TN Petróleo 100 by Webmaster TN Petróleo

OPINIÃO

Riscos e desafios na indústria mundial de petróleo, de Eduardo Takahashi, diretor executivo da Marsh Brasil.

Reservas mantidas Explosão em plataforma reacende debate sobre segurança operacional CO2 demanda um marco regulatório

XEQUE-MATE

ENTREVISTA EXCLUSIVA

Wagner Freire, engenheiro e consultor

Mercado tem de ser competitivo ARTIGOS

Desenvolvimento humano e sustentabilidade – Resultados através de pessoas, por Wanderley Passarella | Nova percepção do mercado de petróleo e gás no

mundo e no Brasil, por José Diamantino de Almeida Dourado e Cleveland M. Jones | Monitoramento tecnológico da produção de petróleo convencional e não convencional, por Cheila Gonçalves Mothé, Michelle Gonçalves Mothé, Bianca Rolim Alves da Silva e Augusto Perlot

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É hora de dar o

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ISSN 14 15 889- 2

ESPECIAL: CRISE NA PETROBRAS

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Ano XVI • março/abril 2015 • Nº 100 • www.tnpetroleo.com.br

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sumário

edição nº 100 mar/abr 2015

Entrevista exclusiva

Wagner Freire, engenheiro e consultor

entrevista exclusiva

Mercado tem de ser

COMPETITIVO

DEPOIS DA QUEBRA DO MONOPÓLIO, A PETROBRAS MOSTROU INDISCUTÍVEL CAPACITAÇÃO PARA ATUAR EM UM MERCADO ABERTO. ELA SE DESENVOLVE MELHOR EM UM MERCADO COMPETITIVO

A competição é fundamental para a consolidação da indústria petrolífera no Brasil, pois somente ela assegura o desenvolvimento sustentável do mercado. A afirmação do engenheiro Wagner Freire está respaldada em mais de meio século de atuação no setor de óleo e gás. “O petróleo é um vício”, brinca o paraense de 83 anos – completados em fevereiro –, que em 1958 ingressou na Petrobras, à qual dedicou 34 anos, até se aposentar, em 1992... mas sem parar de trabalhar, uma vez que desde então vem atuando como consultor na área de energia. por Beatriz Cardoso

O EX-PETROLEIRO COMEÇOU na estatal nos campos petrolíferos da Bahia e, em 1968, chefiou a área de Geofísica no Brasil, promovendo o início de extensiva atividade no mapeamento da plataforma continental brasileira. Na década de 1970, destacou-se na gerência dos Contratos de Risco, na Diretoria de &P e na presidência da Braspetro, a holding da Petrobras dedicada a atividades de E&P no exterior, e na presidência da Petrobras America, nos Estados Unidos. Freire foi diretor de E&P da Petrobras de 1985 a 1990, quando as atividades em águas profundas, com grandes inovações tecnológicas, tiveram grande impulso. Ele vê com apreensão a crise na estatal e seus impactos na indústria. A crise é grave, pontua o consultor, frisando que a companhia precisa ter um conselho de administração com menos ingerência governamental. Para ele, a retomada do setor e a recuperação da Petrobras dependerão da revisão do marco regulatório, com o reestabelecimento do modelo de concessão para as áreas do pré-sal ao invés de partilha da produção. “Bem como a revisão dos contratos de cessão onerosa entre a Petrobras 22

e a União, que não estão sujeitos à participação especial, situação que, de resto, motivou ação judicial do Estado do Rio de Janeiro ao STF – ainda em fase de julgamento”, pontua. Segundo ele, os critérios de conteúdo local, objeto de todos marcos regulatórios, precisam ser revistos para melhor adaptá-los à realidade do mercado. “Depois da quebra do monopólio, a Petrobras mostrou indiscutível capacitação para atuar em um mercado aberto. Ela se desenvolve melhor em um mercado competitivo”, afiança o executivo. TN Petróleo – Como ex-dirigente da Petrobras, como o senhor avalia o atual momento pelo qual a companhia passa? Wagner Freire – O momento é extremamente grave, sem precedentes. Nunca houve coisa parecida ao longo de todos os anos de atuação da companhia. É uma crise grave e complexa. Mas acredito que a Petrobras tem condições de se recuperar, pois tem um excelente corpo técnico, com larga experiência de E&P na área doméstica e internacional, ainda que, ultimamente, tenha sido menos exposta a mercados competitivos e se concentrado no Brasil, com dificuldades

ligadas à instabilidade dos marcos regulatórios, já apontadas. Mas a companhia está sujeita também a outros entraves que precisam ser sanados. Quais seriam estes entraves? Primeiramente, com em relação à sua própria organização administrativa, sujeita, de rotina, às decisões da Diretoria Executiva, mas pendente da aprovação do Conselho de Administração – cuja maioria dos membros é apontada pelo controlador, que representa a União. Correntemente, sete dos dez membros são apontados pelo controlador e apenas três pelos grupos independentes de acionistas. Desse modo, as decisões do Conselho, fogem, com frequência, às boas práticas de governança corporativa, impondo decisões do controlador. E nos últimos anos tem havido ingerência cada vez maior do controlador, uma vez que esses membros integram, com frequência, a administração do Governo, como ministros com responsabilidades na área de petróleo. Ora, se uma companhia atua em um mercado aberto, precisa ter autonomia para ser competitiva e gerar resultados operacionais e financeiros. O que não

Mercado tem de ser

competitivo

é possível quando se tem pessoas do alto escalão executivo do Governo integrando um grupo majoritário no Conselho. Isto cria um clima de insegurança e desconfiança para os competidores e investidores do mercado, que consideram que o Governo poderá proteger ou privilegiar a Petrobras em detrimento dos competidores e, por outro lado, manipular a companhia para atender exclusivamente aos interesses do Governo – e não dos acionistas minoritários da companhia. Mas isso não vem ocorrendo desde a criação da Petrobras? Não foi ela quem bancou o Proálcool, nos anos de 1970, que herdou o programa prioritário de termelétricas, no final da década de 1990, além de dar suporte a uma infinidade de projetos sociais e culturais?

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com Wagner freire, engenheiro e consultor

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especial: crise na petrobras

Especial: Crise na Petrobras

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XEQUE-MATE

xeque-mate Arte sobre imagem Depositphotos

por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

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Co2 Fotos: Agência Petrobras

co 2

CO2

por Mehane Albuquerque

aior eficiência, novas tecnologias, economicidade e necessidade de criação de um marco regulatório para captura, transporte, armazenamento e utilização do dióxido de carbono (CO2) proveniente do setor de petróleo e gás no Brasil, especialmente na produção do pré-sal. Estas são as principais questões que permearão os debates durante o 3º Congresso Brasileiro de CO2, realizado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), nos dias 28 e 29 de abril, no Hotel Windsor Atlântica, em Copacabana, no Rio de Janeiro. Com o tema “Desafios e Estratégias do CO2 no cenário brasileiro e mundial”, o evento pretende reunir indústria e academia, somando esforços na busca por soluções.

Os desafios no Brasil são muitos. As jazidas do pré-sal localizam-se em bacias carbonáticas. Isso significa que já no processo de extração — e não somente na queima e no refino — haverá grande liberação de CO2. A Petrobras assumiu compromisso internacional de não emitir o dióxido de carbono proveniente da produção de petróleo e gás do pré-sal, cujo percentual varia, dependendo da localização da reserva. Só no campo de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, onde a produção de gás natural poderá dobrar as reservas do país — hoje na casa dos 400 bilhões de metros cúbicos — o CO2 foi estimado em 44%, de um total que varia entre 560 e 840 bilhões de metros cúbicos de gás. Os números são da Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA). Em palestra durante evento da Câmara

Britânica de Comércio e Indústria no ano passado, o presidente da PPSA, Oswaldo Pedrosa, abordou os desafios tecnológicos da exploração no pré-sal e explicou que o CO2 no campo de Libra será reinjetado nos poços, no processo denominado Enhanced Oil Recovery (EOR), que permite o aumento da produtividade. Antes de reinjetar o CO2, é preciso capturá-lo, separando-o dos outros gases. O custo da captura, porém, é alto. Um dos desafios para os pesquisadores, especialmente na área de química, é tornar a captura economicamente viável, a partir de novas tecnologias e materiais de absorção e adsorção de dióxido de carbono. “No Brasil, já existem tecnologias para a captura. A grande questão é reduzir custos operacionais e diminuir o tamanho das instalações”, observa

Foto: Keystone

demanda um marco regulatório

Congresso reúne academia e indústria para discutir novas tecnologias e regulação do CO2 no setor de petróleo e gás

Raimar van den Bylaardt, Gerente Executivo de Gestão do Conhecimento do IBP e coordenador do congresso. “A quantidade de CO2 do pré-sal mostrou-se menor do que nas projeções feitas no início. Mesmo assim, temos que pensar em formas de mitigação e mesmo de aproveitamento desse gás. A reinjeção é uma solução, mas temos que nos preocupar com o futuro, pois já se faz reinjeção de água em poços no Brasil com a mesma finalidade — manter pressão, facilitando a saída do óleo — e há casos de poços que depois acabam produzindo mais água do que óleo, em função da alta quantidade reinjetada. Temos exemplos disso na Bahia. No caso do CO2, além da reinjeção, é preciso encontrar soluções mais baratas para a captura e pensar nas possíveis possibilidades de conversão para outros produtos de maior valor econômico”, diz ele. Raimar lembra que quando se começou a falar em biodiesel no Brasil, a grande pergunta era: “o que fazer com o glicerol, resíduo da produção”? E tantas utilidades surgiram depois,

A quantidade de CO 2 do pré-sal mostrou-se menor do que nas projeções feitas no início. Mesmo assim, temos que pensar em formas de mitigação e mesmo de aproveitamento desse gás.” Raimar van den Bylaardt, gerente executivo de Gestão do Conhecimento do IBP

que o glicerol tornou-se um produto de valor agregado. O sonho dourado dos químicos que se debruçam hoje sobre a questão da liberação de CO2 no pré-sal, é justamente saber o que fazer com tanto dióxido de carbono. E, principalmente, como fazer. O grupo de Catálise e Química Ambiental- LACQUA, do Instituto de Química-UFRJ, coordenado pela professora Jussara Lopes Miranda, que é vice-coordenadora do congresso, vem desenvolvendo pesquisas na área de captura e conversão de CO2. O grupo sintetiza novos adsorventes e catalisadores para o CO2. Os adsorventes são constituídos por estruturas híbridas supramoleculares metal-orgânicas, conhecidas como MOFs (sigla em inglês para Metal Organic Frameworks), que apresentam alta capacidade de adsorção e seletividade para o CO2. A síntese destes compostos está sendo otimizada pelo grupo, buscando novos materiais de menor custo e de grande capacidade de reutilização. Os catalisadores sintetizados pelo LACQUA são metálicos de di-

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É assim que o catarinense Johnar Olsen refere-se à sua bem-sucedida trajetória. “A vida profissional é como um castelo: deve ser construída pedra por pedra”, frisa o engenheiro mecânico de 47 anos, completados em 22 de fevereiro. Desde 2009 está no comando da Scana do Brasil, subsidiária de um grupo industrial da Noruega. por Beatriz Cardoso

Fotos: TN Petróleo

HÁ 20 ANOS atuando nos setores petrolífero e naval-offshore, Olsen cita como uma das regras básicas para o sucesso, ‘saber abrir mão de algumas coisas, para conquistar outras’. Mais ainda: assegura ser importante saber ouvir: “Acho que uma das fórmulas de sucesso foi eleger algumas pessoas as quais admiro como membros do conselho da minha vida profissional. Não tomo nenhuma decisão profissional importante sem consultá-los”, advoga. No primeiro contato, o nome e as feições nórdicas de Johnar Olsen dão a entender que ele é mais um estrangeiro em um mercado pleno de profissionais do mundo inteiro. Ainda mais quando se tem conhecimento da ‘folha corrida’ do presidente da Scana do Brasil – em 25 anos de atividades profissionais, ele soma mais de duas décadas em corporações ou instituições norueguesas. Na realidade, trata-se de um brasileiro da cidade de Lages, no planalto serrano do sul de Santa Catarina, ponto de parada de tropeiros e viajantes. Foi este o ponto final de um antepassado de Johnar, que saiu da Noruega junto com um grupo de conterrâneos, fiel à tradição viking, em busca do ouro da Califórnia, nos Estados Unidos. Embora tenham atravessado o Atlântico Norte rumo a São Francisco, na Califórnia (EUA), acabaram por aportar na cidade catarinense de São Francisco do Sul. A embarcação na qual viajavam não tinha condições de atravessar o então temível Cabo Horn, passagem obrigatória da rota dos navios que atravessavam o Atlântico e buscavam chegar à costa do Pacífico – naquele momento não existia o canal do Panamá... “Dei continuidade a esta história, pois minha filha nasceu nos Estados Unidos, completando a viagem do meu antepassado. Por isso ela tem como segundo nome o do barco que partiu da Noruega com aqueles aventureiros – Sofie”, conta Johnar. Além da filha Aislyn Sophie, ele tem outros dois filhos, Johann Kael e Kihan Jordan. Escolha da profissão – O pai, engenheiro agrônomo, acabou por influenciar a formação dos três filhos. “Sou o filho mais velho de uma família de engenheiros: meu irmão é engenheiro mecânico e hoje é presidente de uma empresa Suíça no Brasil. E minha irmã, no momento morando em Aberdeen, na Escócia, é PhD em engenharia química.” Johnar lembra a infância – “fantástica, da forma como vivíamos no interior” –, quando os três irmãos tinham todo o apoio do pai e da mãe dedicada, o que foi fundamental para o jovem, pois ele passou no vestibular, aos 16 anos, e teve de abandonar o conforto da família para morar em uma república em Florianópolis. “A Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) era considerada, na época, a número 1 do Brasil em engenharia mecânica. Foi essa a minha escolha, guiado por meu pai e alguns primos”, relembra. Nem só de estudo vivia o estudante, pois, devido ao gosto por esportes, viveu uma fase um pouco diferente da dos colegas de faculdade. “Todo TN Petróleo 100

Co2 demanda um marco regulatório 53 3º Congresso Brasileiro de CO2 na Indústria do Petróleo, Gás e Biocombustíveis

Perfil profissional Johnar Olsen

perfil profissional

PEDRA POR PEDRA

36 Reservas mantidas 42 Explosão em plataforma reacende debate sobre segurança operacional

final de semana eu e meu irmão passávamos treinando ou disputando campeonatos estaduais e brasileiros de basquete. Além de ser muito prazeroso, ainda recebíamos um salário, pois éramos semiprofissionais”, diz o executivo, praticante de diversas modalidades esportivas. Primeiro emprego – Foi inspirado no sítio da família, onde aprendeu ‘lições valiosas de vida’, que o jovem engenheiro mecânico quis começar a trajetória profissional em uma empresa de maquinário agrícola. Aprendeu, primeiro, uma lição, durante as férias, quando costumava, junto com os irmãos, trabalhar colhendo soja e feijão. “Fazíamos a colheita do feijão junto com os trabalhadores rurais, os chamados boias-frias, contratados pelo meu pai nesse período. Quando o questionamos a respeito do nosso trabalho, achando que deveríamos ter algumas vantagens por sermos filhos do dono, meu pai respondeu: ‘Ao contrário, vocês devem dar o exemplo, trabalhando ainda mais duro’, lembra. Foi quando o jovem Johnar aprendeu a operar algumas máquinas agrícolas consideradas pelo pai como as melhores colheitadeiras, da marca New Holland. “Decidi trabalhar na melhor empresa”, diz Johnar, e esta era a filial brasileira da centenária empresa norte-americana, na qual ficou de 1990 a 1993. “Naquele momento, a marca pertencia à Ford”, esclarece. A experiência adquirida como engenheiro de produção contribuiu para seu trabalho na Dynea Industrial Engineering (Placas do Paraná), hoje Arauco, onde atuou na área industrial de construção de grandes máquinas. O grupo norueguês Kvaerner entrou na vida do engenheiro mecânico em 1994, quando foi aprovado no processo de seleção para trabalhar na então chamada Kamyr do Brasil, empresa fabricante de equipamentos para a área de papel, mais tarde unidade da Kvaerner Pulping Brasfab. “Nessa empresa tive

Idade: 47 anos Natural: Lages (SC) Casado e pai de três filhos Formação: engenheiro mecânico (UFSC) Mora no Rio de Janeiro Esportes: basquete, judô, ginástica olímpica, futebol de salão, ciclismo, paraquedismo, motocross, esqui, wakeboard, windsurfe, kitesurf, stand up paddle challenges e maratona. “Nos últimos anos, iniciei o treinamento para triathlon com a meta de um dia completar uma prova do Iron Man”, revela. meu maior desenvolvimento, tanto técnico como de gerenciamento”, afirma Johnar. Ele começou como engenheiro industrial e de processo da fábrica, localizada no polo industrial de Curitiba. “Como estava faltando ganhar experiência de gerenciamento de pessoas, pedi ao diretor industrial para ser o chefe de ferramentaria no chão de fábrica. Este departamento era muito problemático e sempre trazia desafios para a produção”, lembra o engenheiro. Olsen resolveu inovar: estudou até teorias das cores, pintando toda a área de azul, além de decidir não ter mais sala em separado. “Queria um ambiente mais calmo, pois aquilo era um barril de pólvora. A sala do chefe (a minha!) passou a ser local de inspiração... sem paredes, eu era obrigado a ficar perto de todo mundo e isso trouxe grande produtividade. No final, todos queriam trabalhar neste departamento”, graceja.

Especialização – As conquistas o inspiraram a dar outros passos. Quando a Fundação Getúlio Vargas criou possibilidades de interessados fazerem um MBA fora do eixo Rio-São Paulo, ele aproveitou a oportunidade. Com o auxílio de um ‘consórcio de colegas’, dentro da empresa, conseguiu os recursos para iniciar o curso, que se estendeu de 1997 a 1998. “Foi fantástico, pois me deu uma visão além do chão de fábrica. Meu maior aprendizado em negociação. Aprendi a negociar com a própria FGV o restante dos pagamentos em muitos meses à frente”, revela Johnar. Ele recuperou o investimento em menos de um ano. Nessa época, quando a Kvaerner resolveu ampliar sua atuação no Brasil, passando a fabricar também equipamentos para a indústria de óleo e gás, recebeu o convite de um dos executivos da empresa para ir para Houston, nos Estados Unidos, fazer um treinamento. “Hoje, este executivo é parte do conselho da minha carreira profissional.” Quando retornou ao Brasil, foi indicado para outro treinamento, desta vez em Londres, no programa Young Future Managers. “Foi quando passei a acreditar que poderia ter um grande futuro.” De volta a Curitiba, assumiu o gerenciamento de alguns projetos na área subsea da Kvaerner Oilfield Products. Mudança de ares – Atuando nesse segmento com forte vínculo a indústria do petróleo, era natural a possibilidade de ir morar no Rio de Janeiro. “Na época, para quem era do interior de Santa Catarina, ir morar no Rio de Janeiro parecia algo muito perigoso. “Cheguei até a dizer a um colega que nunca moraria naquela cidade, nem mesmo se dobrassem meu salário!” Porém, um ano depois, estava lá. Para Johnar, foi um grande passo na trajetória profissional, mas muito difícil na vida pessoal, pois todos os amigos e a família estavam no Sul. TN Petróleo 100

Pedra por pedra

fino gosto

De todas as influências que as cidades recebem ao longo dos anos, certamente um dos legados mais significativos é o da gastronomia, dada sua importância na vida das pessoas, de qualquer classe social; ricos e pobres se juntam ao redor das mesas ou fora delas para saborear seus pratos preferidos e experimentar novos, seja ele algo refinado ou a brasileiríssima feijoada carioca.

SABORES por Orlando Santos

RIO MINHO (DESDE 1884)

Rua do Ouvidor, 10 – Centro Rio de Janeiro Tel: (5521) 2509-2338 De segunda a sexta, das 11:00h às 16:00h

AL KHAYAM

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Foto: Divulgação

Rio de todos os

APESAR DE a culinária carioca ter recebido, ao longo desses 450 anos, as mais variadas e diversificadas influências (desde a chegada do francês Villegagnon, depois a portuguesa, etc.), ainda se dá ao luxo de criar alguns pratos que são a cara da cidade. É o caso da feijoada, unanimidade entre os pesquisadores ao afirmarem que ela foi criada no Rio e depois se espalhou por todo o Brasil. E foi em cima desse prato tão brasileiro que Katia Barbosa, em seu Aconchego Carioca, nas imediações da Praça da Bandeira, lançou há alguns anos aquele que ficaria famoso e seria copiado por botequins e restaurantes da cidade: o bolinho de feijoada recheado. Quando ele chega à mesa, não há como resistir. A criação, decerto, terá vida longa.

Foto: Divulgação

Rua do Ouvidor, 16 – Centro Rio de Janeiro Tels: (5521) 2252-6261 / 2507-6042 Das 11:00h às 22:00h

Fino Gosto

BOLINHO DE FEIJOADA Foto: TN Petróleo

RESTAURANTE MOSTEIRO

Rua São Bento, 13 – Centro Rio de Janeiro Tels: (5521) 2233-6478/9-8162-2242

UMA CIDADE COMO o Rio de Janeiro, que acaba de celebrar 450 anos de vida, carrega em sua história exemplos marcantes da saudável influência estrangeira, pois, no início, esteve sujeito às influências indígena, africana, portuguesa, e mais recentes de consagrados chefs da França, Itália e países asiáticos. Este rico caldeirão gastronômico tem produzido uma trajetória capaz de agradar a todos os gostos, dos mais refinados aos mais simples. Vamos começar pelo legado dos portugueses. O jovem Temporão, com apenas 22 anos de idade, pisou no Porto do Rio, em 1946 para fugir da ditadura salazarista e conhecer uma nova terra. Hoje, com 92 anos de idade, ele continua à frente do seu restaurante Mosteiro, no Centro do Rio, um verdadeiro ícone da culinária portuguesa, e que acaba de completar 51 anos de existência, cercado pelos antigos e fiéis clientes e uma nova geração de apreciadores da boa e verdadeira comida originária da terrinha, em especial o cardápio variado tendo como base o bacalhau – um dos mais solicitados é o bacalhau que leva o nome da casa: uma posta grelhada, brócolis, cebola souté, ovo e batatas cozidas. À frente do mais longevo restaurante da cidade, o Rio Minho, que acaba de completar 130 anos, o espanhol Ramón Dominguez é outro que ajuda a temperar e manter a tradição dos pratos que há mais de cem anos fazem aquele que é considerado um dos guardiões da culinária carioca. Assim como Temporão, Ramón construiu aqui sua família; é um dos primeiros a chegar à Casa e sempre repete que sua vida está neste pedaço da rua do Ouvidor. Sua filha Cristina, que já vem ajudando o pai nesta tarefa, certamente vai continuar com a tradição de um restaurante que já teve entre seus frequentadores o Barão do Rio Branco, o filólogo Antonio Houaiss e o embaixador Pedro Leão Veloso, criador da sopa que leva o seu nome e é um dos pratos mais festejados. O chef e grande pesquisador da cozinha, Renato Freire, que durante 13 anos dirigiu a Confeitaria Colombo, lembra em seu livro A Mágica na cozinha, que no final do século XIX o vatapá era considerado prato requintado e costumava ser servido em festas e banquetes elegantes no Rio de Janeiro,

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Foto: Divulgação

RIO DE TODOS OS

conforme provam os menus de banquete da confeitaria da rua Gonçalves Dias, outro ícone culinário da cidade. Renato lembra que o vatapá é um prato nascido da mistura das culinárias portuguesa, indígena e africana. Em constante processo de mudanças com a chegada de novos chefs franceses, italianos, chineses, japoneses, indianos, a culinária carioca vai assimilando essas novas experimentações que ao longo dos anos servirão de estudo para novos pesquisadores deste ato prazeroso que é degustar uma boa refeição. Afinal, quando os portugueses chegaram aqui, os índios só conheciam duas técnicas: os assados e os fervidos. Do forno à fritura foi um pulo. E agora o que mais se vê é restaurante para qualquer tipo e gosto, o que só faz aumentar as opções gastronômicas. Um dos legados culinários mais importantes da abrasileirada culinária do Rio certamente é a comida árabe, pois ela ostenta hoje, em toda a cidade, mais de 20 restaurantes, espalhados pela Zona Sul, Centro, Saara, Zona Norte. Há 13 anos à frente do Al Khayam, na carioquíssima Praça XV, Mufid não nos deixa mentir. Sua família veio da Síria e chegou ao Rio em 1949, tendo à frente o patriarca Omran Hassan, que, como outros tantos estrangeiros, logo tratou de montar o próprio negócio – comida árabe. A primeira e bem-sucedida experiência foi na Praça Paris, no bairro tradicional da Glória, com o Rio Safita, que ali permaneceu por mais de 30 anos. Era um restaurante popular, sempre lotado, com pessoas das mais variadas classes sociais, sucesso por muito tempo. Assim como Temporão, Ramón, e tantos outros, Mufid diz só ter a agradecer ao Rio pela hospitalidade, porque é aqui que vive em paz. Em troca, diz ele, oferece a verdadeira comida árabe.

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel

sabores

Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira

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Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Avenida Central, atual Rio Branco, um ano após a inauguração da instalação de iluminação incandescente, 1906

Vista tomada do morro do Corcovado, 1906

Fotos: Acervo Instituto Moreira Salles

coffee break

Vista aérea da Praça Mauá e Avenida Rio Branco, c. 1921

Vista da ilha das Cobras, Centro da cidade e Pão de Açúcar, c. 1921

PRIMEIRAS POSES. Retratos de uma bela época De todos os eventos programados para celebrar os 450 anos da fundação do Rio de Janeiro, certamente um deles, pela sua importância e permanência, pode se constituir num dos seus maiores legados. Trata-se da exposição que o Instituto Moreira Sales (IMS), na Gávea (RJ), abriga até o final deste ano, reunindo 450 imagens da cidade feitas entre meados do século XIX e início do XX. 104

por Orlando Santos

Sob o título de Rio, Primeiras Poses, a exposição reúne imagens de grandes mestres da fotografia brasileira e de fotógrafos anônimos e amadores que construíram a representação fotográfica do Rio de Janeiro durante o Segundo Reinado e nas primeiras quatro décadas da República. Estão expostos trabalhos de fotógrafos como Abraham-Louis Buvelot, Georges Leuzinger, Victor Frond, Augusto Stahl, Revert Henri Klumb, Albert Henschel, Marc Ferrez, Joaquim Insley Pacheco, Hubner e Amaral, Carlos Bippus, Lopes, José dos Santos Affonso, Thiele, W. Kollien, Augusto Malta e Guilherme Santos, todas pertencentes ao acervo do IMS e escolhidas entre cerca de dez mil imagens desse período. Assim, a mostra inaugura o uso intensivo da Galeria Marc Ferrez, no próprio IMS-RJ, para mostras permanentes do acervo. Muitas das imagens expostas nunca foram exibidas antes. Junto com a exposição Um passeio pelo Rio – A cidade nas andanças de Joaquim Manuel de Macedo, a nova mostra comporá as homenagens do Instituto ao aniversário da cidade. Organizada em seis ambientes dispostos em ordem cronológica, o visitante pode apreciar cerca de 250 fotografias originais, nas paredes e em vitrines, e mais três conjuntos de imagens em estruturas multimídia: espaço de projeção em 2,20 x 9 m, dois mapas interativos comandados por telas touchscreen e dois monitores com 75 fotos estereoscópicas cada, com visualização em 3D. As imagens digitalizadas e as ferramentas de visualização com magnificação oferecem a possibilidade de o visitante enxergar detalhes nas fotografias que não seriam facilmente vistos nos originais.

O primeiro núcleo mostra os processos fotográficos iniciais realizados no Rio de Janeiro, que conheceu a fotografia por meio da daguerreotipia, já em janeiro de 1840. Os retratos de estúdio em daguerreótipo predominaram na época. Dois ambientes dedicados ao período que vai da década de 1850 à de 1890, com fotos de Stahl, Leuzinger, Klumb, Frond e Ferrez, revelam a memória de uma paisagem urbana e traços de uma arquitetura estruturada ainda no período colonial e desenvolvida com maior intensidade depois da chegada da família real portuguesa em 1808. Nos demais ambientes, veem-se imagens atestando as mudanças e reformas urbanas promovidas no início do século XX, em particular durante a administração Pereira Passos (1902-1906), com a construção da avenida Central, a inauguração da avenida Beira-Mar em direção à Glória, ao Catete, ao Flamengo e a Botafogo,

e a obras de melhoramento do porto do Rio de Janeiro e do canal do Mangue, entre outras. Essas ações foram registradas em particular por Augusto Malta, fotógrafo a serviço da prefeitura e de empresas como a Light, mostrando tanto a cidade como sua população durante a transformação radical do “bota-abaixo” representado pela remoção do morro do Castelo e posterior abertura da Avenida Central, hoje Rio Branco. Marc Ferrez, único entre os fotógrafos reunidos na mostra a atravessar os dois séculos, realiza sua grande e última obra com o Álbum da avenida Central, e encontra destaque em um dos núcleos da exposição. Ferrez e Malta construiriam, com seus trabalhos, o principal legado da fotografia para a memória da cidade no período assinalado. Os principais avanços tecnológicos, como o transporte urbano e a iluminação pública, o automóvel, o início da aviação, a mudança na relação das pessoas com a própria imagem fotográfica, também estarão presentes nas imagens da mostra, assim como a redescoberta da fotografia estereoscópica entre amadores e profissionais, o que se vê no trabalho de Guilherme Santos, e retratos de personalidades da vida da cidade, como d. Pedro II, Chiquinha Gonzaga, Pixinguinha, Machado de Assis, Pereira Passos, Ernesto Nazareth, entre outros. Rio, Primeiras Poses segue até a década de 1930, quando, com o fim da Velha República, inaugura-se o período de modernidade, de industrialização e de urbanização que levariam a cidade a ser o que é hoje. Vê-se que as imagens antecipam as transformações que as próximas décadas trariam, como o crescimento da cidade em direção à Zona Sul e às praias, que precedeu a expansão em direção à Zona Oeste e Rural (Barra da Tijuca, Jacarepaguá, Santa Cruz). Imagens de Copacabana e Ipanema, entre 1900 e 1930, revelam os primeiros movimentos em direção à construção de uma nova cultura na cidade associada às praias oceânicas, que tanto marcaria a vida dos moradores do Rio ao longo do século XX.

Rio: Primeiras Poses, Visões da Cidade a Partir da Chegada da Fotografia (1840-1930) Curadoria: Sergio Burgi • Exposição: de 1º de março a 31 de dezembro de 2015 De terça a domingo, das 11h às 20h Entrada franca – Classificação livre • Visitas monitoradas para escolas: agendar pelo telefone (21) 3284-7400 Instituto Moreira Salles – Rua Marquês de São Vicente, 476, Gávea - RJ Tels.: (21) 3284-7400 • (21) 3206-2500

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Gary A. Logsdon

Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão

Coffee Break

Jean-Paul Terra Prates

Primeiras poses

João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo

Retratos de uma bela época

Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo

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Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva

artigos

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

72 Desenvolvimento humano e sustentabilidade: Resultados através de pessoas, por Wanderley Passarella

Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo

78 Nova percepção do mercado de petróleo e gás no mundo e no Brasil, por José Diamantino de Almeida Dourado e Cleveland M. Jones

Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio

84 Monitoramento tecnológico da produção de petróleo convencional e não convencional, por Cheila Gonçalves Mothé,

Rubens Langer Samuel Barbosa

Michelle Gonçalves Mothé, Bianca Rolim Alves da Silva e Augusto Perlot Ano XVI • Número 100 • mar/abr 2015 Foto: Arte sobre foto Depositphotos OPINIÃO

Riscos e desafios na indústria mundial de petróleo, de Eduardo Takahashi, diretor executivo da Marsh Brasil.

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XEQUE -MATE

ENTREVISTA EXCLUSIVA

Wagner Freire, engenheiro e consultor

Mercado tem de ser competitivo ARTIGOS

Desenvolvimento humano e sustentabilidade – Resultados através de pessoas, por Wanderley Passarella | Nova percepção do mercado de petróleo e gás no

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ISSN 14 15 889- 2

É hora de dar o

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ESPECIAL: CRISE NA PETROBRAS

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Ano XVI • março/abril 2015 • Nº 100 • www.tnpetroleo.com.br

editorial

Difícil, porém possível É

a única coisa a dizer em um cenário como o que vivemos: os tempos não são fáceis, com petróleo em baixa e corrupção em alta, mas é possível ver uma luz no final do túnel. As reservas brasileiras e da Petrobras crescem, os custos de produção estão otimizados e os de perfuração reduzidos por novas tecnologias e sistemas de monitoramento. A produção da Petrobras continua a crescer – superando 15% em 12 meses, na comparação entre o volume de janeiro e de dezembro de 2014. E o índice de reposição de reservas ainda é superior a 120% – a estatal mantém esse índice acima de 100% há mais de duas décadas. Os desinvestimentos são previsíveis não somente aqui, mas no mundo inteiro, como veremos na matéria de capa desta edição, que sinaliza os fatores que possibilitam à indústria brasileira de óleo e gás retomar seu rumo, para se desenvolver de forma mais sustentável em um mercado mais competitivo. Esta é a tônica da entrevista do engenheiro paraense Wagner Freire, ex-diretor de Exploração e Produção da Petrobras, presidente da Braspetro e da Petrobras America, que vê com apreensão a crise na estatal e os impactos no setor. “Considero que a recuperação da Petrobras está vinculada a mudanças do marco regulatório”, afirma o ex-dirigente, para quem o modelo de partilha restringe o próprio desenvolvimento tecnológico, uma vez poucas empresas aceitam participar de blocos nesse regime. Também há de se levar em consideração a produção crescente do gás natural e seu consequente aproveitamento, que depende de infraestrutura de escoamento e distribuição. O que demandará incentivos e investimentos em toda a cadeia produtiva para se consolidar no cenário energético nacional. Esse será um dos temas do 6º Rio Gas & Power Forum, a se realizar nos dias 24 a 26 de março. Promovido pela CWC Group, o evento internacional tem a TN Petróleo como principal mídia parceira. Pesquisa da consultoria técnica DNV GL apurou que, devido ao rápido declínio no preço do petróleo, a confiança nas perspectivas para a indústria de óleo e gás em 2015 caiu vertiginosamente no Brasil – de 65% para 29% desde outubro de 2014. Cerca de 44% dos entrevistados sinalizam que pretendem diminuir o Capex neste ano, em função do cenário mundial. Contudo, o Brasil é apontado pelos entrevistados como o quarto destino preferido para investimentos, depois dos EUA, China e Noruega. Mas vão aumentar o rigor no controle de custos, afirmam 79% dos pesquisados. O fato é que o Brasil continua a ser um mercado atraente, não apenas pelas reservas do pré-sal e potencial das novas fronteiras, como também pela sinalização de que haverá maior combate à corrupção, uma vez que o governo não tentou impedir as investigações e penalizações dos envolvidos nos atos que impactaram a Petrobras. Mas não há dúvida de que para manter o interesse dos investidores é necessário que haja um planejamento de longo prazo, com um calendário definido de licitações de novos blocos exploratórios, onshore e offshore, principalmente, de áreas do pré-sal. Esse calendário é essencial para que as empresas possam se preparar e analisar as oportunidades de investimentos no país. Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

Rua Buenos Aires, 2/406 Centro – CEP 20070 022 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 2224-1349 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br

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Filiada à ANATEC Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.

Interromper a produção,

nem pensar!

Quando ocorre a quebra do equilíbrio termodinâmico, as parafinas podem precipitar e acumular nas tubulações causando uma queda no escoamento e na produtividade. Além disso, o processo exploratório Onshore envolve grandes investimentos, o que não permite paradas na produção. Buscando a melhoria contínua, a Petrolab vem desenvolvendo uma linha de produtos amigáveis ao meio ambiente, dentre eles solventes de parafina ecológicos, que têm a capacidade de limpar as tubulações gerando assim o aumento da produção. Líder no mercado brasileiro de química de petróleo, a Petrolab atua também no Oriente Médio, África e no sudeste asiático, oferecendo variedade de produtos e serviços com qualidade internacional e em todas as áreas de produção. >> petrolab.com.br

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EagleBurgmann faz retrofit em bombas de importante refinaria do Polo de Camaçari Modernização dos equipamentos exige demanda por vedações mais confiáveis para impedir o vazamento de gases nocivos à saúde das pessoas e ao meio ambiente. mecânicos duplos ou preferencialmente acoplamentos magnéticos. E, no caso do retrofit feito pela EagleBurgmann, a companhia incluiu ainda novos componentes nas bombas, como vedações com altos níveis de monitoramento, que atendem a norma API 685; uma segunda câmara vedada com selo mecânico a gás (modelo CGS), monitorada por um transmissor de pressão diferencial e caneca de contenção com transmissor de temperatura; e eventuais acessórios de selagem. Foto: Divulgação

A EagleBurgmann, especializada em soluções inovadoras de vedação para diversas indústrias, anuncia a prestação de serviços bem-sucedidos de retrofit em bombas centrífugas com acoplamento magnético de uma importante refinaria do Polo Petroquímico de Camaçari (BA). Por meio da modernização dos equipamentos, a refinaria pôde também passar a atender o Anexo 13 da Norma Regulamentadora (NR 15) do Ministério do Trabalho e Emprego, que trata da exposição das pessoas a alguns produtos químicos que geram problemas para a saúde. Ao fazer o retrofit nas bombas da refinaria, a EagleBurgmann ofereceu uma vedação confiável, com pouca ou nenhuma exigência de manutenção e com menor dependência de insumos e planos de selagem. “Este processo permitiu atender as exigências das agências reguladoras, sindicatos e órgãos governamentais que lidam com questões relacionadas à segurança dos trabalhadores e do meio ambiente. A modernização das bombas eliminou o risco de contato do fluido bombeado com o ambiente,

principalmente o benzeno, produto químico que, no passado, causou muitos danos em indústrias químicas, petroquímicas e siderúrgicas”, conta Homero Figueiredo, engenheiro de projetos da empresa no Brasil. O especialista ressalta que o processamento e transporte do benzeno exige uma demanda por aplicações de selagem com maior confiabilidade do que as soluções adotadas no passado. Com isso, torna-se necessário o uso de selos

Saúde, segurança e meio ambiente – O retrofit ou a atualização tecnológica das bombas centrífugas é uma necessidade na maior parte das refinarias, petroquímicas e outras indústrias do Brasil, informa o diretor-geral da EagleBurgmann na América do Sul. Ele cita como uma questão fundamental a preocupação com a selagem para impedir o vazamento de aromáticos e proteger a saúde das pessoas e o meio ambiente, além de a vedação gerar para as indústrias melhores índices de produtividade, pois permite que os equipamentos operem com menor exigência de manutenção.

Wärtsilä inaugura fábrica no superporto do Açu A Wärtsilä, empresa fornecedora de soluções de geração de energia e prestação de serviços para navios e usinas termelétricas, inaugurará a sua primeira fábrica na América Latina, no dia 25 de março, no superporto do Açu, em São João da Barra (RJ). A unidade representa um investimento de € 20 milhões da multinacional finlandesa no Brasil. Em sua fase 8

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inicial, as atividades da fábrica se concentrarão em geradores de médio porte e propulsores azimutais, com a possibilidade de expandir o portifólio de produtos de acordo com as necessidades de mercado. A unidade representa um investimento de € 20 milhões da multinacional finlandesa no Brasil. Em sua fase inicial, as atividades da fábrica se

concentrarão em geradores de médio porte e propulsores azimutais, com a possibilidade de expandir o portifólio de produtos de acordo com as necessidades de mercado. A empresa aposta nas novas instalações para acompanhar as exigências de conteúdo local e atender à crescente demanda de mercado, sobretudo na indústria offshore.

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Sedeis participa do mais importante evento de válvulas realizado no país

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Equipe de especialistas vistoria construção da P-66

Representando o subsecretário de Energia, Marcelo Vertis, o superintendente de Óleo e Gás da Secretaria Estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, Julio Pinguelli, fez uma apresentação sobre o cluster de subsea do Rio de Janeiro, na Flow Control Exchange Conference & Exhibition, o mais importante evento do segmento de válvulas, tubos e conexões para produção de petróleo, que ocorreu entre os dias 3 e 4 de março. Pela primeira vez sendo realizado no país, o evento reuniu grandes fabricantes e distribuidores internacionais na área de válvulas e tubos no setor de óleo e gás. Pentair, Teadit, Braskem e Cosan foram algumas das empresas com delegados na Flow Control Exchange. Cerca de 45 expositores representaram nove países. O superintendente da O&G da Sedeis destacou, em sua apresentação, as políticas de apoio a investimentos oferecidas pela

Companhia de Desenvolvimento Industrial do Estado do Rio de Janeiro (Codin) - entre elas, a orientação para a busca de terreno e pela Agência Estadual de Fomento (AgeRio) - linhas de financiamento. Julio Pinguelli explicou a relevância de se divulgar no evento o trabalho do cluster de subsea do Rio de Janeiro, coordenado pela secretaria de Desenvolvimento Econômico. “O evento é importante porque o segmento de válvulas é uma área crítica para óleo e gás, e o setor de subsea depende muito de válvulas. Essas empresas representadas na feira fazem válvulas de alta qualidade, de altíssima tecnologia. Elas estão dentro de um segmento prioritário para o governo do estado, para atração de investimentos para a área óleo e gás. Por isso, é fundamental mostrar a política para o subsea, para que empresas estrangeiras possam ser direcionadas ao mercado brasileiro, tornando-o mais competitivo.”

No dia 24 de fevereiro, a equipe de coordenação do projeto de replicantes da Altus fez uma visita ao estaleiro da Brasfels, localizado na cidade de Angra dos Reis (RJ), para uma vistoria na plataforma P-66, primeira plataforma da série de oito FPSOs replicantes que estão em construção para atendimento às demandas de produção de petróleo no Brasil. Durante a vistoria, o time de especialistas conferiu a evolução da etapa de Construção e Montagem e, também, aproveitou o encontro para planejar as etapas de pré-comissionamento e comissionamento da plataforma. A P-66 será a terceira plataforma – primeira replicante – totalmente automatizada pela Altus a entrar em operação na região do Pré-Sal. A P-66 irá produzir no campo de Lula, módulo de Lula Sul, no pré-sal da Bacia de Santos, operado pela Petrobras (65%) em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e a Petrogal Brasil (10%). Dados do FPSO completo Ancoragem em profundidade d’água de 2.200 m; Comprimento total: 288 m; Acomodações: 110 pessoas; Estocagem de óleo: 1.670.000 bbl; Geração elétrica: quatro turbogeradores de 25 MW; Capacidade de processamento: 150.000 bbl/d de óleo, 6 milhões de m³/d de gás (máximo). TN Petróleo 100

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IBP elege novo presidente

Jorge Camargo vai substituir João Carlos de Luca a partir de abril Após 14 anos à frente da Diretoria Executiva do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), João Carlos de Luca, deixa a presidência da entidade. Jorge Camargo, que já ocupava o cargo de diretor do IBP, assume o cargo a partir de abril. De Luca passará a compor o Conselho de Administração como conselheiro emérito. A eleição ocorreu em assembleia geral realizada com os associados, na manhã desta quinta-feira, dia 12.

Além dos cargos da Diretoria Executiva, a assembleia também elegeu novos membros para o Conselho de Administração e Fiscal do IBP. No Conselho de Administração, foram eleitos Hugo Repsold e Solange Guedes, respectivamente Diretor de Gás & Energia e Diretora de E&P da Petrobras, para ocupar as vagas de Maria das Graças Foster e José Miranda Formigli Neto. O presidente da Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP), Lincoln Rumenos Guardado, foi indicado para ocupar o lugar de Antonio Augusto de Queiroz Galvão. Foram reeleitos ainda Leocádio de Almeida Antunes Filho, da Ipiranga, e José Lima de Andrade Neto, presidente da BR Distribuidora.

No Conselho Fiscal, os associados reelegeram Maria Alice Deschamps Cavalcanti, da Petrobras, como presidente. Antero de Almeida Costa, da Ipiranga, permanece como membro. Leonardo Junqueira Moreira de Paiva, da Repsol, foi indicado para a vaga de Guilherme Vieira Lima (Queiroz Galvão). Liliane Tucci, da Barra Energia, Rafael Mata Luz, da Ipiranga e Adauto Pereira, da QGEP, ocupam as vagas de suplentes. Na Diretoria Executiva, outros dois novos membros foram eleitos: Marcelo Menicucci, vice-presidente comercial, de estratégia e desenvolvimento de negócios da BG Brasil, e Nelson Leite, presidente da FMC Technologies.

A Technip fechou um contrato com a Tupi BV, consórcio composto pelas empresas Petrobras Netherland BV (PNBV, 65%), BG (25%) e Galp (10%), para o desenvolvimento do campo de Lula Alto na área do pré-sal da Bacia de Santos. O valor do contrato é acima de 500 milhões de euros e envolve o fornecimento de cerca de 200 km de linhas flexíveis e acessórios, incluindo tubos de gás lift, injeção de gás e de água, exportação de gás e produção. Estes dutos de alta tecnologia serão projetados para atender aos desafios do pré-sal, em águas de até 2.500 m de profundidade e em condições de alta pressão. O Centro de Operações da Technip no Rio de Janeiro realizará a engenharia e o gerenciamento do projeto. Os tubos flexíveis serão produzidos nas 10

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Technip fornecerá sistema de tubos flexíveis submarinos para o campo de Lula Alto no pré-sal

fábricas de Vitória e Açu. A entrega das linhas está prevista para começar no segundo semestre de 2015. “Lula Alto é um importante projeto para a Technip no Brasil. Seu tamanho contribui para ampliarmos, ainda mais, a visibilidade da carga de trabalho em nossas fábricas. Além disso, os requisitos técnicos desafiadores

confirmam novamente a adequação dos flexíveis para desenvolvimentos do pré-sal e a forte posição da Technip nesse campo”, afirmou o presidente da Technip no Brasil, Adriano Novitsky.

A Sotreq anuncia a primeira venda de um sistema completo de motor de propulsão e propulsor azimutal da linha Cat@ Propulsion, recentemente adicionada ao seu portfólio. O Easa (Estaleiros Amazônia S/A), um dos principais estaleiros da região Norte, receberá os equipamentos ainda este ano. A previsão é de que a embarcação inicie operações – de transporte de minério – em 2016, na Hidrovia do Paraguai. Foram adquiridos dois motores de propulsão MaK modelo 6M20C, de 1.200 bkW @ 1.000 rpm, e dois sistemas azimutais Cat@ Propulsion MTA 419 CP. “Os motores MaK utilizam óleo pesado como combustível, o que é muito comum nas hidrovias brasileiras, devido ao menor custo, se comparado ao diesel. Uma característica importante dos motores MaK é o maior curso do pistão, que possibilita melhor queima do combustível, gerando assim menor consumo”, comenta Daniel Andrade, consultor de vendas de Motores de Mercado Fluvial da Sotreq. O Easa oferece como diferencial a engenharia personalizada das suas embarcações, com projetos adequados aos requisitos operacionais de cada hidrovia. “Nesse projeto, os desafios foram adequar o baixo calado do rio Paraguai nos períodos de estiagem, o longo trecho operacional, com quase 30 dias de viagem. Sem falar na manobrabilidade necessária para transpor as acentuadas curvas da hidrovia”, explica Thia-

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Sotreq fecha contrato com o estaleiro Easa

go Lemgruber, diretor superintendente do Easa. “Por isso, a parceria com a Sotreq no fornecimento de um sistema de propulsão econômico e altamente manobrável, e a parceria com a Interocean Engenharia, no desenvolvimento do projeto de engenharia naval, foram combinadas para a construção de uma embarcação de desempenho superior às existentes na hidrovia, para permitir a redução de custos operacionais para o armador ”, comenta Lemgruber. Mercado fluvial – Com ampla experiência no mercado maríti-

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mo, nos últimos anos a Sotreq tem investido no sentido de ampliar sua atuação no segmento fluvial. “Em 2010, segmentamos nossa estrutura para oferecer melhor cobertura aos clientes desse mercado. É um segmento que, a partir deste ano, deve ser muito significativo para nós”, afirma Rodrigo Feria, gerente de Vendas de Mercado Marítimo da Sotreq. Para garantir a eficiência operacional e a contínua disponibilidade das embarcações, a Sotreq tem em seu portfólio serviços e soluções, tais como assistência especializada, amplo estoque de peças originais, ferramentas para gerenciamento e manutenção preventiva, sistema de rastreamento de embarcações e monitoramento remoto de motores e grupos geradores marítimos.

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O grupo Prysmian realizou o comissionamento do cabo de alta tensão offshore em corrente contínua (HVDC) nos projetos das redes BorWin2 e HelWin1 na costa do Mar do Norte, na Alemanha. Os projetos, que fazem parte de um contrato global, concedidos em consórcio entre a Prysmian, a Siemens Energy e a operadora TenneT para a conexão do grid dos parques eólicos offshore ao continente alemão, registram novos recordes com tecnologia de HVDC. A BorWin2, que agora conecta o parque eólico offshore Global Tech 1, no Mar do Norte, à Alemanha, é a primeira conexão de rede submarina de grande capacidade a empregar a tecnologia de corrente contínua. Com 200 km de extensão, sendo 125 km submarinos e 75 km terrestres, o projeto possui a maior capacidade de transmissão de energia (800 MW) e o mais alto nível de tensão DC (± 300 kV DC) em todo o mundo. O recorde detido anteriormente pela Prysmian era com o Projeto Transbay (± 200 kV DC) em São Francisco, na Califórnia. Ligando os parques eólicos offshore Nordsee Ost e MeerWind à Alemanha continental, a HelWin1 possui uma conexão por cabo de ± 250 kV DC, com capacidade de transmissão de energia

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Prysmian realiza comissionamento de cabos submarinos de alta tensão com tecnologia HVDC

de 576 MW ao longo de um trajeto total de 130 km (85 km offshore e 45 km onshore). Os projetos usam cabos extrudados com tecnologia Prysmian HVDC junto com o conversor Siemens HVDC Plus® na plataforma offshore e nas estações onshore. O grupo Prysmian também instalou um cabo submarino múltiplo de 155kV AC, que interliga o conversor da plataforma com seus respectivos transformadores nas plataformas individuais dos geradores eólicos. A conclusão e entrega destes importantes projetos reafirmam o bom relacionamento da Prysmian com a TenneT, que concedeu à empresa os sistemas de cabeamento submarino e terrestre em seis projetos de conexão de rede HVDC nos últimos anos. A BorWin2 e

a HelWin1 são a primeira e segunda conexões de rede a serem entregues. Mais dois projetos de conexão de rede de corrente contínua offshore, SylWin1 e HelWin2, estão em fase de conclusão e programadas para entrar em operação comercial no primeiro semestre de 2015. Além destes, a Prysmian está implementando outros dois sistemas de cabos HVDC para os projetos DolWin3 e BorWin3. Nos últimos anos, o gr upo Prysmian tem desenvolvido amplo portfólio de produtos e alta tecnologia para o setor de energias renováveis. Estes últimos destaques do grupo demonstram a posição de liderança na aplicação comercial e técnica na tecnologia de cabos e sistemas HVDC.

Petrobras e Braskem celebraram, no dia 27 de fevereiro, um novo aditivo ao contrato de fornecimento de nafta petroquímica, prorrogando-o por mais seis meses. Nesse período, as empresas buscarão acordo para um novo contrato de mais longo prazo. A negociação para esse novo aditivo, mediada pelo ministro de Minas e Energia Eduardo Braga, contemplou também a criação de um grupo de trabalho que deverá discutir os problemas que impactam o suprimento desse derivado. 12

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Petrobras e Braskem celebram acordo para continuidade no fornecimento de nafta petroquímica O objetivo do GT, que será coordenado pelo MME e deverá ser instalado no próximo dia 12 de março, é buscar assegurar que, antes do término do prazo de vigência do novo aditivo, as empresas alcancem as bases para estruturar o suprimento continuado de matéria-prima. A garantia do fornecimento em mais largo prazo, além de conferir o necessário equilíbrio e segurança à atuação das partes, poderá contribuir para viabilizar novos investimentos que, atualmente, estão sendo estudados.

Shell participa de encontro em Macaé

Shell participou do 2º Seminário de Divulgação de Oportunidades de Negócios promovido pelo Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), em conjunto com a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip). O evento, realizado no Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), em Macaé, reuniu pequenos e médios empresários da indústria offshore da região para debater o funcionamento da cadeia de suprimentos e fomentar o desenvolvimento do mercado local de fornecedores. O gerente de Desenvolvimento de Mercado de Fornecedores da Shell Brasil, Marcelo Mofati, apresentou aos empresários informações sobre como ingressar na indústria de óleo e gás e explicou como a companhia trabalha suas contratações e aquisições. O executivo destacou que o setor precisa ter em mente que a indústria offshore trabalha em

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Com a presença de mais de 130 empresários, seminário debateu os rumos da cadeia de suprimentos do setor de óleo e gás no Brasil.

Da esquerda para a direita: Luis Mendonça, superintendente da Onip; Marcelo Mofati, Upstream Suppliers Market da Shell; Igor Barinov, Regional Category Manager da FMC

projetos de longo prazo sempre pensando em métodos inovadores de geração de energia, além de ter demanda em todas as categorias da cadeia produtiva. “Nossos projetos de exploração, por exemplo, são elaborados com quase 15 anos de antecedência”, comentou o executivo. Outro assunto abordado no encontro foi a questão do conteúdo local. “Para a Shell, conteúdo local é um meio fundamental de fazermos negócios e desenvolver a indústria de energia brasileira”, explicou Mofati. O executivo lembrou que a companhia criou em 2010 um time dedicado ao tema no Brasil. Ainda de acordo com ele, os investimentos do setor são altos e os aportes das empresas relacionadas à indústria

no Brasil ultrapassaram os US$ 30 bilhões em 2013. Além de Mofati, o analista de Mercado de Fornecedores da Shell Brasil, André Eller, esteve presente no seminário, que contou também com a participação da FMC e da Prumo Logística. Após as apresentações, o time de Conteúdo Local da Shell participou de rodadas de debates com os empresários presentes. Este foi o quinto encontro empresarial com a participação da Shell. Os eventos anteriores aconteceram no Espírito Santo, em Minas Gerais, em Santa Cantarina e no Rio Grande do Sul, reunindo mais de 400 pequenos e médios empresários destas regiões. O próximo encontro será realizado em Pernambuco ainda no primeiro semestre de 2015.

World LNG Series: Americas Summit chega à 13ª edição De 12 a 15 de maio, o World LNG Series: Americas Summit celebrará sua 13ª edição na cidade de Austin, Texas (EUA), trazendo em destaque o desenvolvimento da indústria de gás natural liquefeito (GNL) na América Latina. O encontro deverá reunir os principais competidores globais para discutir as

perspectivas de produção do GNL e as inovações tecnológicas que deverão impulsionar o mercado regional nos próximos anos. Especialistas e palestrantes abordarão o potencial de importação de GNL no Chile, o papel das FSRUs (Floating Storage and Regasification

Units) na construção de uma nova demanda, os impactos da reforma do setor energético mexicano no aumento da exportação do hidrocarboneto, e as perspectivas de exploração das jazidas de shale gas na Argentina que poderão alterar a configuração geopolítica da região. TN Petróleo 100

indicadores tn

Energy Outlook 2035 da BP: gás em crescimento e fluxos mudando

De acordo com a nova edição do Energy Outlook 2035 da BP, a demanda global por energia poderá ter um crescimento total de 37% entre 2013 e 2035 ou uma média de 1,4% ao ano. O Outlook analisa tendências energéticas de longo prazo e desenvolve projeções para mercados de energia do mundo pelas próximas duas décadas. A nova edição foi lançada em Londres, pelo economista-chefe da BP, Spencer Dale, e o CEO do Grupo BP, Bob Dudley. “Após três anos de preços do petróleo altos e aparentemente estáveis, a queda dos últimos meses nos faz lembrar que, nos mercados energéticos, a regra básica é a mudança constante”, disse Dale. “É importante que olhemos além da volatilidade do curto prazo para identificar as tendências de longo prazo em oferta e procura. São elas que muito provavelmente moldarão o setor de energia ao longo dos próximos 20 anos e que ajudarão a embasar as escolhas estratégicas de agentes da indústria e do governo”, defendeu. 14

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Apesar do recente enfraquecimento nos mercados energéticos do mundo, a atual expansão econômica da Ásia – particularmente na China e na Índia – impulsionará o crescimento contínuo da demanda global por energia durante os próximos 20 anos.

Shale oil em expansão nos Estados Unidos – O Outlook prevê que a demanda por petróleo aumentará a uma média de 0,8% ao ano até 2035. A demanda crescente se origina inteiramente de países não membros da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE; o consumo nos paísesmembros da OCDE atingiu seu pico em 2005 e, até 2035, deve cair para níveis não registrados desde 1986. Até 2035, a China deve tomar o lugar dos Estados Unidos como o maior consumidor de petróleo do mundo. Prevê-se que a atual desaceleração no mercado de petróleo, que deriva em grande parte de um forte crescimento na produção de shale oil nos Estados Unidos, deva se prolongar por alguns anos. Em

2014, a produção de petróleo não convencional elevou a produção dos Estados Unidos em 1,5 milhão de barris por dia – o maior crescimento em um único ano na história norte-americana. Porém, o crescimento do shale oil deve diminuir, e a produção do Oriente Médio deve aumentar novamente. Até a década de 2030, é provável que os Estados Unidos tenham se tornado autossuficientes em petróleo, após terem importado 60% de sua demanda total até recentemente, em 2005. Gás cresce rapidamente; carvão desacelera – A demanda por gás natural terá o crescimento mais acelerado de todos os combustíveis fósseis ao longo do período até 2035, aumentando a 1,9% ao ano, com a Ásia na liderança.

A metade dessa alta demanda será atendida pela crescente produção de gás convencional, principalmente na Rússia e no Oriente Médio, e cerca da metade por shale gas (gás não convencional). Até 2035, a América do Norte, que atualmente responde por quase todo suprimento de shale gas do mundo, ainda produzirá três quartos do total. O carvão foi o combustível fóssil que mais cresceu na última década, impulsionado pela demanda chinesa. No entanto, contrariando esse movimento, o Outlook prevê que, ao longo dos próximos 20 anos, o carvão terá o menor crescimento, com 0,8% ao ano, um pouco abaixo do petróleo. A mudança se deve a três fatores: crescimento moderado na China; o impacto de regulações e políticas de uso de carvão tanto nos Estados Unidos como na China; e as abundantes fontes de gás ajudando a diminuir o uso do carvão na geração de energia. GNL cresce, se tornando dominante no comércio – Ao passo que a demanda por gás aumenta, haverá incremento no comércio entre as regiões, e, até o início da década de 2020, a Ásia Pacífico ultrapassará a Europa como o maior importador líquido de gás. A expansão contínua de shale gas significa, também, que nos próximos anos a América do Norte deixará de ser um importador líquido para se tornar um exportador líquido de gás. A maior parcela do crescimento em gás comercializado será atendida por fontes crescentes de gás natural liquefeito (GNL). A produção de GNL terá vasta expansão até o final desta década, com o fornecimento aumentando 8% ao ano até 2020. Isso também significa que, até TN Petróleo 100

indicadores tn Bcf/d

Fontes primárias de energia no mundo 100%

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Gás natural continua a se expandir Exportações líquidas por região

80 75%

40 0

50%

-40 -80

25%

-120 1990

2005

2020

2035

0% 2000

1965

Ex Repúblicas Soviéticas

Oriente Médio Ásia (Pacífico)

Renovável

Hidrelétrica

Nuclear

América do Norte

Carvão

Gás

Óleo

África

2035, o GNL terá superado oleodutos como a forma dominante de gás comercializado. O aumento da comercialização de GNL terá efeitos adicionais nos mercados. Ao longo do tempo, espera-se que esse movimento leve a mercados e preços de gás mais integrados e conectados ao redor do mundo. Provavelmente, também fornecerá uma diversidade significativamente maior de fontes de suprimento de gás para regiões consumidoras, como a Europa e a China. Energia fluindo para o leste – Ao longo do tempo, a autossuficiência energética da América do Norte – que deve se tornar exportador líquido neste ano – e o crescente comércio de GNL devem gerar impactos importantes nos fluxos globais de energia. O aumento da oferta de petróleo e gás nos Estados Unidos e a menor demanda nos Estados 16

2035

TN Petróleo 100

Unidos e na Europa, devido à maior eficiência energética e crescimento menor, se somarão ao forte e contínuo crescimento econômico na Ásia para deslocar, cada vez mais, os fluxos de energia de Oeste para Leste. Emissões de carbono continuam aumentando – O Outlook também considera as emissões mundiais de CO2 até 2035, com base em suas projeções dos mercados energéticos e mais prováveis evoluções das políticas relacionadas à emissão de carbono. As projeções mostram a emissão aumentando 1% ao ano até 2035 ou 25% em todo o período, em uma trajetória significativamente maior do que aquela recomendada por cientistas, como ilustrado no Cenário 450 (450 Scenario) da Agência Internacional de Energia. Seguir reduzindo as emissões e carbono exigirá medidas

América do Sul e Central

Europa

adicionais dos governantes, além daquelas já tomadas, e o Outlook fornece informações comparativas para alternativas viáveis e seus impactos sobre as emissões. Porém, como provavelmente nenhuma alternativa será suficiente sozinha, múltiplas medidas deverão ser tomadas. Isso reitera a importância da formulação de políticas que levem a um preço global significativo para o carbono, o que proveria incentivos para que todos buscassem atender à demanda crescente por energia de forma sustentável. Ao comentar sobre o Outlook, o CEO do Grupo BP, Bob Dudley, concluiu: “A indústria de energia planeja estratégias e investimentos com horizontes, muitas vezes, de décadas. É por isso que uma visão das principais tendências e fluxos que irão moldar nossos mercados no longo prazo é essencial – e é exatamente esse o valor do Outlook.”

TN Petr贸leo 100

indicadores tn

Opep revisa para baixo a previsão de produção de seus concorrentes em 2015 A Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) revisou para baixo a previsão de produção de seus concorrentes para 2015, especialmente a dos Estados Unidos, e disse ver sinais de que a queda do preço do combustível está começando a incentivar a demanda. Em seu relatório mensal, a Opep calcula que os produtores de petróleo não membros do grupo bombearão uma média de 57,09 milhões de barris por dia este ano, o que representa uma redução em 410 mil barris em relação ao estimado há um mês (57,49 mbd). A diferença em relação à previsão anterior para os Estados Unidos é de 130.000 bd. A entidade acredita que a produção neste país em 2015 será de 13,64 mbd, 0,82% a mais do que em 2014. Em relação à demanda mundial de petróleo estimada para este ano, a Opep corrigiu em alta sua previsão para 92,32 mbd, o que representa 20.000 bd acima do esperado em janeiro e 1,28% a mais do que o consumo do ano passado. Os cálculos foram publicados em um momento de grande incerteza nos mercados sobre a próxima evolução dos preços do petróleo. Após cair cerca de 60% entre junho do ano passado e meados de janeiro deste ano, o valor do “ouro negro” recuperou só o que tinha perdido desde o final de dezembro. No caso do barril da Opep, seu preço superou os US$ 110 em 20 de junho, alcançou a menor cotação em seis anos

ao atingir US$ 41,50 em 13 de janeiro. O barril do petróleo do Texas (WTI), de referência para os EUA, fechou em Nova York aos US$ 51,69, e o do Mar do Norte, o Brent, referente na Europa, abriu em Londres aos US$ 57,95. “Ao cair os preços, parece que a demanda de petróleo responde de forma positiva, apesar disto poder ser impactado por outros fatores”, afirmam no documento os especialistas da Opep. “A forte queda dos preços foi causada principalmente por uma produção excessiva. Como resultado, os preços mais baixos parecem acelerar o ritmo de crescimento”, acrescentam. A organização deu um giro em sua política em 27 de novembro do ano passado, quando decidiu não reduzir sua oferta para derrubar os preços, ao contrário do que esperavam os mercados. O principal defensor da medida seria a Arábia Saudita, o maior exportador

mundial de petróleo, com o objetivo de conter a expansão do shale oil. Com seus novos dados, a Opep parece indicar, apesar da cautela, que sua estratégia estaria dando os primeiros resultados pois teria levado as petrolíferas a reduzir investimentos e operações, e com isso sua oferta. Os 12 produtores da Opep reduziram o bombeamento conjunto em janeiro, caindo de 30,20 mbd em dezembro até 30,15 mbd, embora com grandes diferenças entre os sócios do organismo, sendo o Iraque o país que mais fechou as torneiras e sua produção caiu 279.100 bd, até os 3,35 mbd. A Líbia (131.700 bd), Irã (25.100 bd) e Argélia (12.600 bd), assim como em menor medida Catar e Equador, diminuíram sua oferta em janeiro, enquanto houve alta em Angola, Arábia Saudita, Kuwait, Emirados Árabes Unidos, Nigéria, Venezuela e Equador.

Indústria brasileira de óleo e gás adota medidas para recuperar confiança Diante do rápido declínio no preço do petróleo, a confiança nas perspectivas para a indústria de óleo e gás em 2015 caiu vertiginosamente no Brasil, de 65% para 29% desde outubro, de acordo com nova pesquisa publicada pela DNV GL, consultoria técnica para a indústria de petróleo e gás. Em uma observação positiva, o Brasil é apontado pelos entrevistados globalmente como o quarto destino preferido para investimentos, depois dos EUA, China e Noruega. A baixa confiança no Brasil também se reflete nas intenções de investimento 18

TN Petróleo 100

de capital, em que 44% dos entrevistados planejam diminuir o Capex (capital expenditure) neste ano, comparado a 11% há três meses. Quase metade (49%) espera a redução do número de funcionários em seus negócios, enquanto o número que acredita no aumento do número de funcionários caiu 30 pontos percentuais em três meses, para 7%. Principais conclusões – O Brasil deixou de ser o segundo destino preferido para investimentos globais em 2014, para a quarta posição em 2015, depois dos EUA (28%), China (11%) e Noruega (9%).

As maiores barreiras para o crescimento no Brasil são o baixo preço do petróleo (65%), economia local fraca (47%) e economia global fraca (33%). Entre os entrevistados no mundo todo, a terceira maior barreira para o crescimento é o preço do gás não econômico (20%). Desde outubro, diferenças regionais têm estabilizado as regiões da Ásia-Pacífico, Europa e América do Norte, agora expressando confiança em níveis semelhantes. A América do Norte é a mais confiante (33%) para o próximo ano.

PELO MUNDO Árabia Saudita: De acordo com Ali al-Naimi, ministro do petróleo saudita, o país planeja se tornar o maior exportador de petróleo refinado do mundo em 2016, atrás dos EUA, ao ampliar sua capacidade de refino em 800 mil barris por dia, para mais de 3 milhões, por meio de duas novas refinarias. O país já é o maior exportador mundial de líquidos de petróleo, mas grande parte do volume exportado é refinada no exterior. Dinamarca: A Maersk vai vender sua fatia de 20% no Danske, o maior banco da Dinamarca, por cerca de US$ 5,5 bilhões e retornar o dinheiro aos acionistas. O conglomerado dinamarquês também divulgou lucro de US$ 5,02 bilhões no ano passado, 45,5% maior do que em 2013. Sua área de petróleo, porém, sofreu uma baixa contábil de US$ 2,2 bilhões devido, em parte, à reavaliação de ativos no Brasil. Noruega: Apesar de a Statoil ter anunciado a decisão de cortar 10% do seu investimento global em 2015, o Brasil está longe dos planos de redução da empresa. Os investimentos previstos para a segunda fase do desenvolvimento da produção no campo de Peregrino, na Bacia de Campos, serão mantidos com o objetivo de alongar a vida útil do ativo. Reino Unido: A Grã-Bretanha está ameaçando um confronto com o oligarca russo Mikhail Fridman em

razão dos campos de petróleo e gás que ele acaba de adquirir no Mar do Norte. Os britânicos estão preocupados com a produção de energia na região, caso o Ocidente imponha mais sanções e restrições à Rússia, o que poderia inviabilizar a operação e o desenvolvimento desses campos. México: A Pemex (Petróleos Mexicanos) registrou um prejuízo líquido de US$ 7,75 bilhões em 2014. Em janeiro de 2015, a Reuters informou que 8% dos contratos assinados pela empresa em 2013 tinham elementos fraudulentos e questionáveis. EUA: A produção de petróleo em dois dos campos de maior crescimento em formações de folhelho nos Estados Unidos deverá cair em abril pela primeira vez desde 2013: a produção na formação de Bakken, na Dakota do Norte, vai cair 8 mil barris por dia (bpd) ante março, para 1,32 milhão de bpd. Já a produção em Eagle Ford, no sul do Texas, recuará 10 mil bpd, caindo para 1,72 milhão de bpd em abril Colômbia: A estatal colombiana Ecopetrol informou que suas reservas comprovadas de hidrocarbo netos aumentaram 5,7% no ano passado, resultado da revisão dos campos existentes e aumento das reservas de gás natural.

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Consumo de combustíveis cresce 5,28% As vendas de combustíveis no mercado brasileiro em 2014 totalizaram 144,575 bilhões de litros, o que representa um aumento de 5,28% em relação aos 137,323 bilhões de litros registrados em 2013. Os dados foram divulgados em 10 de fevereiro no X Seminário de Avaliação do Mercado de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis da ANP, realizado no escritório central da Agência, no Rio de Janeiro. Houve aumento de 2,49% na comercialização de óleo diesel B na comparação entre 2013 e 2014, de 58,571 bilhões

de litros para 60,032 bilhões de litros. O aumento nas vendas de biodiesel foi de 16,45%, de 2,929 bilhões de litros em 2013, para 3,410 bilhões de litros em 2014. Esse crescimento se deu em função do aumento do teor de adição de biodiesel ao óleo diesel A de 5% para 6% em julho de 2014, e de 6% para 7% em novembro de 2014.

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 08/2014 a 01/2015

06.01.2015

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

Bacia de Campos

1.579,9

1.600,1

1.579,4

1.572,5

1.631,8

2.191,7

Outras (offshore)

328,8

321,3

349,5

342,9

385,5

393,2

Total offshore

1.908,8

1.921,4

1.928,9

1.915,4

2.017,4

1.997,4

Total onshore

195,9

196,3

197,5

195,2

194,8

194,3

2.104,6

2.117,6

2.126,4

2.110,6 2.212,2

2.191,7

Total Brasil

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

Outubro Novembro Dezembro

Bacia de Campos 26.712,6 26.520,2 26.723,7

Janeiro

26.419,1 27.181,3 26.829,4

Outras (offshore) 27.518,7 27.422,1 28.397,1 27.385,5 29.316,7 30.475,8 Total offshore

54.231,3 53.942,3 55.120,8 53.804,6 56.498,0 57.305,3

Total onshore

16.790,2

17.194,7 16.919,0

Total Brasil

71.021,5

71.137,0 72.039,8 70.775,8 73.515,3 74.558,7

Agosto Setembro

16.971,2 17.017,3 17.253,4

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

115,0

119,7

117,9

99,4

99,5

97,6

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

15.807,0

16.292,7

16.630,8

14.554,6 15.022,0 14.646,0

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

2.759,3

2.780,6

2.795,2

2.740,9 2.862,5 2.844,5

TN Petróleo 100

-1.35 -1.49 Variação no período: -1.69%

bovespa (%) 06.01.2015

10.03.2015

1.02 -1.80 Variação no período: 2.07%

dólar comercial* 06.01.2015

10.03.2015

2.700 3.102 euro comercial* 06.01.2015

10.03.2015

3.21 3.31 Variação no período: 3.12%

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

10.03.2015

Variação no período: 14.01%

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

A comercialização de gasolina C foi de 44,364 bilhões de litros, um aumento de 7,09% em relação aos 41,428 bilhões de litros relativos a 2013. Além disso, o consumo de etanol hidratado, que havia sido de 11,755 bilhões de litros em 2013, aumentou para 12,994 bilhões de litros em 2014, o equivalente a um crescimento de 10,54%. O etanol total (soma

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

Foto: Agência Petrobras

de anidro e hidratado) teve elevação de 12,33% em 2014 frente a 2013, de 21,441 bilhões de litros para 24,085 bilhões de litros.

Ainda segundo os dados divulgados pela ANP, as vendas de gás liquefeito de petróleo (GLP) aumentaram 1,26%: de 13,276 bilhões de litros para 13,444 bilhões de litros. O querosene de aviação (QAV) teve sua comercialização elevada em 3,40%: de 7,225 bilhões de litros para 7,470 bilhões de litros. No óleo combustível houve alta de 24,14%: de 4,990 bilhões de litros para 6,195 bilhões de litros. O gás natural veicular (GNV), por fim, apresentou redução de 3,23% do volume comercializado, passando de 5,125 milhões de m³/dia para 4,960 milhões de m³/dia.

Período: 06.01.2015 a 10.03.2015 | ações ações ações ações

petrobras

8,06

8,32

8,33

Variação no período: 5.15%

8,55

Variação no período: 3.86%

VALE R$

ON 21,80

19,10 PNA 19,29 16,57

Variação no período: -6.81%

Variação no período: -9.21%

CPFL

BRASKEM

11,65 12,56 PNA 16,01 13,75 Variação no período: 7.98%

Variação no período: -15.42%

petróleo brent (US$) 06.01.2015

52.13

10.03.2015

56.39

Variação no período: 6.34%

petróleo WTI (US$) 06.01.2015

47.93

10.03.2015

48.29

Variação no período: -0.71%

FRASES

“O quadro técnico da empresa é o melhor quadro técnico do mundo neste setor. São pessoas extremamente engajadas que eu não tenho dúvida que darão uma resposta à altura. A Petrobras não vai parar. Ela não vai entrar em marcha a ré.” Aldemir Bendine, presidente da Petrobras, 10/02/2015, Jornal Nacional (TV Globo)

“A Petrobras é do governo e também tem parceiros privados brasileiros e estrangeiros. O governo tem o direito de definir quando é melhor fazer os aumentos na bomba, mas ele tem que procurar instrumentos corretos para fazer essa política.” Edmar de Almeida, diretor do Instituto de economia da UFRJ, 05/02/2015, G1

“O governo começou a escolher hoje (3 de março) as áreas que serão colocadas em estudo para entrarem como blocos na 13ª rodada de leilão de exploração de petróleo, que deve ocorrer no segundo semestre deste ano” Eduardo Braga, ministro de Minas e Energia, Agencia Estado, 03/03/2015 .

“Ao contrário do xisto dos EUA, a produção convencional nos outros lugares tem altos custos iniciais de capital, começa lentamente e será a principal vítima da decisão da OPEP de manter a regularidade da produção” Harry Tchilinguirian, diretor de estratégia de mercados de commodities do BNP Paribas, Janeiro/2015, Reuters.

TN Petróleo 100

indicadores tn Com o Apoio De:

Paula Gant

Elizabeth Spomer

Deputy Assistant Secretary, Office of Oil & Natural Gas Department of Energy

President & CEO Jordan Cove LNG LLC

Galway Group Advancing Energy Decisions

TN Petr贸leo 100

pAtroCinADo por:

Galway Group Advancing Energy Decisions

DiA 1 pAtroCinADo por:

pAtroCinADo por:

pAtroCinADo por: pAtroCinADo por:

TN Petr贸leo 100

entrevista exclusiva

Mercado tem de ser

competitivo

O ex-petroleiro começou na estatal nos campos petrolíferos da Bahia e, em 1968, chefiou a área de Geofísica no Brasil, promovendo o início de extensiva atividade no mapeamento da plataforma continental brasileira. Na década de 1970, destacou-se na gerência dos Contratos de Risco, na Diretoria de E&P e na presidência da Braspetro, a holding da Petrobras dedicada a atividades de E&P no exterior, e na presidência da Petrobras America, nos Estados Unidos. Freire foi diretor de E&P da Petrobras de 1985 a 1990, quando as atividades em águas profundas, com grandes inovações tecnológicas, tiveram grande impulso. Ele vê com apreensão a crise na estatal e seus impactos na indústria. A crise é grave, pontua o consultor, frisando que a companhia precisa ter um conselho de administração com menos ingerência governamental. Para ele, a retomada do setor e a recuperação da Petrobras dependerão da revisão do marco regulatório, com o reestabelecimento do modelo de concessão para as áreas do pré-sal ao invés de partilha da produção. “Bem como a revisão dos contratos de cessão onerosa entre a Petrobras 24

TN Petróleo 100

ligadas à instabilidade dos marcos regulatórios, já apontadas. Mas a companhia está sujeita também a outros entraves que precisam ser sanados. Quais seriam estes entraves? Primeiramente, com relação à sua própria organização administrativa, sujeita, de rotina, às decisões da Diretoria Executiva, mas pendente da aprovação do Conselho de Administração – cuja maioria dos membros é apontada pelo controlador, que representa a União. Correntemente, sete dos dez membros são apontados pelo controlador e apenas três pelos grupos independentes de acionistas. Desse modo, as decisões do Conselho fogem, com frequência, às boas práticas de governança corporativa, impondo decisões do controlador. E nos últimos anos tem havido ingerência cada vez maior do controlador, uma vez que esses membros integram, com frequência, a administração do Governo, como ministros com responsabilidades na área de petróleo. Ora, se uma companhia atua em um mercado aberto, precisa ter autonomia para ser competitiva e gerar resultados operacionais e financeiros. O que não

Fotos: TN Petróleo

Wagner Freire, engenheiro e consultor

Depois da quebra do monopólio, a Petrobras mostrou indiscutível capacitação para atuar em um mercado aberto. Ela se desenvolve melhor em um mercado competitivo.

entrevista exclusiva

Desde o tempo do “petróleo é nosso” há ingerência política. Mas houve avanços e retrocessos significativos nessa ingerência. A discussão, no Congresso, sobre o processo de concessões no Brasil foi muito importante. E também houve ações positivas do Governo. Como, por exemplo, em 1976, quando o Governo Geisel decidiu criar os Contratos de Risco, objetivando uma avaliação mais rápida do potencial petrolífero do país. Houve uma oposição muito grande pelos defensores da tese, já então ultrapassada, de que o “petróleo é nosso”. A questão da competitividade já está no cotidiano da indústria mundial. Para ilustrar a evolução desse conceito, vale mencionar que a primeira descoberta de petróleo offshore no Brasil ocorreu com o campo de Guaricema, em Sergipe, em 1968, um ano antes das primeiras descobertas na Noruega (Ekofisk) e no Reino Unido (Forties), ambas no Mar do Norte, onde o processo exploratório era extremamente competitivo. Resultado: Noruega e Reino Unido atingiram há muito tempo (1999) o pico de produção de 9 milhões de barris/ 26

TN Petróleo 100

dia. Estamos em 2014 e não chegamos nem na metade disso no Brasil. E o Proálcool? O Proálcool foi bem-sucedido até certo ponto, quando o Governo passou a controlar os preços dos derivados, forçando a Petrobras a vendê-los abaixo dos preços de mercado. Isso não só prejudicou a Petrobras, como a indústria alcooleira. Vender derivados abaixo do preço de mercado é um pecado capital! As decisões políticas são importantes, mas precisam ser monitoradas e reformuladas, quando necessário. Este foi o começo da crise. Houve outro projeto de suporte político adequado, também, quando Geisel era presidente: a criação dos polos petroquímicos da Bahia, Rio Grande do Sul e Rio de Janeiro, os quais muito contribuíram para a consolidação da indústria petroquímica no Brasil e para o desenvolvimento dos estados onde os polos se estabeleceram. Mas o senhor fala também da mudança regulatória como um entrave, como mais uma ingerência política.

Sim. O cenário atual não se compara com o do século passado, pois a Petrobras passou por mudanças relevantes desde a quebra do monopólio, com a promulgação da chamada Lei do Petróleo, em 1997, quando passou a ter o mesmo tratamento das demais companhias de petróleo que atuam no Brasil. Eu diria que esse foi um período de grande desenvolvimento da Petrobras e do país. Antes de 2010, houve as descobertas significativas do pré-sal, nos campos de Tupi, Paraty, Iara, e outros da Bacia de Santos. Fatores que levaram a estatal a ter posição de destaque no cenário mundial. E muito contribuiu para esse sucesso a associação da Petrobras com companhias importantes no mercado, como a ExxonMobil, Shell, Total, Equipetrol, Galp. E a Petrobras conseguiu se posicionar como um player qualificado para atuar em ambiente competitivo? Sim. A indústria de petróleo, principalmente o segmento de upstream (exploração e produção), o que gera mais lucros, é extremamente globalizada e competitiva e está sujeita a

Mercado tem de ser competitivo uma serie de riscos. Riscos de mercado, de preços voláteis e de preços sujeitos ao jogo de cartéis. Existe no upstream outra condição importante que é o chamado risco exploratório. Quando se delineia um prospecto e se procede à sua perfuração, pode-se descobrir um grande campo de petróleo ou, simplesmente, originar um poço seco. Esse risco é tão grande que as companhias procuraram se associar para minimizá-lo, sobretudo na etapa de exploração, o que se acentuou com as atividades no Mar do Norte, no setor norueguês e britânico, e no Golfo do México, quando as companhias passaram a se associar em joint ventures, para reduzir os riscos exploratórios e melhor avaliar tecnologias e procedimentos para a fase de desenvolvimento, de modo a produzir petróleo mais rapidamente, em quantidades mais elevadas e a custos mais baixos.

E não é isso que vem ocorrendo no Brasil? Nem tanto. A partir de 2010, esse modelo vem sendo refutado no mercado brasileiro, devido às mudanças no marco regulatório. É importante lembrar que, hoje, dificilmente uma major, ou mesmo companhias de pequeno porte, entram ou adquirem blocos exploratórios para atuar em qualquer país sem uma parceria. E o principal instrumento utilizado no gerenciamento dessas associações é o Joint Operating Agreement (JOA, Acordo de participação conjunta) que vem evoluindo ao longo do tempo e regula as atividades nos principais mercados mundiais. O Acordo é tão detalhado, que é difícil ocorrer alguma situação que não esteja devidamente coberta por ele. E, é claro, os programas de desenvolvimento são aprovados por todos os participantes do Acordo, que também oferecem suas contribuições

para o melhor êxito do projeto, antes do plano ser submetido às agências reguladoras. Foi essa forma de trabalho que possibilitou o desenvolvimento extraordinário da E&P no Mar do Norte, no Golfo do México e em outras regiões. Inclusive no Brasil, quando o mercado foi aberto às companhias qualificadas, que passaram a disputar áreas dentro do regime de concessão. Esse é o modelo adotado nas principais regiões produtoras, já citadas, assim como em países em desenvolvimento. O problema é que no Brasil, por ações do Governo Federal, há um movimento acentuado afastamento dessas práticas, amplamente utilizadas em todo o mundo. Ou seja, a criação de outros regimes, como o modelo de partilha brasileiro e o contrato de cessão onerosa? Exatamente. Não apenas as mudanças no marco regulatório como

TN Petróleo 100

entrevista exclusiva também a eliminação de outras disposições, como a participação especial, que é paga ao Governo pelos concessionários dos campos com grande produção ou grande produtividade. Mas o problema, ainda mais grave, foi a introdução no regime de partilha brasileiro da figura do operador único, que desfigura esse processo. Como dissemos antes, essa é uma indústria extremamente competitiva. Se não houver competição, não vai pra frente. Como competir quando se estabelece que uma empresa será a operadora única de todos os blocos leiloados em determinada área, com pelo menos 30% de participação nos investimentos? Esse modelo foi adotado até agora apenas para o bloco de Libra, onde já havia confirmação de descobertas pela ANP, não é? Sim, mas é na área onde Libra está situado que a competição se faz ainda mais necessária. Estamos falando de uma nova fronteira, com peculiaridades próprias que aumentam os riscos exploratórios, em profundidades cada vez maiores, além dos aspectos operacionais e logísticos, uma vez que estão a mais de 300 km da costa. Enfim, há uma série de dificuldades adicionais, tanto no que diz respeito à avaliação das reservas como ao plano de desenvolvimento. Daí a importância de se ter mais parcerias, mais associações entre companhias com experiências diferenciadas. Empresas que vão somar competências para podermos desenvolver o pré-sal brasileiro. Quero lembrar que as áreas do pré-sal foram leiloadas na segunda rodada, com a participação de muitas multinacionais, como Shell, ExxonMobil, Total, Partex, Equipetrol, Galp, entre outras. Na disputa de áreas, nas atividades

exploratórias, e na perfuração de poços por estas companhias, houve uma junção de forças que possibilitou as descobertas. Caso contrário, talvez não tivéssemos avançado no pré-sal. Sem falar em outras regiões – de turbiditos –, fora do pré-sal, onde essa disputa acabou resultando em novas descobertas, como na Bacia de Sergipe-Alagoas, em águas profundas. Mais uma vez, isso é fruto de um cenário de competição. Por isso defendemos que a atuação em parceria com outras companhas é fundamental para a Petrobras sair dessa crise. E a exigência de conteúdo nacional, também é um entrave? Deve ser repensada, a despeito de ter posicionado a Petrobras como principal agente do desenvolvimento industrial dessa cadeia produtiva? Volto a reiterar que, no mercado competitivo, como no Reino Unido, há uma enorme cadeia de fornecedoras de bens e serviços. Mas as companhias podem comprar onde encontrarem melhores preços de mercado, de prazos de entrega e atendimento das especificações técnicas. Ou seja, se a Coreia do Sul oferece essas condições melhores que de seus concorrentes locais, eles vão comprar lá, ou na China, ou qualquer outro lugar onde tenham melhor custo-benefício. Um fato interessante é que quando se fez o primeiro desenvolvimento de um campo de petróleo pela Petrobras, no Golfo do México, o campo de Cascade-Chinook, o FPSO utilizado não foi fabricado no Brasil e sim na Coreia do Sul. O campo entrou em produção em 2014, três anos após sua descoberta. Não há restrição no mercado americano à compra em outro mercado. No Brasil, a partir de 2010, observa-se uma progressiva presença da

*Nota do editor: O monopsonista tem poder de mercado, pois influencia os preços de determinado bem, variando apenas a quantidade comprada. Os seus ganhos dependem da elasticidade da oferta. O termo foi introduzido pela economista pós-keynesiana britânica Joan Robinson, em 1933. 28

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Petrobras em todos os contratos de equipamentos e serviços. Criou-se o que os economistas chamam de ‘monopsônio’, quando existe um único comprador de equipamentos, um único contratante de serviços. A Petrobras é hoje uma monopsonista(*). Não somente na área do pré-sal como em outras áreas de atuação. É um mercado destrutivo. A Petrobras não é fabricante de navios nem de sondas de perfuração, por que então tem de se associar a estaleiros e criar uma companhia para fabricação de sondas, a Sete Brasil? Não existe isso em nenhum outro lugar. Esse monopsônio da Petrobras não é bom para o desenvolvimento do mercado. A saída é adotar o modelo de competição. A Petrobras não tem que dar suporte a essa indústria, tem que ter a alternativa de comprar onde é mais barato. Seja na área naval, no mercado de sondas, de levantamentos sísmicos, em qualquer segmento. Esse modelo de promoção da indústria local foi mal copiado de outros países, como a Noruega. E lá deu certo. Desde cedo o governo norueguês exigiu competitividade dessa indústria e, como resultado, há 14 empresas norueguesas de prestação de serviços atuando no Brasil e no mundo inteiro. E nenhuma empresa brasileira de serviços petrolíferos atuando no exterior, não é certo? O modelo da Noruega era de razoável competição. O norueguês protegeu a indústria local somente por um curto período. A Braspetro foi criada em 1972, um ano antes da Statoil. Hoje, a Statoil tem um perfil totalmente diferente do da Petrobras (seu Conselho de Administração tem três membros apontados pelo Governo e sete pelos acionistas minoritários e, além disso, nenhum ministro...). Em termos da participação, de promoção de um mercado competitivo, quando ela foi criada, o Governo determinou que a companhia deveria participar de todos

os blocos licitados no setor norueguês do Mar do Norte. Depois de dois anos, a Statoil convenceu o Governo de que só entraria nos blocos com avaliação favorável do ponto de vista técnico e econômico. Quarenta anos depois, não aprendemos a lição norueguesa! Por isso, consideramos que a recuperação da Petrobras está vinculada a mudanças do marco regulatório. É um absurdo o Governo obrigar a Petrobras a participar da exploração de todos os blocos do pré-sal. E, a propósito, a Statoil investe no Brasil há vários anos, produz com sucesso no campo de Peregrino, na Bacia de Campos, onde o óleo é relativamente pesado (14ºAPI) e conduziu a empresa a recorrer a grande desenvolvimento tecnológico, para produção rentável e eficiente. A companhia continua investindo no desenvolvimento do campo, para mantê-lo num bom nível de produção. Ou seja: a recuperação da Petrobras não depende apenas dela, mas também da própria ação do Governo. Ou melhor, da redução de ingerência governamental ou da obrigatoriedade de participar na exploração do pré-sal. O Governo e o Congresso Nacional devem promover as mudanças fundamentais necessárias, como fez na época da quebra do monopólio. Na realidade, é importante até mesmo mudar alguns aspectos da licitação do pré-sal. Por exemplo, no modelo de concessão, ganha a área quem dá maior bônus ao Governo e se compromete com maior investimento em Exploração. E, se encontrar óleo, deve fazer a declaração de comercialidade no prazo determinado. Se a produção for grande, vai pagar a participação especial, que confere ao Governo a possibilidade de acessar mais recursos financeiros não com óleo cru para depois comercializá-lo. Essa é uma virtude dos processos de concessão. Isso não ocorre da

mesma forma no leilão do pré-sal, no modelo de partilha de produção: ganha a companhia que oferecer a maior parcela de lucro do óleo ao Governo. E se o campo descoberto for medíocre, ou se não houver sequer descobertas? O que vai acontecer se não puder pagar os 40% prometidos ao Governo? Ou seja, você se compromete a dar para o Governo um dinheiro que não sabe se vai ganhar. Devemos voltar à estaca zero, ao modelo de concessões usado no mundo inteiro. A saída da Petrobras dessa situação crítica passa também por mudanças no sistema de concessões. Depende da vontade e do interesse da diretoria da Petrobras, do seu Conselho de Administração e, sobretudo, do interesse do controlador, que é o Governo Federal. Um controlador que impõe preços abaixo do mercado, que impõe esses princípios! No início do processo de abertura, a ANP indexou o preço do petróleo comercializado pela companhia à cotação do Brent, para garantir as receitas de royalties aos preços de mercado. Com relação ao preço de derivados, como o mercado brasileiro não é competitivo, uma Portaria conjunta do Ministério da Fazenda e o de Minas e Energia atrelou esses preços à média mensal prevalecente na área do Golfo dos EUA, um mercado bem competitivo. Essa Portaria deixou de vigorar a partir de 2002. Está na hora de restabelecê-la para garantir aos refinadores, especialmente à Petrobras, a venda dos derivados de petróleo a preços de mercado. Na Noruega, o controlador age de acordo com os preceitos da governança corporativa. Jamais faria isso com a Statoil. A reforma desse mercado, no Brasil, tem de ser de base. A indústria brasileira de petróleo tem condições de se desenvolver, mas não nesse modelo. TN Petróleo 100

especial: crise na petrobras

É hora de

xeque 30

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por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

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especial: crise na petrobras

O jogo de interesses que coloca a Petrobras no centro das atenções, entre denúncias de corrupção, uso político e disputas partidárias, mostra que a petroleira brasileira tem de superar impasses que, para manter sua posição no cenário mundial de óleo e gás, vão além dos riscos exploratórios e desafios tecnológicos. O desenvolvimento acelerado do pré-sal, que em janeiro superou a marca dos 824 mil barris de petróleo equivalente (boe) por dia – dos quais 670 mil bpd de óleo –, assegurou à estatal, pela terceira vez, o mais importante prêmio da indústria offshore mundial, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions. Estes resultados, em um cenário tão complexo, são fruto de investimentos realizados nos últimos anos e mostram os avanços tecnológicos consolidados pela petroleira. E que não podem ser ignorados, assim como seu papel na economia do Brasil. Esses dois aspectos, aliados a um conjunto de fatores que abrange toda a cadeia produtiva de óleo e gás, devem orientar o próximo movimento, para que o país possa dar um xeque-mate neste tabuleiro, sem perder sua rainha: a Petrobras.

endo o risco por sua própria natureza, a indústria do setor de óleo e gás vem passando por sua primeira grande crise neste século. Dessa vez por conta dos baixos preços do energético (em torno de US$ 60), devido a uma manobra da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep). A entidade manteve os níveis da produção de seus membros, mesmo diante do enfraquecimento da demanda global, para não perder hegemo-

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nia frente ao avanço dos Estados Unidos com o shale. Em janeiro, em Davos, Suíça, o secretário-geral da Opep, Abdullah al-Badri, em matéria publicada pela Agência Reuters no dia 21 daquele mês, reiterou que a organização não vai intervir para impedir o colapso do preço do petróleo, mesmo diante da advertência de grandes corporações de energia de que essa política de cartel vai restringir os investimentos. “Se tivéssemos cortado (a produção) em novembro, teríamos de cortar novamente e novamente, com países de fora da Opep podendo au-

mentar a produção”, alegou Badri, fazendo alusão ao forte aumento na produção dos EUA. “Todos nos dizem para cortar. Mas eu pergunto: nós produzimos com altos ou baixos custos? Vamos produzir o petróleo de custo mais baixo em primeiro lugar e, em seguida, produzir a custo mais elevado”, complementou ele. O preço do petróleo, que chegou a ficar abaixo de US$ 50 o barril, se mantiver estes níveis, pode inviabilizar a extração de hidrocarbonetos em várias regiões, ainda mais em novas fronteiras como o pré-sal, o Ártico, sobretudo em águas ultraprofundas.

É hora de dar o xeque-mate

Foto: Divulgação

Impactará tanto a produção onshore não convencional, nos EUA, como a offshore, principalmente em países que têm grandes projetos de desenvolvimentos de campos marítimos.

Desinvestimento Tal situação levou empresas de petróleo a reduzirem orçamentos em todo o mundo, como confessaram alguns executivos durante o Fórum Econômico Mundial, realizado em janeiro na cidade suíça. Esse desinvestimento na produção – situação que pode ocorrer com a Petrobras, se não planejar bem o corte de recursos – pode levar a escassez de oferta no futuro, com forte elevação dos preços. Falou-se até em barril a 200 dólares em alguns anos. “Do que precisamos é de estabilidade. A Opep é como o banco central para o petróleo: deve dar estabilidade aos preços para poder investir de maneira regular”, disse Claudio Descalzi, presidente da italiana Eni à TV Reuters. “Há um declínio anual natural de 5% em campos produtores em todo o mundo. Isso significa que, até 2030, mais da metade da produção mundial de petróleo existente vai desaparecer. Há enorme quantidade de dinheiro que precisa ser investido para obter mais 50 milhões de barris por dia de nova produção”, alertou o presidente da francesa Total, Patrick Pouyanne. Outras companhias, como a britânica BP e as norte-americanas ConocoPhillips e ExxomMobil estão fazendo o mesmo. No final do ano passado Royal Dutch, Shell e a Chevron falaram em ajustes de mais de US$ 40 bilhões nos gastos. No início de março, em encontro com analistas, o presidente da Exxon, Rex Tillerson, afirmou que vai cortar os investimentos em até 12%, para chegar a um volume de recursos de US$ 34 bilhões. E pretende reduzir para abaixo deste patamar os gastos de capital em 2016 e 17. Ainda assim, há projeção de um aumento de produção em torno de 2% até o final do ano, a ExxonMo-

plano de desinvestimento para o biênio 2015 e 2016.

US$ 13,7 bilhões Exploração & Produção no Brasil e no exterior

30%

Abastecimento

30%

Gás & Energia

40%

bil pretende produzir 4,1 milhões de barris de óleo equivalente (boe) por dia. O maior índice, de 7% de aumento, é esperado na produção de hidrocarbonetos líquidos – quer chegar a 2,33 milhões de barris de petróleo por dia (bpd). Com isso, a norte-americana espera retomar a posição perdida para a Petrobras, que em janeiro superou a Exxon em 10 mil barris, ao atingir 2,19 milhões de bpd no Brasil. Para manter essa posição, a estatal brasileira tem de aumentar sua produção nacional de óleo ao longo do ano em 6,4% – em termos de volume médio no ano, o crescimento foi de 5,3%, em relação a 2013.

No entanto, foi de nada menos que 15,4% o aumento da produção da estatal ao longo dos 12 meses de 2014 – a Petrobras passou de 1,917 milhão bpd, em janeiro, para 2,212 milhões bpd em dezembro. No dia 22 de dezembro, a produção de óleo e LGN chegou a 2 milhões e 300 mil barris de petróleo, maior volume em quatro anos, configurando novo recorde diário. A produção total de óleo e gás natural no Brasil, em dezembro, também foi a maior da história da companhia: 2,675 milhões de boed. Na média do ano, a produção total de petróleo e gás da Petrobras no Brasil aumentou 6%, em 2014, passando de 2,321 milhões de boed, em 2013, para 2,461 milhões de boed em 2014.

Dupla pressão No Brasil, a situação foi agravada pela onda de denúncias de corrupção dentro da estatal, deflagrada na disputa eleitoral para a presidência da República, ampliada pelo instrumento jurídico da Delação Premiada, quando corruptos e corruptores buscam atenuar suas penas em troca de entregar nomes de pessoas envolvidas nos atos denunciados. Mais além de desnudar uma prática que precisa ser dizimada no setor público brasileiro, acirrada pelos recursos do capital privado, que paga as propinas, as denúncias refletem o peso da estatal na economia nacional como um todo. Assim como as grandes obras de infraestrutura, no passado, mobilizavam grandes corporações e estimulavam a formação de cartéis, a emergente indústria brasileira de óleo e gás passou a atrair interesses de todos os lados, inclusive os mais escusos. Não é à toa que o petróleo tem gerado guerras e conflitos seculares pelo mundo afora. Ter controle das reservas de hidrocarbonetos em um mundo em que a energia fóssil ainda predomina é uma questão estratégica. Tanto que fez os Estados Unidos investirem na exploração em larga escala de reservas não convencionais, que tem um pico de produção TN Petróleo 100

Foto: TN Petróleo

especial: crise na petrobras

Segmento de petróleo

Avaliação de crédito pela Moody’s

Exxon Mobil.................................Aaa Total..............................................Aa1 Chevron........................................Aa1 Royal Dutch Shell.......................Aa1 Statoil...........................................Aa2 Qatar Petroleum.........................Aa2 CNPC............................................Aa3 CNOOC.........................................Aa3 Sinopec........................................Aa3 China Petroleum and Chemical.....Aa3 Pertamina.................................Baa3 Gazprom....................................Baa3* Rosneft......................................Baa3* Lukoil.........................................Baa3* State Oil Company of Averbajan..... Ba1 Tatneft.......................................Ba1* Bashneft....................................Ba2* Petrobras.........................Ba2* YPF............................................Caa1 Petroleros de Venezuela........Ca3 * Revisão para possível downgrade

mais rápido, assim como uma ‘vida produtiva’ mais curta. Já as grandes reservas convencionais que vêm sendo exploradas ou descobertas têm uma vida média acima de 25 anos. Essa é a questão que deve ser considerada no momento em que temos a Petrobras no olho do furacão. No jogo de interesses, internos e externos – uma vez que estamos falando de um recurso geopoliticamente estratégico –, é preciso programar os próximos passos com muito cuidado, sem permitir que o lance açodado, de uma torre ou um bispo, coloque em risco, neste imenso tabuleiro, os ativos da indústria brasileira de óleo e gás. Tarefa que cabe aos dirigentes da Petrobras – incluindo o conselho administrativo –, Governo, políticos, empresas e sociedade como um todo. Sem golpismos de direita ou esquerda.

Classificação O não fechamento das contas da Petrobras em 2014, em decorrência das citadas denúncias de corrupção, é mais um entrave para a recuperação 34

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da confiança e atração de novos investimentos. A estatal adotou algumas medidas para enfrentar os tempos difíceis, tanto financeiros como políticos. Na esteira das oil companies, a Petrobras também anunciou a aprovação, em 26 de janeiro, da revisão de seu plano de desinvestimento para o biênio 2015 e 2016. “O valor total do plano é de US$ 13,7 bilhões, divididos entre as áreas de Exploração & Produção no Brasil e no exterior (30%), Abastecimento (30%) e Gás & Energia (40%)”, informou a estatal em comunicado aos investidores. Acima dos US$ 5 a 11 bilhões previstos no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, divulgado em fevereiro de 2014. Essa ação integra um planejamento financeiro que, de acordo com a estatal, “visa à redução da alavancagem, preservação do caixa e concentração nos investimentos prioritários, notadamente de produção de petróleo e gás no Brasil em áreas de elevada produtividade e retorno.” A petroleira informa ainda que o valor aprovado de US$ 13,7 bilhões

é sensível a variáveis de mercado, tais como a cotação do barril de petróleo tipo Brent, taxa de câmbio, crescimento econômico brasileiro e mundial, dentre outras. “Alterações nessas variáveis podem fazer com que a Companhia modifique sua meta de desinvestimento”, informa a estatal. Previsível, diante também do cenário internacional, o desinvestimento foi anunciado em um período turbulento, no qual a agência de classificação de risco Moody’s reviu o nível de risco (rating) da dívida em moeda estrangeira da Petrobras de Baa2 para Baa3 (em 30 de janeiro), e de Baa3 para Ba2 (em 24 de fevereiro). Com isso, a Petrobras deixa de ser classificada como “grau de investimento” pela agência, que frisou manter esta classificação em revisão. A revisão “ reflete a preocupação com as investigações de corrupção em curso e as possíveis pressões sobre a liquidez da Companhia, resultantes do atraso

É hora de dar o xeque-mate na divulgação das demonstrações financeiras auditadas”, lê-se no comunicado da Agência. Ela avalia que a Companhia deverá passar por “um momento desafiador objetivando a redução do seu endividamento nos próximos anos”, necessitando de mais tempo do que o previsto antes para reduzir sua alavancagem. A Moody’s considera em seu rating a possibilidade de suporte financeiro do governo federal à Petrobras, se necessário, e alerta que o rating da estatal poderá ser sensível a mudanças na classificação de risco do governo brasileiro, a um aumento de alavancagem e às metas de produção. Já a agência de classificação de risco Fitch, no dia 4 de fevereiro, anunciou a revisão do nível de risco (rating) da Petrobras de BBB para BBB–. Com esta nota, a petroleira mantém sua classificação como grau

de investimento. A Fitch afirma que a classificação de risco da Petrobras continua a refletir o suporte do Governo Federal, seu acionista controlador, e sua importância estratégica para o Brasil. Dois dias depois, o conselho de administração da estatal aprovou a eleição de Aldemir Bendine para ocupar a presidência da Petrobras, em substituição à Maria das Graças Silva Foster, que renunciou junto com os demais diretores técnicos de seu grupo – José Formigli, de E&P; José Carlos Cosenza, de Abastecimento; José Alcides Santoro Martins, de Gás e Energia; e Almir Guilherme Barbassa, Financeiro e de Relacionamento com Investidores.

Um mês antes, o mesmo conselho de administração havia aprovado a indicação de João Adalberto Elek Junior para o cargo de diretor de Governança, Risco e Conformidade, para um mandato de três anos. A nova diretoria, criada em novembro do ano passado, visa “assegurar a conformidade processual e mitigar riscos nas atividades da companhia, dentre eles, os de fraude e corrupção, garantindo a aderência a leis, normas, padrões e regulamentos, internos e externos à Companhia”. Além de participar das decisões da diretoria executiva da Petrobras, o novo diretor deve dar o aval prévio de conformidade com sua área para todas as matérias submetidas à deliberação do colegiado.

Sob novo comando, Petrobras mantém corpo técnico No dia 6 de fevereiro, o conselho de administração da Petrobras aprovou, por maioria, a eleição de Aldemir Bendine para a presidência da estatal. Eleição que, conforme dispõem a Lei das Sociedades Anônimas e o Estatuto Social da Petrobras, é válida até a próxima assembleia geral de acionistas – que havia se realizado seis dias antes, em caráter extraordinário, para deliberar outros temas. Ex-presidente e membro do conselho de administração do Banco do Brasil, Bendine, administrador formado pela PUC-Rio, com MBA em Finanças e em Formação Geral para Altos Executivos, tem alguém de sua confiança pessoal na diretoria Financeira e de Relacionamento com Investidores: o ex-vice-presidente do mesmo

cargo do Banco do Brasil, Ivan de Souza Monteiro. Outras áreas foram entregues aos quadros da estatal, gerentes executivos das próprias áreas, todos eles com mais de 30 anos de empresa. A gerente executiva de Exploração e Produção Corporativa, Solange da Silva Guedes, assumiu a diretoria de Exploração e Produção, em substituição a José Miranda Formigli Filho – com quem trabalhou por muitos anos. O engenheiro químico Jorge Celestino Ramos, gerente executivo de Logística do Abastecimento substituiu o diretor José Carlos Cosenza. E o engenheiro mecânico Hugo

Repsold Júnior ex-gerente executivo de Gás e Energia Corporativo, será o novo diretor da área, em substituição a José Alcides Santoro Martins. A diretoria de Engenharia, Tecnologia e Materiais foi entregue ao gerente executivo de Engenharia para Empreendimentos Submarinos, Roberto Moro, como substituto de José Antônio de Figueiredo. Criou-se uma diretoria técnica, sob o comando de profissionais do setor financeiro. Até o fechamento desta edição, o único integrante da antiga diretoria a se manter no cargo, mas sob licença, é José Eduardo Dutra, na área Corporativa e de Serviços. TN Petróleo 100

especial: crise na petrobras

Acervo estratégico está também sob auditoria externa? A contratação pela Petrobras da PricewaterhouseCoopers (PwC) para prestação de serviços de auditoria contábil nos exercícios sociais de 2015 e 2016, no final de fevereiro, é outra medida adotada pela petroleira para tranquilizar o mercado e os investidores. A mesma auditoria não assinou as demonstrações financeiras correspondentes ao terceiro trimestre de 2014, devido às denúncias de corrupção que vieram à tona com a Operação Lava Jato, da Polícia Federal. Quanto aos resultados do ano 2014, a Petrobras já informou que, de acordo “com as cláusulas atualmente vigentes nos contratos de financiamento, o balanço anual auditado deve ser entregue até o final de abril”. Após essa data, ela terá de 30 dias a 60 dias, “dependendo do contrato de dívida”, para cumprir essa obrigação. Com isso, o balanço anual auditado deve ser publicado antes de junho. Em relação às demonstrações contábeis não revisadas pelos auditores independentes, divulgadas em janeiro, a petroleira já havia informado que a “metodologia utilizada se baseou nas declarações contidas nos depoimentos do ex-diretor de Abastecimento, Paulo Roberto Costa”, e de outros três envolvidos – o doleiro Alberto Youssef, Julio Gerin de Almeida Camargo e Augusto Ribeiro de Mendonça Neto. Gula acirrada – No início de março, o ex-gerente da diretoria de Serviços da Petrobras, Pedro Barusco, que depois se tornou diretor-geral da Sete Brasil – empresa criada em 2011 para gerenciar a contratação de sondas marítimas – prestou novos depoimentos à Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI), no Congresso Nacional. 36

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Segundo ele, por iniciativa pessoal, começou a receber propina em 1997, ainda sob o governo do ex-presidente Fernando Henrique Cardoso. “De forma mais ampla, com outras pessoas da Petrobras, a partir de 2003, 2004”, complementou o depoente, após ser questionado pelo relator da CPI, Luiz Sérgio (PT-SP). Mas reiterou que não iria “tecer maiores detalhes, pois existe uma investigação em curso que me dá o direito de não comentar esses detalhes”. Após a quebra do monopólio, em 1997, e da malsucedida tentativa de mudança de nome para Petrobrax, em 2000, com vistas a uma possível privatização, a Petrobras implementou uma nova estratégia de expansão de suas atividades, para tornar-se competitiva em um mercado aberto. Em maio de 2004, a estatal aprovou o Plano Estratégico Petrobras 2015, com previsão de investimentos para os períodos futuros. De acordo com o PN 2004-2010, hoje só encontrado em apresentações, a previsão era de US$ 53,6 bilhões no período 2004-2010, com um investimento médio anual de US$ 6,6 bilhões no país e US$ 1,1 bilhão no exterior. No ano seguinte (2005), os investimentos somaram US$ 7,7 bilhões, saltando para US$ 12,4 bilhões em 2006 e US$ 19,9, em 2007. Daí em diante foi uma subida vertiginosa de investimentos em empreendimentos e projetos que acirraram a gula dos fornecedores. Principalmente as empreiteiras, que vinham enfrentando uma maré baixa de investimentos em infraestrutura durante os governos Collor, Itamar Franco e Fernando Henrique Cardoso.

Ao mesmo tempo em que perdia quadros técnicos para o setor privado, a estatal também viu reduzida a pó, pela propina, a lealdade de quadros gerenciais que cuidavam justamente de contratos com os fornecedores. Dados estratégicos – Este cenário ganhou proporções inimagináveis na última década e, hoje, os planos de investimentos que ajudaram a empresa a se consolidar no cenário internacional acabaram por alavancar uma onda de corrupção, que ameaça a Petrobras em vários aspectos. Inclusive geopolíticos. A auditora externa exige que a estatal faça consultas aos órgãos reguladores do mercado financeiro, internos e externos – ou seja, a Comissão de Valores Mobiliários (CVM) local e dos Estados Unidos, a SEC. Inclusive sobre o método mais adequado para calcular o quanto de seus empreendimentos em construção ou em operação foi superavaliado em decorrência da corrupção. Os dois órgãos devem auxiliar a Petrobras a dimensionar o rombo que o superfaturamento de projetos causou em seu patrimônio. A estimativa de R$ 88 bilhões de perdas pode ficar além da realidade. Mas, nesse processo, a auditagem tem prerrogativas sobre o acesso a uma série de informações, que podem ir mais além do contábil ou financeiro. O temor é que dados estratégicos sobre reservas e projetos sigilosos possam escapar por entre os dedos (ou por pendrives) para um mercado que não tem limites para obter informações que o favoreçam, como comprova a própria operação Lava Jato.

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especial: crise na petrobras

Reservas mantidas A classificação da Fitch reflete a posição da Petrobras no cenário internacional. A petroleira brasileira não somente superou a produção de óleo de uma gigante como a ExxonMobil, como também vem alçando posições no ranking da Petroleum Intelligence. O ranking é elaborado a partir de alguns quesitos operacionais: reservas e produção de óleo e de gás natural, refino e produção de derivados.

roduzido pela consultoria Energy Intelligence Group, o Top 50 2014 - Petroleum Intelligence Weekly (PIW 2014) mostra a ascensão da companhia brasileira, que ocupava a 15ª posição em 2012 e fechou 2014, em plena crise, em 12o lugar, superando a KPC, do Kuwait, e a Pemex, do México, em um ano. A Petrobras é apontada como a companhia que apresentou a maior evolução no ranking neste período, entre as 15 primeiras posicionadas. É a segunda maior da América Latina, perdendo apenas para a PDVSA/Petroleos de Venezuela, que é a quinta no ranking e detém uma das maiores reservas do planeta. A despeito do aumento médio de 6% na produção total, a Petrobras tem mantido o crescimento de suas reservas. Sua produção total no Brasil no ano foi de 0,839 bilhões de boe, 4,9% acima da produção em 2013 – e não está computada nesse volume total a produção dos Testes de Longa Duração (TLDs), recurso utilizado pela estatal por um período de tempo para obter maiores informações sobre o reservatório para implantar o sistema definitivo de desenvolvimento do campo. O fato é que o petróleo produzido durante todo o ano ficou aquém das reservas incorporadas pela estatal. A petroleira brasileira agregou mais de um bilhão de

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As 50 maiores empresas de petróleo do mundo Compania

Ranking

País

Compania

Ranking

País

Saudi Aramco

Arábia Saudita

Statoil

Noruega

NIOC

Irã

Pertamina

Indonésia

CNPC

China

ConocoPhilips

EUA

Exxon Mobil

EUA

ONGC

Índia

PDVSA

Venezuela

Libya NOC

Líbia

Shell

Holanda

CNOOC

China

Reino Unido

Kazmunaigas

Cazaquistão

Gazpron

Rússia

PDO

Omã

Rosneft

Rússia

Repsol

Espanha

Chevron

EUA

Ecopetrol

Colômbia

Total

França

Uzbekneftegas

Uzbequistão

Petrobras

Brasil

Novatek

Rússia

KPC

Kuwait

Anadarko

EUA

Pemex

México

Devon Energy

EUA

Sonatrach

Argélia

Apache

EUA

Lukoil

Rússia

Reino Unido

Adnoc

EAU

Socar

Azerbajistão

Qatar

Occidental

EUA

Sinopec

China

Chesapeake

EUA

Petronas

Malásia

BHP Billiton

Austrália

Inoc

Iraque

CNR

Canadá

Eni

Itália

Suncor

Canadá

NNPC

Nigéria

EOG

EUA

EGPC

Egito

YPF

Argentina

Surgutneftegas

Rússia

OMV

Áustria

boe em 2014, assegurando 125% de Índice de Reposição de Reservas, pelo critério da Society of Petroleum Engineer (SPE) e 120%, pelos rigorosos critérios da SEC (Securities and Exchange Commission),

a Comissão de Valores Mobiliários norte-americana. A SEC permite às companhias de óleo e gás incluir em seus relatórios apenas as reservas provadas que tenham sido comprovadas por

É hora de dar o xeque-mate

Produção Pré-sal por campo – total 824 mil boe/dia

Lula

42,9%

Produção mais eficiente A estatal também tem obtido bons resultados com o conjunto de medidas adotadas nos últimos dois anos, depois da queda da produção e da eficiência operacional na Bacia de Campos, responsável pela maior parte da produção da companhia no país. Na apresentação feita pela Petrobras durante a Barclay’s Oil and Gas Conference, realizada entre 2 e 4 de setembro de 2014, em Nova York, destacou-se o avanço das duas unidades de operação responsáveis pela área, a da Bacia de Campos (UO-BC) e do Rio (UO-Rio). A UO-BC, responsável por 34 unidades de produção offshore capazes de produzir em torno de 380 mil bpd (em campos mais antigos), teve o índice de eficiência elevado de 72%, no início de 2012, para 81% em 24 meses. Já a UO-Rio, que gerencia 17 plataformas offshore produtoras em torno de 800 mil bpd (os megacampos), elevou seu índice de 92% para 96% no mesmo período. Os resultados mais relevantes estão sendo obtidos em áreas consideradas maduras da Bacia de Campos. Dos nove maiores produtores do país, apontados pela ANP em janeiro, seis estão nessa bacia e cinco são operados pela UO-Rio: o campeão Roncador, Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste e Barracuda. E sete dos 30 maiores poços produtores estão nesses campos. Com isso, a empresa iniciou o ano com uma produção total de 2,661 milhões de barris de óleo equivalente

Foto: Divulgação

produção ou testes de formação conclusivos, e sejam viáveis econômica e legalmente nas condições operacionais vigentes. Independentemente do critério, a Petrobras manteve o índice acima de 100% pelo vigésimo terceiro ano consecutivo. O que pouquíssimas petroleiras no mundo conseguem.

FPSO Cidade de Paraty

Sapinhoá 21,1% Jubarte 21,1% Baleia Azul 9,7% Marlim Leste 4,8%

Baleia Franca Caratinga 3,4%

3,2%

Fonte: ANP – Boletim da Produção de Petróleo e Gás Natural – Jan/2015

por dia (boed), em janeiro, foi o mesmo patamar registrado em dezembro do ano anterior (2,675 milhões boed). A produção total de petróleo e gás operada pela Petrobras no país, incluindo a parcela para empresas parceiras, foi de 2,910 milhões de boed, mesmo nível alcançado em dezembro de 2014 (2,917 milhões boed). O Programa de Aumento da Eficiência Operacional (Proef) é apontado pela petroleira como responsável “por uma produção superior a 134,9 mil bpd nos sistemas existentes das unidades operacionais Rio, Bacia de Campos, Espírito Santo e Santos”, em janeiro.

Pré-sal valoriza bacias maduras Parte do bom desempenho da Bacia de Campos se deve ao pré-sal, que bateu novo recorde mensal, em janeiro, ao atingir a média de 670 mil bpd, incluída a parcela operada

para as empresas parceiras, ou seja, 0,5% acima do recorde atingido em dezembro, que foi de 666 mil bpd. Este volume, que não inclui o gás natural, representa perto de 28% da produção de óleo operada pelo Petrobras no Brasil. No total, a produção do pré-sal alcançou 824,2 mil boe/dia – dos quais 24 milhões m3/dia de gás natural. O pré-sal vem agregando preciosos barris a importantes ativos da Bacia de Campos, como Barracuda-Caratinga, Marlim Leste, Baleia Franca, Baleia Azul e Jubarte, assim como revigora outros mais antigos, como Pampo, Trilha e Linguado. O volume total de hidrocarbonetos do pré-sal produzido hoje nestes ativos se aproxima dos 300 mil boed. Equivalem a algo em torno de 15% do total produzido na Bacia de Campos, que responde ainda hoje por 71,3% da produção de óleo no país e 31,2% da produTN Petróleo 100

especial: crise na petrobras

ção de gás natural – sendo que a Bacia de Santos já responde por um terço da produção nacional desse energético.

Cessão onerosa Também é importante atentar que ainda não estão sendo computadas às reservas provadas da estatal os volumes de óleo e gás natural das seis áreas da cessão onerosa (Florim, Franco, Sul de Guará, Entorno de Iara, Sul de Tupi, Nordeste de Tupi), pelas quais a Petrobras pagou à União R$ 74,8 bilhões, para a extração de até 5 bilhões de boe. Aprovada em 2010, durante o processo de capitalização da companhia, a cessão onerosa foi ampliada em junho do ano passado pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O governo federal contratou diretamente a Petrobras

para explorar o óleo excedente em quatro áreas: Búzios (ex-Franco), Entorno de Iara, Florim e Nordeste de Tupi. O que pode garantir à estatal reservas adicionais entre 10 bilhões e 15 bilhões de barris. O excedente será explorado em sistema de partilha, por meio do qual a União recebe parte do óleo-lucro, mesmo sistema assinado no contrato de Libra. O pagamento de parte desse óleo deverá ser antecipado entre 2015 e 2018. Essa antecipação, considerando os preços daquela época, deveria equivaler a cerca de 13 bilhões de reais.

Missão cumprida 1 A declaração de comercialidade de todas as áreas, com reservas de óleo de boa qualidade, entre 26º API e 30º API, foram feitas dentro do pra-

Petrobras economiza US$ 30,8 milhões em perfuração de poços Programa desenvolvido pelo Cenpes em parceria com universidades monitorou 71 poços e 1.471 dias de operação de sondas em 2014 O Programa de Diagnóstico de Problemas de Perfuração em Tempo Real (nome derivado da sigla em inglês Pressure While Drilling Analyzer - PWDa), desenvolvido pela Petrobras e parceiros, contribuiu para a companhia reduzir custos no valor de US$ 30,8 milhões em 2014. Este montante equivale ao total de 35,25 dias de trabalho de sondas economizados pela detecção imediata de sinais que permitiram ações corretivas ou preventivas. Por meio de interpretação automatizada de dados de diferentes sensores instalados nos sistemas de perfuração, o programa reconhece situações indesejadas que podem ser evitadas. Quando há indício de redução do desempenho de perfuração ou de aumento do risco de parada inesperada da perfuração, por exemplo, o software detecta tais 40

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comportamentos em tempo real e imediatamente sugere ações de prevenção para as equipes operacionais. Em 2014, por meio do PWDa, foram acompanhados 71 poços e 1.471 dias de operação de sondas. O Programa de Diagnóstico de Problemas de Perfuração em Tempo Real conta com serviço integrado de acompanhamento de perfuração 24 horas nos Centros de Suporte a Decisão (CSD) da Petrobras, no Parque de Tubos, em Macaé, e no Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), no Rio de Janeiro. O PWDa foi desenvolvido pela Petrobras, com apoio da Universidade Estadual de Campinas, da Universidade Federal Rural do Rio de Janeiro, da Universidade Tecnológica Federal do Paraná e da Faculdade do Centro Leste, situada no município da Serra (ES).

zo, que se encerrava em 3 de setembro de 2014, tendo a ANP aprovado a prorrogação, até 30 de dezembro, da fase de exploração apenas para o bloco Entorno de Iara. Tal fato foi efetivamente realizado pela Petrobras, que declarou a comercialidade do Entorno de Iara (cessão onerosa) junto com a de Iara (concessão BM-S-11) no dia 29 de dezembro de 2014. O Consórcio BM-S-11 é operado pela Petrobras (65%), em parceria com a BG E&P Brasil (25%) e Petrogal Brasil (10%). “Em razão da extensão das jazidas entre a concessão BM-S-11 e a área Entorno de Iara, a ANP foi formalmente comunicada na forma da regulação vigente”, informa a Petrobras. Na declaração conjunta, os volumes recuperáveis estimados totais desses campos superam 5 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), comprovando o alto potencial das acumulações. Os dois regimes se mesclam nos três campos declarados – Berbigão, Sururu e Atapu –, que foram subdivididos: Berbigão (concessão BM-S-11), Norte de Berbigão e Sul de Berbigão (cessão onerosa); Sururu (concessão BM-S-11), Norte de Sururu e Sul de Sururu (cessão onerosa), Atapu (cessão onerosa) e Oeste de Atapu (concessão BM-S-11).

Segunda fase O desenvolvimento da produção nos campos descobertos na área de Iara se soma ao desenvolvimento da produção do campo de Lula (áreas de Tupi e Iracema), também no BM-S-11, onde serão instalados dez FPSOs. Com a declaração de comercialidade do entorno de Iara, encerrou-se a fase exploratória do contrato de cessão onerosa. Agora, Petrobras, ANP e governo prosseguem com o processo formal de revisão do contrato, a ser realizado bloco a bloco, levando-se em consideração as premissas técnicas e econômicas

É hora de dar o xeque-mate

Dados do casco da P-76 Comprimento: 332 m Boca (largura): 58 m Pontal (distância entre o convés e o fundo do casco): 31 m Capacidade de armazenamento: 1,4 milhão de barris de petróleo Processamento de petróleo: 150 mil barris por dia Geração de energia: 100 MW o direito de extrair 3,186 bilhões de boe – 3,058 bilhões de boe de Búzios e 0,128 bilhão de boe de Sul de Lula.

Reservas certificadas A diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, estimou, na época, que

Foto: TN Petróleo

de cada área. A expectativa é de que essa revisão seja concluída este ano. Em 3 de setembro do ano passado, a Petrobras declarou comercialidade do Sul de Guará (hoje Sapinhoá), Nordeste de Tupi (atual Sépia) e Florim (campo de Itapu), informando que foi constatado na fase exploratória o volume contratado por meio da cessão onerosa para as três áreas, de 1,214 bilhão de barris de óleo equivalente (petróleo mais gás natural). As declarações de comercialidade das áreas de Franco, batizado campo de Búzios, e Tupi Sul, hoje Lula Sul, foram feitas em dezembro de 2013. Nestes campos foi apropriado um volume total de 0,720 bilhão de boe (barris de óleo equivalente) como reserva provada em 2013. O que corresponde a 23% do volume contratado para estas áreas, onde a petroleira tem

a reserva de petróleo de Franco poderia ser igual ou mesmo superar a do Campo de Libra, cujo leilão, o primeiro do pré-sal pelo regime

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especial: crise na petrobras

Pré-sal – Cessão Onerosa no entorno de Iara Norte de Berbigão

Norte de Sururu

Oeste de Atapu

BRSA618

BRSA1146

Berbigão BRSA1032

Sururu Sul de Berbigão

Atapu

Sul de Sururu

Fonte: Declaração de Comercialidade Iara e Entorno de Iara Petrobras/ANP

de partilha, foi realizado no dia 21 de outubro de 2013. “O [Campo de] Lula, o Franco, o Libra são coisas muito grandes”, disse Magda, avaliando que as reservas do campo da cessão onerosa poderiam chegar a volumes estimados entre 8 bilhões e 12 bilhões de barris. No final de 2013, Chambriard sinalizava a possibilidade de o país chegar a mais de 120 milhões de m3 de gás diários para o sistema interligado, com as produções futuras dos campos de Lula, Franco e Libra. A certificadora Gaffney, Cline & Associates, em relatório elaborado por encomenda da ANP para auxiliar nas negociações da cessão onerosa, projetava que as reservas do pré-sal da Bacia de Santos podiam conter de 15 bilhões a 20 bilhões de barris, além dos 14 bilhões confirmados pela Petrobras até então, o que indicaria um total de até 34 bilhões de barris. Segundo este relatório, o potencial do pré-sal é equivalente ao de grandes 42

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bacias produtoras mundiais, como as areias betuminosas canadenses e a faixa do Orinoco, na Venezuela. Foi a primeira vez que reservatórios até então fora das concessões da Petrobras foram certificados oficialmente. O trabalho da GCA apontou reservas de 7,8 bilhões de barris para a área de Libra, informação divulgada essa semana pelo governo, e de 5,45 bilhões de barris para Franco. O resto das reservas projetadas (15 bilhões a 20 bilhões) viriam de áreas no entorno de Tupi, Iara e Júpiter – descobertas da Petrobras – além dos reservatórios de Florim, Tupi Nordeste, Pau-Brasil, Peroba e Guará Sul.

Produção antecipada Em meio a tudo isso, a Petrobras não quer perder tempo. Assim, no dia 12 de março, deu início à operação do sistema de produção antecipada no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Trata-se da primeira produção em larga escala e de longa duração na área da cessão onerosa. Ela está sendo

feita por meio do navio plataforma Dynamic Producer, interligado ao poço 2-ANP-1-RJS, com produção média restringida em 15 mil barris de petróleo por dia, em função de limitação no aproveitamento de gás. A estatal pretende produzir durante seis meses por meio desse sistema, para obter informações cruciais para otimizar o projeto do primeiro sistema de produção definitivo do campo, que utilizará a plataforma P-74, atualmente em fase final de conversão no estaleiro Inhaúma, no Rio de Janeiro. O mesmo estaleiro recebeu, no dia 11 de março, o casco da plataforma FPSO P-76. No local serão concluídos os trabalhos de construção e montagem, tais como fabricação e montagem de tubulação no convés e praça de máquinas, e também do heliponto e principais equipamentos do convés. Lá serão feitas a montagem e integração do módulo de serviço e comissionamento (conjunto de procedimentos técnicos e administrativos que garante o funcionamento dos equipamentos, sistemas e serviços, de acordo com o que foi projetado). As atividades ocorrerão em paralelo à finalização da conversão do casco da P-74. Após a conclusão da conversão do casco, prevista para o terceiro trimestre de 2015, a P-76 será transportada para o Pontal do Paraná (PR), onde serão montados e instalados os módulos da planta de processamento de petróleo e gás, além da integração dos seus sistemas. Com capacidade para produzir até 150 mil barris de petróleo e comprimir 7 milhões de m3 de gás natural por dia, a P-76 é uma das quatro plataformas contratadas para operar no campo de Búzios. É com essa produção da cessão onerosa que a Petrobras pretende assegurar o xeque-mate e dar um passo à frente, assim que sanear a empresa. O país aguarda essa jogada decisiva.

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Explosão em plataforma reacende debate sobre segurança operacional Acidente do FPSO Cidade São Mateus é o mais grave desde 2001, quando a P-36 sofreu duas explosões que resultaram na morte de 11 pessoas.

Relatório Marsh O acidente recolocou em pauta a questão da segurança operacional, ponto crucial para as companhias 44

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Foto: Divulgação

rês dias após assumir a presidência da Petrobras, Aldemir Bendine se viu diante de seu primeiro desafio de gestão: dar explicações e tomar providências sobre a explosão na casa de bombas do FPSO Cidade de São Mateus, no dia 11 de fevereiro, deixando nove pessoas mortas e 26 feridas. A embarcação, afretada pela Petrobras, mas operada pela norueguesa BW Offshore, encontrava-se desde 2009 no litoral do Espírito Santo, a 40 km da costa capixaba, nos campos de Camarupim e Camarupim Norte, produzindo 2,25 milhões de m³ de gás natural e 22 mil barris de óleo por dia. A Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), que fez a atualização da documentação marítima da unidade em setembro de 2014, abriu um processo de investigação do incidente para identificar as causas e as não conformidades do sistema de gestão de segurança operacional. A Diretoria de Portos e Costas da Marinha informou que a embarcação foi vistoriada em 3 de abril de 2014 por peritos inspetores navais da Capitania dos Portos do Espírito Santo, tendo sido anotadas 12 deficiências, entretanto, elas não indicavam nenhuma discrepância em relação aos equipamentos e sistemas de segurança da casa de bombas da unidade.

de petróleo no mundo inteiro e que é tema de pesquisa da multinacional de corretagem de seguros e gerenciamento de riscos Marsh, divulgado no final do ano passado. Em relatório intitulado “The 100 Larges Losses 1974-2013”, a Marsh apurou que, nos últimos 40 anos, os cem acidentes no setor causaram danos de cerca de US$ 34 bilhões. “Com mais ênfase na utilização de novas tecnologias e nos mercados emergentes. Entretanto, nenhuma das perdas destacadas no relatório deve ser considerada como eventos irregulares. Estes acidentes ocorreram, em geral, por falhas nos controles e processos dos sistemas de segurança”, destaca Andrew George, chairman da prática global de petróleo e gás da Marsh. Para o executivo, o setor global de petróleo e gás está se tornando cada vez mais sofisticado em sua abor-

FPSO Cidade de São Mateus Comprimento x largura: 322m x 56m Ano de construção: 1989 Produção de óleo: 22 mil bpd Produção diária de gás: 2,25 milhões de m³ Acidente Causa principal: Explosão na casa de bombas Data: 17/02/2015 Mortes: 9 pessoas Feridos: 26 pessoas

dagem ao gerenciamento de risco. Mas é necessário o monitoramento contínuo. “Um plano de minimização de risco continuado no setor global de petróleo e gás depende de uma rígida vigilância em novas e crescentes ameaças, e do desenvolvimento de estratégias para prevenir e mitigar seus impactos”, diz.

Brasil Dentre as cem perdas analisadas nas últimas quatro décadas, o Brasil aparece na lista com dois grandes acidentes com plataformas da Bacia de Campos, no Rio de Janeiro – em 1984 e em 2001. O primeiro refere-se ao incêndio na plataforma de Enchova, a maior tragédia da história da Bacia de Campos. Uma das baleeiras – embarcações fechadas de fibra de vidro com capacidade para 50 pessoas e pesando cerca de 10 toneladas – que

Foto: Divulgação

Deepwater Horizon

P-36

Falcon State

Acidentes/perdas patrimoniais X AtividadeS

Upstream

Petroquímica

34%

23% de gás

29%

Terminais e distribuição

Refino Processamento

retirava os trabalhadores da unidade, teve um dos cabos enroscados na estrutura de suporte. Isto provocou uma descida irregular e, em seguida, a queda no mar de uma altura de 30 m. Ao todo, 37 petroleiros morreram. O segundo acidente em operação de plataformas foi com o P-36, no campo de Roncador, quando duas explosões afetaram uma das colunas da unidade. Na ocasião, 11 pessoas morreram. Cinco dias depois, a plataforma afundou. Dois meses antes, o sistema de desenvolvimento de Roncador havia ganhado o maior prêmio do setor offshore, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations, and Institutions, pelos avanços nas tecnologias e na economicidade de projetos de águas profundas, no desenvolvimento do campo de Roncador. Catorze anos depois, Roncador é o maior produtor de óleo do país. Os dois trágicos eventos brasileiros estão entre os 20 acidentes mais emblemáticos apontados pela Marsh, dos quais sete foram no upstream – em operações offshore. Refino, petroquímicas e processamento de gás são responsáveis pelos outros 13 considerados de maior relevância. Oito acidentes ocorreram nos Estados Unidos. Foi no mar do Norte que se deu o maior acidente de todos os tempos, em termos de custos e de vidas: das 226 pessoas a bordo da plataforma Piper Alpha, em operação na parte britânica do Mar do Norte, apenas 59 sobreviveram. A unidade operada pela Occidental Petroleum Ltd. e a norte-americana Texaco estava em águas rasas (144 m de produndidade) a 193 km a noroeste de Aberdeen, no Reino Unido. É bem verdade que o acidente com a Deepwater Horizon, no campo de Macondo, no Golfo do México, em 2010, pode ganhar a liderança desse ranking. As perdas, na época,

Foto: Divulgação

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Total acumulado das perdas em 2013: US$ 34 bilhões Fonte: Marsh - The 100 Larges Losses 1974-2013 / Large property damage losses in the hydrocarbon industry

foram avaliadas em US$ 600 milhões. Mas, até o final de 2013, a britânica BP, que operava o prospecto onde a embarcação da Transocean teve o acidente (blowout), e seus parceiros já haviam pagado mais de US$ 12 bilhões em indenizações decorrentes de ações judiciais individuais, de companhias e do governo.

Do upstream ao downstream De acordo com o relatório, dos cem maiores acidentes da indústria de petróleo registrados de 1974 até 2013, as maiores perdas concentram-se nas atividades de upstream (34%). Ao todo, o setor teve uma

perda patrimonial estimada em US$ 130 milhões. Grande parte desses acidentes ocorreu a partir de 1999, em razão do aumento da exploração de hidrocarbonetos em condições cada vez mais desafiadora do ambiente offshore. Desde 2011, oito perdas foram contabilizadas no ranking, todas pertencentes ao setor de upstream, de refino e petroquímica. As causas incluem explosões, incêndios, inundações, blowouts e afundamento de estruturas offshore. O setor de refino ocupa a parcela significativa de 29% dos acidentes ocorridos na indústria, enTN Petróleo 100

Foto: TN Petróleo

especial: crise na petrobras

quanto a atividade petroquímica também apresenta altos índices de danos ao patrimônio (23%). Essas atividades exigem tecnologias cada vez mais avançadas para maximizar o rendimento de produtos e derivados a partir de cada barril de petróleo ou pé cúbico de gás. O estudo mostra que há uma tendência geral de aumento dos acidentes e das perdas relacionadas dessas atividades, já que os seus projetos de expansão exigem instalações de novas unidades para operar destilação de vácuo atmosférico utilizando altas temperaturas, altas pressões e catalisadores. O manejo de plantas de refino em processo de envelhecimento é uma questão que as autoridades reguladoras estão mostrando cada mais preocupação, exigindo garantias de controle de risco. É comum em todo o mundo refinarias obsoletas demandarem crescente complexidade das operações.

Por sua vez, os setores relacionados à distribuição de derivados e processamento de gás natural ocuparam uma parcela ínfima de 5% e 9%, respectivamente.

Xeque operacional Após o derramamento de óleo na Baía de Guanabara em 2000, a Petrobras intensificou os esforços em criar uma estrutura de segurança, meio ambiente e saúde que pudesse mitigar os riscos de suas operações e instalações. De 2000 a 2008, o Programa de Excelência em Gestão Ambiental e Segurança Operacional (Pegaso) viabilizou cerca de quatro mil projetos. Foram destinados cerca de R$ 4,2 bilhões – mais de 40% de suas aplicações – às instalações da Petrobras no estado do Rio de Janeiro, principalmente na melhoria da gestão ambiental na Reduc e no Terminal da Ilha D’Água, reduzindo o descarte de efluentes e o índice de vazamentos na Baía de Guanabara. Só na Reduc,

a estatal investiu cerca de US$ 53 milhões nos projetos de gestão de efluentes e recursos hídricos. A companhia mantém, desde 2000, um Centro de Defesa Ambiental na Baía de Guanabara, que funciona 24 horas por dia para atuar na eventualidade de vazamentos de óleo. Com o mesmo objetivo, uma embarcação especializada na contenção e recolhimento de óleo permanece de prontidão. Outro destaque é o controle de operação dos dutos da Petrobras, informatizado, com análise permanente de volume, vazão, pressão, temperatura e densidade dos produtos transportados. Além disso, desde 2004, quando a Petrobras implementou o Vazo (índice de vazamentos de óleo e derivados), não foram registrados vazamentos na Baía de Guanabara. Em 2012, a Petrobras instituiu o “Plano Vazamento Zero”. Através do levantamento de todos os vazamentos ocorridos em suas operações, a empresa criou um grupo de trabalho que identificou as melhores práticas de gestão para a redução do risco de derramamento de óleo, específicas para cada unidade de perfuração e produção em operação. Há planos de emergência para vazamentos de óleo em todas as bacias petrolíferas brasileiras. Em 2014, o volume total de derramamentos de petróleo e derivados em consequência de todas as atividades foi 63% menor do que o registrado em 2013 e 85% abaixo do limite de alerta estabelecido para o ano. O vazamento foi de 69,5 m³ no ano, enquanto o limite de alerta se situa em 470 m³.

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Fotos: Agência Petrobras

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CO2

demanda um marco regulatório

Congresso reúne academia e indústria para discutir novas tecnologias e regulação do CO2 no setor de petróleo e gás por Mehane Albuquerque

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Foto: Keystone

co 2 versas estruturas e têm o papel de catalisar a conversão de CO2 em produtos orgânicos de alto valor agregado, como metanol, hidrocarbonetos e dimetilcarbonato, um precursor do plástico policarbonato.

Regulação Além das questões ligadas à eficiência no sequestro – termo que, segundo especialistas, engloba todo o processo de separação, captura, transporte e armazenamento de CO2 – existe outra que, na opinião de Raimar van den Bylaardt, é mais urgente: a regulação de todas essas atividades. O tema ganhará destaque nesta terceira edição do congresso. “O IBP saiu na frente ao unir o ponto de vista técnico e a questão regulatória no mesmo evento. Nosso objetivo é formar uma comissão para se reunir periodicamente e discutir mais profundamente todos esses assuntos. Como é uma questão complexa em termos ambientais, queremos nos antecipar. Também queremos agregar profissionais da área legal. O IBP tem um programa de bolsas de mestrado e estamos levando a discussão para alunos dos cursos de direito de petróleo”, conta. Segundo Raimar, a questão envolve risco e responsabilidade socioambiental. Ele cita como exemplo o armazenamento geológico de CO2. “Daqui a algumas décadas, se houver um vazamento, de quem será a responsabilidade? Da União ou da empresa que estocou? E se a empresa que armazenou, até lá, não existir mais? Nossas preocupações são com os riscos relacionados ao transporte e ao armazenamento, mas também com as responsabilidades futuras. Novas tecnologias de manutenção, de controle de vazamentos e de proteção dessas áreas estão surgindo, mas a questão da responsabilidade sobre o passivo ambiental precisa ser bem resolvida. Com a criação do marco regulatório, pretendemos 50

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trazer mais segurança para esses processos”, comenta ele. Quando se considera os riscos relacionados ao CO2, a corrosão é um dos mais graves. Segundo Ivani Bott, professora do departamento de Ciência dos Materiais e Metalurgia da PUC-Rio e também vice-coordenadora do congresso, o processo de corrosão por dióxido de carbono é o mais comum na produção de petróleo e gás, e um dos problemas mais antigos enfrentados pelo setor, causando a maior parte das falhas em campos petrolíferos desde 1940. “O fenômeno é influenciado por diversos fatores entre os quais se destacam a pressão do CO2, o pH, a temperatura e o tipo de aço utilizado nas instalações”, explica ela. O problema afeta diretamente o transporte de CO2, que é feito a partir de uma fonte estacionária, através de tubulações denominadas carbodutos, semelhantes aos dutos de gás natural. Isso significa que será necessário desenvolver estruturas tubulares mais resistentes a processos corrosivos para o transporte do dióxido de carbono, através de grandes extensões territoriais, e a custos mais baixos. No Brasil, ainda não existem sistemas de transporte desse tipo para CO2, mas o Canadá já possui uma linha interligando o país aos Estados Unidos, na primeira planta comercial de captura de CO2 do mundo, em operação desde o ano passado. Durante o congresso, a equipe coordenada por Ivani na PUC, apresentará resultados da avaliação das características de proteção das camadas de corrosão por CO2, formadas na superfície de dois tipos de aço: o API 5L X80, usado em transporte de óleo e gás; e o API 5CT P110, utilizado em poço de petróleo “case tubing”.

Captura, reinjeção e armazenamento geológico Embora não exista consenso sobre as causas das mudanças climá-

ticas, a maioria dos pesquisadores acredita que o aumento do CO2 antropogênico seja o grande vilão do aquecimento global, principalmente pela queima de combustíveis (óleo, gás, carvão) na geração de energia. O CO 2 emitido por processos naturais, como a respiração celular, por exemplo, é absorvido também por processos naturais, como a fotossíntese. A partir da revolução industrial, porém, houve um aumento exponencial na quantidade de CO2 emitida, a tal ponto que a natureza não consegue mais absorver, provocando um desequilíbrio. Em 2013, o CO2 ultrapassou a perigosa marca dos 400 ppm, de acordo com a Convenção da ONU sobre Mudanças Climáticas (UNFCCC), o que coloca o planeta em alerta. O CO2 é o gás de efeito estufa emitido pelo Brasil em maior quantidade, acima do óxido nitroso (N2O) e do metano (CH4). As principais fontes emissoras no país, segundo o Observatório do Clima, são a queima de floresta (biomassa) e de combustíveis veiculares, que superam as emissões industriais. Porém, observa-se mais recentemente o aumento de emissões na geração de energia, em razão do uso de termelétricas no período de seca prolongada, já que as hidrelétricas — base da matriz energética brasileira — tiveram o funcionamento afetado pela estiagem. Para que os países continuem a produtividade industrial sem prejudicar suas economias e o meio ambiente, é necessário capturar e armazenar carbono (Carbon Capture and Storage, CCS na sigla em inglês) através de processos e tecnologias. Ou convertê-lo para produtos de maior valor. Os processos de captura de CO2 conhecidos são a pós-combustão, a pré-combustão, a oxicombustão e o looping químico. Cada um deles tem vantagens e desvantagens, mas a pós-combustão é o processo mais

CO2 demanda um marco regulatório utilizado no mundo todo, nas plantas piloto atualmente em operação e também na única planta comercial em atividade, no Canadá. Absorção, adsorção, membranas e destilação criogênica são as tecnologias de captura hoje pesquisadas pelos químicos, com o objetivo de otimizar os processos. As tecnologias de captura mais usadas são: absorção química através de aminas, absorção física por solventes e a destilação criogênica, mas envolvem alto custo e ocupam grandes espaços. Nesse cenário, os MOFs, nova classe de materiais híbridos poliméricos supramoleculares, surgem como solução, por se mostrarem mais eficientes e por ocuparem pouco espaço, adsorvendo grandes quantidades de gás em pequenas superfícies, e por serem reutilizáveis. Porém, de acordo com Jussara Lopes Miranda, a desvantagem dessa tec-

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nologia é o custo. Ainda assim, os MOFs superam outras substâncias — como as zeólitas, também utilizadas na adsorção de CO2 — em estabilidade técnica e em seletividade. Por conta do custo, Jussara e a equipe da UFRJ estão buscando alternativas, testando matrizes híbridas com materiais mais baratos. Em colaboração com o grupo de membranas da Coppe, os químicos estão criando mistos de MOFs com membranas poliméricas, os chamados MMM, com resultados bastante promissores, segundo a professora. No Brasil, a Petrobras foi uma das empresas pioneiras em EOR. Desde 1988, a companhia reinjeta gás com alta pressão em poços no recôncavo baiano, com o objetivo de otimizar a extração do petróleo e aumentar o rendimento de campos maduros, já em declínio de produção. A reinjeção de CO2 ajuda a recuperação

dos campos, pois somente cerca de 30% de petróleo contido nas rochas pode ser retirada. Na última década a Petrobras conseguiu aumentar essa média de 27,7% para quase 32%. Na época, o CO2 era comprado da antiga Companhia Petroquímica do Nordeste (Copene) e reinjetado nos campos de Araçás, Rio Pojuca e Biracica. Neste último, a técnica de reinjeção foi tão bem sucedida, que a companhia conseguiu manter a produção parcial no campo por 20 anos. Mais recentemente, universidades e instituições têm se dedicado ao estudo aprofundado da captura, testando novos métodos, em função do aumento de dióxido de carbono previsto na produção do pré-sal. O Instituto Nacional de Pesquisas Espaciais (INPE), em Cachoeira Paulista, desenvolveu um projeto de demonstração de uma instalação para a Petrobras, usando combustão em

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Ilustração: Divulgação

Estação de CCS (Carbon Capture and Storage) para captura de dióxido de carbono (CO2) cuja função é transportar e armazenar em uma formação geológica profunda.

looping químico. Já a Universidade Federal de Santa Catarina estuda a absorção de CO2 através da superfície livre da camada de óleo de éster de poliol em célula de PVT, em circuito fechado, com bons resultados. Há, também, na área de armazenamento geológico, o trabalho desenvolvido pelo Cepac (Centro de Excelência em Pesquisa de Armazenamento de Carbono), ligado à PUC-RS, e com financiamento da Petrobras. O projeto Carbometano injeta CO2 na jazida de carvão de Charqueadas, em Triunfo, para expulsar metano através de um poço paralelo, com o objetivo de produzir energia térmica ou elétrica. O CO2 injetado liga-se quimicamente ao carvão, evitando sua emissão na atmosfera. “Outra questão que temos que levar em conta é a capacidade de transferir a tecnologia do laboratório para a indústria, onde as condições são bem diferentes daquelas produzidas na bancada”, observa a pesquisadora, que também desenvolve trabalhos na área de conversão. Várias plantas piloto para estudo na área de captura de CO2 têm sido instaladas em outros países, mas no Brasil este número é bastante reduzido. O Centro Tecnológico de Carvão Limpo (CTCL), da Faculdade SATC, em Santa Catarina, recebeu recentemente recursos de R$ 3,4 milhões da CGTEE/Eletrobrás para a síntese de novos adsorventes na captura de CO2, e compra de equipamentos para a instalação de uma planta pi52

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loto. As obras começam no segundo semestre desse ano. “Os benefícios vão muito além do CTCL, que ganhará com a criação de uma estrutura de pesquisa das mais modernas atualmente. Os recursos promoverão o desenvolvimento científico na área de tecnologias limpas voltadas principalmente à área de conversão térmica de carvão mineral, mas que também poderão ser aplicadas a outros setores como óleo e gás”, afirma a professora do curso de Engenharia Química, pesquisadora e coordenadora do projeto, Carolina Resmini Melo. Na Noruega, a Statoil instalou em 1996, uma planta piloto que é referência mundial, capaz de capturar uma megatonelada CO2 por ano. A Mitsubishi tem outra na Malásia, que combina captura de CO2 e produção de hidrogênio e ureia. E a British Petroleum construiu planta na Algéria, usando aminas-alcooladas e imensas torres para absorção e adsorção. Na Coreia, uma planta piloto com adsorventes sólidos utiliza carbonatação e está em vias de se tornar comercial. E no Canadá, a primeira planta comercial baseada em pós-combustão, acoplada a uma termelétrica a carvão, captura 1 milhão de toneladas de CO2 por ano, o que equivale a 250 mil carros sem rodar. O excedente é injetado em um aquífero salino. Em termos de estocagem no mundo, além de poços de petróleo e gás exauridos, o CO 2 vem

sendo armazenado em minas de carvão desativadas e aquíferos salinos. A Statoil, por exemplo, vem estocando carbono na Noruega em cavernas no fundo do mar do norte, nos campos de Sleipner Vest, na formação geológica Utsira. Estima-se que seriam necessários cerca de 600 bilhões de toneladas de CO2 para encher todo o espaço poroso da formação Utsira. Isso é equivalente a toda produção antrópica de CO 2 nos últimos 20 anos, a taxas atuais. Em Utsira, o CO2 é impedido de passar para a superfície por uma camada de rocha hermeticamente fechada, de 800m de espessura. Por ser o primeiro projeto comercial de armazenamento de CO2 em um aquífero salino profundo, Sleipner Vest despertou interesse no setor de petróleo e gás, mas também trouxe questionamentos para cientistas e ambientalistas sobre os riscos dessa tecnologia, especialmente em relação a vazamentos. Os locais mais usados atualmente para armazenamento geológico são poços inoperantes de petróleo e gás, considerados os mais adequados, embora exijam monitoração constante, principalmente quando estão localizados no mar, em grandes profundidades. Segundo pesquisas, as estimativas globais de capacidade de armazenamento de CO2 em reservatórios de petróleo variam entre 126 e 400 gigatoneladas (Gton). A capacidade global para armazenamento em reservatórios de gás, por sua vez, é estimada em 800 Gton. Ou seja, o total da capacidade de estocagem nesses poços, portanto, irá variar entre 675 e 900 Gton.

CO2 demanda um marco regulatório Vazamentos representam riscos de danos ambientais e existem limites fixados, com o objetivo de não ultrapassar as taxas de emissão de carbono projetadas pelo Painel Intergovernamental sobre Mudanças Climáticas (IPCC). O uso de EOR em excesso ou o armazenamento em locais inadequados podem dificultar o controle dos riscos. Estudos indicam que as taxas de vazamento devem ser inferiores a 0.01% ao ano para serem aceitáveis em todos os cenários de emissão projetados pelo IPCC. Em vez disso, se as taxas de vazamento superassem 1% ao ano, por exemplo, a quantidade de CO2 liberado seria mais elevada do que as emissões consideradas possíveis após 2100.

Conversão e utilização do CO2

Uma das metas dos pesquisadores é descobrir utilidades para grandes quantidades de CO2, em

vez de estocá-lo. Hoje, de acordo com Jussara Lopes Miranda, mais de 70% do CO2 produzido pela indústria petrolífera mundial são injetados por EOR, pois é uma tecnologia madura, já dominada pelo setor, e é o método mais rentável, na medida em que custa menos reativar um poço do que abrir um novo. Mas outras utilizações começam a surgir, com boas perspectivas futuras. “O CO2 hoje está presente em processos industriais de alimentos, na carbonatação de bebidas, na fabricação de fertilizantes, polímeros, tintas, aditivos para aumentar a octanagem dos combustíveis, cosméticos, e também pode ser transformado em produtos como plástico verde e até aspirina [ácido salicílico]”, conta ela. Segundo Jussara, o hidrogênio é a chave para a conversão do CO2. Com ele é possível converter o dió-

xido de carbono a uma infinidade de compostos, como hidrocarbonetos leves, álcool, ácido fórmico e formaldeídos, entre outros. “É possível, também, hidrogenar CO2 a metanol. Existe, inclusive, uma planta de hidrogenização de CO2 a metanol da Mitsui, que utiliza hidrogênio obtido eletroliticamente, além de catalisadores de zinco e cobre”, explica ela. O dióxido de carbono pode ser usado ainda para fertilizar plantações de microalgas, aproveitadas na produção de fármacos e até de biodiesel, experiência que está sendo levada a cabo hoje no Rio Grande do Sul. Também naquele estado, um convênio entre a Eletrobras e a Fundação Universidade do Rio Grande (FURG), realiza estudos de viabilidade técnica do uso de microalgas para absorção de CO2 na geração termelétrica.

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co 2 Processos e tecnologias de captura A separação do CO2 de outros gases é a etapa que apresenta maior dificuldade técnica, segundo os pesquisadores, e representa 75% dos custos associados. Para ser usado em reinjeção, para ser comprimido e transportado, ou para qualquer outra finalidade, o CO2 precisa ter um percentual de pureza acima de 96% e não pode estar misturado a outros gases. A tecnologia a ser usada na separação/captura de CO2 vai depender do fluxo gasoso produzido e da viabilidade de implantação de uma planta ou da adaptação de instalações já em operação, juntamente com a avaliação das vantagens e desvantagens de cada método. A pós-combustão é o processo mais usado atualmente pelas indústrias que realizam CCS, pois é o mais viável em curto prazo, permitindo a adaptação de instalações em plantas industriais já construídas. Nesse cenário, a separação do CO2 ocorre após a queima do combustível com o ar e a absorção química é feita com solventes, absorventes e membranas, que podem ser inorgânicas (carvão, zeólita, cerâmicas ou metálicas) ou orgânicas (polímeros). Segundo Jussara, já está em fase quase comercial a primeira geração de membranas para separação de CO2 e metano. A desvantagem da pós-combustão é a baixa pressão parcial do CO2 na corrente gasosa, que leva a um aumento de circulação das substâncias de captura. Na pré-combustão, o combustível é gaseificado e transformado em gás de síntese, através de catalisador, produzindo CO2 e hidrogênio. O CO2 será comprimido e desidratado para transporte, uso ou armazenamento, e o hidrogênio poderá ser aproveitado em caldeiras, fornos, turbinas, motores ou células combustíveis. Por conta disso, a captura por pré54

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-combustão é mais vantajosa, como afirma Jussara, não só pela produção de hidrogênio, mas por gerar um fluxo gasoso rico em CO2, diminuindo custos com pressurização. Porém, apresenta dificuldades para ser incorporada nas plantas industriais em atividade e o custo de construção de instalações e manutenção é elevado. Nesse processo de captura são usados solventes físicos, metanol frio e membranas. Na oxicombustão, a queima do combustível primário é feita com o oxigênio quase puro (95%) no lugar do ar, para que o gás resultante seja, principalmente, constituído de vapor de água e CO2, facilitando a captura do carbono devido a sua maior concentração na corrente gasosa, e evitando os processos de separação, fixação e concentração. Entretanto, esta técnica requer a separação prévia de oxigênio do ar, o que pressupõe membranas mais absorventes. As vantagens desse processo são a diminuição da câmara de combustão e a ausência de formação de compostos nitrogenados (NOx). Para aumentar o rendimento, também pode ser usado um duplo reator — um de ar e outro de combustível — em um processo chamado combustão por looping químico, que utiliza óxidos metálicos para aumentar a concentração de oxigênio, diminuindo a quantidade necessária de ar/O2 puro. A destilação criogênica – baseada na separação da mistura de gases por condensação e destilação a baixa temperatura – é hoje o método mais comum para a produção em larga escala de O2 da separação do ar, mas o custo operacional é alto. As substâncias mais usadas para absorção de CO 2 nas plantas piloto em operação são os solventes amino-alcoolados, tais como a monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA) e metiletanolamina

(MDEA). O método permite obter dióxido de carbono com 99,9% de pureza, mas a capacidade de separação é limitada, captando apenas 50% do CO2 gerado. Por serem mais usadas, as aminas são tecnologicamente mais maduras que outras substâncias, mas são corrosivas e reagem com os NOx, formando nitrosaminas. A planta de captura, nesse caso, é de grandes proporções, havendo necessidade de reciclo do solvente. Há, ainda, os processos químicos de absorção por amônia, metanol frio, carvão ativo e membranas. Já a adsorção – fenômeno que ocorre quando um fluido, gás ou líquido entra em contato com a superfície de um sólido adsorvente – também vem sendo empregada para a captura de CO 2 . Vários materiais porosos com capacidade de adsorver grandes quantidades de CO 2 vêm sendo pesquisados ou desenvolvidos nos últimos anos. São substâncias eficientes, baratas e reutilizáveis: zeólitas, carvão ativado, peneira molecular, adsorventes nanoporosos, membranas e MOFs. Menina dos olhos dos químicos que pesquisam processos de captura de carbono, os MOFs têm propriedades fantásticas e podem ser usados, por exemplo, na liberação regulada de drogas no organismo, ou para separar e estocar hidrogênio, entre outras aplicações. Jussara explica que uma das vantagens dos MOFs é a alta estabilidade térmica, superior a 400 graus Celcius, além da porosidade, que permite uma grande taxa de adsorção. Há MOFs capazes de adsorver, com um único grama, mais de 4 mil metros quadrados de hidrogênio em sua superfície. São estruturas supramoleculares construídas a partir de íons metálicos e ligantes orgânicos, consideradas as mais promisso-

CO2 demanda um marco regulatório ras na área de captura de CO 2 , superando outros materiais como o carbono ativo e as zeólitas. Por possuírem flexibilidade química, os MOFs permitem otimização de sua capacidade adsorvente através da funcionalização dos ligantes.

Entre os compostos metalorgânicos pesquisados, o MOF-177, o MIL101 e o MIL-53 (MIL — Matériel L’Institute Lavoisier — denominação francesa para MOF) se mostraram bastante eficazes na absorção de CO 2, e este último, na separação

gasosa de CO2 e metano. Além de todas essas propriedades, o tamanho reduzido posiciona os MOFs na vanguarda das pesquisas sobre o tema, abrindo novos horizontes para a mitigação do dióxido de carbono no setor de petróleo e gás.

O Congresso Brasileiro de CO2 surgiu a partir da necessidade de unificar a discussão técnica – que já existia isoladamente em eventos específicos de cada área – e de trazer, também, a questão da regulação para a mesa de debates. Segundo Melissa Fernandez, gerente de Tecnologia e Inovação do IBP, é uma oportunidade de mostrar o que está sendo feito pela academia, como as empresas estão operacionalizando e de saber como o governo está se posicionando em relação ao assunto. Na primeira edição, o pré-sal dominou as discussões com a pergunta: o que fazer com o carbono das novas reservas descobertas? Na segunda, o congresso voltou o olhar para o Brasil e para o que ele vem realizando em termos de tecnologias de CO2. Já a terceira edição traz uma nova preocupação, além das questões tecnológicas: a urgência da criação de um marco regulatório. O grande mérito do congresso, na opinião de Melissa, é unir profissionais da indústria e pesquisadores da academia do país e do exterior. O público estimado é de 300 participantes, na maioria pesquisadores de universidades e de empresas, provenientes de vários estados brasileiros, além de outros países, principalmente da América Latina. “Nosso objetivo é permear toda a cadeia: captura, transporte, armazenamento e conversão. Buscamos somar experiência acadêmica –

Foto: Divulgação IBP

3º Congresso Brasileiro de CO2 na Indústria do Petróleo, Gás e Biocombustíveis

trazendo pesquisadores de renome para o evento – e prática, convidando profissionais da indústria para falar do trabalho em campo. Também teremos participação de especialistas estrangeiros, o que propicia uma intensa troca de informações entre os países”, afirma ela. A programação será composta de painéis e mesas-redondas, além de sessões técnicas (oral e pôster digital). Nomes de peso estarão presentes. Entre os brasileiros, além das professoras pesquisadoras Jussara Lopes Miranda, da UFRJ, e Ivani Bott, da PUC-Rio, participarão do congresso o professor Luiz Pinguelli Rosa, diretor da Coppe-UFRJ; a professora Suzana Khan, da UFRJ; professor José Luiz Medeiros, da UFRJ. Entre os profissionais do setor de petróleo e gás, Marcel Eiki Katekawa, consultor técnico da Petrobras; Ana Paula Fonseca, gerente de Projetos da

Petrobras; e Peter Derks, pesquisador sênior da Statoil Brasil. Subhas Sikdar, chefe da Clean Technologies and Environmental Policy (EPA), dos Estados Unidos; Miguel Bagajewicz, professor da Universidade de Oklahoma (EUA); Gelein de Koeijer, especialista em transporte de CO2 da Statoil Global (Noruega); Hege Marie Norheim, vice-presidente sênior global de sustentabilidade da Statoil (Noruega); Elizabeth Burton, gerente geral da GCCSI America (EUA); e John Bogild Hansen, consultor sênior da Haldor Topsoe (Dinamarca) são alguns dos destaques internacionais. CO2 e pré-sal – tecnologia e operacionalização; carbodutos; processo de separação e captura de CO2; conversão de CO2 a combustíveis; tendências tecnológicas mundiais do CO2; e marco regulatório e econômico são os temas dos painéis e mesas-redondas. TN Petróleo 100

6° Rio Gas & Power Forum - prévia

Foto: Divulgação

eventos

Suprimento de gás no Brasil demanda incentivos Para impulsionar o desenvolvimento dos futuros projetos de gás onshore é necessário conceber e implantar um programa de promoção da exploração por Márcia Cauduro do gás em terra com base em investimentos privados.

opinião é do professor Edmar Almeida, diretor de Pesquisa do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), que será um dos moderadores do 6° Rio Gas & Power Forum. O evento promovido anualmente pela CWC Group será realizado nos dias 24 a 26 de março deste ano. No contexto atual, a exploração de petróleo offshore é mais competitiva que em terra no Brasil. Isto ocor re porque a cadeia de fornecedores está mais desenvolvida e os incentivos fiscais para os investimentos são maiores para o ambiente offshore. Ambiente que atrai as empresas maiores e mais capitalizadas que o cenário onshore. “Para mudar esta realidade, é necessário criar incentivos

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econômicos e regulatórios para o investimento na exploração terrestre”, afirma Almeida. De acordo com o professor, este programa de incentivos deve cumprir algumas etapas: a aceleração do processo de concessão de áreas, com um planejamento de longo prazo de rodadas de licitações, simplificação do contrato de concessão para áreas maduras e campos marginais, flexibilização da regulação do conteúdo local, resolução dos conflitos atuais relativos ao processo de licenciamento ambiental para exploração de recursos não convencionais e a redução dos impostos diretos e indiretos para desenvolvimento de campos de gás não associados em terra. Edmar Almeida alerta que é preciso reconhecer que o Brasil enfrenta uma concorrência internacional muito mais acirrada no ambiente onshore. Quase todos os países da América do Sul estão promovendo rodadas de licitação para exploração em terra.

“As empresas internacionais se planejam para investir nos países onde existe uma previsibilidade quanto ao processo de licitações”, afirma. Como no Brasil não há um planejamento de longo prazo, com um calendário claro de licitações, quando o Governo decide fazer licitações, a maioria das empresas não está preparada para avaliar as oportunidades no país. Segundo o diretor do Instituto de Economia, é fundamental ter uma política de concessões clara, com um calendário definido de leilões, para que as empresas tenham tempo de avaliar. Ademais, é necessário conceder incentivos fiscais e tributários para que o Brasil seja competitivo em relação a outras oportunidades de investimentos na região e em países como Peru, Argentina e Colômbia. Gás boliviano – Ele observa que, hoje, o contrato Bolívia-Brasil é fundamental para o abastecimento do país. O Brasil importa cerca da metade do gás natural

ofertado ao mercado nacional. Cerca de 2/3 do gás importado vem da Bolívia. “No curto e médio prazo a Bolívia continuará sendo muito importante para o Brasil. Como o contrato vence em cerca de quatro anos, a renovação já deveria estar em discussão. Isto porque é necessário que ocorram investimentos na Bolívia para explorar e desenvolver novas reservas. Estes investimentos só vão ocorrer uma vez definidas as condições da renovação do contrato”, pontua. Sobre a exploração do gás não convencional, Almeida diz que é fundamental superar as barreiras técnicas, políticas e ambientais. Apesar de o Brasil ainda ter muito potencial de recursos convencionais que serão a prioridade das empresas na exploração em terra, a possibilidade de explorar recursos não convencionais é importante para a competitividade da exploração.

“A fronteira econômica e geológica entre convencional e não convencional é cada vez menos delimitada. Ou seja, as empresas consideram todas as oportunidades dentro de uma mesma área exploratória. Ao saber que o não convencional não pode ser explorado, a área perde valor e competitividade diante de outros países onde é possível explorar o não convencional”, esclarece. Ele pontua que o preço do gás afetará o mercado de energia, uma vez que as térmicas terão papel crescente na expansão do setor elétrico. Neste contexto, os preços do gás serão determinantes no custo desta expansão. Por fim, Edmar Almeida ressalta que, para viabilizar o uso do gás proveniente da exploração do pré-sal, devem-se considerar os custos elevados de escoamento. Para viabilizar estes projetos é importante

explorar ao wmáximo as economias de escala. Para isso, é necessário ter garantias de demanda firme para grandes volumes. “Seria preciso ter projetos âncora para o consumo do gás. Térmicas na base seriam uma das âncoras iniciais para viabilizar o escoamento de grandes volumes. Do contrário, vai ser muito difícil justificar bilhões de dólares de investimentos na infraestrutura de escoamento”, opina ele. Ao viabilizar os investimentos de escoamento, os outros segmentos de mercado que levam mais tempo para se desenvolver po deriam também se beneficiar. “O Brasil não tem problema de mercado, mas de ramp-up. O desenvolvimento do mercado industrial e GNV leva muito mais tempo que o de uma térmica âncora com despacho na base”, conclui.

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perfil profissional

Pedra por pedra É assim que o catarinense Johnar Olsen refere-se à sua bem-sucedida trajetória. “A vida profissional é como um castelo: deve ser construída pedra por pedra”, frisa o engenheiro mecânico de 47 anos, completados em 22 de fevereiro. Desde 2009 está no comando da Scana do Brasil, subsidiária de um grupo industrial da Noruega. por Beatriz Cardoso

Fotos: TN Petróleo

Há 20 anos atuando nos setores petrolífero e naval-offshore, Olsen cita como uma das regras básicas para o sucesso, ‘saber abrir mão de algumas coisas, para conquistar outras’. Mais ainda: assegura ser importante saber ouvir: “Acho que uma das fórmulas de sucesso foi eleger algumas pessoas as quais admiro como membros do conselho da minha vida profissional. Não tomo nenhuma decisão profissional importante sem consultá-los”, advoga. No primeiro contato, o nome e as feições nórdicas de Johnar Olsen dão a entender que ele é mais um estrangeiro em um mercado pleno de profissionais do mundo inteiro. Ainda mais quando se tem conhecimento da ‘folha corrida’ do presidente da Scana do Brasil – em 25 anos de atividades profissionais, ele soma mais de duas décadas em corporações ou instituições norueguesas. Na realidade, trata-se de um brasileiro da cidade de Lages, no planalto serrano do sul de Santa Catarina, ponto de parada de tropeiros e viajantes. Foi este o ponto final de um antepassado de Johnar, que saiu da Noruega junto com um grupo de conterrâneos, fiel à tradição viking, em busca do ouro da Califórnia, nos Estados Unidos. Embora tenham atravessado o Atlântico Norte rumo a São Francisco, na Califórnia (EUA), acabaram por aportar na cidade catarinense de São Francisco do Sul. A embarcação na qual viajavam não tinha condições de atravessar o então temível Cabo Horn, passagem obrigatória da rota dos navios que atravessavam o Atlântico e buscavam chegar à costa do Pacífico – naquele momento não existia o canal do Panamá... “Dei continuidade a esta história, pois minha filha nasceu nos Estados Unidos, completando a viagem do meu antepassado. Por isso ela tem como segundo nome o do barco que partiu da Noruega com aqueles aventureiros – Sofie”, conta Johnar. Além da filha Aislyn Sophie, ele tem outros dois filhos, Johann Kael e Kihan Jordan. Escolha da profissão – O pai, engenheiro agrônomo, acabou por influenciar a formação dos três filhos. “Sou o filho mais velho de uma família de engenheiros: meu irmão é engenheiro mecânico e hoje é presidente de uma empresa Suíça no Brasil. E minha irmã, no momento morando em Aberdeen, na Escócia, é PhD em engenharia química.” Johnar lembra a infância – “fantástica, da forma como vivíamos no interior” –, quando os três irmãos tinham todo o apoio do pai e da mãe dedicada, o que foi fundamental para o jovem, pois ele passou no vestibular, aos 16 anos, e teve de abandonar o conforto da família para morar em uma república em Florianópolis. “A Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) era considerada, na época, a número 1 do Brasil em engenharia mecânica. Foi essa a minha escolha, guiado por meu pai e alguns primos”, relembra. Nem só de estudo vivia o estudante, pois, devido ao gosto por esportes, viveu uma fase um pouco diferente da dos colegas de faculdade. “Todo 60

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final de semana eu e meu irmão passávamos treinando ou disputando campeonatos estaduais e brasileiros de basquete. Além de ser muito prazeroso, ainda recebíamos um salário, pois éramos semiprofissionais”, diz o executivo, praticante de diversas modalidades esportivas. Primeiro emprego – Foi inspirado no sítio da família, onde aprendeu ‘lições valiosas de vida’, que o jovem engenheiro mecânico quis começar a trajetória profissional em uma empresa de maquinário agrícola. Aprendeu, primeiro, uma lição, durante as férias, quando costumava, junto com os irmãos, trabalhar colhendo soja e feijão. “Fazíamos a colheita do feijão junto com os trabalhadores rurais, os chamados boias-frias, contratados pelo meu pai nesse período. Quando o questionamos a respeito do nosso trabalho, achando que deveríamos ter algumas vantagens por sermos filhos do dono, meu pai respondeu: ‘Ao contrário, vocês devem dar o exemplo, trabalhando ainda mais duro’”, lembra. Foi quando o jovem Johnar aprendeu a operar algumas máquinas agrícolas consideradas pelo pai como as melhores colheitadeiras, da marca New Holland. “Decidi trabalhar na melhor empresa”, diz Johnar, e esta era a filial brasileira da centenária empresa norte-americana, na qual ficou de 1990 a 1993. “Naquele momento, a marca pertencia à Ford”, esclarece. A experiência adquirida como engenheiro de produção contribuiu para seu trabalho na Dynea Industrial Engineering (Placas do Paraná), hoje Arauco, onde atuou na área industrial de construção de grandes máquinas. O grupo norueguês Kvaerner entrou na vida do engenheiro mecânico em 1994, quando foi aprovado no processo de seleção para trabalhar na então chamada Kamyr do Brasil, empresa fabricante de equipamentos para a área de papel, mais tarde unidade da Kvaerner Pulping Brasfab. “Nessa empresa tive

Idade: 47 anos Natural: Lages (SC) Casado e pai de três filhos Formação: engenheiro mecânico (UFSC) Mora no Rio de Janeiro Esportes: basquete, judô, ginástica olímpica, futebol de salão, ciclismo, paraquedismo, motocross, esqui, wakeboard, windsurfe, kitesurf, stand up paddle challenges e maratona. “Nos últimos anos, iniciei o treinamento para triátlon com a meta de um dia completar uma prova do Iron Man”, revela. meu maior desenvolvimento, tanto técnico como de gerenciamento”, afirma Johnar. Ele começou como engenheiro industrial e de processo da fábrica, localizada no polo industrial de Curitiba. “Como estava faltando ganhar experiência de gerenciamento de pessoas, pedi ao diretor industrial para ser o chefe de ferramentaria no chão de fábrica. Este departamento era muito problemático e sempre trazia desafios para a produção”, lembra o engenheiro. Olsen resolveu inovar: estudou até teorias das cores, pintando toda a área de azul, além de decidir não ter mais sala em separado. “Queria um ambiente mais calmo, pois aquilo era um barril de pólvora. A sala do chefe (a minha!) passou a ser local de inspiração... sem paredes, eu era obrigado a ficar perto de todo mundo e isso trouxe grande produtividade. No final, todos queriam trabalhar neste departamento”, graceja.

Especialização – As conquistas o inspiraram a dar outros passos. Quando a Fundação Getúlio Vargas criou possibilidades de interessados fazerem um MBA fora do eixo Rio-São Paulo, ele aproveitou a oportunidade. Com o auxílio de um ‘consórcio de colegas’, dentro da empresa, conseguiu os recursos para iniciar o curso, que se estendeu de 1997 a 1998. “Foi fantástico, pois me deu uma visão além do chão de fábrica; meu maior aprendizado em negociação. Aprendi a negociar com a própria FGV o restante dos pagamentos em muitos meses à frente”, revela Johnar. Ele recuperou o investimento em menos de um ano. Nessa época, quando a Kvaerner resolveu ampliar sua atuação no Brasil, passando a fabricar também equipamentos para a indústria de óleo e gás, recebeu o convite de um dos executivos da empresa para ir para Houston, nos Estados Unidos, fazer um treinamento. “Hoje, este executivo é parte do conselho da minha carreira profissional.” Quando retornou ao Brasil, foi indicado para outro treinamento, desta vez em Londres, no programa Young Future Managers. “Foi quando passei a acreditar que poderia ter um grande futuro.” De volta a Curitiba, assumiu o gerenciamento de alguns projetos na área subsea da Kvaerner Oilfield Products. Mudança de ares – Atuando nesse segmento com forte vínculo a indústria do petróleo, era natural a possibilidade de ir morar no Rio de Janeiro. “Na época, para quem era do interior de Santa Catarina, ir morar no Rio de Janeiro parecia algo muito perigoso. “Cheguei até a dizer a um colega que nunca moraria naquela cidade, nem mesmo se dobrassem meu salário!” Porém, um ano depois, estava lá. Para Johnar, foi um grande passo na trajetória profissional, mas muito difícil na vida pessoal, pois todos os amigos e a família estavam no Sul. TN Petróleo 100

perfil profissional

A vinda para o Rio de Janeiro acabou lhe assegurando um grande contrato na área iniciada no Brasil, a Kvaerner Process Systems. “Também fizemos alguns projetos básicos de várias plataformas na área de Engenharia e Tecnologia da mesma empresa”, conta ele. O grupo norueguês vivia um excelente momento no Brasil, com uma planta industrial em Curitiba fornecendo equipamentos para os principais projetos de óleo e gás no país, além de uma unidade de manutenção em Macaé (RJ). Com a união da conterrânea Aker à Kvaerner, ele ficou durante quatro anos (2001-2005) como country manager desta última e, mais tarde, também da área de Engenharia e Tecnologia (Field Development). Em 2005, decidiu que era hora de aprender mais sobre o mercado internacional, aceitando o convite da Intsok / Norwegian Oil & Gas Association, associação norueguesa do setor petrolífero, atuante em sintonia com o Consulado da Noruega. “Foi quando tive o prazer de trabalhar com Erik Hannisdal, da Innovation Norway (agência de fomento a indústria daquele país no exterior), onde fundamos a incubadora de empresas NBIO (Norwegian Business Incubator Offices), hoje Innovation House”, comenta Johnar. O sucesso da iniciativa foi tão grande, assegura, que ele acabou sendo convidado a implementar o mesmo modelo em Houston. “Hoje, grande parte das representações norueguesas em outros países seguem o conceito pioneiro implantado no Brasil.” De volta ao front – Os cinco anos em que atuou na Intsok, Johnar aponta como o período em que a network (rede de relacionamento) foi ampliada, assegurando-lhe ganhos surpreendentes. “Além disso, o trabalho com a indústria norueguesa fortaleceu as bases de dignidade e de respeito aprendidos na infância. Para mim, 62

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foi a comprovação de que é possível ter sucesso sem corromper ninguém e que a ética deve ser parte natural de nossas vidas”, frisa. Na Intsok, pôde aprofundar o conhecimento do mercado e das relações internacionais. Ele conta que recebeu muitas ofertas de empresas multinacionais. “Resisti à tentação, pois minha carreira estava em fase de aprimoramento”, afirma. Mas ele sentia falta daquela sensação capaz de marcar a conquista de um grande contrato. Em 2009, surgiu a oportunidade, quando o CEO do grupo Scana, também da Noruega, veio ao Brasil para entrevistar candidatos para comandar a subsidiária brasileira. Como representante da Intsok, Johnar deu suporte à empresa durante toda a semana. No fim do período, em um jantar com o CEO, ele foi surpreendido com uma proposta. “Eles me disseram: ‘Johnar, na verdade viemos analisar sua performance. Depois desta semana, não temos mais dúvidas. Queremos que você seja o responsável pelas atividades da empresa no Brasil’. Senti ser a hora de voltar ao front”, relata o executivo, há seis anos na presidência da Scana do Brasil Industrial Ltda. O grupo tem três áreas de atuação: fabricação de aço (Energy), segmento no qual a empresa atua há mais de 350 anos; de propulsão de navios, com cem anos completados em 2013; e da área offshore, com forte tradição em sistemas de cargo e lastro, offloading e mooring. Alicerces consolidados – Uma das últimas pedras do castelo, que ainda está no alicerce, de acordo com Johnar, foi conquistar o maior contrato único da empresa em toda a sua história, para fornecimento dos sistemas de offloading dos FPSOs replicantes escalados para operar no pré-sal. “Creio ter uma história de sucesso, mas o passado não garante o futuro. Tenho outras conquistas pela frente, com todos os seus desafios, tornan-

do o sabor da vitória ainda melhor”, afirma o executivo ávido por estudar. No ano passado, concluiu mais uma especialização: um curso de aprimoramento de executivos, na Harvard Business Scholl, intitulado Making corporate boards more effective. Uma das fórmulas de sucesso, para ele, foi eleger algumas pessoas que admira como membros do conselho de sua vida profissional. “Não tomo nenhuma decisão importante sem consultá-los. Entre estas pessoas admiráveis e meus ídolos, estão meu amigo John Wagner e meu primo Amaury Olsen, além da toda a minha família, em especial minha esposa, Weruska”, afiança Johnar Olsen. O executivo também é membro de outros conselhos, inclusive na área de Research and Development, no setor de óleo e gás, offshore, naval e meio ambiente, entre outros. E faz parte também da Câmara de Comércio Noruega-Brasil, tendo sido seu presidente e hoje membro do conselho. Como manter o equilíbrio entre mente e corpo em meio a tantos afazeres e responsabilidades? “Esportes”, diz Johnar, e elenca as modalidades prediletas em que já competiu e/ou pratica: “basquete, judô, ginástica olímpica, futebol de salão, ciclismo, paraquedismo, motocross, esqui, wakeboard, windsurfe, kitesurf, stand up paddle challenges e maratona. Nos últimos anos, iniciei o treinamento para triátlon com a meta de um dia completar uma prova do Iron Man”, revela. Olsen encerra a entrevista confessando sentir-se emocionado em dividir a experiência dele com os leitores. “Sou um brasileiro do interior que foi descobrindo o mundo executivo sem pular nenhuma etapa, construindo e fortalecendo, assim, a base para as decisões futuras”, define-se. “Por isso, me sinto honrado em ocupar esta seção, pois há muitas outras pessoas inspiradoras que deveriam estar nesta edição especial da TN Petróleo. Sinto-me, agora, parte da história da revista!”

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Ano 4 • nº 38 • março de 2015 • www.tnsustentavel.com.br

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

Outras fontes Voo ao redor do mundo sustentado apenas pelo sol, crise hídrica no Brasil levando a práticas de construções cada vez mais sustentáveis. Prêmio para quem economiza agua e soluções de quem trata dela para melhorar a vida de pessoas e lugares. E para os grandes (líderes empresariais) uma chamada a revisar a educação corporativa que necessita urgentemente beber em fontes mais saudáveis e mais éticas. Esses são os temas do nosso caderno na histórica edição 100 da TN Petróleo e em meio ao descompasso entre oferta e demanda de energia no país Chegamos até aqui guiados pelo suporte de empresas e instituições, pela contribuição sistemática dos nossos colaboradores e pela insuperável união da nossa equipe. Obrigada a todos vocês por nos terem ajudado todo esse tempo a trabalhar por uma causa que na verdade é de todos, mas cuja coragem de investir e persistir trabalhando nela é para muito poucos. Tenham uma boa leitura com nossos votos de que venham (serenas) as tão esperadas águas de março para fechar com abundância e gratidão o verão 2015. Até a próxima Lia Medeiros, diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo liamedeiros@tnpetroleo.com.br

Sumário

Desperdício e perdas de água agravam crise de abastecimento no país

ABB e Solar Impulse preparam volta-ao-mundo ecológica

Andrade Gutierrez e Alstom inauguram fábrica para o mercado eólico

Entrevista com Édison Carlos, presidente do Instituto Trata Brasil

Energia solar

Eólica

TN Petróleo 100

suplemento especial

Entrevista com Édison Carlos, presidente do Instituto Trata Brasil

Desperdício e perdas de água agravam Uma crise hídrica no Brasil parece contrassenso, quando se leva em conta que o país sempre foi

Foto: Divulgação

crise de abastecimento no país

referência mundial em mananciais de água, e também na utilização da hidroenergia, base da sua matriz de geração elétrica. Além de efeitos dos desequilíbrios do clima — seca persistente em algumas regiões, enchentes intensas em outras; causadas por desmatamento, emissões de gases estufa, construção de barragens e ações antropogênicas — há mais fatores que contribuem para o agravamento da crise, dentre eles, a ineficiência na gestão dos recursos hídricos, a poluição de rios, aquíferos e lençóis, o desperdício e as perdas nas redes de abastecimento. por Mehane Albuquerque

este cenário, questões ligadas ao saneamento básico que antes já eram urgentes, ganham ainda mais importância. O Instituto Trata Brasil — Organização da Sociedade Civil de Interesse Público (Oscip), formada por empresas preocupadas com a falta de saneamento e com a proteção dos recursos hídricos no país (www.tratabrasil.org.br) — desde 2007 realiza estudos sobre 66

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o tema, fornecendo indicadores para a criação de políticas públicas; e desenvolvendo projetos de tecnologia social junto a comunidades vulneráveis, onde a falta de água e o contato diário com os esgotos a céu aberto fazem parte da realidade das famílias. A missão do Instituto Trata Brasil é conscientizar a sociedade sobre a importância da conservação dos mananciais; da qualidade da água consumi-

da nos meios rural e urbano; e do tratamento dos esgotos, em um país deficiente em infraestrutura, sobretudo nas regiões mais pobres. Em entrevista ao Caderno de Sustentabilidade, o presidente executivo, Édison Carlos, fala sobre os atuais desafios do saneamento no Brasil, diante das mudanças climáticas e seus efeitos extremos, e também sobre o trabalho realizado pelo instituto.

Como se posiciona o Brasil hoje no ranking do saneamento básico global? Quais países têm hoje os melhores e os piores desempenhos em saneamento? Édison Carlos – Os países desenvolvidos já resolveram suas pendências de saneamento há anos, então o Brasil ainda está distante mesmo de países da América do Sul, como Chile e Argentina, por exemplo, principalmente em coleta e tratamento de esgotos. Há mais de 100 milhões de brasileiros sem coleta de esgoto e somente 39% dos esgotos do país são tratados. No Chile, por exemplo, 95% da população já tem este serviço. Obviamente, alguns países da África apresentam números bem mais preocupantes do que o Brasil, mas nós temos que nos comparar com a Europa e com os Estados Unidos, pois somos a 7a economia mundial e deveríamos ter extinguido esta discussão da falta de saneamento há anos, contudo ainda temos que lutar por este direito básico em pleno século XXI. Diante do atual quadro climático extremo de secas e cheias em diferentes regiões do país, quais as urgências e os desafios para o Brasil em termos de saneamento básico? É provado por técnicos e especialistas de que tivemos atrasos em obras e uma ausência de discussão sobre o saneamento que trouxe agravamentos à escassez hídrica. O Brasil perde em média 37% da água produzida, mas em regiões que hoje sofrem diretamente com a seca este número se mantém, como o Sudeste que perde 33,35% da água produzida. Além deste fator, temos a falta de tratamento

dos esgotos, que prejudicam diretamente nossos rios, pois hoje eles poderiam ser uma fonte de abastecimento para a população. Quais as melhores cidades brasileiras em termos de água e esgoto tratados? E quais estão em posição crítica? O Instituto Trata Brasil avalia anualmente as cem maiores cidades do país em relação a abastecimento de água, coleta e tratamento dos esgotos, e as perdas na distribuição e faturamento; ao pegar este modelo de pesquisa, cidades como Limeira, Franca, Santos, Maringá, Uberlândia, Jundiaí e Curitiba sempre ocupam posições confortáveis diante as demais, pois apresentam indicadores otimistas. Do outro lado, capitais do Norte, como Porto Velho e Macapá, apresentam números alarmantes, próximos de 1% de coleta e tratamento dos esgotos. Quais as perdas por vazamentos e falhas nas redes de distribuição de água nos centros urbanos, e como isso afeta o abastecimento, principalmente em tempos de crise? O Brasil é um vilão no desperdício de água? Geralmente, dentro do número de perdas de água relatadas pelas empresas, temos as perdas aparentes, que são os furtos de água, erro de leitura nos hidrômetros; e a perda física: vazamentos nos ramais, nas adutoras, etc. Como já dito, o país perde em média 37% da água já potável e isso acarreta perdas financeiras para as empresas que operam nas cidades e mesmo em menos água em épocas de crise. Macapá, por exemplo, perde mais de 70% da água produzida, ou seja, para

cada 10 litros produzidos, sete são desperdiçados de maneira irresponsável. Metrópoles como São Paulo e Rio de Janeiro perdem água por vazamentos devido a tubulações antigas e nas áreas irregulares, mas há também os famosos “gatos”, com ligações clandestinas feitas pelos moradores. 37% é um número absurdo para qualquer lugar do mundo; é um número historicamente ruim. Como regiões importantes como o Sudeste nunca tiveram uma escassez hídrica tão rígida, e muitas vezes seus reservatórios enchiam no verão, a discussão era outra, perdas de água eram apenas um detalhe. isso acarretou a passividade das empresas e dos municípios em resolver este problema. Acontece que todos perceberam que este fator foi determinante na crise, além de também ser determinante para o sistema financeiro, que depende de uma boa gestão para ampliar os serviços de água e esgoto numa região. Como o país pode melhorar a gestão de seus recursos hídricos? Há várias respostas para esta pergunta, pois os recursos hídricos são usados por todos os ramos de atividade humana. A agricultura usa cerca de 70% da água doce, a indústria e comércio, cerca de 20%, e a população 10%, então o uso dos recursos precisa ser discutido. Há ainda o uso para navegação, geração de energia elétrica, dessedentação de animais, entre outros usos. Também importante é haver um controle maior das perdas na distribuição, além de tratar os esgotos das grandes e pequenas cidades. Nossos rios viraram diluidores TN Petróleo 100

suplemento especial

de esgoto, pois ainda temos esta visão de que a natureza irá resolver nossos problemas, e sabemos claramente que não é assim que funciona. Para entendermos a dinâmica dos recursos hídricos no país, precisamos ter bem claro que não somos abundantes em água como os nossos professores diziam na época de escola. É imprescindível que cuidemos do pouco que temos para não entrarmos num colapso nunca visto; e para isso, temos que ter controles e gestão de eficiência o mais rápido possível. Como ficam as questões relativas à segurança hídrica, em meio a uma crise? Segurança hídrica é um tema estratégico e fundamental, mas precisa ser feito com tempo, planejado e levado a sério pelas autoridades. Não é possível pensar nisso quando se está no meio de uma crise de tamanha proporção. O que se pode tirar desta crise é o aprendizado de que já passou da hora de olharmos para nossa água com mais atenção. é um aprendizado e uma mudança de paradigma que carregaremos para sempre. A sociedade percebeu a importância de ter uma gestão eficiente quanto à redução de perdas de água, à coleta e ao tratamento dos esgotos, e à economia efetiva nas residências. a imprensa aprendeu a cobrar de maneira adequada, e o governo, de maneira geral, está aprendendo que é necessário planejar, para termos segurança hídrica no futuro. Quais estudos na área de saneamento básico o Instituto Trata Brasil vem realizando? 68

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O instituto realiza diversos estudos anualmente: há os corriqueiros Rankings do Saneamento que faz o diagnóstico das cem maiores cidades do país; há os estudos do PAC, nos quais fazemos uma análise da situação de obras de água e esgotos em grandes municípios; estamos trabalhando no estudo sobre perdas de água; e no último ano lançamos estudos específicos sobre os Benefícios Econômicos da Expansão do Saneamento no Brasil em três outros estados (Ceará, Rio de Janeiro e Rondônia). Enfim, há várias publicações que trabalhamos para identificar os atuais problemas e as possíveis soluções. Quais as ações empreendidas pelos projetos “Água e Cidadania pela Vida”; “Trata Brasil na Comunidade”; e “Apoio ao Saneamento Rural e em Áreas Isoladas” e seus resultados? Os três são projetos de campo onde fazemos monitoramentos de áreas em que antes não havia o saneamento e depois recebeu algum tipo de serviço, seja apenas de abastecimento de água ou água e esgoto. Este tipo de trabalho consiste em pesquisas, entrevistas e uma conscientização com a população para reeducá-los sobre a importância do saneamento básico e quão precioso é ter uma água encanada, livre de contaminações. Além disso, temos um trabalho de construção de banheiros para escolas sem infraestrutura nenhuma, sobretudo no semiárido do país. este foi um projeto específico, mas que pretendemos replicá-lo ao longo dos anos com novos parceiros. E por fim, existem os trabalhos nas áreas rurais e áreas isoladas: iniciamos no

Pantanal, junto à WWF, com um diagnóstico do saneamento em 25 municípios que formam as cabeceiras do Pantanal; e posteriormente, levamos as fossas sépticas biodigestoras com a Embrapa Instrumentação, como uma alternativa à coleta e tratamento dos esgotos em áreas rurais. Quais outras ações o instituto Trata Brasil tem realizado para sensibilizar e incentivar população e governos na busca de soluções para o problema da falta de saneamento básico no país? Temos as cobranças diretas com os relatórios do PAC. o Trata Brasil faz esta ligação direta com os tomadores de recursos das obras para saber os motivos das paralisações ou não conclusões de cada empreendimento. Além disso, em alguns estados, como o Ceará, estamos envolvidos numa ação com o Ministério Público e a empresa de água e esgotos do Ceará (Cagece) para que os moradores da região do Cariri se liguem na rede e deixem de contaminar a água subterrânea por meio das fossas sépticas. O Instituto Trata Brasil, desde 2007, trabalha constantemente com todos os atores envolvidos do saneamento para que tenhamos uma situação bem melhor do que temos hoje; e os resultados, felizmente, estão surgindo, mesmo que de maneira tímida. Quais são os parceiros e apoiadores da instituição? Hoje temos o apoio da Pastoral da Criança além de grandes ONGs como a WWF, TNC, e instituições importantes como o CEBDS, FGV, Abrampa, e outros.

ABB e Solar Impulse preparam volta-ao-mundo ecológica As duas empresas formaram uma aliança para dar a volta-aomundo histórica, defendendo o papel da inovação e da tecnologia na redução do consumo de recursos do planeta.

Foto: Divulgação

“A

empresa vai inspirar uma nova geração para abraçar a inovação e a tecnologia e resolver os maiores desafios do planeta”, disse Ulrich Spiesshofer, CEO da ABB, empresa especializada em tecnologias de automação e energia. Ela é parceira da suíça Solar Impulse, que vai tripular um voo ao redor do mundo, em avião alimentado apenas pela energia solar. O voo histórico do avião, conduzido pelos pilotos Bertrand Piccard e Andre Borschberg, foi iniciado entre o final de fevereiro e início de março, em Abu Dhabi. Três engenheiros da ABB juntaram-se à equipe da Solar Impulse, contribuindo com expertise e paixão. O trabalho inclui a melhoria dos sistemas de controle para as operações de solo, aumentando a carga eletrônica para os sistemas de bateria do avião e resolvendo os obstáculos que surgem ao longo da rota. “A ABB estará com a equipe da Solar Impulse em cada milha de sua jornada”, complementou o CEO. Na rota de 40 mil km estão previstas paradas nas cidades de Muscat (em Omã); Varanasi e Ahmedabad (na Índia);

Chongqing e Nanjing (China); e Phoenix, Arizona (EUA). Há previsão de parada também em países da Europa ou na África do Norte. Entre os desafios incluídos antes que a missão finalize em Abu Dhabi está realizar um voo non-stop de cinco dias e cinco noites da China para o Havaí, em meados de 2015. O avião, alimentado por 17.248 painéis solares, vai subir mais alto do que o Monte Everest todos os dias enquanto carrega totalmente suas baterias para permanecer no ar durante a noite. O entusiasmo da ABB com a Solar Impulse decorre não apenas da fé compartilhada em inovação e tecnologia, mas também do lema da empresa: “Power and productivity for a better world”. O ethos do Solar

Impulse espelha as aspirações da ABB em ajudar a aumentar a eficiência operacional, reduzir a utilização dos recursos, permitir o transporte sustentável e aumentar a utilização da energia limpa e renovável. Como o segundo maior fornecedor mundial de inversores solares e um dos maiores fornecedores para a indústria de energia eólica, a ABB é líder em integrar as energias renováveis, de forma eficiente e confiável nas redes elétricas. A ABB está ajudando a montar a rede mais abrangente na Europa de carregamento rápido para veículos elétricos, e está fornecendo os principais equipamentos para a maior rede mundial de carregadores rápidos para veículos elétricos na China. TN Petróleo 100

suplemento especial

3ª edição do Prêmio Firjan de Ação Ambiental Ações de redução de consumo de água e de eficiência energética são exemplos de projetos com que as indústrias do Rio podem concorrer, em cinco categorias.

Sistema Firjan vai premiar as empresas do estado do Rio de Janeiro que se destacam na gestão ambiental e no desenvolvimento sustentável. Em sua terceira edição, o Prêmio Firjan de Ação Ambiental está dividido em cinco categorias: Gestão de Água e Efluentes; Biodiversidade; Gestão de Gases de Efeito Estufa (GEEs) e Eficiência Energética; Gestão de Resíduos Sólidos; e Relação com Públicos de Interesse. As inscrições já estão abertas e serão aceitas até o dia 17 de abril 2015. O objetivo da iniciativa é reconhecer o empenho na busca por soluções criativas e eficazes de processos de redução no consumo de água e de seu reúso, uso sustentável

da biodiversidade e pesquisas nessa área, recuperação de áreas degradadas, redução da emissão de gases de efeito estufa, eficiência energética, coleta seletiva, reaproveitamento de materiais, uso de tecnologia na gestão de resíduos sólidos e programas de educação ambiental, entre outras práticas de sucesso ligadas ao meio ambiente. Nas edições anteriores, 11 empresas foram premiadas. Entre os vencedores de 2014, estão aquelas que conseguiram economia significativa no consumo de água. A campeã nesse quesito foi a Refinaria Duque de Caxias, que em dois anos reduziu seu consumo em 8,22 bilhões de litros, o suficiente para abastecer 125 mil pessoas por dia. A CSN ficou com

menção honrosa pela recirculação de 80% da água usada em uma fábrica de cal. Podem se inscrever empresas de todos os portes que tenham desenvolvido ações no estado do Rio de Janeiro. A premiação será na segunda semana de junho, na sede do Sistema Firjan, no Centro do Rio. As inscrições acontecem por meio de formulário eletrônico encontrável no site www.firjan.org. br/acaoambiental. Nessa página é possível acessar o regulamento na íntegra – que contém um modelo para apresentação dos projetos –, e conhecer os vencedores das edições anteriores. Dúvidas podem ser esclarecidas em: premioambiental@firjan.org.br.

30% das indústrias fluminenses já sofrem com a escassez de água Pesquisa da Firjan ouviu 487 empresas em todo o estado: 56,7% já adotaram medidas para reduzir o consumo de água. Pesquisa realizada pela Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro) com 487 empresas revela que 30,6% delas já enfrentam problemas por conta do baixo nível nos reservatórios de água. Essas empresas empregam 59.849 trabalhadores, aproximadamente 15% dos empregos industriais fluminenses. Entre as que foram afetadas, 50,3% afirmam que o principal efeito sentido foi o aumento do custo de produção. A solução mais citada para reduzir os efeitos da escassez de água foi o controle do consumo, apontada por 57% dos entrevistados. O controle de perdas na rede de distribuição foi citado por 28,5% e reúso de água, por 25,8%. 70

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Nos últimos dois anos, 56,7% das empresas já adotaram medidas para reduzir o consumo de água. Após a implementação dessas medidas, o resultado foi uma redução do gasto de água em 25,6%, em média. Outra pesquisa divulgada em dezembro de 2014 pela Firjan já apontara a água como o quinto item de infraestrutura mais importante para as indústrias, citado por 27% dos entrevistados, à frente de portos (16%), ferrovias (14%) e aeroportos (6%). A região Sudeste, atravessa, ainda nos dias de hoje, a pior estiagem dos últimos 84 anos. No dia 19 de janeiro, o nível dos reservatórios da Bacia do Paraíba do Sul estava em 1,4%.

“Se não enfrentarmos seriamente a questão do saneamento, buscarmos novas fontes e tecnologias, e estimularmos a população e as empresas a economizar água, a Região Metropolitana do Rio pode enfrentar o mesmo problema atualmente vivido por São Paulo: a demanda por água será superior à capacidade de oferta. A indústria do Rio já vem fazendo sua parte, mas precisamos ser mais efetivos”, afirma Luis Augusto Azevedo, gerente geral de Meio Ambiente da Firjan.

Brasil é o terceiro país no mundo em edificações verdes Mesmo assim, o número de profissionais aptos a trabalhar com a certificação ambiental LEED não chega a 130 em todo o país. Em 2014, existiam apenas 216 empreendimentos com certificação ambiental LEED para edificações verdes; há ainda 944 em processo de aprovação.

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Brasil é o terceiro país no mundo em número de edificações certificadas LEED (Leadership in Energy and Environmental Design) para edificações verdes, atrás apenas dos Estados Unidos e da China. Os motivos de o país estar no topo do ranking de edificações eficientes podem ser em parte explicados pela conscientização das pessoas e por uma nova postura frente às mudanças climáticas e à utilização dos recursos naturais. De acordo com a arquiteta Vanessa Rocha Siqueira, do escritório Norte Arquitetura e Urbanismo, por toda a parte surgem políticas públicas e leis de incentivo às construções sustentáveis, como a revisão em curso da Lei de Parcelamento, Uso e Ocupação do Solo (LPUOS) do município de São Paulo, que propõe incentivos financeiros a quem aderir à certificação ambiental em seus empreendimentos, e a Política Socioambiental do FGTS, aprovada em janeiro, que prevê a liberação de recursos deste fundo apenas para os projetos que sejam sustentáveis.

“O crescimento da demanda por edificações e bairros verdes no Brasil, apesar de parecer rápido e repentino, é o resultado de vários fatores e esforços: o incentivo das políticas públicas, como a recente certificação do bairro de Ilha Pura, que será a Vila Olímpica nos Jogos de 2016, primeira certificação de bairro alcançada na América Latina, e a certificação de alguns estádios da Copa deram muita visibilidade à importância das construções sustentáveis; o trabalho de promoção e educação promovido pelo GBC Brasil também pode ser citado como outro fator relevante”, conta Vanessa. Mesmo assim, a quantidade de profissionais acreditados pelo programa LEED, ou seja, os

chamados LEED Green Associates e LEED APs (os primeiros, possuem conhecimentos gerais sobre o LEED; os segundos são especialistas na área) é ainda pequena: no mundo todo existem 197 mil profissionais; no Brasil são apenas 113 LEED Green Associates e 127 LEED APs, o que dificulta ainda mais que os projetos saiam do papel. Em 2014, o Brasil contava com 216 empreendimentos certificados pelo LEED, sendo que destes, 82 obtiveram a certificação no próprio ano de 2014; ainda em processo de certificação, há 944 empreendimentos. A forte demanda por edificações mais eficientes é cada vez mais urgente em um contexto de crise hídrica e descompasso entre oferta e demanda de energia no Brasil. O resultado é que quase 40% (37,9%) de todas as certificações LEED recebidas por empreendimentos brasileiros foram conquistadas no ano de 2014. Soma-se a isso o fato de, a partir do segundo semestre de 2014, ter passado a haver a possibilidade de os candidatos realizarem três das mais importantes provas para profissionais LEED em português do Brasil – até então, todas as provas eram em inglês. TN Petróleo 100

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Andrade Gutierrez e Alstom inauguram fábrica para o mercado eólico

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Andrade Gutierrez, um dos maiores grupos de infraestrutura na América Latina, e a Alstom, fornecedora global de equipamentos e soluções para geração de energia, incluindo o mercado eólico, inauguram, em janeiro, a TEN (Torres Eólicas do Nordeste), joint venture industrial dedicada à produção de torres de aço para aerogeradores. A unidade está localizada em Jacobina, na Bahia, a 350 km de Salvador. Rui Costa, governador do estado, e outras autoridades locais, estiveram presentes na cerimônia de inauguração. A joint venture, anunciada no ano passado, recebeu investimentos de cerca de 92 milhões de reais e é composta 51% pela Andrade Gutierrez e 49% pela Alstom. Próxima aos principais projetos eólicos atuais e potenciais da região, a fábrica ocupa uma área construída de 22.000 m² em terreno com cerca de 140.000 m². A unidade demorou um ano para ser construída e envolveu em torno de 400 pessoas no projeto. Com capacidade de produção de 200 torres metálicas por ano, a unidade colabora diretamente para o crescimento econômico e social da região por meio do aumento da cadeia produtiva e da geração de novos empregos. No total, quando a fábrica estiver em plena operação, serão empregados diretamente 250 funcionários, além de mais 600 indiretos. Com o objetivo de formar mão de obra especializada, foi iniciado em 2014 um processo de capacitação profissional em parceria com o Senai (Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial), com a Tavares Montagem e com o IBP (Instituto Baiano Profissionalizante). Os cursos de Caldeiraria, Soldagem e Preparação e Proteção de Superfícies Metálicas têm cerca de três meses de duração e formarão 96 pessoas no total. Ao final do curso, cerca de 50 alunos

serão selecionados para trabalhar na nova fábrica da Alstom e da Andrade Gutierrez. A unidade de Jacobina é a terceira unidade eólica da Alstom na América Latina. A primeira foi inaugurada em 2011, em Camaçari, também na Bahia, para a fabricação de naceles, e a segunda em 2013, em Canoas, no Rio Grande do Sul, para a fabricação de torres para o mercado do sul do Brasil e países vizinhos como Argentina, Chile e Uruguai. A Alstom tem contribuído também para o desenvolvimento da cadeia de suprimentos de naceles, torres, hubs e pás, e tem se posicionado como um importante player no país. “O Brasil, muito em breve, deve entrar para o ranking dos maiores países produtores de energia eólica do mundo e, por isso, é gratificante inaugurarmos mais esta fábrica no Brasil e poder contribuir para este crescimento.”, afirma Marcos Costa, presidente da Alstom Brasil. A Andrade Gutierrez se reorganizou de forma diferenciada para se posicionar como integradora dessa indústria. A empresa é capaz de ge-

renciar as inúmeras interfaces dos diferentes serviços exigidos para a construção de um parque eólico e expandiu sua implementação para construir acessos, sistemas elétricos e de transmissão, instalação de aerogeradores, e agora a fabricação de torres. Assim, planeja aumentar o fornecimento de projetos com qualidade, cronogramas de operação garantidos e confiabilidade de custos. “A participação da AG neste empreendimento está fortemente amparada em sua capacidade de diversificação e, sobretudo, na confiança de estar abrindo grandes perspectivas na geração eólica, contribuindo para o crescimento da oferta de energia renovável no país.”, destaca Flávio Barra, presidente global da Andrade Gutierrez Energia. A Alstom já instalou mais de três mil aerogeradores em mais de 200 parques eólicos ao redor do mundo, fornecendo mais de 5,8 GW de energia. A companhia francesa projeta e fabrica aerogeradores onshore e offshore de 1,67 megawatt a 6 megawatts, além de fornecer soluções para todas as condições geográficas e climáticas.

Livro destaca o papel do Brasil no setor sucroenergético Foto: Divulgação

Brasil é tido como uma potência na produção de biocombustível, particularmente etanol da cana-de-açúcar. O livro Futuros do bioetanol: O Brasil na liderança?, de autoria de Sergio Salles-Filho, Adriana Bin, Ana Flávia Ferro, André Sica de Campos e Andréa Leda Ramos de Oliveira, mostra que, embora sejamos uma potência produtiva, ainda estamos longe de deter liderança tecnológica e em inovação. Nossa força baseia-se mais em vantagens naturais e em tecnologia disponível no mercado do que na capacidade de desenvolver as tecnologias que mudarão os rumos da indústria de biocombustível no mundo. Apenas uma mudança definitiva de mentalidade poderá consolidar o país como potência global neste assunto. A obra é um diagnóstico amplo – econômico, social, ambiental e tecnológico –, que olha com atenção para o tema da liderança tecnológica e da inovação. Além da visão do desempenho setorial, é apresentado um levantamento inédito sobre como as empresas vêm investindo na cons-

trução do futuro do bioetanol. O livro traz, ainda, um estudo de cenários, mostrando quais trajetórias poderão ser desenvolvidas no futuro próximo. Ao final, mostra-se uma situação na qual as ameaças são tão fortes quanto as oportunidades, justamente porque ainda nos falta liderança tecnológica. Sergio Salles-Filho é engenheiro agrônomo, mestre em Energia na Agricultura, doutor em Economia, professor titular do Departamento

de Política Científica e Tecnológica do Instituto de Geociências da Universidade Estadual de Campinas (Unicamp). Coordenador do Núcleo de Apoio à Gestão da Inovação no Setor Sucroenergético (Nagise). Adriana Bin é engenheira de alimentos, mestre e doutora em Política Científica e Tecnológica, professora doutora da Faculdade de Ciências Aplicadas da Unicamp. Ana Flávia Ferro é bióloga, mestre e doutora em Política Científica e Tecnológica. Pesquisadora do Grupo de Estudos sobre Organização da Pesquisa e da Inovação do Departamento de Política Científica e Tecnológica da Unicamp. André Sica de Campos é economista, mestre e doutor em Política Científica e Tecnológica, professor doutor da Faculdade de Ciências Aplicadas da Unicamp. Andréa Leda Ramos de Oliveira é engenheira agrônoma, mestre em Engenharia, doutora em Desenvolvimento Econômico, professora doutora da Faculdade de Ciências Aplicadas da Unicamp.

Enel Green Power inicia construção de parque eólico A nova usina, com capacidade instalada de 28 MW, completa o complexo eólico Serra Azul, que terá capacidade total de 118 MW, capaz de gerar mais de 500 GWh por ano.

Enel Green Power iniciou a construção no parque eólico Esperança, o último do complexo eólico Serra Azul, no norte da Bahia, no nordeste do Brasil. Com uma capacidade instalada total de 118 MW, a Serra Azul será capaz de gerar mais de 500 GWh de eletricidade por ano, plenamente operacional, suprindo as necessidades de consumo de cerca de 320 mil domicílios brasileiros. Essa geração de energia vai evitar a emissão de

cerca de 53 mil toneladas de CO 2 na atmosfera. A energia gerada pelo complexo eólico será vendida através de contratos de fornecimento de energia, principalmente no mercado regulado. O complexo eólico completo, de propriedade de Parque Eólico Serra Azul Ltda, uma subsidiária da Enel Brasil Participações Ltda, será concluído e entrará em operação até o final de 2015. A realização do complexo eólico, de acordo com as metas

de crescimento estabelecidas no plano de negócios 2014-2018 da Enel Green Power, tem exigido um investimento total de cerca de 220 milhões de dólares. Esse investimento é parcialmente financiado com um empréstimo da IFC, International Finance Corporation, membro do Grupo Banco Mundial, também com um empréstimo do Itaú Unibanco SA. Ambos os empréstimos estão relacionados com a construção de parques eólicos no nordeste do Brasil.

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suplemento especial

Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

Resultados através de pessoas Constato, consternado, que há um desencanto na vida profissional de inúmeros executivos bem treinados e qualificados. Vejo que os resultados conseguidos em suas carreiras profissionais são limitados, muitas vezes, ao meramente monetário. Para alcançar o bem-estar material, acabam sendo vítimas da falta de bem-estar psicossocial, da ausência de paz de espírito e de uma sensação de vazio existencial.

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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ui, durante quase 30 anos, executivo também, e tive a oportunidade de presidir grandes empresas, estudei em algumas das melhores escolas de negócios do mundo, e agora me dedico a Conselhos de Administração, à Mentoria de Negócios e de Executivos, e à Educação para a Liderança & Gestão. Por esta mudança de perspectiva, consigo verificar empiricamente que esse desencanto se deve, entre outras coisas, à falta de liderança verdadeira. E quando falo liderança, não quero dizer uma única pessoa, um ser carismático e superior que sabe conduzir seu grupo pelos caminhos e descaminhos do universo corporativo. Eu me refiro ao fenômeno da liderança no sentido lato, na capacidade de um grupo formar um time coeso (catalisado por alguém que tem a legitimidade do poder estabelecido) e trabalhar em prol de uma causa. Uma causa que faça sentido, que mobilize de fato e traga alegria no processo de a ela se dedicar. Essa causa pode ser tanto a construção de um negócio, como a transformação completa de uma organização. E isso ocorre porque muitas vezes há um foco exagerado em resultados de curto prazo, ou uma estreiteza de visão em direção ao que for mais conveniente (sob o ponto de vista pessoal) e não ao que é mais necessário para a empresa. Vejo muitos chefes nomeados que não compreendem a grandeza de trabalhar em equipe e precisam constantemente de reforço para suas idiossincrasias e inseguranças através do “rebaixamento” de quem está ao seu lado. Chefes que foram alçados a essa condição porque sabem obter resultado a qualquer custo, fugindo completamente da ética em que “os fins não justificam os meios”. E o pior, fazem isso sem consciência de que o estão fazendo! Em recente contato com José Pacheco, educador mundialmente conhecido e fundador da Escola da Ponte, em Portugal, tão bem referenciada no livro de Rubem Alves, A escola que sempre sonhei e nunca pensei que pudesse existir, ele colocou algo que me remete ao verdadeiro papel do líder. Referindo-se aos quatro pilares para a educação da Unesco (aprender a conhecer, aprender a fazer, aprender a conviver e aprender a ser), Pacheco mencionou que precisávamos acrescentar mais três pilares: aprender a desconstruir, aprender a desobedecer e aprender a desaparecer.

Descontruir, porque muito do que está por aí são paradigmas formados por ideias preconcebidas e ultrapassadas. É preciso utilizar o martelo da razão e da intuição (parafraseando Nietzsche) para sobrepujar modelos anacrônicos. Desobedecer, porque muito do que nos é imposto vem pela lógica do interesse limitado, mesquinho e, nessas horas, é preciso coragem para desobedecer. E, por fim, desaparecer. Fantástico! Essa é a principal atitude de um líder de gabarito. Ele “desparece” para que o time ganhe ascensão. Ele suporta sua equipe e facilita para que as decisões do grupo possam emergir num processo em que ideias são debatidas e chega-se a uma posição superior pela somatória das inúmeras visões que podem se complementar. Os choques de egos não interessam e são trabalhados para que não ofusquem os choques de ideias. Nesse universo de limitados líderes de fato, as empresas conseguiram descobrir um paliativo: o “coach”. A utilização cada vez maior deste recurso indica que a falha na atuação dos líderes vem sendo compensada por uma espécie de “líder postiço”. Também tenho procurado auxiliar a cobrir os buracos das falhas de liderança, atuando como aquele que ajuda os executivos a reencontrarem sua razão de ser no trabalho, de atingirem resultados sem perderem o brilho nos olhos e sem abrir mão de viverem bem suas vidas profissionais e pessoais. Mas faço isso sabendo da limitação de minha tarefa. Por que não conseguimos desenvolver líderes de fato na quantidade desejável no ambiente empresarial moderno? Esta pergunta vale muito. E tenho minhas suspeitas. Na minha visão não é possível desenvolver líderes, que possam catalisar processos de liderança em equipes, que não tenham passado pelo duro processo de desenvolver a si próprios. Primeiro, como pessoas humanas, depois como excelentes profissionais e em seguida como líderes de sua própria vida. Como alguém consegue ajudar outros se não consegue lidar consigo mesmo? Como alguém pode orientar outra pessoa se ela mesma não passou pelo fogo das experiências humanas, aquelas que nos levam para as “noites escuras da alma” e revelam a fragilidade e a grandiosidade de ser humano? A supervalorização da lógica e do racionalismo trazido por Descartes solapou a muitos a possibilidade de compreender o ser humano de forma integral e, por isso, se tornam chefes parciais, limitados pela visão cartesiana de mundo, em que tudo funciona como um relógio mecânico. Este, a meu ver, é o nó atávico ao qual nos prendemos. Estudamos desesperadamente as habilidades técnicas, mas deixamos de lado a profundidade de nossos seres. Sem humanidade, sem filosofia, sem artes e sem o

entendimento do espírito humano não há líderes de fato. E, assim, seguimos contratando “coaches” na desesperada tentativa de compensar o incompensável. Estes também, muitas vezes, são vítimas de uma formação parcial, aprendem a fazer perguntas e mais perguntas, na expectativa de “despertar ” algo em seus “coachees”. Profissionais que perderam seus empregos ou jovens que resolveram mudar de carreira, se qualificam como “coaches” (nos inúmeros institutos que existem hoje para tal) para atuar com executivos em busca de melhores resultados. Será que de fato contribuem? A perspectiva de atuação dos “coaches” tem se limitado a ajudar executivos a obterem mais resultados. Desconfio, pela observação, que grande parte desses resultados seja ainda de caráter individual, focados nas realizações de cunho monetário. Os amplos resultados, que focam no coletivo, nas transformações de longo prazo e de amplitude transdisciplinar são relegados ao segundo plano ou, o que é pior, a nenhum plano. Em última hipótese, chefes e seus “alter egos”, os “coaches”, acabam realizando um trabalho de resultados semelhantes! Faz-se urgente a reabilitação dos Líderes e das Equipes que naveguem coesas, em conjunto, e que foquem na execução desses amplos resultados. Tenho trabalhado em organizações de diversos portes para ajudá-las na formação de times, equipes em que a liderança participativa e democrática seja uma tônica para a transformação profunda de suas empresas e em que resultados ampliados emerjam como uma consequência produtiva. Quatro pilares são estudados e aprofundados para este fim: • Gestão de Prioridades • Administração de Conflitos • Tomada de Decisão Conjunta • Perfil de Líder Integral Esses pilares, via de regra, capacitam equipes a serem altamente produtivas, ao mesmo tempo em que conseguem um espírito de grupo forte, capaz de levar seus membros a perseguirem metas de longo prazo viáveis e sustentáveis, e a lutar por causas significativas dentro do ambiente empresarial. Vejo que onde essa filosofia se desenvolve, há a criação de um antídoto ao desencanto recorrente que observamos na carreira de numerosas pessoas hoje em dia. O ambiente tóxico se transmuta em um ambiente catalisador! Cada um desses pilares tem uma razão de ser. Mas não nos estenderemos mais por agora neste artigo. Nas próximas edições, vamos abordar cada um deles em mais detalhes. Parece algo óbvio e imediato, mas não é. Como dizia Shakespeare, “há muito mais coisas entre o céu e a Terra do que pode imaginar a nossa vã filosofia”! TN Petróleo 100

pessoas

José Roberto Salgado é o novo diretor executivo da Hamburg Süd e da Aliança A Hamburg Süd e a Aliança Navegação e Logística contam com um novo diretor executivo. Com 30 anos de experiência em logística e ênfase no setor marítimo, sendo 26 deles no Grupo Hamburg Süd, José Roberto Salgado assume o cargo; será responsável pelas áreas de operações marítimas, logística e transporte intermodal. Com formação em Engenharia Naval pela Escola Politécnica da USP e MBA em Marketing pela Columbia University de Nova York, o executivo ingressou na Hamburg Süd em 1984, iniciando nas funções de gerente de operações marítimas. Em 1988, em busca de novos desafios profissionais, deixou a empresa para assumir o cargo de gerente de logística da Cia Marítima Belga (CMB). No ano de 1992, retornou à companhia, desta vez em New Jersey (EUA), onde ocupou os cargos de gerente de operações e gerente geral pela Aliança. De 2002 a 2010, volta ao Brasil para assumir a diretoria de produtos – Product Management. Após esse período,

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Com mais de 30 anos de experiência em logística e ênfase no setor marítimo, ele dará continuidade à excelência operacional das empresas.

é convidado a trabalhar na matriz, em Hamburgo, na Alemanha, ainda na área de produtos, mas agora respondendo pela otimização de todas as rotas de serviços mundiais oferecidos pelo Grupo. Há dois anos, regressou ao Brasil para assumir a gerência geral de operações marítimas, logística e intermodal.

“Hoje, como diretor executivo das áreas operacionais da empresa, é meu objetivo dar continuidade à excelência de serviços da Hamburg Süd e da Aliança, consolidando a posição do Grupo como líder de mercado através de um gerenciamento diferenciado e foco no atendimento aos clientes”, ressalta.

Pierre Vin foi promovido aos cargos de vice-presidente de Suporte às Operações no Brasil e Angola e diretor-geral da Oceaneering Brasil, fornecedora global de produtos e serviços de engenharia para o setor offshore da indústria de óleo e gás, com foco em aplicações em águas profundas. Pierre está na empresa há seis anos e tem sido fundamental na construção de uma equipe proativa e orientada para as 76

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Oceaneering muda estrutura organizacional do Brasil operações. Julio Ribeiro, diretor comercial, junto com Pierre e a equipe de Operações, irá liderar as atividades de desenvolvimento de negócios no Brasil. Francesco Santoro deixou a empresa. E vale registrar que teve um papel essencial na expansão das linhas de produtos e no relacionamento com os clientes no Brasil. A empresa agradece a sua dedicação e lhe deseja sucesso no futuro.

IBS-Energy tem novo presidente

O setor energético passa por uma fase de mudanças e que exige, cada vez mais, uma gestão moderna e antenada. É neste contexto que Bento assume a direção da IBS-Energy, empresa que oferece serviços de gestão na área de energia. “Venho para somar junto à equipe da IBS-Energy em busca de novos desafios em um setor que tem muitas oportunidades e, ao mesmo tempo, está em transformação. O maior compromisso é com o aprimoramento profissional da equipe da empresa e com a geração de valor para todos os stakeholders”, afirma. No setor automotivo, o executivo esteve no comando da gestão das mais variadas fábricas de autopeças. Adicionalmente, atua como membro do Conselho de Administração do Sindipeças (Sindicato Nacional

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Profissional, com mais de 30 anos de experiência no comando de empresas, Antônio Carlos Bento de Souza veio do setor automotivo para assumir o comando da IBS-Energy, especializada em soluções em energia.

da Indústria para Componentes de Veículos Automotores), e ocupa o cargo de presidente do Conselho de administração do IQA (Instituto da Qualidade Automotiva). Também é membro do Conselho de administração da SAE (Sociedade dos En-

genheiros da Mobilidade) por duas gestões. Agora, nesta nova fase de sua carreira, Bento de Souza tem um longo aprendizado pela frente e a missão de expandir a atuação da empresa, com foco em melhoria contínua de resultados. Ele acumula larga experiência no start up de negócios, turnaround, negociação e instalação de joint ventures, e gestão voltada para a geração e incremento de valor para o negócio. Dirigiu operações no setor automotivo no Brasil, Estados Unidos, Argentina e China. Possui experiência relevante na negociação e obtenção de crédito para expansão de negócios com o IFC (Internacional Finance Corporation). Além do setor automotivo, trabalhou em importantes empresas de cartão de crédito, hotelaria e consultoria empresarial.

A DHL, líder mundial em logística, comunica que Javier Bilbao é o novo presidente da DHL Supply Chain no Brasil. Ele comandará a empresa a partir de Campinas, no interior de São Paulo, e será responsável por uma equipe de dez mil colaboradores distribuídos em 59 Centros de Distribuição. Antes de assumir o cargo, o executivo foi diretor-geral da DHL Supply Chain na Espanha e Portugal, tendo desempenhado diversas outras funções, com destaque para o setor de varejo e fashion, onde desenvolveu negócios com os principais clientes da indústria varejista e do segmento de moda europeu.

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Javier Bilbao é o novo presidente da DHL Supply Chain no Brasil Bilbao é formado em Gestão de Negócios pela Universidade do País Basco e tem MBA Executivo pelo Instituto Empresarial de Madri. Sua chegada à DHL ocorreu no início de 2000, quando ingressou no departamento de auditoria. Depois disso, desempenhou diferentes funções na empresa nas áreas de gestão financeira e de operações. “O Brasil é um mercado muito dinâmico e apoiarei os objetivos ambiciosos de crescimento que temos para a região. Com a nossa equipe altamente qualificada e o foco nas necessidades dos clientes, estou confiante de que a DHL Supply Chain continuará sendo líder em logística”, afirma. TN Petróleo 100

produtos e serviços

GE Marine

GE Marine cria nova unidade

A nova organização combina a experiência comercial e tecnológica da GE no mercado marítimo com um portfólio composto por turbinas movidas a gás e diesel, motores e geradores, variados tipos de speed drives, soluções de perfuração para automação e controle de sistemas e equipamentos elétricos que integram embarcações. A GE Marine combina tudo isso com sistemas de integração de última geração e com uma infraestrutura global – incluindo centros de serviço e treinamento – próxima da operação de seus parceiros. A criação da GE Marine está baseada na estrutura bem-sucedida da GE Global Offshore Marine, criada em 2013 para fornecer soluções integradas aos clientes do mercado offshore. Alinhada às necessidades da indústria e de seus clientes, a GE Marine coloca mais do que especialistas a serviço do setor naval. “O anúncio de hoje reflete o foco da GE no desenvolvimento de seu braço marítimo por meio de sólidas plataformas tecnológicas”, comenta Joe Mastrangelo, CEO da GE Power Conversion. “Nossos clientes serão beneficiados com soluções altamente integradas e tecnológicas para os mais diversos tipos de aplicações marítimas. Desde os mais avançados navios e os mais luxuosos cruzeiros maríti78

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A GE anunciou a criação de uma nova divisão: a GE Marine, área que combinará experiências de diferentes negócios da companhia.

mos às plataformas FPSO mais desafiadoras do mundo, nós fornecemos energia, propulsão e soluções de posicionamento à indústria marítima.” A GE também está desenvolvendo a Internet Industrial para seus parceiros. O avanço da era digital, quando aplicada à indústria marítima, cria o potencial para transformar o setor, com destaque para as áreas de previsibilidade, construção naval e propulsão marítima. Essas inovações prometem levar maior disponibilidade e eficiência aos clientes da GE Marine. “Ao criar um único negócio focado em seus clientes da indústria

naval, a GE se posiciona para melhor auxiliá-los em um ambiente cada vez mais competitivo. Com essa nova organização, iremos alavancar a experiência e a tecnologia em diferentes áreas globais da GE, expandiremos nossas capacidades e ofereceremos soluções que reduzirão custos operacionais e tornarão a próxima geração de embarcações mais eficientes e amigáveis do meio ambiente”, afirma John Rice, vice-presidente global da GE.

Jurong Aracruz

O casco do navio-sonda Arpoador já está no Estaleiro Jurong Aracruz (EJA). O equipamento, que possui 203 m de comprimento, 40 m de largura e calado de 5,5 m, chegou na noite do dia 18 de fevereiro. O Governo do Estado do Espírito Santo, em parceria com a Marinha do Brasil e a equipe técnica do EJA, trabalhou para agilizar a vinda do casco, que deveria chegar em cerca de 30 dias, para cumprir os prazos de construção e nacionalização do produto. A embarcação, trazida por cinco rebocadores de Angra dos Reis, no Rio de Janeiro, está agora em processo de liberação junto à Receita Federal. Depois disso, começa a montagem no casco dos megablocos de acomodação da tripulação, bem como da torre de perfuração. Os equipamentos já estão sendo montados e construídos desde o ano passado pela equipe de operação do EJA, enquanto o casco estava a cargo do Grupo Sembcorp Marine, em Cingapura. Para a montagem dos megablocos no casco, será utilizado um guindaste gigante flutuante do EJA com capacidade de içamento de até 3.600 toneladas. Tal guindaste foi fabricado no Japão, possui bandeira e tripulação brasileira e é o maior da América Latina.

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Estaleiro Jurong Aracruz recebe casco do navio-sonda NS Arpoador

O trabalho de construção da torre de perfuração e acomodações da tripulação vem sendo realizado por cerca de mil trabalhadores do EJA de diversas áreas – soldadores, jateadores, montadores de andaime, caldeireiros, pintores, técnicos em construção naval, engenheiros, entre outros. O navio-sonda Arpoador deverá ser concluído e entregue a Sete Brasil ainda este ano. A previsão é de que até abril de 2015 sejam contratados diretamente cerca de 400 trabalhadores pelo EJA. Ele é o primeiro de sete navios-sonda encomendados ao EJA pela Sete Brasil para operação em águas ultraprofundas do pré-sal brasileiro da Bacia de San-

tos. Além dele, o Estaleiro Jurong construirá em Aracruz outros seis navios-sondas: NS Guarapari, NS Camburi, NS Itaoca, NS Itaúnas, NS Siri e NS Sahy. A embarcação, com alojamento para uma tripulação de até 180 pessoas, possui ampla capacidade de carga e espaço útil, avançados equipamentos de perfuração e um amplo ‘moon pool’ central (abertura no centro do navio similar a uma piscina por onde se movimentam os equipamentos de perfuração dos poços de petróleo). O navio-sonda será capaz de operar a 10 mil pés de profundidade (3.048 m) e perfurar poços de até 40 mil pés (12,2 km) de comprimento.

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mercado

Nova percepção do mercado de petróleo e gás no mundo e no Brasil

A recente queda do preço do petróleo tem um claro propósito da Arábia Saudita. Seu objetivo não é mais o de simplesmente ser o sustentador dos preços do petróleo no mercado mundial, através de sua capacidade como swing producer , de facilmente aumentar ou reduzir sua produção. Agora, seu objetivo é assegurar que a era do petróleo não acabe tão cedo.

José Diamantino de Almeida Dourado trabalha no Centro de Federal de Educação Tecnológica Celso Sukow da Fonseca/Cefet.

Cleveland M. Jones é pesquisador do Inog (Instituto Nacional de Óleo e Gás)/CNPq.

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queda do preço do petróleo está associada ao aumento da oferta, principalmente por conta da crescente produção de shale oil e shale gas dos EUA, e ao fraco desempenho da economia mundial, com seus reflexos na demanda por recursos energéticos. Mas dessa vez, em meio a mais nova ameaça à receita dos produtores de petróleo, ao invés de agir como swing producer, reduzindo sua produção para impedir uma queda acentuada dos preços, a Arábia Saudita decidiu combater a ameaça a sua hegemonia como produtor dominante do mercado mundial de petróleo. Sua decisão se consagrou não por uma ação, mas por uma omissão, ou seja, deixou de fazer o que dela se esperava, ou pelo menos o que os demais membros da Opep (Organização dos Países Exportadores de Petróleo) e grandes exportadores de petróleo esperavam dela. A experiência da última grande oscilação do preço do petróleo, precipitada pela crise financeira de 2008, mostra que os altos e baixos dos preços podem ser bastante extremos. O preço do barril chegou a um pico de mais de US$ 140, em julho de 2008, para, logo em seguida, cair a menos de US$ 50, em janeiro de 2009. Mais tarde, estabeleceu um novo patamar de cerca de US$ 100, mantendo-se numa faixa mais ou menos estreita, entre US$110 e US$ 90, até setembro deste ano (Figura 1). Essa oscilação claramente representou uma volatilidade dos preços, em resposta a mudanças de curto prazo, ocorridas no cenário econômico mundial. Em meados de 2014, à medida que o desequilíbrio da oferta e da demanda se tornou mais evidente, os membros da Opep tradicionalmente mais agressivos em relação aos preços do petróleo, como Venezuela, Irã, e outros, clamaram por uma reunião da Opep, para discutir, e, se esperava, decidir sobre uma redução da produção, liderada pelo tradicional swing producer, a Arábia Saudita. Esse seria o desfecho esperado, de acordo com a tradicional postura da Arábia Saudita, que no passado agiu para reduzir sua produção como forma de estabilizar os preços, impedindo uma queda mais acentuada. Surpreendendo a muitos, a Arábia Saudita decidiu se omitir, deixando que os preços do petróleo flutuassem conforme as condições do

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mercado. A partir dessa decisão, o petróleo sofreu uma queda livre nos preços, chegando a menos de US$ 50 o barril, em janeiro de 2015. A Arábia Saudita havia deliberadamente aceitado enfrentar os demais membros da Opep, assim como a Rússia e outros produtores importantes, que dela esperavam, mais uma vez, que sacrificasse sua produção para sustentar os preços, em benefício de todos os produtores. Após um período de quase três anos de relativa estabilidade do preço do petróleo, em torno dos US$ 100/bbl, o preço caiu vertiginosamente, e se instalou a nova crise do petróleo, que os produtores temiam. Os mercados, como de costume, reagiram com força, e a queda de preços de mais de 40% deixou clara a magnitude da crise. Motivação – Se a motivação da nova postura da Arábia Saudita foi o desejo de manter sua hegemonia como principal país produtor de petróleo no longo prazo, há de se entender que esse objetivo, por sua vez, está fundamentado nas imensas reservas sauditas de petróleo e gás. Reservas que poderão garantir receitas para o país, nos moldes atuais, durante algo como os próximos cem anos, caso o petróleo continue sendo o principal recurso energético da matriz energética mundial até então. Seu objetivo, portanto, se torna assegurar que a era do petróleo não acabe tão cedo, e seu empenho é de longo prazo.

Figura 1. Preços FOB (US$/bbl) do petróleo Brent, desde 2004. Fonte: US EIA, 2014a.

Os preços baixos do petróleo afetam diretamente as alternativas energéticas que poderiam concorrer com o petróleo convencional barato, produzido pela Arábia Saudita. As alternativas energéticas que poderiam deslocar boa parte do espaço ocupado no mercado da energia mundial pelo petróleo saudita são: • as areias betuminosas do Canadá, cuja produção somente se sustenta com preços do petróleo próximos ao patamar recente (US$ 100/bbl); • o shale gas e o shale oil dos EUA, geralmente tidos como recursos algo mais caros do que o petróleo convencional; TN Petróleo 100

mercado • os recursos energéticos não convencionais em geral, incluindo os novos combustíveis renováveis, como o etanol e o biodiesel, que já penavam para competir com o preço do petróleo, quando este estava no patamar dos US$ 100/bbl; • os recursos convencionais produzidos com tecnologia de ponta, em geral mais cara, como o petróleo de alguns campos do próprio pré-sal brasileiro, que podem não ser de tão baixo custo operacional como os que estão sendo produzidos atualmente. Para assegurar a continuidade da era do petróleo por mais tempo, e o domínio saudita dessa produção, outros produtores de petróleo também são pressionados a desistir de ameaçar a hegemonia saudita, conquistada com base nos mais sólidos fundamentos possíveis: imensas reservas e custos de produção baixíssimos, estimados em menos de US$ 10/bbl para lifting costs (EIA, 2014b). Implicações – A Arábia Saudita sairá ganhando, se puder executar seu plano de impor uma nova realidade de preços ao mercado, alterando os fundamentos da indústria de petróleo e gás numa direção que favorece os recursos convencionais e desestimula os recursos não convencionais e energias alternativas e renováveis, pois é nos recursos convencionais de petróleo e gás que o país tem maior vantagem competitiva. Outros ganhadores, pelo menos no curto prazo, são os grandes consumidores e importadores de combustíveis fósseis no mundo, como o Japão e a Europa, além de alguns países mais pobres, mas sem grandes recursos petrolíferos, onde essas importações consomem grande parte de suas receitas. Para a Europa, a atual realidade do mercado representa uma nova situação fundamental, onde a oferta abundante e os baixos preços favorecem o bloco consumidor em relação à Rússia, como fornecedora. A Rússia agora não pode facilmente se dar ao luxo de restringir o suprimento, justamente quando enfrenta uma possível erosão de sua participação como grande fornecedora do mercado. A entrada no mercado mundial da nova produção norte-americana afeta o Japão e a Europa, direta e indiretamente, pois os EUA reduziram, e deverão continuar reduzindo, suas importações de petróleo e gás. Possibilitam, assim, que esses volumes possam ser redirecionados para outros consumidores, mas também há grandes chances de os EUA se tornarem um exportador líquido de gás natural, via embarques de gás natural liquefeito /GNL (FERC, 2014). Por outro lado, diversos países saem perdendo em maior ou menor grau. Entre os grandes perdedores estão a Venezuela, o Irã, a Rússia e o Canadá. A Venezuela perde receita do petróleo da qual depende desesperadamente, e suas reservas petrolíferas, que rivalizam com as sauditas em termos absolu82

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tos, agora têm importância reduzida, visto que são compostas em grande parte por petróleo ultrapesado, que não concorre com a produção de petróleo convencional. O Irã, grande desafeto e concorrente da Arábia Saudita por influência e poder regional, também sai muito prejudicado pela queda de preços do petróleo, pois já vem sofrendo os efeitos dos embargos dos EUA e da Comunidade Europeia. A Arábia Saudita está na confortável situação de poder atingir seus objetivos geopolíticos, sem ter que tomar nenhuma atitude direta contra o Irã. A Rússia, atualmente o maior concorrente da Arábia Saudita em relação à produção, assim como o Irã, sofre com a imposição de sanções econômicas. A queda dos preços do petróleo pode desestabilizar sua economia, já combalida, mas dado seu histórico imprevisível, ela pode encolher suas ambições geopolíticas para se adaptar à nova realidade econômica. Ou pode surpreender o mundo com iniciativas mais agressivas, como forma de lidar internamente com os problemas políticos advindos das dificuldades econômicas que o país enfrenta. A produção de petróleo proveniente das areias betuminosas canadenses representa um dos recursos não convencionais de maior custo, cujos projetos têm custos marginais de até US$ 105/bbl (LEWIS, 2014). O Canadá, provável país relativamente mais afetado pela nova conjuntura de preços do petróleo, terá de amargar prejuízos sem poder tomar medidas efetivas para mudar a nova realidade ou retaliar. A China com certeza poderá mitigar boa parte do desestímulo dos preços baixos do petróleo sobre os recursos não convencionais, através de incentivos e diretivas do governo central para que as empresas sob seu controle deem continuidade à exploração e explotação de seus recursos significativos de shale gas e coal bed methane. Cenário Brasil – No caso do Brasil, os grandes projetos do pré-sal, por serem de longo prazo e em geral tidos como viáveis mesmo com o preço do barril de petróleo próximo a US$ 40-US$ 50, não devem ser muito afetados. O Brasil segue firme na construção de uma grande indústria de óleo e gás, e de uma ampla indústria de apoio para atender a demanda de conteúdo local prevista nesses projetos. Os setores mais afetados da indústria brasileira de energia devem ser o de energia solar, que apresenta os custos mais elevados, o complexo sucroalcooleiro, e em menor grau o setor de energia eólica, que é um dos mais competitivos do mundo nesse setor. De especial importância no Brasil, o complexo sucroalcooleiro já vem sofrendo com os baixos preços da gasolina, mantidos artificialmen-

te baixos durante muito tempo, pela política de controle da inflação. Quanto à Petrobras, ela deve sentir um alívio nas suas contas, em decorrência da redução do dispêndio com a importação de combustíveis fósseis automotivos. O Brasil também deve auferir um pequeno benefício no seu balanço de pagamentos, enquanto perdurar o déficit entre a produção e o consumo de petróleo e derivados. Com a previsão de uma produção crescente nos próximos anos, essas vantagens devem se transformar em desvantagens, assim que a autossuficiência voltar a ser atingida. O Brasil também sofre, porque suas expectativas, realistas ou não, em relação à produção de recursos não convencionais no futuro, serão frustradas, por conta do baixo preço do petróleo, quesito fundamental para a viabilidade dessa produção no Brasil, e que já padece de muitos outros entraves. Ainda assim, o Brasil tem um leque de opções em relação às políticas energéticas de que pode lançar mão para ajudar o caixa da Petrobras e a arrecadação do governo federal, incluindo a manutenção dos preços dos combustíveis e a possível elevação das Contribuições de Intervenção no Domínio Econômico (Cide), medidas que combinadas, poderiam ao mesmo tempo ajudar a arrecadação do governo e as contas da Petrobras. EUA: exemplo didático – A ascensão dos EUA como produtor de shale gas e shale oil já indicava que superariam a Arábia Saudita como maior produtor mundial até 2019, ou antes. Mudanças fundamentais na estrutura da oferta mundial de petróleo e gás, como de qualquer outra commodity importante na economia mundial, naturalmente não ocorrem sem reações. Os EUA podem ser considerados o maior alvo da estratégia saudita, por representar a maior ameaça a sua hegemonia sobre a produção do petróleo no mundo, no longo prazo. Se a experiência norte-americana com shale gas pudesse ser replicada mundo afora, como alguns têm especulado, a hegemonia da Arábia Saudita realmente poderia estar ameaçada. Os EUA não têm nenhuma intenção de retaliar ou reagir contra esse aliado importante no Oriente Médio, e deve apenas fortalecer suas próprias políticas protecionistas em favor de uma indústria de extrema importância para o país. Pode, também, possivelmente utilizar essa sua nova condição de importante e crescente produtor em nível mundial, para adiantar seus objetivos geopolíticos, em especial através do fornecimento de GNL para países aliados. Por outro lado, as estimativas e previsões para o crescimento da produção de shale gas em muitos países parecem ter sido atabalhoadas, pois não levaram em conta as especificidades da indústria de

petróleo e gás nos EUA nem a importância da infraestrutura existente no país. No Brasil e na Argentina, estudiosos sugerem que apesar da ampla ocorrência desses recursos, há enormes entraves para poder atingir uma produção significativa (CHAVES, RODRIGUES, JONES, 2012; RODRIGUES, CHAVES, JONES, 2012). De todas as formas, nem os sauditas nem os EUA parecem acreditar que o shale boom vá sofrer muito. Os analistas seguem confiantes de que o crescimento da produção norte-americana seguirá firme, chegando a estimar um crescimento de 20% na produção, para 2015, numa clara demonstração de que os notáveis avanços tecnológicos superarão até mesmo condições mercadológicas desfavoráveis (NYSVEEN, 2014). Os mais afetados serão os países que imaginavam poder replicar o crescimento que ocorreu nos EUA (THE ECONOMIST, 2014). Nos EUA, existem fortes subsídios embutidos nos combustíveis fósseis. Além dos incentivos fiscais, há vantagens significativas por conta da extensa infraestrutura de gasodutos e oleodutos, e uma robusta demanda enraizada por gás natural, como importante parte de sua matriz energética. Os baixos preços do gás natural no mercado doméstico atraem cada vez mais indústrias de base, como a indústria petroquímica e de fertilizantes, que utilizam o gás natural como insumo básico. Nesse contexto, a política energética norte-americana apresenta um exemplo didático a ser seguido pelo Brasil. Em relação a incentivos fiscais, o Brasil tem ampla experiência na aplicação desses instrumentos em indústrias específicas, como a automobilística. Em relação a investimentos em infraestrutura, é clara a necessidade de melhorar a competitividade brasileira (o “custo Brasil”), para que os recursos não convencionais possam ser mais bem aproveitados. Estudos recentes sugerem que os recursos convencionais em terra e em bacias maduras também têm elevado potencial (PEREIRA, 2012). Quanto à vantagem de ter uma robusta indústria de base como fonte da demanda por gás natural, a experiência norte-americana bem-sucedida já foi entendida pela Petrobras, quando inseriu investimentos de mais de US$ 10 bilhões em plantas industriais de fertilizantes, em seu Plano Estratégico Petrobras 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 (PETROBRAS, 2014). A demanda por gás natural veicular (GNV) também foi apontada como possível importante vetor do crescimento da indústria de gás natural e da economia (DOURADO et al., 2010), mas até o momento não parece ter encontrado receptividade na política energética do governo brasileiro. TN Petróleo 100

mercado Recomendações para a política energética brasileira – O Brasil tem a possibilidade de implementar medidas aprendidas com a experiência norte-americana. Dessa forma, são propostas algumas recomendações para que a política energética do país proteja seus interesses, defenda a Petrobras, e traga mudanças positivas em relação à percepção dos riscos e da atratividade do país. Se por um lado o Brasil perde com preços mais baixos do petróleo, por outro lado a nova realidade do mercado mundial de petróleo também implica uma demanda garantida, se mantidos os atuais preços relativamente baixos. Projetos industriais no Brasil, voltados para a indústria petroquímica e de fertilizantes, por exemplo, representam ótimas oportunidades de assegurar uma demanda estável e significativa para o gás natural que deverá ser produzido em grandes quantidades a partir dos campos do pré-sal. Essa é uma das principais lições a serem aprendidas com a experiência norte-americana, que resultou numa vigorosa retomada do crescimento daquele país, a partir de um PIB já bastante elevado, desafiando a lógica econômica para países mais desenvolvidos, cujo crescimento esperado tende a ser mais modesto, e demonstrando o poder de alavancagem dessa política. O risco da restrição de fontes de financiamento para a Petrobras, a petroleira e empresa brasileira mais importante, justifica uma política nacional para sua defesa. Ademais, há de se considerar as profundas diferenças fundamentais nas condições operacionais da Petrobras e da OGX, por exemplo, para que o insucesso desta última não impeça medidas para resguardar a integridade da Petrobras. Os fundamentos da estatal são sólidos, tanto em relação a recursos humanos, quanto em relação ao domínio de tecnologia para atuar nas áreas em que se encontram as grandes reservas do pré-sal. Assim como em função dos grandes recursos físicos compostos de acumulações recuperáveis de óleo e gás que podem atingir entre 115 e 288 bilhões de barris, apenas no pré-sal (JONES & CHAVES, 2010). A Petrobras também conta com a possibilidade, ainda não concretizada, de apropriar significativas reservas já descobertas, mas ainda não certificadas, como na cessão onerosa e outras áreas. A apropriação de significativas reservas, provavelmente até o fim de 2015, decerto melhorará a percepção do mercado em relação às perspectivas da Petrobras e do Brasil. Para alavancar os benefícios do desenvolvimento de seus recursos petrolíferos, o Brasil também deve fazer uma mudança prospectiva no regime regulatório dos leilões, sem violar contratos e direitos anteriores. Seria uma forma de corrigir imperfeições 84

TN Petróleo 100

decorrentes da forma açodada como foram implementadas as mudanças do marco regulatório, em 2010, através das leis 12.276/10 (cessão onerosa), 12.304/10 (criação da PPSA), e 12.351/10 (novo marco regulatório e fundo social). Deve-se evitar o que ocorreu no leilão de Libra, quando apenas um consórcio licitante fez uma proposta, e mesmo assim com o valor mínimo exigido para a oferta da parcela da União do excedente em óleo (41,65%), sendo o único item variável. A atual forma como são realizados os leilões para o pré-sal, sob o regime de partilha da produção, impede que eventuais interessados tenham a efetiva oportunidade de concorrer. A comprovação desse desestímulo é que muitos dos interessados que chegaram a adquirir o pacote de dados para o leilão de Libra sequer formaram consórcios ou apresentaram proposta. Obrigar a Petrobras a definir previamente, para o ativo a ser leiloado, o seu grau de interesse em participação percentual, asseguraria uma maior concorrência e transparência. A estatal é obrigada a ser operadora, com pelo menos 30% de participação, mas uma vez que defina o percentual que deseja reter, igual ou superior a esse valor, o leilão envolveria apenas os interessados em participar como sócios do consórcio, tendo a Petrobras como operadora. Qualquer empresa interessada será estimulada e poderá participar, ampliando a concorrência e melhorando a imagem desse processo, que chegou a gerar desconfiança por parte de muitas empresas que poderiam ter se interessado em participar do maior projeto de desenvolvimento da produção de um campo petrolífero dos últimos anos. Crise é estrutural – Os fundamentos e as motivações da crise atual sugerem não se tratar de uma oscilação dos preços devido a mudanças de curto prazo, como ocorrido em 2008-2009. Esta é uma crise estrutural, em que os fatores que precipitaram a mudança de preços têm origem em uma estratégia saudita deliberadamente executada, e em tendências em relação à oferta mundial de petróleo, que não devem se reverter no curto prazo. As reservas físicas e financeiras da Arábia Saudita, assim como seu planejamento, são de longo prazo, portanto o cenário atual pode facilmente perdurar por muito tempo sem sofrer limitações físicas, financeiras ou políticas. As possíveis reações dos países afetados também parecem inócuas, o que sugere que não há perspectivas para medidas de curto prazo que possam reverter o quadro atual. Os investimentos norte-americanos na área de shale gas e shale oil, estimados em mais de US$ 100 bilhões por ano, nos últimos anos, sugerem que os EUA manterão sua política protecionista em relação a seus recursos energéticos, e não devem permitir

que a continuidade desses negócios seja ameaçada. Para os demais países, resta a opção de se adequar à nova realidade do mercado. A experiência norte-americana nesse sentido também apresenta oportunidades didáticas para o Brasil defender seus interesses em relação a sua indústria petrolífera. Dada a evidente intenção da Arábia Saudita de não se preocupar com as oscilações do preço do petróleo no curto prazo, o Brasil deve definir uma política energética que priorize os recursos petrolíferos convencionais de comprovada competitividade. Os campos petrolíferos do pré-sal apresentam produção individual de poços de 20 mil a 30 mil bopd ou mais, colocando esses poços no topo dos 1% de poços mais produtivos dos EUA, por exemplo (EIA, 2014c). Claramente, esses projetos devem seguir adiante a todo vapor, pois são indutores de grandes receitas para a Petrobras, que necessita incrementar seu fluxo de caixa para amenizar as limitadas opções de fontes de recursos para cumprir seu programa de investimentos. Para o Brasil, também são essenciais para fortalecer seu balanço de pagamentos, através do aumento das exportações de petróleo, mesmo se não houver capacidade instalada para seu refino e transformação em produtos de maior valor agregado. Com a partida dos trens da Refinaria do Nordeste (RNEST), a Petrobras ampliará imediatamente seu fluxo de caixa e reduzirá o impacto

negativo da importação dos combustíveis automotivos que, a partir de agora, serão produzidos na RNEST. Com mais o benefício do incremento esperado na produção de petróleo nos próximos anos, as perspectivas fundamentais da Petrobras são invejáveis, mas estão sendo ofuscadas pela atual crise política e de governança. Qualquer major do mundo adoraria ter o tipo de problema que se imputa à Petrobras, se isso também implicasse ter acesso às imensas reservas de recursos petrolíferos convencionais, recuperáveis com tecnologia plenamente dominada, muitos dos quais já produzindo de forma excepcional. Aprimorar as regras dos leilões do pré-sal, melhorando a possibilidade de participação por empresas externas, ampliará a atratividade do país como destino de investimentos para a indústria de petróleo e gás. O rápido avanço mexicano na reformulação de suas regras de participação externa em seus projetos petrolíferos, em especial no Golfo do México, ameaça restringir ainda mais as possíveis fontes de capital para investimento em projetos petrolíferos nacionais, pois concorre para atrair esses investimentos, que não são ilimitados. Um mercado com regras justas e transparentes vai melhorar a percepção, em nível internacional, das oportunidades para participar de projetos de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil.

Referências CHAVES, H. A. F. C.; RODRIGUES, R.; JONES, C. M., 2012. Quais são as perspectivas para o Brasil desenvolver seu potencial não convencional? Gas Summit Latin America 2012, Rio de Janeiro, Brasil. InformaGroup, 2012. DOURADO, J. D. A.; JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F., 2010. Rumo a um novo modelo energético mundial, IBP-2925. In: Rio Oil & Gas Expo and Conference, 2010, Rio de Janeiro, RJ, Brasil. Anais... Rio de Janeiro: IBP, 2010. EIA-US Energy Information Administration, 2014a. Petroleum & Other Liquids - Data - Europe Brent Spot Price FOB. Disponível em http://www. eia.gov/dnav/pet/hist/LeafHandler.ashx?n=PET&s=RBRTE&f=D. Acesso em 20/12/2014. EIA US Energy Information Administration, 2014b. How much does it cost to produce crude oil and natural gas?. Disponível em http://www.eia. gov/tools/faqs/faq.cfm?id=367&t=5. Acesso em 20/12/2014. EIA-US Energy Information Administration, 2014c. United States Total 2009 - Distribution of Wells by Production Rate Bracket. Disponível em http://www.eia.gov/pub/oil_gas/petrosystem/us_table.html. Acesso em 20/12/2014. FERC – Federal Energy Regulatory Commission, 2014. North American LNG Export Terminals Proposed. Disponível em: http://www.ferc.gov/ industries/gas/indus-act/lng/lng-export-proposed.pdf. Acesso em 20/12/2014. JONES, C. M.; CHAVES, H. A. F., 2011. Assessment of yet-to-find oil in the Brazilian Pre-Salt region. SPE-143911-MS, Brasil Offshore 2011, Macaé, Brasil. Disponível em: https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-143911-MS. Acesso em 20/1/2014. NYSVEEN, M., 2014. Production set to reach 15 MMboe/d in 2015. North American shale update, Oil&Gas Financial Journal, 17 novembro, 2014. Disponível em: http://www.ogfj.com/articles/print/volume-11/issue-11/features/north-american-shale-update.html. Acesso em 20/12/2014. PEREIRA, G. C. R., 2012. Avaliação de Recursos de Petróleo Não Descobertos (Yet-To-Find-Oil) na Bacia de Sergipe/Alagoas. Monografia (Conclusão de Curso de Graduação), Faculdade de Geologia, UERJ. PETROBRAS, 2014. Plano Estratégico Petrobras 2030 e Plano de Negócios e Gestão 2014 – 2018. Disponível em: http://www.petrobras.com.br/ fatos-e-dados/plano-estrategico-2030-e-plano-de-negocios-e-gestao-2014-2018.htm. Acesso em 20/12/2014. RODRIGUES, R.; CHAVES, H. A. F. C.; JONES, C. M., 2012. Where may we find shale gas in Brazil? AAPG Geosciences Technology Workshop, 2012, Rio de Janeiro, Brasil. AAPG, 2012. Disponível em: http://www.researchgate.net/publication/257356108_WHERE_MAY_WE_FIND_SHALE_GAS_IN_BRAZIL_. Acesso em 20/12/2014. THE ECONOMIST, 2014. Sheiks v Shale. Disponível em: http://www.economist.com/news/leaders/21635472-economics-oil-have-changed-some-businesses-will-go-bust-market-will-be. Acesso em 20/12/2014. TN Petróleo 100

óleo pesado

Monitoramento tecnológico

da produção de petróleo convencional e não convencional A ocorrência de petróleo pesado vem aumentando de modo significativo e direciona para a necessidade de maiores investimentos na exploração de jazidas e, consequentemente, para o desenvolvimento de novas tecnologias.

Cheila Gonçalves Mothé é do Departamento de Processos Orgânicos, Escola de Química, Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Michelle Gonçalves Mothé é do Departamento de Processos Orgânicos, Escola de Química, Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

Bianca Rolim Alves da Silva e Augusto Perlot são do Departamento de Processos Orgânicos, Escola de Química, Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).

TN Petróleo 100

xistem previsões econômicas de que, para o ano de 2025, o óleo pesado seja a principal fonte de energia fóssil no mundo. A produção de petróleo no mundo aumentou 14,95% entre 2002 e 2012. Como já esperado, nota-se que os países com maiores produções de petróleo são os que também apresentam significativas reservas provadas. Entre 1992 e 2012 houve um aumento de 60,57% das reservas provadas mundiais, saltando de 1.039,3 para 1.668,9 bilhões de barris. Para identificação do cenário atual no desenvolvimento de tecnologias aplicáveis a petróleos pesados e sua produção foi realizada uma prospecção tecnológica, analisando-se o depósito de patentes e artigos referentes a petróleo pesado. Tanto no monitoramento das patentes quanto dos periódicos sobre óleos pesados, nota-se um crescimento do interesse sobre o assunto de 2003 a 2013, justificado pela procura de novas fontes energéticas. Neste sentido, avaliaram-se também dois estudos de caso, o gás de folhelho nos EUA e as areias betuminosas no Canadá. Desde a antiguidade o petróleo está presente na vida dos seres humanos. Registros históricos de sua utilização remontam a 4000 a.C. com os afloramentos frequentes no Oriente Médio. Os povos da Mesopotâmia, do Egito, da Pérsia e da Judeia já utilizavam o betume para pavimentação de estradas, calafetação de grandes construções, aquecimento e iluminação de casas. No período da Idade Média, em regiões da Europa – Baviera, Silícia, Vale do Pó, Alsácia, Hannover e Galícia – era utilizado para fins farmacêuticos. O petróleo também já era conhecido no Novo Mundo, onde índios pré-colombianos o utilizavam para decorar e impermeabilizar seus potes de cerâmica. Os incas, os maias e outras civilizações antigas também estavam familiarizados com o petróleo (HISTÓRIA DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA, 2008; ALMEIDA & OLIVEIRA, 2012; THOMAS, 2001). Apesar do conhecimento e utilização prévios do petróleo, somente se pode falar em indústria petrolífera a partir do século XIX, pois até então o óleo era utilizado in natura e seu potencial energético não era conhecido. Em agosto de 1859, o norte-americano Edwin Laurentine Drake perfurou o primeiro poço de petróleo, no estado da Pensilvânia, dando início à exploração comercial do mesmo. O poço revelou-se produtor, com 2 m3/dia, e a data passou a ser considerada a do nascimento da moderna indústria petrolífera. A partir de então, inúmeros aventureiros e efêmeras empresas de petróleo disputavam os terrenos exploráveis da região, deu-se, assim, início à corrida ao ouro negro. Após cinco anos, 543 empresas haviam iniciado atividades neste novo empreendimento. Diante desse cenário de crescimento do setor, no período de 1920 e 1930, a Standard Oil liderava o grupo que ficou conhecido no mundo como “as sete irmãs”: Exxon, Chevron, Mobil, Texaco, Gulf, British Petroleum e Shell. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) foi formada em 1961, tendo como objetivo a padronização das negociações de preços com as companhias ocidentais. Os países fundadores – Arábia Saudita, Venezuela, Kuwait, Iraque e Irã – eram responsáveis por mais de 80% das exportações mundiais de petróleo bruto. Posteriormente, mais países associaram-se à organização: Catar (1961); Indonésia (1962); Líbia

2013

2003

Ranking

boe/dia (milhão)

Empresa

12,7

País de Origem

Ranking

boe/dia (milhão)

SaudiAramco – Saudi Arabian Oil Company Arábia Saudita

9,9

8,1

Gazprom

Rússia

9,5

6,1

National Iranian Oil Company

Irã

4,9

5,3

ExxonMobil Corporation

EUA

4,6

Rosneft

Rússia

N/A

Royal Dutch Shell PLC.

Países Baixos / Reino Unido

4,1

3,9

PetroChina Company Limited

China

2,5

3,6

Pemex – Petróleos Mexicanos

México

4,2

3,5

Chevron Corporation

EUA

3,2

3,4

Kuwait Petroleum Company

Kuwait

2,3

3,1

BP PLC.

Reino Unido

3,9

2,6

Total S.A.

França

2,4

2,5

Petrobras – Petróleo Brasileiro S.A.

Brasil

N/A

1,5

2,4

Qatar Petroleum

Catar

N/A

1,4

2,4

ADNOC – Abu Dhabi National Oil Company

Emirados Árabes Unidos

1,82

2,3

LUKoil

Rússia

1,8

2,22

Iraqi Oil Ministry

Iraque

2,19

Sonatrach

Argélia

2,36

2,1

PDVSA – Petróleos de Venezuela S/A

Venezuela

1,6

Statoil ASA

Noruega

1,6

Tabela 1. As 20 maiores empresas de petróleo no mundo por produção de boe/dia

(1962); Emirados Árabes (1967); Argélia (1969); Nigéria (1971); Equador (1973-1992); e Gabão (1975-1994) (ALMEIDA & OLIVEIRA, 2012). No Brasil, a primeira sondagem foi realizada no município de Bofete (SP), entre 1892 e 1896, por iniciativa de Eugênio Ferreira de Camargo, porém a perfuração teve como resultado apenas água sulfurosa. Em 1938, foi perfurado o primeiro poço de petróleo em território nacional, no município de Lobato, na bacia do Recôncavo Baiano. Em 1953, Getúlio Vargas criou a Petrobras e instituiu o monopólio estatal na extração, transporte e refino do petróleo no Brasil. Em 1995, foi quebrado o monopólio da Petrobras e, desde então, o Estado pode contratar empresas privadas ou estatais que queriam atuar no setor. Em 1973, o Brasil produzia apenas 14% do petróleo que consumia, porém a descoberta da bacia petrolífera em alto-mar, na plataforma continental de Campos, litoral Norte do estado do Rio de Janeiro, fez com que, em 1999, o país passasse a produzir cerca de 60% das necessidades nacionais de consumo, sendo ela responsável por mais de 65% da produção nacional de petróleo.

Figura 1. As 20 maiores empresas de petróleo do mundo por produção de boe/dia. Fonte: Adaptado de Revista Forbes, 2013

Atualmente, o setor de petróleo movimenta trilhões de dólares por ano, ao redor do mundo, sendo o petróleo a principal fonte de energia. Maiores petrolíferas do mundo – No cenário atual, há algumas empresas que se destacam pela enorme produção, tornando-as as maiores produtoras de petróleo no mundo. A Figura 1 mostra as 20 maiores companhias de petróleo no mundo em termos de produção TN Petróleo 100

óleo pesado

Figura 2: Reservas provadas de petróleo (bilhões de barris) por região em 2002. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 4. Produção de petróleo (milhares de barris por dia) por região em 2002. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 3. Reservas provadas de petróleo (bilhões de barris) por região em 2012. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 5. Produção de petróleo (milhares de barris por dia) por região em 2012. Fonte: Adaptado de BP, 2013

de boe (barris de óleo equivalente) por ano. A Tabela 1 mostra um ranking com as 20 maiores empresas produtoras de petróleo no mundo em 2013 e 2003, mostrando também seus países de origem.

percentuais da produção total mundial quase imutáveis, com pequeno aumento relativo da Ásia Pacífico e América do Norte. Consumo - O aumento percentual no consumo de petróleo no mundo foi de 14,4%, condizente com o aumento de produção, que foi de 14,95%, no período de 2002 a 2012. Neste mesmo período, houve uma diminuição do consumo de petróleo de 3,2% na América do Norte e de 5,2% na Europa e Eurásia, ao mesmo tempo em que se deu um aumento de 30,6% nas Américas do Sul e Central, 52,3% no Oriente Médio, 37,2% na África e 34,8% na Ásia Pacífico. Isso mostra a tendência dos países desenvolvidos de diminuírem o consumo de bens naturais não renováveis, além de já terem indústrias bem estabelecidas, não oferecendo tantas oportunidades de crescimento como os países emergentes. Além disso, os países desenvolvidos já apresentam grande consumo de petróleo em 2002, não havendo muito espaço para crescimento enquanto que os países emergentes se veem agora expandindo suas indústrias e bens de consumo. Nas Figuras 6 e 7 fica clara a inversão de papéis entre Ásia Pacífico e América do Norte quanto ao poderio econômico mundial, além de mostrar pequena diminuição do consumo da Europa e Eurásia e aumento das Américas do Sul e Central. Nas Figuras 8 e 9, tem-se uma lista dos dez países com maiores reservas provadas de petróleo no mundo em 2002 e 2012, respectivamente, e nelas nota-se pou-

Cenário mundial Reservas provadas - As reservas provadas de petróleo vêm aumentando de modo geral em todo o mundo. Entre 1992 e 2012 houve um aumento de 60,57% das reservas provadas mundiais, saltando de 1.039,3 para 1.668,9 bilhões de barris. Neste mesmo período, nota-se também uma diminuição do percentual de participação do Oriente Médio e da América do Norte e um aumento da participação das Américas do Sul e Central, em especial devido a grandes descobertas de reservas de óleo na Venezuela, como mostrado nas Figuras 2 e 3. No Oriente Médio concentram-se 48,4% de todas as reservas provadas de óleo do mundo, seguido pelas Américas do Sul e Central, com 19,7%; América do Norte, com 13,2%; Europa e Eurásia, com 8,4%; África, com 7,8%; e por último Ásia Pacífico, com 2,5%. Produção - A produção de petróleo no mundo aumentou 14,95% entre 2002 e 2012. Como já esperado, nota-se que os países com maiores produções de petróleo são os que também apresentam significativas reservas provadas. Pelas Figuras 4 e 5, observa-se que pouco se modificou no cenário de produção de petróleo mundialmente, pois as regiões mantiveram suas participações 88

TN Petróleo 100

Figura 6. Consumo de petróleo (milhares de barris por dia) por região em 2002. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 8. Produção (milhares de barris por dia) e reservas provadas (bilhões de barris) de petróleo dos dez países com maiores reservas provadas de petróleo no mundo em 2002. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 7. Consumo de petróleo (milhares de barris por dia) por região em 2012. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

Figura 9. Produção (milhares de barris por dia) e reservas provadas (bilhões de barris) de petróleo dos 10 países com maiores reservas provadas de petróleo no mundo em 2012. Fonte: Adaptado de BP, 2013.

ca modificação quanto à posição dos países no ranking, com exceção da Venezuela, país que passou da sétima posição para a primeira em apenas dez anos. Nessa lista, também se observa a produção de petróleo diária por país, e em 2002 nota-se certa consistência com a produção de petróleo e as reservas que o país possui, exceto com a Rússia, a qual possui reservas provadas cerca de quatro vezes menor que a Arábia Saudita, mas produção equiparável a esta. Além disso, nota-se em 2012 que, apesar de possuir reservas maiores que a Arábia Saudita, a Venezuela produz cinco vezes menos petróleo por dia que esta, mostrando que o aumento de suas reservas foi repentino e não acompanhado pelo aumento da capacidade de produção, associado ao fato de o petróleo venezuelano ter baixos valores de grau API, ou seja, petróleos considerados pesados ou extrapesados.

Revisão sobre petróleo pesado O óleo cru pode apresentar-se com diferentes características. A indústria do petróleo utiliza uma classificação segundo o grau API (American Petroleum Institute) que está em função da densidade específica do óleo. O grau API é medido nas condições padrão de 25 e 1 atm conforme descrito na Equação 1.

2013

API (Grau API)

Órgão

Óleo leve

Óleo médio

Óleo pesado

Óleo extrapesado

Alberta Govern- ≥ 34 ment/Canadá

34 – 25

25 – 10

≤ 10

U.S. Department of Energy

≥ 35,1

35,1 – 25

25 – 10

≤ 10

OPEP

≥ 32

32 – 26

26 – 10,5

≤ 10,5

Petrobras

≥ 32

32 – 19

19 – 14

≤ 14

ANP/Brasil

≥ 31,1

31,1 – 22,3

22,3 – 12

≤ 12

Tabela 2. Grau API sugerido por alguns instituições/setores da indústria petrolífera. Fonte: MOTHÉ, 2012; MOTHÉ & SILVA, 2007.

De acordo com diversas instituições ligadas à indústria do petróleo existem diferentes classificações de óleos crus em relação ao grau API (oAPI), como é mostrado na Tabela 2. Os petróleos leves, também chamados de convencionais, dominam o cenário de produção ao longo da história da indústria de petróleo por dois motivos principais: são tecnicamente mais fáceis de serem produzi-

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óleo pesado

Figura 10. Os dez países com maiores reservas de óleos pesados e extrapesados no mundo. Fonte: SCHLUMBERGER, 2011; MOTHÉ, 2012.

Figura 12. Número de patentes concedidas por países de origem. Fonte: Autor.

Figura 11. Número de patentes concedidas por ano de depósito. Fonte: Autor.

Figura 13. Número de patentes concedidas por tipo de depositante. Fonte: Autor.

dos, portanto a um custo menor; e rendem, depois de refinados, produtos com maior valor agregado. Assim, as empresas tendem a priorizar o desenvolvimento de campos com maior volume de reserva encontrada, melhor qualidade do óleo e com o menor custo com relação à tecnologia que será aplicada, mas devido à frequente escassez de novas reservas (50% das reservas de óleos leves já foram utilizadas). Tais empresas têm se rendido à decisão de investir em campos com óleo mais pesado, os quais necessitam de tecnologias mais avançadas e, portanto, mais caras, para a sua produção e comercialização. Dessa maneira, óleos pesados e extrapesados vêm ganhando maior atenção das empresas de petróleo. A maior parte dos recursos de petróleo do mundo corresponde a hidrocarbonetos viscosos e pesados. As estimativas do total de reservas de petróleo no mundo são de seis trilhões de barris, incluindo óleos pesados, extrapesados e o betume. Na Figura 10 podem ser observados os dez países com maiores reservas de óleos pesados e extrapesados no mundo. Verifica-se que Canadá e Venezuela são os países com maiores reservas de óleos pesados e extrapesados no mundo, com 2.550 e 2.200 bilhões de barris, respectivamente. O Brasil possui 16 bilhões de barris em reservas de óleos pesados e extrapesados, ocupando a 15a posição nessa lista. Monitoramento de patentes – Para identificação do cenário atual do desenvolvimento de tecnologias apli-

cáveis a óleos pesados e sua recuperação foi realizada uma prospecção tecnológica, analisando-se o depósito de patentes referentes a óleos pesados. Foi utilizada a metodologia de prospecção tecnológica em patentes, buscando mapear os principais caminhos tecnológicos em óleo pesado, em um horizonte de tempo definido, para demonstrar a dinâmica do patenteamento do setor. Primeiramente foi realizada uma busca em documentos de patentes sobre óleo pesado no período de 2003 a 2013. Os documentos de patentes foram levantados na base de dados United States Patent and Trademark Office (USPTO) online. Foram realizadas duas buscas, da seguinte maneira: Busca 1: Palavras-chave “heavy crude oil” em Description/Specification = 476 documentos de patentes encontrados. Busca 2: Palavras-chave “heavy crude oil” AND “recovery oil” em All fields = 91 documentos de patentes encontrados. O recurso de busca por ano na base USPTO se refere ao ano em que a informação sobre a patente foi depositada nesta base e não necessariamente ao ano em que a patente foi concedida. Numa segunda etapa, analisaram-se os documentos de patentes encontrados, separando-os por ano de depósito, país que originou o depósito e por quem foi depositada. Numa terceira etapa, classificaram-se os documentos de patentes pela característica da inovação, sendo

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Figura 14. Número de patentes concedidas por assunto das patentes. Fonte: Autor.

Figura 16. Número de patentes concedidas por países de origem. Fonte: Autor.

Figura 15. Número de patentes concedidas por ano de depósito. Fonte: Autor.

Figura 17. Número de patentes concedidas por tipo de depositante. Fonte: Autor.

ela referente a um novo produto, equipamento, método de análise e desenvolvimento de uma tecnologia.

aos demais países, eles não são a principal nação com reservas de óleo pesado e extrapesado, mas sim o Canadá, seguido por Venezuela, Nigéria, Iraque e China. Há predominância no número de depósitos por parte de empresas, seguido por pessoas privadas e uma pequena parte dos depósitos foi feita por instituições de pesquisa/ensino, como mostrado na Figura 13. Dentre as patentes depositadas por empresas, nota-se a presença de algumas das maiores empresas de petróleo mostradas acima, tais como: Saudi Arabian Oil Company, com 18 patentes; Shell, com 16 patentes; Chevron, com 28 patentes; ExxonMobil, com 18 patentes; BP, com quatro patentes; Statoil, com quatro patentes; e Petrobras com duas patentes. Com relação ao assunto abordado no documento da patente, 321 patentes referem-se ao desenvolvimento de tecnologia, 108 a um novo produto, 41 a equipamentos e seis a um método de análise, como mostrado na Figura 14. O desenvolvimento de tecnologia pode abordar novas maneiras de extração, escoamento, processamento ou uso do óleo pesado e é a categoria à qual tem sido dada mais atenção no quesito inovação, uma vez que em relação à exploração de óleos pesados o grande gargalo concentra-se na extração e escoamento do mesmo devido à elevada viscosidade do óleo. Busca 2: “heavy crude oil” AND “recovery oil” in All fields = 91 results A realização da busca pelas palavras-chave “petróleo pesado” e “ recuperação de óleo” resultou em

Resultados por tópico Busca 1: “heavy crude oil” in Description/Specification = 476 results A realização da busca pela palavra-chave “petróleo pesado” resultou em 476 documentos de patente, os quais foram separados por ano de depósito da patente, como pode ser visto na Figura 11. Nota-se um aumento no depósito de patentes entre 2003 e 2008, quando há uma um brusco declínio, o qual pode ser atribuído à diminuição de alocação de recursos para a área de inovação das empresas devido à crise mundial neste mesmo ano, porém depois deste declínio há um novo aumento no número de patentes até 2011, e, nos anos de 2012 e 2013, notam-se números menores, pois os anos mostrados são os de depósito das patentes e não de sua concessão, o que significa que patentes depositadas recentemente podem estar ainda sendo avaliadas, e portanto, ainda não aparecem na base de dados. Observa-se que grande parte das patentes depositadas tem como país de origem os Estados Unidos, seguido de pela Arábia Saudita, Canadá, México e Japão, como mostrado na Figura 12. Os EUA são uma grande potência econômica mundial e com grande dependência energética de petróleo. Assim, seria de se esperar que tivessem grande número de depósitos sobre óleos pesados. Curiosamente, mesmo com o maior número de patentes concedidas perante

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óleo pesado

Figura 18. Número de artigos publicados por ano de publicação. Fonte: SCHLUMBERGER, 2011; MOTHÉ, 2012.

Figura 20. Número de artigos publicados por meio de publicação. Fonte: Autor.

Figura 19. Número de artigos publicados por ano de publicação Fonte: Autor.

Figura 21. Número de artigos publicados por ano de publicação. Fonte: Autor.

91 documentos de patente, os quais foram separados por ano de depósito da patente, como pode ser visto na Figura 15. Observa-se um crescimento no número de depósito de patentes praticamente constante até o ano de 2013, o qual tem um número menor pois o ano mostrado é de depósito, e as patentes somente ficam públicas para consulta após serem concedidas. Conforme a Figura 16, o país detentor do maior número de patentes sobre recuperação de óleos pesados são o EUA, com cerca de 76% de todas as patentes sobre o assunto. Nota-se ainda a presença de apenas oito países na lista, mostrando tratar-se de uma tecnologia não muito difundida. Os depósitos das patentes foram feitos por empresas e pessoas físicas quase de maneira igualitária, como mostrado na Figura 17. Dentre as empresas depositantes nota-se somente a presença da Statoil dentre as 20 maiores empresas produtoras de petróleo do mundo. O desenvolvimento de tecnologia foi o assunto mais coberto pelo total de patentes, com 67 patentes concedidas, seguido por um novo produto com 16 patentes e equipamento com oito patentes, como mostrado na Figura 18. Monitoramento de periódicos – Para identificação do cenário atual do estudo e conhecimento científico sobre óleos pesados e sua recuperação foi realizado o

monitoramento na publicação de periódicos, através da análise de bases de dados científicos. Foram realizadas buscas em duas bases de dados: Science Direct e Scopus por artigos com as palavras-chave “heavy crude oil” em todos os campos. Busca 1: Base de dados Science Direct, palavras-chave “heavy crude oil” em All fields = 17.671 artigos encontrados. Busca 2: Base de dados Scopus, palavras-chave “heavy crude oil” em All fields = 14.834 artigos encontrados. Posteriormente à pesquisa, os documentos encontrados foram separados em relação ao ano e tipo de publicação. Na base de dados Scopus ainda os artigos encontrados foram separados de acordo com o país de origem do artigo.

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Resultados por tópicos Busca 1: Science Direct – “heavy crude oil” in All fields = 17.671 results A publicação de artigos sobre óleo pesado tem crescido numa velocidade praticamente constante, com exceção do ano de 2008, fato que pode ser atribuído à crise mundial neste ano, como observado na Figura 19, mostrando crescente interesse científico nessa área. Como se vê na Figura 20, o meio preferencial de publicação dos artigos foram os periódicos, seguidos por livros e obras de referência.

Figura 22. Número de artigos publicados por meio de publicação. Fonte: Autor.

Figura 24. Estimativa dos recursos tecnicamente recuperáveis de gás de folhelho no mundo. Fonte: Advanced Resources International, 2013.

Figura 23. Número de artigos publicados por país de origem. Fonte: Autor.

Figura 25. Produção no mundo e nos dez maiores países produtores de gás natural em 2012. Fonte: BP, 2013.

Busca 1: Scopus – “heavy crude oil” in All fields = 14.834 results O número de artigos publicados sobre óleo pesado cresceu no período de 2003 a 2013, como observado na Figura 21, onde se vê novamente o interesse nesse assunto, uma vez que óleos pesados, juntamente com os outros óleos não convencionais, são uma alternativa para produção energética mundial com o esgotamento dos óleos convencionais. O meio preferencial de publicação dos artigos foram os periódicos, seguido por anais de congresso, publicações comerciais, séries de livros e livros, como demonstra a Figura 22. Os países com maior número de publicações de artigos sobre óleos pesados foram China, Estados Unidos e Canadá, com 2.759, 2.704 e 1.759 artigos publicados, respectivamente, como observado na Figura 23. O Brasil fica na sexta posição, com 575 artigos publicados entre 2003 e 2013. Nota-se que os países com mais publicações representam as maiores economias do mundo e/ou países com grandes reservas de óleo.

tempo em que ocorre diminuição das reservas de óleos convencionais. É possível observar a disparidade dos números de artigos publicados anualmente com o número de patentes depositadas no mesmo período. Durante o período de 2003 a 2013, a busca pelas palavras-chave “heavy crude oil” na base de patentes USPTO resultou em 476 documentos de patentes, enquanto que a busca pelas mesmas palavras-chave durante o período de 2002 a 2012 na base de dados Science Direct resultou em 17.671 artigos publicados. O número de patentes concedidas é cerca de 37 vezes menor que o número de artigos publicados no intervalo de tempo de dez anos, sugerindo assim que a maioria dos artigos não resultou em inovação. A pesquisa científica realizada para que ocorra uma inovação tecnológica é demorada e dispendiosa, sendo poucos os que a realizam e pode-se considerar que alguns dos artigos publicados sobre óleos pesados sejam revisões sobre o assunto. Ainda nesse sentido, observa-se que pela busca na base de dados Scopus, os EUA aparecem numa situação privilegiada, pois são o segundo colocado no número de publicações, mas são os maiores depositantes de patentes no mundo.

Pesquisas crescentes – Tanto no monitoramento das patentes quanto dos periódicos sobre óleos pesados, nota-se um crescimento do interesse sobre o assunto de 2003 a 2013, justificado pela procura de novas fontes energéticas em função da grande oferta de óleos não convencionais inexplorados, ao mesmo

Estudo de Caso 1: Gás de Folhelho nos EUA O folhelho, também conhecido como shale, é uma rocha sedimentar argilosa formada por uma fração TN Petróleo 100

óleo pesado

Figura 26. Produção e projeção de produção de gás nos EUA. Fonte: CORADESQUI & SANTOS, 2012.

Figura 27. Evolução da produção de areias betuminosas por mineração e in situ no Canadá de 2002 a 2012. Fonte: Adaptado de Canadian Association of Petroleum Producers, 2013.

Figura 28. Projeções de produção (milhares de barris por dia) de betume em Alberta por tipo de extração entre 2010 e 2034. Fonte: Canadian Energy Research Institute, 2011.

granulométrica de argila depositada por decantação em ambientes de baixa energia constituindo camadas com laminações paralelas que eventualmente podem conter gás confinado no espaço entre elas. Essas rochas possuem alto conteúdo de matéria orgânica e uma permeabilidade muito baixa (CORADESQUI & SANTOS, 2013). Uma diferença entre o shale gas e as fontes convencionais de gás natural é que a produtividade do shale é significativamente maior no primeiro ano de produção. Isso ocorre porque a maneira como o gás está estocado dentro da rocha define o formato de sua curva de produção. Assim, é verificado que o gás que se encontra livre na rocha é produzido a altas taxas rapidamente, 94

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enquanto que o gás que está aprisionado na rocha é produzido lentamente a baixas taxas (CORADESQUI & SANTOS, 2013). Estima-se que o volume total de gás de folhelho tecnicamente recuperável seja de 176,3 trilhões de metros cúbicos no mundo, como mostrado na Figura 24. Nota-se ainda que cerca de 65% desse recurso estão concentrados em somente cinco países: China, EUA, Argentina, México e África do Sul. A produção mundial de gás natural, incluindo gás de folhelho, em 2012, foi de 3.363,9 bilhões de metros cúbicos, dos quais perto de 20%, ou 681,4 bilhões de metros cúbicos, são provenientes dos EUA, conforme mostrado na Figura 25. Atualmente, a produção de gás nos EUA ultrapassa 600 bilhões de metros cúbicos por ano e o gás de folhelho representa 23% desse total, como mostrado na Figura 26. As projeções para produção de gás natural apontam grande crescimento da fatia pertencente ao gás de folhelho, este passando a representar 49% de um total de cerca de 800 bilhões de metros cúbicos produzidos pelos EUA em 2035.

Estudo de Caso 2: Areias Betuminosas no Canadá A areia betuminosa ocorre naturalmente como uma mistura de grãos de areia cobertos por um filme de água, que é envolto por uma camada de betume. Caracteriza-se como uma mistura viscosa de hidrocarbonetos com mais de 10.000 cP, possuindo grau API de 8 a 14. As moléculas de betume possuem grandes quantidades de carbono, tornando-o assim uma das mais complexas moléculas achadas na natureza. Em seu estado natural, não pode ser recuperado como um óleo convencional e o betume não pode ser refinado diretamente em produtos derivados como a gasolina e o diesel sem antes transformá-lo em óleo cru. Em geral, os depósitos possuem de 1% a 18% de betume em peso, sendo que quando se tem mais de 12%, o depósito é considerado rico e abaixo de 6% é pobre e possui baixa atratividade econômica. Em média, são necessárias cerca de 2 toneladas de areias betuminosas para produzir um barril de óleo cru sintético (ALMEIDA & OLIVEIRA, 2012). Muitos países no mundo possuem grandes depósitos de areias betuminosas, incluindo o Canadá, a Rússia e alguns países do Oriente Médio. Entretanto, os maiores depósitos estão na Venezuela, na faixa do Orinoco, e no Canadá, no estado de Alberta, onde se encontram três grandes depósitos (Athabasca, Cold Lake e Peace River). Estima-se que, somente no Canadá, as reservas possam chegar a 2,5 trilhões de barris, mas somente 170 bilhões de barris podem ser economicamente re-

Canadá

Venezuela

Rússia

Cazaquistão

EUA

Reino Unido

Outros

Mundo

Reservas Provadas

170

130

300

Reservas Totais

≥ 2000

≥ 1300

850

500

≥ 5000

Tabela 3. Reservas provadas e totais por país de betume natural e óleo ultrapesado em bilhões de barris em 2009

cuperados devido ao atual estágio tecnológico, como mostrado na Tabela 3. A extração de areias betuminosas no Canadá pode se dar de duas maneiras diferentes. A primeira, quando o depósito acontece a uma profundidade de até 80 m, pode-se obter betume utilizando mineração a partir da superfície. Como algumas áreas são muito profundas para que a mineração seja economicamente aceitável, então há o processo de obtenção através de poços perfurados (in situ) (ALMEIDA & OLIVEIRA, 2012). A produção utilizando mineração a partir da superfície tem crescido, porém com uma taxa menor

que o crescimento da produção in situ, como mostrado na Figura 27. O Canadian Energy Research Institute realizou uma projeção da produção de betume no estado de Alberta entre os anos de 2010 e 2034, como mostrado na Figura 28. Nota-se que a produção através da mineração cresce a um ritmo mais lento que a produção in situ. A produção a partir da superfície mantém a predominância até o ano de 2025, quando a produção in situ ultrapassa a mesma. Isto está de acordo com as expectativas de aumento da capacidade de gasodutos em Alberta.

Bibliografia A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO REVISADA. Disponível em: http://pt.scribd.com/doc/34010744/A-Industria-do-Petroleo-revisada-1 ADVANCED RESOURCES INTERNATIONAL, EIA/ARI World Shale Gas and Shale Oil Resource Assessment, 2013. ALMEIDA, A. C. L. B., OLIVEIRA, A. P. Estudo do monitoramento tecnológico de petróleo no Brasil e no mundo, Rio de Janeiro, 2012. BP, Statistical Review of World Energy, 2013. CANADIAN ASSOCIATION OF PETROLEUM PRODUCERS, Technical Report: Statistical Handbook for Canada’s Upstream Petroleum Industry, 2013. Disponível em: http://www.capp.ca/GetDoc.aspx?DocId=219433&DT=NTV CANADIAN ENERGY RESEARCH INSTITUTE, Economic Impacts of New Oil Sands Projects in Alberta (2010-2035), 2011. Disponível em: http:// www.api.org/aboutoilgas/oilsands/upload/economic_impacts_of_new_oil_sands_projects_alberta.pdf CORADESQUI, S., SANTOS, P. R. D. Análise de Viabilidade Econômica da Produção de Shale Gas: Um Estudo de Caso em Fayetteville, 2013. INTERNATIONAL ENERGY AGENCY (IEA), 2008. Disponível em www.iea.org HISTÓRIA DA INDÚSTRIA PETROLÍFERA, 2008. Disponível em: http://wiki.advfn.com/pt/Hist%C3%B3ria_da_ind%C3%BAstria_ petrol%C3%ADfera MOTHÉ C. G., SILVA C. Petróleo Pesado e Ultrapesado – Reservas e Produção Mundial, TN Petróleo, n. 57, p. 76-81, 2007. MOTHÉ, M. G. Escoamento de Óleos Pesados: com ênfase em dispersões poliméricas e caracterização reológica. Tese (Doutorado em Ciências) – Universidade Federal do Rio de Janeiro – UFRJ, EQ, 2012. REVISTA FORBES, 2013. Disponível em: http://www.forbes.com/sites/christopherhelman/2013/11/17/the-worlds-biggest-oil-companies-2013/ SCHLUMBERGER, 2011. Disponível em: http://www.slb.com THOMAS, J. E. et al, Fundamentos de Engenharia de Petróleo. Editora Interciência, 2001.

INFORMAÇÃO DE QUALIDADE. A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Não basta ser rápido na transmissão dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em notícia.

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Rua do Ouvidor, 16 – Centro Rio de Janeiro Tels: (5521) 2252-6261 / 2507-6042 Das 11:00h às 22:00h 96

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por Orlando Santos

Uma cidade como o Rio de Janeiro, que acaba de celebrar 450 anos de vida, carrega em sua história exemplos marcantes da saudável influência estrangeira, pois, no início, esteve sujeito às influências indígena, africana, portuguesa, e mais recentes de consagrados chefs da França, Itália e países asiáticos. Este rico caldeirão gastronômico tem produzido uma trajetória capaz de agradar a todos os gostos, dos mais refinados aos mais simples. Vamos começar pelo legado dos portugueses. O jovem Temporão, com apenas 22 anos de idade, pisou no Porto do Rio, em 1946 para fugir da ditadura salazarista e conhecer uma nova terra. Hoje, com 92 anos de idade, ele continua à frente do seu restaurante Mosteiro, no Centro do Rio, um verdadeiro ícone da culinária portuguesa, e que acaba de completar 51 anos de existência, cercado pelos antigos e fiéis clientes e uma nova geração de apreciadores da boa e verdadeira comida originária da terrinha, em especial o cardápio variado tendo como base o bacalhau – um dos mais solicitados é o bacalhau que leva o nome da casa: uma posta grelhada, brócolis, cebola souté, ovo e batatas cozidas. À frente do mais longevo restaurante da cidade, o Rio Minho, que acaba de completar 130 anos, o espanhol Ramón Dominguez é outro que ajuda a temperar e manter a tradição dos pratos que há mais de cem anos fazem aquele que é considerado um dos guardiões da culinária carioca. Assim como Temporão, Ramón construiu aqui sua família; é um dos primeiros a chegar à Casa e sempre repete que sua vida está neste pedaço da rua do Ouvidor. Sua filha Cristina, que já vem ajudando o pai nesta tarefa, certamente vai continuar com a tradição de um restaurante que já teve entre seus frequentadores o Barão do Rio Branco, o filólogo Antonio Houaiss e o embaixador Pedro Leão Veloso, criador da sopa que leva o seu nome e é um dos pratos mais festejados. O chef e grande pesquisador da cozinha, Renato Freire, que durante 13 anos dirigiu a Confeitaria Colombo, lembra em seu livro a Mágica na cozinha, que no final do século XIX o vatapá era considerado prato requintado e costumava ser servido em festas e banquetes elegantes no Rio de Janeiro,

Foto: Divulgação

Apesar de a culinária carioca ter recebido, ao longo desses 450 anos, as mais variadas e diversificadas influências (desde a chegada do francês Villegagnon, depois a portuguesa, etc.), ainda se dá ao luxo de criar alguns pratos que são a cara da cidade. É o caso da feijoada, unanimidade entre os pesquisadores ao afirmarem que ela foi criada no Rio e depois se espalhou por todo o Brasil. E foi em cima desse prato tão brasileiro que Katia Barbosa, em seu Aconchego Carioca, nas imediações da Praça da Bandeira, lançou há alguns anos aquele que ficaria famoso e seria copiado por botequins e restaurantes da cidade: o bolinho de feijoada recheado. Quando ele chega à mesa, não há como resistir. A criação, decerto, terá vida longa. TN Petróleo 100

Foto: Divulgação

Foto: TN Petróleo

Bolinho de feijoada

coffee break

Vista da Ilha das Cobras, centro da cidade e Pão de açúcar, c. 1921

Primeiras poses. Retratos de uma bela época De todos os eventos programados para celebrar os 450 anos da fundação do Rio de Janeiro, certamente um deles, pela sua importância e permanência, pode se constituir num dos seus maiores legados. Trata-se da exposição que o Instituto Moreira Sales (IMS), na Gávea (RJ), abriga até o final deste ano, reunindo 450 imagens da cidade feitas entre meados do século XIX e início do XX. 98

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por Orlando Santos

Avenida Central, atual Rio Branco, um ano após a inauguração da instalação de iluminação incandescente, 1906 Fotos: Acervo Instituto Moreira Salles

Vista tomada do morro do Corcovado, 1906

Vista aérea da praça Mauá e avenida Rio Branco, c. 1921

feiras e congressos

Março

18 e 19 - Emirados Árabes 6th Arctic Shipping Summit Local: Montreal, Canadá Tel.: +44 (0)207 981 2503 Email: mahsan@acieu.net www.wplgroup.com

26 a 28 - China China Maritime Local: Pequim, China Tel.: +86-10-59273880 Email: cm@zhenweiexpo.com www.chinamaritime.com.cn

25 e 26 - EUA Lignofuels Americas Local: Milwaukee, EUA Tel.: +44 (0)20 7981 2503 Email: dpavlyk@acieu.net www.wplgroup.com

Abril

18 a 20 - Brasil Congresso Brasileiro de Co2 Local: Rio de Janeiro, Brasil Tel.: (21) 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Maio

4 a 7 - EUA OTC 2015 Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 Email: meetings@otcnet.org www.2015.otcnet.org

20 a 21 - Inglaterra 6th FPSO Vessel Summit Local: Londres, Inglaterra Tel.: + 44 (0)20 3141 0612 Email: jsmith@acieu.net www.wplgroup.com

25 e 26 - Brasil Rio Automação 2015 Local: Rio de Janeiro, Brasil Tel.: (21) 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

23 a 26 - Brasil Brasil Offshore Local: Macaé, RJ Tel.: (11) 3060 4742 Email: brasiloffshore@ reedalcantaranews.com.br www.brasiloffshore.com

Agosto

11 a 13 - Brasil Marintec South America Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: (11) 4878 5990 Email: info@ubmbrazil.com.br www.marintecsa.com.br

Setembro

22 a 24 - Brasil Rio Pipeline 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Junho

Outubro

01 a 05 - França WGC Paris 2015 Local: Paris, França Tel.: +33 (0)1 80 21 08 03 Email: dpaccoud@wgc2015.org www.wgc2015.org

27 a 29 - Brasil OTC Brasil 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: (21) 2112-9080 Email: otcbrasil@ibp.org.br www.ibp.org.br

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de Eduardo Takahashi, diretor executivo da Marsh Brasil.

opinião

Riscos e desafios na

indústria mundial de petróleo A oferta e a demanda de petróleo no mundo todo têm se mantido estável nos últimos anos. De 85 milhões e 95 milhões de barris diários (mbd), em média. Isso faz com que o preço do petróleo tenha registrado preços para níveis abaixo de US$ 100,00 pb (por barril).

lguns fatores vêm contribuindo para este cenário. No Brasil, por exemplo, algumas explorações referentes aos leilões de 2010 e 2011 foram frustradas e a construção de plataformas, aliada à questão do conteúdo nacional, ainda esbarra na falta de infraestrutura e até na demora da modernização e construção de estaleiros. No país, há também crescente utilização de etanol na gasolina. Nos Estados Unidos, por sua vez, a descoberta do gás de xisto é alternativa. Entre todas as projeções e expectativas, consideram-se também para a análise os recentes acontecimentos envolvendo as principais empreiteiras e a Petrobras, em função das prováveis consequências no que se refere ao tempo e extensão da execução das obras e construção de plataformas que já estão em curso, assim como na programação de projetos futuros. Se por um lado o crescimento do mercado global é tímido, por outro, também obtém escala com ganhos de eficiência e avanços tecnológicos, os quais aumentam as margens dos produtores. Entretanto, no horizonte dos próximos anos, existe uma expectativa de crescimento. Voltando ao Brasil, com o início da exploração do pré-sal e a entrada em operação de refinarias, não será necessária parte da importação maciça de produtos refinados, deixando assim maior valor agregado

no país. O pré-sal, com o campo de Libra, começa agora suas primeiras operações, e algumas petroquímicas e refinarias, após anos de atraso, parecem apontar para uma entrega e operação num futuro próximo. Tudo isso leva a crer que o crescimento tímido desse nicho no Brasil, no período de 2010 a 2014, seja maior até 2020. No Golfo do México, a expansão do mercado virá em consequência das reformas instituídas recentemente pelo governo mexicano, abrindo maiores perspectivas ao setor privado para investir em conjunto com o governo. Outros locais, como a costa da África sinalizam boas perspectivas de crescimento também pelos campos ainda pouco explorados em águas profundas. A exploração em águas profundas (pré-sal no Brasil) traz perspectivas de crescimento, mas também complexos desafios – para as petrolíferas e para as seguradoras. Como em toda atividade complexa, maior é o risco. E maior é o custo do seguro. Por exemplo, na exploração offshore, e também na onshore, quanto mais profundo o poço, mais alto o custo, seja na base PDF (por pé perfurado), ou AFE (custo de perfuração do poço). Para se classificar os riscos desta atividade, os principais seriam os riscos de exploração (perfuração, produção de poços, entre outros). Na outra ponta, os riscos de construção de plataforTN Petróleo 100

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opinião mas, refinarias e gasodutos onshore e offshore, transporte, armazenagem, refino, incluindo toda a parte operacional de produção, equipamentos e responsabilidade civil oriunda dessas atividades. Importante lembrar que o clausulado, por exemplo, para exploração onshore e offshore é o mesmo. Como se vê, o risco é mais elevado, pois é um ambiente no qual são exigidas tecnologias mais avançadas e de elevado custo. Alia-se a isto a distância da costa, que cria obstáculos logísticos e de contingenciamento importantes para o transporte do óleo e até da tripulação. Extrair petróleo em águas profundas, principalmente em mercados emergentes, tornou a indústria ainda mais sofisticada. E consequentemente mais sofisticada em sua abordagem ao risco para fazer frente às perdas bilionárias já

sofridas pelo setor, decorrentes de falhas nos controles e processos dos sistemas de segurança e de gerenciamento de risco. Nos últimos 40 anos, acidentes com explosão, afundamento, vazamentos e alagamentos já causaram prejuízos de US$ 34 bilhões ao patrimônio das indústrias de petróleo, refinaria, processadora de gás, distribuição e petroquímica no mundo todo, de acordo com a 23ª edição do relatório global “The 100 Larges Losses 1974-2013”, divulgado este ano. O estudo revela também que entre as cem perdas analisadas nas últimas quatro décadas, existem 20 perdas enquadradas entre as mais emblemáticas. O Brasil aparece na lista com os dois grandes acidentes com as plataformas da Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro, em 1988 e em 2001.

Anunciantes da edição ABB – pág. 35

China Brasil – pág. 27

Phdsoft – pág. 07

ABS – pág. 03

Evonik – pág. 49

Presserv – pág. 25

Aerodinâmica – pág. 25

Firjan – 4aCapa

Rexnord – pág. 13

API-American Petroleum Institute – pág. 01

Great Ocean – pág. 17

Status Offshore – pág. 09

Bahiagás – 2aCapa

IBP – pág. 15

Brasil Offshore 2015 – págs. 56 e 57

Marintec South America 2015 – pág. 61

3° Congresso Brasileiro CO2/IBP – pág. 62

Cashco – pág. 39

Navium – pág. 51

11° Fórum Combustíveis/IBP – pág. 45

CDS Consultoria – pág. 55

OTC Brasil 2015 – 3aCapa

CGG – pág. 44

Petrolab – pág. 05

WPC Leadership Conference – pág. 41

13th World LNG Series Americas Summit – págs. 20 e 21 OPINIÃO

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