Em 2018, o projeto espera ter demonstradores tecnológicos que representam evidências e um caminho a seguir para a concretização de todas as vantagens da manufatura aditiva – incluindo redução de custos e timeto-market mais rápido para produtos, incluindo peças muito complexas necessitando a fabricação pelos métodos tradicionais. “Embora este consórcio seja um programa multianual, as empresas que veem valor para os benefícios do polímero Peek, combinado com as propostas de valor para a manufatura aditiva, devem nos contatar agora para discutir suas ideias”, conclui Hummel.

feiras e congressos

2016 Agosto

Setembro

Outubro

2 a 3 – EUA GTL Technology Forum 2016 Local: Houston, TX Tel.: +1 (713) 520–4475 Email: Melissa.Smith@GulfPub.com http://goo.gl/vd4k64

14 a 16 – EUA Argus Americas Petroleum Coke Summit Local: Houston, TX Tel.: 71 3400 7846 Email: sarah.mireles@argusmedia.com http://goo.gl/mOKDjT

13 – EUA World Oil Awards 2016 Local: Houston, Texas Tel.: +1 (713) 529-4301 Email: EnergyEvents@gulfpub.com www.worldoil.com/events/

29/08 a 1º/09 – Noruega ONS 2016 Local: Stavanger Tel.: 47 51 84 90 40 Email: info@ons.no www.ons.no/2016/conference/

19 a 21 – Brasil Marintec South America Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 11 4878-5990 Email: info@marintecsa.com.br marintecsa.com.br

18 a 19 – Inglaterra Oil and Money Local: Londres Tel.: +1 202 662 0712 Email: hfranssen@energyintel.com www.oilandmoney.com/

30 a 31 – EUA 2016 IADC Asset Integrity & Reliability Local: Houston, TX Tel.: +1 (713) 292-1945 Email: info@iadc.org http://goo.gl/Bcfrlc

26 a 29 – Bahrein 2016 IADC Asset Integrity & Reliability Local: Manama Tel.: 973 1755 0033 Email: natasha@aemallworld.com www.mepetrotech.com

25 a 27 – EUA Oil and Gas Future Logistics Local: Houston, Texas Tel.: +1 212 537 5898 Email: info@hansonwade.com oilandgas-futurelogistics.com/

Para Para divulgação divulgação de cursos de cursos e/oue/ou eventos, eventos, entre entre em em contato contato comcom a redação. a redação. Tel.:Tel.: 21 2224-1349 21 3786-8365 ou webmaster-tn ou laercio@tnpetroleo.com.br @tnpetroleo.com.br

Todos bem na foto! Para relembrar bons momentos dos grandes eventos do setor, acesse a nossa galeria de fotos no Flickr. Afinal de contas, recordar é viver!

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produção

A saúde do trabalhador marítimo “Um navio no porto está seguro, mas não foi para isso que ele foi feito.” (William Shedd)

atividade marítima é uma das mais antigas da humanidade. Seu histórico é longo e sua importância para a humanidade é indiscutível. Particularmente, a atividade marítima foi e continua sendo um dos pilares do comércio mundial. Cerca de 90% (em valor) do comércio exterior brasileiro é realizado por via marítima. Enquanto o PIB mundial aumentou cerca de 50% entre 1990 e 2013, o comércio marítimo cresceu mais de 100% no mesmo período. E prevê-se que o volume total de mercadorias transportadas por mar cresça de cerca de 6 bilhões de toneladas em 2000 para quase 18 bilhões em 2030. E tudo isso com maior segurança: o número de vazamentos de óleo acima de 700 toneladas reduziu de cerca de 25 por ano na década de 1970 para menos de 5 por ano de 2010 a 2014. A atividade marítima desenvolve-se em vários tipos de embarcação: desde lanchas que transportam poucas pessoas em águas abrigadas até grandes navios petroleiros, que fazem navegações oceânicas de longo curso, o que inclui navios de transporte de cargas variadas (minérios, produtos químicos, até veículos), navios de passageiros (de pequenas traineiras até luxuosos transatlânticos) e diversas embarcações especializadas (navios de pesca que são verdadeiras indústrias, rebocadores oceânicos, embarcações de apoio etc.).

Principais normas da atividade marítima e avaliação para os trabalhadores

Augusto Paulo M. Linhares Pinto é médico do trabalho filiado à Anamt (Associação Nacional de Medicina do Trabalho) e membro da International Maritime Health Association. Trabalha na Transpetro.

José Ferreira Vieira Machado da Cunha é médico do trabalho filiado à Anamt e gerente de saúde da Transpetro.

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Pela sua natureza internacional, já que os navios transitam rotineiramente em águas internacionais e em diversos países, a atividade marítima é bastante regulamentada. Internacionalmente, as normas mais relevantes são o STCW (Standards of Training, Certification and Watchkeeping), da IMO (International Maritime Organization), braço das Nações Unidas para as atividades marítimas; e a MLC (Maritime Labor Convention), da Organização Internacional do Trabalho. São normas abrangentes, mas detalhadas, que abordam diversos aspectos da atividade, inclusive as exigências mínimas de saúde que devem constar na avaliação médica. No Brasil, a Norma da Autoridade Marítima n. 13 (Normam-13) contém várias informações relevantes para a atividade marítima, inclusive certificações e treinamentos, e também a descrição bastante detalhada de que atividades cada categoria de marítimo deve ser capaz de realizar. Quanto às exigências médicas, além de estarem detalhadas nos padrões internacionais já citados, estão descritas de forma bastante completa na Norma Regulamentadora 30 e seus anexos, do Ministério do Trabalho e Emprego (MTE). É uma norma atual e moderna que contém o que há de mais avançado internacionalmente. O trabalho marítimo tem algumas características peculiares que precisam ser consideradas sempre que se avalia um trabalhador marítimo: navios operam em áreas afastadas ou inacessíveis, o que limita o acesso

a serviços de saúde; os recursos de saúde disponíveis a bordo são limitados; mesmo quando um navio está próximo da costa, os recursos de saúde em terra são variáveis, e às vezes, inexistentes; alguns tratamentos não são possíveis dentro de navios, por exemplo, certos tipos de fisioterapia e tratamentos dentários; as tripulações de navios mercantes são reduzidas, e o adoecimento de um empregado sobrecarrega duplamente a tripulação pela necessidade de cuidar do adoecido e pela necessidade de realizar suas atividades; a depender das condições e do lugar em que o navio estiver, desembarcar um tripulante pode ser perigoso, difícil ou até impossível; pelos mesmos motivos, repor um tripulante em caso de adoecimento pode ser perigoso, difícil ou impossível. Por isso, ao avaliar um trabalhador marítimo, é necessário ter em mente, além das peculiaridades do acesso a recursos de saúde, os aspectos específicos da atividade. No Brasil, a Marinha reconhece seis grupos de aquaviários: marítimos, fluviários, pescadores, mergulhadores, práticos e agentes de manobra e docagem. Neste artigo, focamos os aspectos médicos relacionados ao primeiro grupo dos aquaviários, chamados marítimos. O documento Normam-13, da Marinha do Brasil, descreve com detalhes que atividades cada um dos marítimos precisa ser capaz de realizar. Resumidamente, os marítimos são divididos em profissionais de convés, de máquinas, e outros (grupo que inclui cozinheiros, taifeiros e auxiliar de Saúde). Embora cada um tenha características e atividades próprias, são todos marítimos, trabalham embarcados e devem estar em condições de atender às necessidades próprias do navio, inclusive atuação em emergências, além de realizar suas atividades profissionais específicas. No exame, o médico deve ter em mente que todo marítimo deve ser capaz de: • realizar suas atividades habituais e responder a emergências; a incapacidade de atender situações de emergência, mesmo que não impactando na atividade habitual (por exemplo, de cozinhar), deve ser motivo para inaptidão; • ajustar-se aos movimentos, às vezes violentos, do navio; • viver e trabalhar em espaços limitados; • conviver com as mesmas pessoas, que podem ter hábitos e culturas marcadamente diferentes, por longos períodos; • subir e descer escadas; • trabalhar com objetos pesados; • suportar condições climáticas adversas, no convés; e calor, na praça de máquinas; e

• viajar de avião – para deslocar-se de sua residência ao navio, e vice-versa. A avaliação do empregado marítimo deve ser criteriosa. A NR-30 baliza o exame, mas é uma norma que contém critérios gerais, portanto, permitindo um indispensável grau de discricionariedade ao médico. De modo a ajudar na avaliação, há diversas diretrizes nacionais disponíveis. Mas recomenda-se particularmente conhecer os Guidelines on the medical examinations of seafarers, documento de 2013, publicado conjuntamente pela ILO e pela IMO. O documento é abrangente; além de um excelente conjunto de informações gerais, contém recomendações para avaliação de algumas patologias e que podem, por analogia, ser desdobradas para outras condições médicas. Para poder trabalhar embarcado, é necessário que o marítimo tenha um atestado médico específico. Internacionalmente, o documento utilizado é o Certificado de Saúde Marítima (Maritime Health Certificate). Mas, em embarcações brasileiras, o marítimo também necessita de um certificado de saúde emitido conforme as exigências do Ministério do Trabalho, chamado Atestado de Saúde Ocupacional (ASO). Não há conflito entre os documentos; ao contrário, em sua redação atual, a NR-30 harmoniza o tema, ao incluir em seus anexos um modelo de ASO que contém as informações exigidas pela NR-7 e as exigidas internacionalmente. Além do cumprimento das disposições legais, a observância dos protocolos garante a segurança dos trabalhadores e a proteção às vidas embarcadas. É necessário que o médico coordenador e os médicos examinadores designados em PCMSO (Programa de Controle Médico de Saúde Ocupacional), que inclua trabalhadores marítimos, conheçam profundamente a atividade, seus riscos e suas limitações, pois a emissão de um atestado de aptidão para a atividade é de grande responsabilidade. A atividade marítima é antiga, globalizada e muito regulamentada. É uma atividade crítica e com peculiaridades e que passa por um momento de expansão. Cada vez mais, a responsabilidade com a saúde dos trabalhadores que a ela se dedicam é fundamental. Referências International Medical Guide for Ships, 3 ed. Norma da Autoridade Marítima (Normam) 13 – Marinha do Brasil. Norma Regulamentadora do Ministério do Trabalho e Emprego (NR) 30. Maritime Labor Convention (MLC) 2006. Standards of Training, Certification and Watchkeeping (STCW) 1978. Guidelines on the medical examinations of seafarers, 2013.

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corrosão

Análise de falhas em equipamentos e acessórios por possível processo corrosivo Esse artigo descreve a metodologia para determinar causas prováveis de falha de peças usadas na indústria, dando como exemplo um estudo por processo corrosivo em tubo de caldeira flamotubular, mostrando possíveis soluções para esse tipo de problema. Os tubos são feitos de aço carbono ASTM A 178 Grau A, constituído de ferrita (fase clara) e perlita (fase escura) lamelar.

Informações sobre a caldeira testada Pressão da caldeira: 10 Kgf/cm2. Capacidade: 10 t/hora de vapor. Combustível: óleo. O regime de operação não é contínuo, a caldeira tem sido mantida hibernada. A caldeira está em operação há 20 anos.

Rodrigo Ferraz Metler é bacharel em Engenharia de Produção Mecânica, com mestrado em Ciência e Engenharia de Materiais – Universidade de São Paulo (USP) São Carlos/SP.

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caldeira flamotubular testada apresentou um tubo (de um total de 464 tubos), com vazamento por um furo, detectado durante realização de teste hidrostático. A caldeira teve de passar por uma reforma, pois também foram detectados diversos tubos de aço carbono, com redução de espessura no ensaio IRIS. Na inspeção visual lado água, verificou-se grande quantidade de incrustações, tubérculos e pites. Foram enviadas para análise cinco amostras de tubo de aproximadamente 40 cm de comprimento, removidas das regiões mais afetadas. As análises demonstraram que essas amostras apresentavam camadas espessas de resíduos cobrindo praticamente toda a superfície externa e interna. Na análise macrográfica constatou-se corrosão em todas as amostras. Também foi realizada análise micrográfica (com maior ampliação) em três amostras, nas quais a microestrutura encontrada constava de ferrita e perlita. Se houvesse superaquecimento no tubo durante seu uso, essa perlita seria decomposta, causando crescimento do tamanho de grão. Como a perlita apresentou-se lamelar e o tamanho de grão era relativamente pequeno, conclui-se que o tubo não sofreu superaquecimento. O tamanho de grão encontrado foi ferrítico – ASTM 6,0. O material de confecção dos tubos apresenta microestrutura típica de aço carbono ASTM A 178 Grau A, não sendo detectada a presença de fases deletérias que comprometam sua continuidade em operação com segurança.

A caldeira utilizada como exemplo para esse estudo possui o sistema de geração de vapor construído em aço carbono. Os microconstituintes típicos de um aço carbono (hipoeutetoide) são ferrita, fase rica em ferro com solução sólida de carbono e cementita, fase de maior dureza e constituída por carboneto de ferro Fe3C. A microestrutura típica de um aço carbono é uma

matriz de ferrita com ilhas de perlita, fase que é constituída pela mistura mecânica de ferrita e cementita na forma de lamelas. Nas condições de trabalho da caldeira, a temperatura exerce grande influência na modificação da estrutura e propriedades do material. No caso do aço carbono, a temperatura permite a modificação da cementita para a forma de esferas, que possuem menor energia superficial, ocorrendo o desaparecimento da perlita – este fenômeno é chamado esferoidização. A esferoidização causa perda de resistência mecânica e aumento na ductilidade do material.

A grafitização é uma mudança microestrutural por vezes observada em aços carbono ou baixa liga submetidos a temperaturas moderadamente elevadas (450 a 595ºC) por longos períodos de tempo (acima de 40 mil horas). O fenômeno resulta da decomposição da perlita em ferrita e carbono grafita e traz como consequência a fragilização do aço, notadamente quando as partículas de grafita encontram-se alinhadas. Quando tais partículas encontram-se distribuídas na microestrutura (fase inicial do processo), a diminuição da resistência mecânica é pequena. Como a grafitização envolve prolongadas exposições a temperaturas moderadamente elevadas (450 a 595ºC), raramente é observada na superfície de tubos de fornalha (geração de vapor em que são envolvidas temperaturas superiores) sendo mais frequentemente observada nas tubulações de vapor e outros componentes expostos nas temperaturas indicadas. Por outro lado, as condições para a ocorrência do fenômeno da esferoidização são maiores para os tubos da fornalha. Assim, é prudente que se realize um exame metalográfico. O exame metalográfico realizado mostrou que as microestruturas encontram-se aceitáveis, sem a presença de fases deletérias que comprometam sua continuidade em operação com segurança. Verifica-se a presença de estrutura ferrítica (fase clara) com perlita (fase escura) lamelar sem indícios de esferoidização ou grafitização. Observou-se na superfície lado água a presença de corrosão tipo pites e sob depósitos. A formação de depósitos pode ter sido originada durante o funcionamento normal da caldeira ou durante o processo de hibernação. O processo corrosivo pode ter se desenvolvido ao longo dos anos, porém, o mais provável é que a evolução do processo corrosivo esteja ocorrendo durante o processo de hibernação. O mecanismo mais comum de corrosão sob depósitos é corrosão por aeração diferencial. A água

Foto: Free Images

Grafitização

acima do depósito contém oxigênio dissolvido, mas a área sob depósito é deficiente. Forma-se, portanto, uma célula de aeração diferencial, onde a área deficiente em oxigênio transforma-se no anodo, o resultado é uma corrosão severa sob o depósito. Esse processo é cíclico e auto-alimentado. O produto de corrosão formado é um depósito adicional onde se criam novas células de aeração diferencial, resultando em mais corrosão. A presença de oxigênio dissolvido na água faz com que o cátodo de qualquer célula de corrosão se despolarize, sustentando o processo de corrosão. A forma mais comum de ataque por oxigênio é a corrosão localizada do tipo pites. O mais usual para inativação de caldeiras de baixa pressão, para períodos inferiores a um mês, é inativação TN Petróleo 108

corrosão

úmida onde deve-se garantir a exclusão de oxigênio e a manutenção de pH elevado (pH 11 a 12) para mínima corrosão. Geralmente, utiliza-se soda para controle do pH e nitrito de sódio como sequestrante de oxigênio, em torno de 1000 ppm. Para períodos prolongados, a inativação a seco é mais recomendada, deve-se eliminar a água, reduzir a umidade relativa (sopragem de ar quente, aquecimento etc.), e usar nitrogênio (azoto) para exclusão do ar, mantendo pressão levemente positiva com nitrogênio para impedir a entrada de oxigênio. Caso a opção seja por inativação úmida, deve ser mantido controle cuidadoso do pH e do teor de nitrito.

Mecanismos de corrosão de caldeiras Corrosão pela água: A corrosão pela água obedece a um processo eletroquímico com reações anódicas e catódicas. A reação anódica é sempre a reação de dissolução do ferro e a catódica depende do pH, podendo existir três zonas: Zona de pH ácido (pH < 4) – a reação é a de redução de hidrogênio: 2H+ + 2e–

Este pH pode ser encontrado em linhas de condensado, nos casos de tratamento ácido ou em ausência total de tratamento básico. O pH diminui com aumento da temperatura. Por exemplo: um pH de 13 a 20ºC corresponde a um pH de 9,8 a 200 ºC. Zona de pH básico (pH 10) – da mesma maneira que um pH ácido, um pH básico pode ser muito perigoso para o aço, como mostra a figura abaixo, traçada a 310ºC. Concentrações elevadas de soda podem provocar ataque no aço com formação de ferrato de sódio.

Efeito do pH sobre a taxa de corrosão do aço em água a 310oC

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Zona de pH sensivelmente neutro (4 < pH < 10) – a reação catódica é a reação de redução do oxigênio dissolvido: ½ O2 + H2O + 2e–

2 OH–

Nesta faixa de pH, a água não pode corroer o aço de maneira significativa, sem a presença de oxigênio dissolvido. O produto inicial é o hidróxido ferroso, que se oxida em hidróxido férrico e, em seguida, em óxido férrico hidratado. Corrosão pelo vapor: Como para o oxigênio, a corrosão pelo vapor é uma corrosão seca controlada por um processo difusional. A formação dos óxidos dependem essencialmente da pressão parcial em oxigênio e da temperatura, como indicado na tabela abaixo: Óxidos formados da corrosão por vapor Temperatura

Vapor d’água

Vapor d’água + oxigênio

T < 570 ºC

Fe3O4

Fe3O4 - Fe2O3

T > 570 ºC

FeO - Fe3O4

FeO - Fe3O4 - Fe2O3

A tabela mostra que o vapor quente: • é nitidamente menos oxidante que o oxigênio dissolvido. • não pode oxidar Fe3O4 em Fe2O3 sem a presença de traços de oxigênio. • reage com o ferro para dar FeO e/ou Fe3O4.

Características dos produtos de corrosão Os óxidos de ferro FeO e Fe2O3 são óxidos do tipo lacunar e, desta forma, extremamente permeável aos meios gasosos gerais. O vapor d’água pode se difundir através destes óxidos e provocar, dependendo da temperatura, corrosão importante no aço (vários cm em alguns dias), mais frequentemente na forma de pites (corrosão localizada). Ao contrário, a magnetita apresenta a particularidade de ser aderente, homogênea e contínua; se forma rapidamente a partir de 250ºC, segundo lei parabólica, diminuindo à medida que sua formação impede o contato do aço com vapor. A camada de magnetita é uma camada protetora para o vapor d’água. De maneira geral, toda deterioração da camada de magnetita, em funcionamento ou durante fases transitórias, é potencialmente perigosa para o aço. Estas deteriorações podem ser de origem: • térmica: por exemplo, aumento de temperatura a valores superiores a 570ºC com formação de FeO não protetor. • mecânica: provocada por ciclos térmicos, deslocamentos violentos etc.

Em condições normais é formada camada de magnetita aderente e protetora, porém, quando por alguma circunstância os tubos deixam de ser totalmente protegidos, a corrosão resultante toma forma de ataque localizado do tipo pite ou alveolar. Como produto de corrosão, sobre pites ou alvéolos, se acumula um depósito preto de forma laminar que é extremamente espesso se comparado com o filme protetor de magnetita. A camada protetora de magnetita é constituída de duas partes. A camada interna desse filme é compacta, tem espessura uniforme e cresce na interface aço-magnetita, por migração para o interior de íons oxigênio. Simultaneamente, cátions ferro migram para a parte externa e formam uma camada externa de magnetita cristalina menos aderente. A forma laminar de magnetita, no pite ou alvéolo, é uma característica importante do processo corrosivo (Vicente Gentil). Os fatores que mais frequentemente podem causar ou estar associados à corrosão em caldeiras são pH ácido, oxigênio dissolvido, teores elevados de hidróxido de sódio, teores elevados de cloretos, sólidos suspensos, presença de gás sulfídrico, presença de depósitos porosos, “hide-out”, presença de complexantes ou quelantes e, menos frequentemente, correntes de fuga e choques térmicos (Vicente Gentil). Através dos testes realizados e o estudo feito nesse artigo podemos concluir que nas áreas com corrosão localizada, verifica-se a presença de depósitos de sais provenientes da água e produtos de corrosão. Isso indica que os sais estão, ou em algum momento estiveram, em concentrações na água que levou à deposição. A presença de depósitos é indesejável, pois são áreas de retenção e concentração de agentes agressivos. O processo corrosivo severo em áreas localizadas, pode ter se desenvolvido ao longo dos anos, porém o mais provável é que a sua evolução esteja ocorrendo durante o processo de hibernação. As principais causas da corrosão localizada sob depósitos são vários fatores tais como pH, presença de oxigênio dissolvido e deposição de sais.

Recomendações Implementar o controle rigoroso da qualidade da água visando evitar a ocorrência de formação de depósitos em operação normal da caldeira. Programar a substituição dos tubos que apresentaram redução elevada de espessura durante ensaio IRIS. Para inativação em curto período, utilizar inativação úmida, garantindo a exclusão de oxigênio e o pH

Foto: Pixabay

• química: concentrações locais elevadas de produtos ácidos ou básicos ou pela presença de traços de oxigênio. Considerando oxigênio, é recomendado menor que 10 ppb.

na faixa pH 11 a 12. O controle do pH pode ser com soda e exclusão do oxigênio com nitrito de sódio, em torno de 1000 ppm. Para inativação em períodos prolongados, recomenda-se eliminar a água, reduzir a umidade relativa (sopragem de ar quente, aquecimento etc.) e usar nitrogênio (azoto) para exclusão do ar, mantendo pressão levemente positiva com nitrogênio, para impedir entrada de oxigênio. Caso a opção seja por inativação úmida, deve ser mantido controle cuidadoso do pH e do teor de nitrito. A análise de falhas deve ser conduzida periodicamente considerando-se as condições de uso do equipamento ou peça, os fluidos envolvidos, temperaturas, pressões, normas de fabricação, processos de fabricação, materiais envolvidos, o modo de falha do equipamento e conhecimento a respeito desses tópicos, de forma a fornecer recomendações como as descritas anteriormente. A SGS tem vasto histórico em realização de análises de falhas em materiais metálicos e tem condições de atender o mercado brasileiro nesse segmento com precisão e rapidez. TN Petróleo 108

coffee break

O triunfo da cor O Pós-Impressionismo no CCBB por Orlando Santos

Nada melhor do que conciliar esporte e cultura, ainda mais numa cidade como o Rio de Janeiro. Sediando o maior evento esportivo mundial, ela abrigará, simultaneamente, um das maiores exposições originárias dos dois mais importantes museus franceses, revelando O Triunfo da Cor. O Pós-Impressionismo: obrasprimas do Musée d’Orsay e do Musée de l’Orangerie 20 de julho a 17 de outubro de 2016 Centro Cultural Banco do Brasil Rua Primeiro de Março, 66 - Centro - Rio de Janeiro, RJ Terça-feira a domingo, de 9 h às 21 h Informações: (21) 3808-2020

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pela primeira vez, obras-primas do pós-impressionismo. Em São Paulo, de onde veio, primeira escala em nosso país, a exposição foi vista por mais de 140 mil pessoas, e no Rio de Janeiro, seguramente, um número bem maior é aguardado, em especial pela presença numerosa de turistas em função dos Jogos Olímpicos. Por isso é apontada como a grande opção cultural de destaque durante o importante evento esportivo da cidade. A mostra no Centro Cultural Banco do Brasil, no Centro da cidade, estará aberta ao público de 20 de julho até 17 de outubro, percorrendo todo o mês de agosto – período das competições olímpicas.

Em mostra inédita no CCBB O Triunfo da Cor. O Pós-impressionismo traz ao país obras de Van Gogh, Gauguin, Toulouse-Lautrec, Seurat, entre outros artistas do pós-impressionismo, dando continuidade ao sucesso de Impressionismo: Paris e a Modernidade, também exibida no CCBB, em 2012. Oriundas do Musée d’Orsay e do Musée de l’Orangerie a mostra apresenta 75 obras de 32 artistas que, a partir do fim do século XIX, buscaram novos caminhos para a pintura. A curadoria da exposição é assinada pelo presidente do Musée d’Orsay, Guy Cogeval, pelo diretor cultural da Fundácion Mapfre, Pablo Jiménez Burillo, e pela curadora do Musée d’Orsay, Isabelle Cahn. A exposição apresenta obras-primas de uma geração de artistas que sucedeu aos impressionistas, e que recebeu do crítico inglês Roger Fry a designação de pós impressionista. Esta é a segunda mostra que o Musée d’Orsay e a Fundación Mapfre realizam no Brasil. A primeira foi a citada exposição sobre o Impressionismo, considerada a terceira mostra mais visitada no mundo no ano de 2012, representando um marco na formação de público e uma oportunidade única de contato com obras emblemáticas do patrimônio mundial. O Triunfo da Cor se organiza em quatro módulos.

A Cor Científica – O módulo 1 apresenta uma seleção de obras de artistas motivados pelos estudos desenvolvidos pelo cientista Michel Eugene Chevreul sobre a técnica neoimpressionista de aplicar na tela pontos justapostos de cores primárias. O olho do espectador passa a recompor à distância a aplicação do pontilhado das cores complementares e contrastantes. Seurat, expoente do pontilhismo, influencia também Van Gogh, que desembarca em Paris em 1886 e que, sob o efeito imediato do contato com a pintura moderna parisiense, passa a utilizar uma paleta de cores vivas. Núcleo Misterioso do Pensamento. Gauguin e a Escola de Pont-Aven – O módulo 2 inclui uma série de obras que refletem a pesquisa realizada por Paul Gauguin e Émile Bernard a partir de uma pintura sintética, marcada pela presença do desenho nos contornos e nas silhuetas, valendo-se de cores simbólicas. A pintura passa a refletir um mundo interior, poético e espiritual. Gauguin confere à cor o papel revelador de uma dimensão simbólica da pintura e é ele o mentor de um grupo de artistas apresentados neste módulo. Os Nabis, Profetas de uma Nova Arte – O módulo 3 tem como tema a ideologia estética do grupo de artistas que se definiu como profetas de uma arte nova e defendeu a origem espiritual da arte, fazendo uso da cor como um elemento transmissor dos estados de espírito. Entre os nabis, TN Petróleo 108

coffee break

artistas como Maurice Denis, Vuillard, Maillol e Vallotton revelam uma paixão por temas da vida cotidiana e por uma dimensão misteriosa e sobrenatural que a cor confere a sua pintura. A Cor em Liberdade – Este módulo apresenta, por um lado, obras de artistas do final do século XIX, como Cézanne, que busca inspiração na Provence, e Paul Gauguin, que parte para o Taiti e se inspira na natureza tropical, além de obras de jovens artistas do início do século XX, que compartilhavam o gosto por uma 58

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composição ornamental em que a cor assume o protagonismo. O Triunfo da cor é mais um capítulo de uma trajetória bem-sucedida do CCBB de formação contínua de público no Brasil por meio da apresentação de exposições históricas sobre a arte moderna. O público terá a oportunidade de conhecer e vivenciar ícones de um momento relevante da história da arte. A coordenação e a organização da mostra estão sob a responsabilidade da Expomus, empresa brasileira que atua há mais de 30 anos no mercado cultural.

Raul Sanson é vice-presidente do Sistema Firjan

opinião

Coordenação, celeridade e conteúdo local A recuperação da economia nacional e do seu setor produtivo demanda a execução de estratégias e ações coordenadas que possibilitem a retomada do crescimento da indústria nacional de forma inclusiva para toda cadeia produtiva aqui instalada e qualificada. O ambiente de negócios que o país disponibiliza para suas indústrias deve perseguir a atratividade dos investimentos externos e a dinamização do mercado doméstico. Nosso potencial é enorme.

ustentar um crescimento econômico, de forma inclusiva, passa pelo direcionamento de parte dos investimentos para o mercado local, aqui e em qualquer parte do mundo que tenha como objetivo desenvolver sua indústria.

Esta estratégia precisa ser fortalecida com os necessários ajustes e aprimoramentos que um mercado dinâmico e global demanda. E deve ser suportada por um conjunto de ferramentas capazes de manter o desenvolvimento da base industrial do país de forma consistente, com métricas capazes de contabilizar e registrar os resultados, alinhada aos níveis de produtividade e competitividade de classe mundial. A medida de Conteúdo Local consiste no comprometimento de uma empresa ou um conjunto de empresas em realizar uma parcela das compras de insumos ou de bens e serviços requeridos por seus investimentos no mercado doméstico. O Sistema Firjan defende que o Conteúdo Local faça parte de uma política industrial mais ampla, que trace estratégias de desenvolvimento de mercado, visando a agregar maior competitividade à indústria. Essa política deve ser fundamentada em medidas que dêem racionalidade e sustentabilidade à cadeia de petróleo e gás. No caso, uma elevação temporária dos custos de compra no curto e médio prazos deve ser compensada por um programa de desenvolvimento da capacidade industrial com ganho de escala, conhecimento de processo e diminuição dos preços produtivos. Conceitos como especialização produtiva, compromissos com exportações – de modo a romper a dependência de um único comprador – e incenti-

var a busca da competitividade e atração de novas empresas para exploração e desenvolvimento do pré-sal, independentemente da participação da Petrobras, dentre outras iniciativas, precisam estar interligados para que tenhamos um novo ambiente de negócios sustentável em petróleo e gás. As modificações necessárias ao atual modelo de Conteúdo Local, visando a estimular os investimentos e o aumento da participação dos fornecedores locais no mercado de petróleo e gás natural já são amplamente discutidas pelo mercado e envolvem propostas como a adoção de mecanismo de isenção ou Waiver, redefinição dos pesos dos índices de conteúdo local, o foco em segmentos prioritários e a contemplação de investimentos em capacidade produtiva que agreguem valor ao produto final como bonificação para Conteúdo Local. As propostas do Sistema Firjan visam ao desenvolvimento de uma cadeia de fornecedores de bens e serviços mais fortalecida e capaz de atender não só o mercado interno, como também de se posicionar competitivamente no mercado internacional. Abrangem: • Definição dos percentuais de Conteúdo Local: preestabelecido no momento do contrato, sendo o comprometimento de compras no âmbito nacional fruto de uma construção conjunta entre as operadoras e a cadeia produtiva, com métricas de incentivo e de acompanhamento. • Métricas de Conteúdo Local: o atual modelo prevê o cálculo a partir do valor investido para cada item, contudo, visando a estimular ganhos de produtividade e a consequente redução do TN Petróleo 108

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custo de produção, é recomendada a utilização de métricas não financeiras. • Definição de segmentos foco: a priorização dos segmentos deve levar em consideração o efeito multiplicador para a cadeia produtiva ao alavancar a demanda de outros bens. • Conteúdo de Investimento Local: estabelecer incentivos para empresas que façam investimentos em sua capacidade produtiva como forma de agregar valor e expandir a base fornecedora de bens e serviços no país, com foco em segmentos prioritários. • Isonomia: deve haver, por parte dos compradores, um tratamento indiferenciado quanto às especificações, certificações e inspeções dos bens e serviços fornecidos nacional e internacionalmente. O monitoramento desses investimentos, com métricas e possibilidade de ajustes ao longo do tempo, deve possibilitar uma curva de aprendizagem que

viabilize o crescimento sustentável da indústria por condições de escala. O bem-sucedido programa do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) na construção de uma base industrial para suportar a demanda por energia eólica no país é um bom exemplo para se seguir. Esse conjunto de ações deve contribuir para o fortalecimento da indústria nacional, minimizando a aplicação de critérios de penalidade e obrigatoriedade, reduzindo, assim, o peso de uma política industrial sobre o operador. O mercado de petróleo e gás merece a constituição de uma força-tarefa que, de forma coordenada, responda com celeridade à diversidade de questões que precisam ser tratadas. O país pode, e reivindica o direito de ver crescer sua base industrial de forma consistente e alinhada com os níveis de produtividade e competitividade de classe mundial.

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