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A urgente e necessária expansão da malha dutoviária brasileira, de Guilherme Pires de Melo, diretor da Abemi, e diretor de Operações da Techint para o Brasil

Siderurgia: aço para o pré-sal Coque: petróleo verde A nova odisseia viking A integração entre o virtual e o real Asfalto em expansão

Especial: O desafio do

Financiamento

Entrevista exclusiva

Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

Proteção das novas tecnologias, por Saulo Murari Calazans Pré-sal: concessão, partilha e poderes de decisão dos contratados, por Antonio B. Sarmento O novo ambiente de negócios, por Ronald Carreteiro A crise financeira e as lições deixadas pelo setor petrolífero, por Sergei Beserra O preço da capitalização da Petrobras, por Cláudio A. Pinho Pré-sal e mudança do regime de custeio do Estado brasileiro, por Maucir Fregonesi Junior

caderno de sustentabilidade

9 771415 889009

Avaliação de impactos ambientais na indústria petrolífera, por Ricardo Alves de Souza

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Estamos preparados para ir mais fundo ISSN 1 4 1 5 8 8 9 - 2

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

opinião

Ano XII • jul/ago 2010 • Número 73 • ESPECIAL ROG • www.tnpetroleo.com.br

* No dia 15 teremos um brinde de lançamento de novas soluções

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sumário

Entrevista exclusiva

entrevista exclusiva Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

Estamos preparados

Fotos: Cortesia Aker Solutions

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edição nº 73 jul/ago 2010 especial RIO OIL & GAS

para ir mais fundo

com Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

Um dos principais provedores de tecnologia subsea e de produtos e serviços para a indústria de óleo e gás, o grupo Aker Solutions vem expandindo sua atuação no Brasil, onde hoje já operam nada menos que 13 de suas unidades de negócios – nove delas com bases ou plantas fabris locais – de quatro divisões distintas globais .

Há mais de 40 anos no país, e com 15 anos de fornecimento local para a indústria petrolífera brasileira, o grupo norueguês já consolidou vários marcos tecnológicos na área de exploração e produção offshore.

TANTO QUE ACABOU conquistando os primeiros contratos exclusivos da Petrobras para fornecimento dos sistemas subsea dos projetos pioneiros de desenvolvimento do pré-sal, nos campos de Tupi, Guará &Tupi-Nordeste, todos na Bacia de Santos. “Nosso know-how tecnológico para desenvolver equipamentos subsea para ambientes em águas profundas, de alta pressão e temperatura (HT/HP), foi fundamental para que pudéssemos oferecer soluções diferenciadas para a Petrobras”, comemora o engenheiro Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil. No comando da operação brasileira desde 2004 – cargo que acumula com a presidência da divisão Subsea no Brasil, assumida em 2001, quando voltou ao país –, Taulois afirma que o Brasil é prioridade para a companhia. “Temos chamado muito a atenção do grupo. Nosso planejamento estratégico tem visão para alcançar 2017 e, desde 2007, implementamos um programa de investimentos no 16

por Beatriz Cardoso

Brasil a fim de atingir este objetivo.” Encomendas não faltam: basta ver a quantidade enorme de partes de equipamentos que ocupam toda a planta industrial da Aker Solutions, na região metropolitana de Curitiba, no Paraná, incluindo as vias e jardins: toda a área externa da empresa é um grande armazém a céu aberto, aguardando apenas entrar na linha de montagem ou o caminhão que irá transportar os equipamentos ao seu destino final – o fundo do mar, a 1.500 m, 2.000 m e até 3.000 m de profundidade.

TN Petróleo – Qual o balanço que você faz desses últimos dez anos, desde que voltou ao Brasil para assumir a divisão subsea?

Marcelo Taulois – O mercado de óleo e gás cresceu e evolui muito no país desde que começamos a produzir os primeiros equipamentos aqui, a partir de 1995, na planta fabril que usávamos até então para atender a indústria de papel e celulose. No ano seguinte já estávamos

ENCOMENDAS NÃO FALTAM: BASTA VER A QUANTIDADE ENORME DE PARTES DE EQUIPAMENTOS QUE OCUPAM TODA A PLANTA INDUSTRIAL DA AKER SOLUTIONS, NA REGIÃO METROPOLITANA DE CURITIBA, NO PARANÁ.

qualificados como fornecedores subsea da Petrobras. E em 1997 entregamos a nossa primeira árvore de natal molhada (ANM). Desde então, já entregamos 166 ANMs e temos outras 94 encomendadas, além de outras 61 em negociação, que integram um lote de ANMs licitado pela Petrobras, para o qual oferecemos o melhor preço.

E manifolds?

O primeiro manifold foi contratado em 1999, para o campo de Marimbá. Onze anos depois, em 2010, entregamos mais duas unidades, e estamos prestes a concluir o quarto equipamento. Os dois manifolds entregues este ano contemplam as novas especificações da Petrobras, e vão compor o sistema de produção de óleo do campo de Albacora (Bacia de Campos). Cada um dos manifodls tem cerca de 300 toneladas, 7,5 m de largura, 18 m de comprimento, 5 m de altura, e capacidade para operar em 1.000 m de profundidade.

O quarto equipamento a ser entre-

gue será utilizado para exportação de gás no campo de Jubarte. Comparados ao primeiro equipamento, os manifolds produzidos recentemente possuem não somente dimensões muito maiores, mas também contam com sistemas de controle submarinos bem mais complexos.

Como se desenvolveram as ANMs no Brasil?

A Aker Solutions acompanhou a evolução do mercado de ANM no Brasil, e já forneceu equipamentos

de 150, 300, mil, 2 mil e, inclusive, uma ANM horizontal para operar em lâmina d’água de até 3 mil m de profundidade. Para o pré-sal, a pressão suportada por esses equipamentos passou de 5 mil PSI para 10 mil PSI, a temperatura varia de 0 a 135 graus e o nível de exposição a H2S e CO2 aumentou significantemente.

Para atender a estas condições, nosso grande desafio é selecionar materiais que viabilizem o projeto economicamente. Já fornecemos ANMs para 180 graus e 15 mil PSI,

mas, se usássemos estes componentes aqui no Brasil, não seríamos competitivos. Temos um forte grupo de engenharia de materiais atuando especificamente neste desenvolvimento, com apoio de universidades locais. Não precisamos de uma ANM “Rolls Royce”, mas sim de uma que atenda as normas técnicas, com custo adequado e fabricada com o melhor grau de qualidade possível para minimizar problemas em campo. Este é o foco para o desenvolvimento de produtos na

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Especial: Financiamentos

financiamentos

Foto: Divulgação British Petroleum

O desafio do financiamento

por Cassiano Viana

As instituições financeiras têm papel estratégico a cumprir no cenário atual brasileiro, pois deverão assegurar os recursos necessários para atender a demanda crescente do setor de óleo e gás e, consequentemente, dar suporte à expansão da cadeia de fornecedores, que precisa de investimentos e qualificação para ter a competitividade exigida por essa indústria.

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E

m torno de US$ 82,5 bilhões é o volume de investimentos necessários ao desenvolvimento da produção do pré-sal no período de 2014 a 2020, de acordo com o estudo “Perspectivas de desenvolvimento do setor de petróleo e gás no Brasil”, divulgado no início de junho pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea). Esse volume de recursos é necessário para assegurar que a produção nacional de petróleo e gás no Brasil chegue a 3,9 milhões de barris por dia em 2020, dos quais 46% deverão ser extraídos do pré-sal.

Mais além dos desafios tecnológicos, a pergunta que paira no ar é como assegurar os recursos

Foto: Agência Petrobras

Foto: Roberto Rosa, Agência Petrobras

Foto: Agência Petrobras

O desafio do

FINANCIAMENTO

financeiros necessários para a Petrobras seguir adiante na exploração do pré-sal e garantir que os grandes contratos se desdobrem para a segunda, terceira e até a quarta geração de fornecedores, como pontuou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa, em novembro do ano passado, na conferência ‘O pré-sal e a indústria brasileira’.

De boa vontade o inferno está cheio. Dinheiro é outra questão. É primordial ter recursos não só para investir na expansão de capacidade de produção e de refino, como

também em pesquisa e desenvolvimento. Mais ainda: é preciso que a indústria nacional tenha também competitividade.

Levando em consideração que o índice de nacionalização de encomendas da Petrobras subiu de 57% para 75%, um salto de US$ 18 bilhões, em seis anos – em 2009, do total de US$ 31,2 bilhões investidos pela Petrobras em projetos no país, US$ 23,5 bilhões foram encomendados à indústria local, bancos e fundos de investimentos têm pela frente um cenário promissor, se quiserem ter uma participação efetiva nessa grande virada da indústria nacional.

Além das possibilidades e linhas de financiamento via Finep (Financiadora de Estudos e Projetos)

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Siderurgia Foto: Divulgação Usiminas

Aço para o pré-sal Os US$ 224 bilhões do Plano de Negócios da Petrobras – US$ 30,9 bilhões destinados ao pré-sal e US$ 77,3 bilhões ao pós-sal – têm impactos significativos em todas as cadeias produtivas do país. Mas é, provavelmente, no setor siderúrgico que são mais visíveis os efeitos do anúncio de tamanhos investimentos.

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OS PROJETOS ATUAIS da Petrobras, sem incluir o desenvolvimento da camada pré-sal, demandarão 4 milhões de toneladas de aço até 2015, na forma não apenas de cascos de navio, plataformas, sondas, mas também tubos e outros equipamentos.

Somente em tubos para condução, os ativos atuais da Petrobras

exigirão 911,94 mil toneladas de aços carbono, inox e ligas, no maior volume da previsão de demanda da estatal. Plataformas consumirão 832 mil toneladas enquanto cascos de navios mais 656,85 mil toneladas. Já o pré-sal irá demandar algo em torno de 1,9 milhão de toneladas de aço de 2009 a 2017. Mas, obviamente, esse número pode, e deve, aumentar.

Serão necessárias também 680 mil toneladas de aço para suprir a demanda da construção das 49 embarcações do Programa de Modernização e Expansão da Frota Nacional de Petroleiros (Promef).

Com isso, as siderúrgicas nacionais, que já atendem a indústria de petróleo e gás, estão investindo em novas tecnologias, revendo processos e a própria infraestrutura de produção existente. Tudo isso para ampliar a participação no setor de óleo e gás brasileiro.

A demanda para a exploração do pré-sal vai garantir, por exemplo, escala para o desenvolvimento de diversos produtos de aço inoxidável no Brasil.

“O pré-sal vai representar outras escalas de produção. É uma oportunidade de consolidação do aço inoxidável no setor de óleo e gás no Brasil”, afirma Paulo Roberto Magalhães Bastos, diretorpresidente da ArcelorMittal Inox Brasil, durante o 65º Congresso Internacional da Associação Brasileira de Metalurgia, Materiais e Mineração (ABM), realizado no Rio de Janeiro, no final do mês de julho.

“São tecnologias já conhecidas, utilizadas em outros mercados e que agora poderão ser trazidas para o Brasil, onde, antes, não tínhamos escala para produção”,

explica. Segundo Bastos, os aços ferríticos, mais resistentes à corrosão, já estão sendo utilizados nas refinarias, que agora processam óleos com teor corrosivo mais elevado que no passado. “O pré-sal também deve aumentar a demanda por aços duplex”, prevê.

Maior produtor nacional de aços planos do país, com 7 milhões de toneladas, a Usiminas espera elevar em 3 milhões de toneladas a capacidade de produção de aços planos nos próximos dois anos, atingindo 10 milhões de toneladas anuais.

“Temos uma previsão de investimentos de R$ 10 bilhões. Desses, 4 milhões serão direcionados para a área de petróleo e gás, viabilizando, dentre outros projetos, uma nova linha de laminação a quente, que irá entrar em meados de 2011, e a inauguração, em agosto, de processo de resfriamento acelerado – parceria com a Nippon Steel que vai permitir produzir aço da mais alta tecnologia com ampla utilização no pré-sal, ampliando a produção de chapas grossas, em 2012”, enumera o vice-presidente de negócios da companhia, Sérgio Leite de Andrade. “Estamos trabalhando não só na produção do aço, no processamento do m i nér io, mas na transformação deste (corte, conformação e solda). Esse crescimento garantirá o suprimento para as necessidades da cadeia de óleo e gás”, afirma.

Já a Gerdau, líder na produção de aços longos nas Américas e um dos maiores fornecedores de aços longos especiais no mundo, tem, no Brasil, capacidade de produzir até 2 milhões de toneladas por ano nas unidades de Charqueadas, Pindamonhangaba e Mogi das

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verde Petróleo por Beatriz Cardoso e Maria Fernanda Romero

O AQUECIMENTO DAS ATIVIDADES do setor siderúrgico provocado, em grande parte, pela expansão acelerada das indústrias naval e de petróleo e gás, está levando Foto: André Valentim, Agência Petrobras

a Petrobras a investir pesado em unidades específicas para gerar um derivado de hidrocarboneto pouco desconhecido do público em geral: o coque verde de petróleo, comercializado sob a sigla CPV. Utilizado como combustível sólido, em substituição ao

carvão metalúrgico e ao antracito, que são importados, o CVP, do qual se extrai ainda carbono para agregar mais resistência ao aço, terá sua produção atual, de 2,9 milhões de toneladas por ano, mais do que dobrada até 2016 pela Petrobras.

Quando as refinarias Premium I e II, a RNEST e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) entrarem em operação vão agregar nada menos que 5,8 milhões de toneladas por ano ao mercado nacional – que hoje é de 9 milhões t/ano.

Foto: André Valentim, Agência Petrobras

Isso porque esse derivado do petróleo faz, literalmente, um círculo virtuoso, pois, extraído do petróleo, vai alimentar a indústria siderúrgica e ‘retornar’ às origens na composição do aço utilizado não apenas no poço como também nas plataformas, nos navios aliviadores e petroleiros, nas refinarias e dutos marítimos e terrestres, assim como em inúmeros equipamentos utilizados na cadeia produtiva de óleo e gás.

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Aço para o pré-sal 42 Rio de Janeiro terá três novas siderúrgicas

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Coque: petróleo verde

coque

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32 R$ 130 milhões para novas tecnologias 36 À procura de empresas inovadoras

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siderurgia

por Cassiano Viana

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Estamos preparados para ir mais fundo

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Foto: Divulgação Korr

noruega

O Brasil é o alvo principal de uma verdadeira cruzada viking que está começando nesse final da primeira década do século XXI, praticamente mil anos após o fim da era desses guerreiros nórdicos que colonizaram regiões remotas como a Groenlândia e Islândia e descobriram as Américas – mais precisamente a costa leste do atual Canadá. Com o mesmo ímpeto e a milenar vocação marítima de seus ancestrais, empresários noruegueses querem estabelecer com o Brasil uma nova rota comercial. Mas desta vez com

A nova odisseia viking

mercadorias de altíssimo valor agregado para um mercado estratégico: bens e serviços de tecnologia de ponta para a indústria offshore de óleo e gás. A primeira parada dessa nova odisseia viking é a Rio Oil & Gas 2010, na qual o Pavilhão da Noruega abriga nada menos que 24 empresas nórdicas. Número que pode dobrar e até triplicar considerando que outras delegações daquele país já desembarcaram, sem alarde, no Rio Janeiro. Todos estão de olho na indústria petrolífera brasileira que, impulsionada pelos bons ventos do pré-sal e dos investimentos da Petrobras, navega

por Beatriz Cardoso. A jornalista viajou à Noruega a convite da Innovation Norway e da Flying Blue Petroleum, um programa de fidelidade da Air France/KLM exclusivo para o mercado de óleo e gás

U

ma rota que vem direto da região do círculo polar ártico para a costa brasileira, abaixo da linha do Equador, está se tornando cada vez mais frequente entre empresários e especialistas do setor de petróleo e gás e da indústria naval norueguesa. Estimulados pela explosão da indústria petrolífera e pela retomada do setor naval e offshore, os 52

noruegueses estão consolidando mais uma ousada rota comercial para terras distantes, assim como fizeram seus antepassados, que acabaram por descobrir a América – foram os primeiros a pisar no Canadá – e estabelecer as raízes de uma vocação para o comércio transoceânico que perdura há mais de 200 anos.

Se no passado essa rota era feita pelos navios-dragões – o drakar, como era chamada a rápida embar-

cação que atravessava oceanos e penetrava fiordes e rios, continentes adentro –, hoje essa nova ‘invasão’ nórdica, mais amigável e com ganhos e oportunidades para os dois lados, é realizada em modernos navios e aviões.

Assim como no passado, são as riquezas que existem em horizontes mais longínquos que estão atraindo os descendentes dos vikings para cenários mais tropicais. Só que dessa vez eles miram uma ri-

em águas cada vez mais profundas. queza que não encontram em terra firme, mas sim nas profundidades do mar sobre o qual aprenderam a navegar: o petróleo offshore.

O ouro negro, principalmente as grandes jazidas encontradas na camada do pré-sal, tem acirrados apetites não somente da cadeia de fornecedores da Noruega como também dos principais países da Europa, onde o Mar do Norte, a principal bacia produtora daquele continente, vem dando sinais inequívocos de maturidade, com

a caída da produção local. Atenta a esse novo cenário, companhias aéreas da região já criaram até um programa de fidelidade para os viajantes desse setor da economia, altamente globalizado.

A Noruega e os noruegueses não fazem por menos. Os negócios com o Brasil nas áreas offshore e naval, principalmente, vêm crescendo na mesma proporção em que aumenta o interesse da cadeia produtiva daquele país no mercado brasileiro. Tanto que,

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hoje, o Brasil, ainda que distante do Ártico, divide com essa região de extremos as atenções das principais empresas norueguesas do setor petrolífero e naval, tornando-se a nova rota econômica da Noruega, que produz hoje em torno de 2,34 milhões de barris/ dia – um pouco acima da média brasileira – e ainda é o terceiro maior exportador de petróleo do mundo, embora já tenha ultrapassado o seu pico de produção. Daí a busca por novos horizontes.

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A nova odisseia viking

CONSELHO EDITORIAL

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel André Gustavo Garcia Goulart Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira 57 No mar dos negócios Bruno Musso 62 Da teoria à prática Colin Foster 64 Olhos e ouvidos no mar David Zylbersztajn 67 Na superfície da tecnologia Eduardo Mezzalira 70 Incubadas norueguesas Eraldo Montenegro no Brasil Flávio Franceschetti Francisco Sedeño Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha

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tecnologia 3D

A tecnologia que entusiasma os amantes dos filmes e vídeos em 3D – terceira dimensão – vai muito além das salas de cinema

A integração entre o virtual e o real

e das mostras. Empresas como a brasileira Absolut Technologies vêm mostrando como o 3D pode ser uma poderosa ferramenta de integração e colaboração em setores que fazem uso intensivo de tecnologia, como as companhias de petróleo e gás, em que as salas de realidade virtual revelam,

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa A integração entre o Márcio Giannini eo Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé 82 Asfalto em expansão Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos 90 Forship: a engenharia do comissionamento Maurício B. Figueiredo 96 Indústria em obras Nathan Medeiros 100 Prévia ROG 2010 – Brasil capital do petróleo na América Latina Roberto Alfradique V. de Macedo 110 STX Brazil lança ao mar o Skandi Amazonas Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer 152 Avaliação de impactos ambientais na indústria petrolífera, por Ricardo Alves de Souza Samuel Barbosa literalmente do poço ao posto,

passando pelos laboratórios e

escritórios administrativos, como

funciona essa complexa indústria.

virtual real textos e fotos: Beatriz Cardoso

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COM MAIS DE CEM SALAS de realidade virtual espalhadas pelo Brasil afora – mais de 30 na Petrobras –, em companhias nacionais e estrangeiros de distintos setores (petróleo, aeronáutica e automotivo) e em universidades e centros de pesquisa, a Absolut Technologies dispensa apresentações.

No entanto, essa empresa 100% nacional, criada em 1998 pelo engenheiro alemão Hans Ulmer e a brasileira Lucymeire Ferraz, em uma incubadora tecnológica da Universidade Federal da Bahia (Uf ba), passa até despercebida para quem chega ao grande casarão de esquina,

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na cidade de Lauro Freitas (BA), onde funciona um dos maiores showrooms de realidade virtual da América Latina. É nesse município da região metropolitana de Salvador que o casal de empresários Hans e Lucymeire comanda a empresa que já virou uma multinacional TN Petróleo 73

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e mais:

artigos

160 Proteção das novas tecnologias, por Saulo Murari Calazans

162 Pré-sal e mudança do regime de custeio do Estado brasileiro, por Maucir Fregonesi Junior

seções editorial hot news indicadores eventos perfil profissional caderno de sustentabilidade

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pessoas produtos e serviços fino gosto coffee break feiras e congressos opinião

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opinião

Siderurgia: aço para o pré-sal Coque: petróleo verde A nova odisseia viking A integração entre o virtual e o real Asfalto em expansão

ESPECIAL: O DESAFIO DO

FINANCIAMENTO

Entrevista exclusiva

Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

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Avaliação de impactos ambientais na indústria petrolífera, por Ricardo Alves de Souza Proteção das novas tecnologias, por Saulo Murari Calazans Pré-sal: concessão, partilha e poderes de decisão dos contratados, por Antonio B. Sarmento O novo ambiente de negócios, por Ronald Carreteiro A crise financeira e as lições deixadas pelo setor petrolífero, por Sergei Beserra O preço da capitalização da Petrobras, por Cláudio A. Pinho Pré-sal e mudança do regime de custeio do Estado brasileiro, por Maucir Fregonesi Junior

CADERNO DE SUSTENTABILIDADE

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174 O preço da capitalização da Petrobras, por Cláudio A. Pinho

ESPECIAL: O DESAFIO DO FINANCIAMENTO

por Sergei Beserra

de Guilherme Pires de Melo, diretor da Abemi, e diretor de Operações da Techint para o Brasil

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172 A crise financeira e as lições deixadas pelo setor petrolífero,

A urgente e necessária expansão da malha dutoviária brasileira,

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168 O novo ambiente de negócios, por Ronald Carreteiro

Ano XII • jul/ago 2010 • Número 73 • ESPECIAL ROG • www.tnpetroleo.com.br

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

por Antonio B. Sarmento

Ano XII • Número 73 • jul/ago 2010 Fotos: Agência Petrobras TN PETRÓLEO

166 Pré-sal: concessão, partilha e poderes de decisão dos contratados,

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editorial

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

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O

anúncio de que a China é a segunda maior economia do mundo não surpreendeu ninguém, uma vez que aquele país e a Índia continuaram crescendo mesmo em um cenário de crise internacional que, assim como o Brasil, dentro do Bric, demonstrou rápida capacidade de recuperação, enquanto que a Rússia (o R do grupo) foi o país que teve restabelecimento mais lento.

Surpreendeu mais o crescimento do Brasil no primeiro semestre do ano, chegando a 8,9%, segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Trata-se da maior alta registrada em um semestre desde o início da atual série histórica, iniciada em 1996. É bem verdade que o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) nesse segundo trimestre já indica uma desaceleração da economia, após a forte expansão dos três primeiros meses.

O setor de aço também sinaliza um superaquecimento da produção e da demanda, e, embora a produção industrial tenha registrado uma queda, a cadeia de fornecedores de bens e serviços da indústria de óleo e gás tem mantido o nível de produtividade.

Todos de motores aquecidos por conta da expansão acelerada desse setor, impulsionada pelo plano de investimentos da Petrobras, que reserva mais de US$ 212 bilhões em investimentos para as distintas áreas desta atividade, com destaque para exploração e produção – com forte demanda no segmento naval – e o refino. É esse mercado em franco crescimento que recebe o segundo maior evento do setor de petróleo do planeta, a Rio Oil & Gas 2010, que esse ano tem recorde de participantes – mais de 1.500 expositores – e de congressistas, assim como trabalhos inscritos e número de sessões técnicas.

Nos cinco dias do evento, a indústria mundial de petróleo terá seus olhos voltados para o Riocentro, no Rio de Janeiro, onde todos vão conferir as tecnologias e tendências desse mercado, que tem na exploração e produção do présal um cenário único de oportunidades.

Empresas, investidores e especialistas das mais distintas áreas da ciência também vão observar quais as soluções existentes e aquelas que precisam ser desenvolvidas para que a indústria petrolífera possa atuar de forma sustentável nessa nova fronteira exploratória.

Daí a preocupação da Benício Biz Editores em trazer para essa ROG, além de edições especiais da TN Petróleo e da T&B Petroleum, a versão atualizada do primeiro Guia do Estudante, específico do setor de petróleo, além de dois mapas técnicos: da plataforma de Mexilhão e das atividades offshore nas bacias de Santos, Campos e Espírito Santo.

A internacionalização desse evento, confirmada por algo em torno de 300 empresas distribuídas em 12 pavilhões internacionais ou que vão participar em delegações e missões econômicas, reflete também a posição de destaque que o Brasil tem hoje no cenário mundial de petróleo e gás.

Some-se a isso a megaoferta de papéis da Petrobras, que vai emitir até 4,3 bilhões de ações e ainda ADRs (recibos de ações) no exterior, com a expectativa de movimentar algo em torno de US$ 74,5 bilhões – superando a maior oferta de ações da história, da Nippon Telegraph and Telephone (NTT), que levantou US$ 36,8 bilhões – também atrai os olhares dos investidores internacionais, que veem o país como uma verdadeira ‘bacia’ de oportunidades – ou um ‘reservatório’ em potencial de grandes negócios.

Façam seus lances!

Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo

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hot news

Desenvolvimento de projetos de engenharia

Com os maiores investimentos da história do país anunciados no setor de óleo e gás, empresas de projetos em engenharia veem oportunidades de crescimento inéditas no Brasil.

A EPC/Engenharia Projeto Consultoria S/A está animada com a perspectiva de crescimento e já vê sinais dessa movimentação.

A empresa acaba de assinar dois contratos para o desenvolvimento de projetos no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), empreendimento da Petrobras em Itaboraí que prevê investimentos em torno de US$ 8,38 bilhões. O complexo ocupará uma área equivalente a seis mil campos de futebol. A EPC Engenharia pretende dobrar o faturamento até 2012.

Com os maiores investimentos da história do país anunciados no setor de óleo & gás, empresas de projetos em engenharia veem oportunidades de crescimento inéditas no Brasil. Somente pela Petrobras, foram anunciados US$ 224 bilhões para viabilizar o présal, sendo US$ 118 bilhões focados em exploração. É o maior plano de

expansão já previsto pela indústria brasileira. Ao todo, são 686 projetos, sendo que o mercado nacional será responsável por 67% dos contratos, o equivalente a um gasto de US$ 28,4 bilhões ao ano.

Diante destas perspectivas promissoras, a EPC/Engenharia irá desenvolver para a Alusa Engenharia o projeto de detalhamento da unidade de hidrocraqueamento Catalítico (HCC) do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), além de desenvolver o projeto em regime Turn Key de distribuição de energia elétrica para a Gel Engenharia, responsável pelo abastecimento de água e a distribuição de energia elétrica do complexo.

A EPC está fornecendo projeto de engenharia multidisciplinar detalhada, gerenciamento de serviços de engenharia, assistência técnica para obra e montagem e

comissionamento da Unidade de HCC, que será a primeira unidade do país a realizar o processo químico de quebra de petróleo usando hidrogênio em alta pressão. Esse procedimento garante produtos finais mais nobres e diversificados do que os obtidos por meio da quebra do petróleo com altas temperaturas, sistema utilizado atualmente no Brasil.

De acordo com o vice-presidente Comercial e Marketing da EPC, Dhenisvan F. Costa, por ser uma planta inédita no país, será um grande desafio para a EPC, para a Alusa e para a Petrobras. “O trabalho em equipe vai ser fundamental para o bom desempenho desse empreendimento”, explicou.

Saint-Gobain Canalização fornecerá tubos industriais para o Comperj Trata-se do primeiro negócio da empresa com o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). A Saint-Gobain Canalização entregará 12 km de tubos industriais (DN 300 e DN 600).

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formance demonstra a aplicabilidade de nossos materiais para a indústria, funcionando ainda como motivador para investirmos ainda mais nesse mercado”, afirma Gustavo Siqueira, diretor Comercial e de Marketing da SaintGobain.

Trata-se do primeiro fornecimento da Saint-Gobain Canalização para o Comperj, quando a nova linha industrial da empresa estará levando a água que possibilitará a futura construção de todas as unidades petroquímicas no complexo.

Foto: Divulgação

Os tubos de ferro fundido dúctil serão aplicados na rede de incêndio e na adução de efluentes. O carregamento foi iniciado em maio e o término está previsto para agosto. Até o momento foram utilizados 85 caminhões Truck, que saíram de Barra Mansa (RJ), onde está localizada a fábrica da Saint-Gobain Canalização, rumo ao Comperj, em Itaboraí (RJ).

A adutora do Comperj levará água da estação elevatória de Imunana, em São Gonçalo (RJ), até a Estação de Tratamento de Água (ETA) de Porto das Caixas, também em Itaboraí, e posteriormente ao Comperj. Serão 8 km de adutora de água bruta, da Estação Elevatória de Imunana até a ETA, e 4 km de adutora de água tratada, da ETA ao Complexo Petroquímico.

Após o tratamento da água, a vazão de 250 l/s será dividida no intuito de atender a duas necessidades: 50 l/s para abastecimento das obras do Comperj e 200 l/s para o abastecimento da população da região. “Para nós da Saint-Gobain, que estamos lançando o produto para a linha industrial, ter um fornecimento dessa monta para um cliente que preza pela alta qualidade e per-

Plano nacional contra vazamento

Entretanto, o executivo alerta que o Brasil deve acelerar os projetos de exploração de petróleo no pré-sal e também no pós-sal, com o risco de a matéria-prima perder valor no futuro próximo com o maior uso de fontes alternativas de energia, precipitado pelo acidente nos EUA. Lima se declarou um defensor não só da aceleração da produção de óleo no pré-sal, como no pós-sal e também nas bacias terrestres, para permitir o desenvolvimento do país e ajudar na redução da pobreza e da desigualdade. “Temos que nos adiantar para evitar que a gente fique com um mico”, apontou.

O plano brasileiro começou a ser esboçado depois do vazamento de 1,3 milhão de litros de petróleo na Baía de Guanabara, em janeiro de 2000, mas está parado há dois anos e meio no Ministério do Meio Ambiente.

CPFL inicia operação de sua primeira termelétrica à biomassa A CPFL Energia informou que iniciou a operação na Usina Baldin, em Pirassununga (SP), da primeira termelétrica da companhia movida à biomassa do bagaço da cana-deaçúcar. A unidade tem 45 megawatts (MW) de potência instalada e uma capacidade de exportar 30 MW, o suficiente para abastecer o consumo residencial de uma cidade do porte de Araraquara (SP), com 200 mil habitantes.

Foram R$ 103,5 milhões investidos na planta, parceria entre a CPFL Bioenergia, controlada pela holding CPFL Energia, e a Baldin.

Segundo a CPFL, os testes nos equipamentos para colocar em operação e exportando para o sistema, chamados de “comissionamentos”, foram concluídos no último dia 24 de agosto. Desde então, a unidade opera comercialmente. No empreendimento, a CPFL Bioenergia ficou responsável pela aquisição e instalação das turbinas, geradores, subestação, linha de transmissão, caldeira e casa de força.

A Baldin, além da área da usina, é responsável pelo fornecimento do bagaço da cana. Em março, a CPFL anunciou parceria com o Grupo Pedra Agroindustrial para investimentos de R$ 366 milhões em três projetos de geração à biomassa, nas usinas paulistas da Pedra, em Serrana, Ipê, em Nova Independência, e Buriti, em Buritizal. A potência instalada totaliza 145 MW, sendo 50 MW da Buriti, 25 MW na Ipê e 70 MW da Pedra. Dos 145 MW gerados nas três unidades, 88,63 MW serão exportados para a CPFL no período de safra. As térmicas à biomassa de Buriti em Ipê devem entrar em operação em junho de 2011 e a da Pedra em abril de 2012.

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Três meses após o vazamento de petróleo no poço da British Petroleum (BP) no Golfo do México, considerado o maior desastre ambiental da história dos Estados Unidos, o Brasil elabora um programa de ação para acidentes no pré-sal. A proposta do governo é de que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (Ibama) e a Marinha elaborem, juntos, o primeiro Plano Nacional de Contingência para evitar catástrofes durante a exploração de petróleo em alto-mar.

Atualmente, a Petrobras elabora os programas de contingência para cada uma das plataformas, mas agora o governo adotará um plano em nível nacional, com a atuação conjunta dos órgãos fiscalizadores e do meio ambiente, segundo o diretor-geral da ANP, Haroldo Lima. Para Lima, o Brasil tem um dos sistemas de segurança e fiscalização mais avançados do mundo. Entretanto, eles certamente deverão ser aperfeiçoados devido ao vazamento da BP.

Foto: Divulgação BP

O vazamento de óleo no poço da British Petroleum (BP) no Golfo do México, nos Estados Unidos – que completou três meses até ser parcialmente contido – provocará mudanças profundas nos sistemas de segurança utilizados pela indústria de petróleo no mundo todo. E no Brasil as mudanças já se iniciaram com o anúncio da elaboração do primeiro plano nacional de contingência para conter vazamentos de petróleo em alto-mar, como nos campos do pré-sal.

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hot news

A gigante da energia independente GDF Suez Energy International e International Power se unem para criar a líder mundial na produção de energia independente, com um portfólio balanceado de ativos tanto em presença geográfica como em mix de fontes de geração (com baixa emissão de carbono), e capacidade total de produção de mais de 66.000 MW A GDF Suez Energy International e a britânica International Power (IP) criaram a New International Power, empresa que será a maior produtora independente de energia mundial e também em volume de faturamento, com posições relevantes em países em crescimento na América Latina, na América do Norte, no Reino Unido, no Oriente Médio, na Ásia e na Austrália.

No Brasil, a GDF Suez é a maior empresa privada de geração de energia elétrica, por meio da sua geradora Tractebel Energia S/A, com parque predominantemente hidrelétrico. A Tractebel Energia detém cerca de 7% da capacidade instalada brasileira.

Na efetivação da transação, parte dos ativos da GDF Suez Energy Internatio-

nal será transferida para a International Power com 4,4 bilhões de euros de dívida líquida. O capital da nova sociedade ficará dividido em 70% para a GDF Suez e 30% para os acionistas da IP. A New International Power, formada pela combinação das duas empresas, terá capacidade de produção de energia de mais de 66.000 MW e Ebitda superior a 1,680 milhão de libras, sendo que o Grupo GDF Suez passará a controlar mais de 100.000 MW de capacidade instalada no mundo. A empresa fechou um

lucro líquido de 3,6 bilhões de euros no primeiro semestre de 2010 com um faturamento de 42,3 bilhões de euros.

O presidente da GDF Suez no Brasil, Maurício Bahr, afirma que a estratégia de negócio do grupo para o país continuará a mesma. “A International Power não tinha ativos na América Latina. A combinação das duas empresas não mudará em nada a estratégia do Grupo de ser um ator que prioriza os projetos de geração de energia limpa e renovável, a exemplo da hidrelétrica Jirau, em construção no rio Madeira, que entrará em operação comercial no primeiro trimestre de 2012”, comenta. A composição acionária da Tractebel Energia, assim como a gestão do GDF Suez no Brasil, se manterão inalteradas.

Brasil exporta sistema detector de vazamento em dutos

A tecnologia criada pela Asel-Tech teve grande impulso no seu aprimoramento na parceria com a USP e com o apoio da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp). A empresa fornece para a Petrobras, exporta o software para empresas do Equador, Chile, Arábia Saudita e se prepara para atender o mercado norte-americano.

Paulo Seleghim Júnior, professor da USP e responsável pelo projeto, explica que a instituição trabalhou com a AselTech no desenvolvimento de um software e construíram, juntas, um sistema de dutos com 1,5 km para aperfeiçoar a tecnologia desenvolvida e fazer simulações para visitantes do Brasil e do exterior. “O duto tem sensores acústicos e de vazão que enviam sinais para o processador na sala de controle”, esclarece ele.

Os sensores podem ser instalados a cada 30 km, em dutos de qualquer comprimento. As leituras das varia-

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Foto: Divulgação

O Departamento de Engenharia Mecânica da Escola de Engenharia da Universidade de São Paulo (USP/São Carlos) exporta um sistema pioneiro com base em tecnologia acústica e de balanço de massa, capaz de detectar vazamento em dutos das empresas de petróleo

ções de pressão e vazão são captadas por uma unidade eletrônica capaz de realizar cálculos complexos. “A eletrônica desenvolvida utiliza algoritmos de inteligência artificial (redes neurais) para distinguir o ruído provocado por uma bomba daquele de um vazamento”, esclarece Julio Alonso, CEO e diretor da Asel-Tech. Essas informações chegam em segundos à mesa do operador desse sistema, em qualquer lugar do mundo, e este dispõe de informações mais apuradas para tomar a decisão de interromper o transporte nos dutos.

O Sistema de Detecção de Vazamento da Asel-Tech foi qualificado pela PRCI (Pipeline Research Council Internacional), entidade dos EUA que funciona como órgão orientador de práticas de segurança para empresas de petróleo. Foram avaliadas 40 tecnologias para detectar vazamentos em dutos e apenas duas foram aprovadas: uma delas é a tecnologia desenvolvida pela Asel-Tech e USP/São Carlos. “Isso nos dá um grande respaldo para entrar no mercado norte-americano. No Brasil, são 15 mil km de dutos da Petrobras. Nos EUA são 600 mil km”, especifica Alonso.

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indicadores tn

Fusões e aquisições em petróleo e gás devem se acelerar com o pré-sal O Brasil deve assistir nos próximos meses a uma nova onda de fusões e aquisições em toda a cadeia petrolífera – mas com personagens conhecidos. Avaliação da Ernst & Young sobre as perspectivas da indústria brasileira de petróleo mostra que boa parte dos negócios realizados ocorrerá entre fornecedores de bens e serviços já presentes no mercado nacional.

Carlos Alberto de Assis, sócio de serviços de assessoria da Ernst & Young especializado em riscos, lembra que o setor deve receber investimentos diretos de até US$ 190 bilhões até 2013, considerando os da Petrobras, petroleiras e empresas da cadeia de fornecedores de bens e serviços. “A definição do marco regulatório do pré-sal, qualquer que seja, traz um cenário de maior segurança jurídica”, avalia o executivo. “A dimensão das reservas e as perspectivas de lucratividade apresentadas, inevitavelmente colaboram para atrair interessados.”

A maior parte dos analistas vê um reequilíbrio do mercado de petróleo neste ano, com uma ampla capacidade de reservas capaz de atender aos aumentos da demanda.

Os preços subiram significativamente, e essa tendência deve se manter com o aquecimento do setor. “A recuperação do preço do petróleo, para aproximadamente US$ 60-80 o barril, significa que aumentou o número de projetos que se tornaram economicamente viáveis. É o caso dos projetos de exploração em águas profundas, que demandam investimento de capital de grande escala”, explica Assis.

Projetos dessa natureza favorecem uma abordagem colaborativa. Já é possível observar essas tendências no mercado com a associação da Petrobras a uma série de empresas para o desenvolvimento de suas descobertas em águas profundas da costa brasileira, nas bacias de Campos e Santos.

Essa percepção reforça a expectativa de mais acordos entre empresas do setor neste semestre, inclusive com o investimento em novas regiões. “A exemplo do que já observamos no primeiro semestre, os negócios serão menos numerosos, mas deverão envolver um volume maior de recursos”, explica Assis.

A avaliação é de que, a partir deste momento, os negócios serão realizados em duas

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Foto: Agência Petrobras

Investimento direto será de US$ 190 bilhões até 2013; fornecedores de bens e serviços já presentes no Brasil devem ser principal alvo das companhias estrangeiras. O diagnóstico foi feito pela consultoria da Ernst & Young.

etapas: na primeira, por meio de associações entre as empresas estrangeiras e a Petrobras, com o objetivo de explorar as reservas do pré-sal. Depois, uma segunda frente de negócios será aberta por meio de parcerias e fusões, tanto por fornecedoras estrangeiras quanto nacionais, em busca de adequação aos padrões nacionais de conteúdo local.

Gargalos – Retornando de um encontro com um grupo de 60 investidores norte-americanos interessados em investir no pré-sal, Assis revelou que, mais do que o marco regulatório, a principal preocupação fora do país é com antigos problemas estruturais.

Gargalos logísticos, falta de mão de obra qualificada e a complexidade da tributação são alguns dos principais pontos de atenção para os estrangeiros. “São as perspectivas de crescimento da economia local e de lucratividade propiciada pelo pré-sal que os mantêm interessados”, conclui.

Produção Petrobras A produção média diária de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior em julho foi de 2.580.932 barris de óleo equivalente (boed). Esse resultado ficou 3,3% acima do volume registrado no mesmo mês de 2009, quando foram produzidos 2.498.116 boed, e foi 0,7% maior do que os 2.563.193 boed produzidos em junho de 2010.

Considerando apenas os campos no Brasil, a produção média diária de petróleo e gás alcançou 2.335.861 boed, com um aumento

de 3,6% em relação aos 2.254.409 extraídos no mesmo mês de 2009, e de 0,9% quando comparado ao volume produzido em junho de 2010. A produção exclusiva de petróleo dos campos nacionais chegou a 2.005.010 barris/ dia, e foi 3,4 % superior aos 1.937.587 barris/dia produzidos em julho de 2009.

Na comparação com o mês anterior (junho de 2010), o aumento da produção de petróleo de julho foi de 1,4%. Esse aumento de 27.217 barris na produção média diária foi consequência do início de operação da plataforma FPSO Cidade de Santos, nos campos de Uruguá e Tambaú (Bacia de Santos) e da entrada de novos poços no FPSO Capixaba (foto), no Parque das Baleias, no mar do Espírito Santo (Bacia de Campos). Também contribuiu para o aumento o retorno à produção da plataforma P-43, no Campo de Barracuda (Bacia de Campos), que no mês de junho se encontrava em manutenção programada.

A produção de gás natural dos campos nacionais atingiu 52.601.000 m³ diários em julho, mantendo-se nos mesmos níveis em relação ao mês anterior e ao mesmo período de 2009.

O volume médio de petróleo e gás natural extraídos dos campos situados nos países onde a Petrobras atua no exterior chegou a 245.071 barris de óleo equivalente por dia em julho, representando um aumento de 0,6% em relação ao mesmo mês em 2009.

Contribuiu para o resultado a entrada em produção de novos poços nos campos de

Capitalização Petrobras Barril de petróleo para capitalização vai custar em média US$ 8,51

Foto: Agência Petrobras

Produção de países-membros da Opep e não-membros – ago/08 a jul/10

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Jul 10

Jun 10

Abr 10

Maio 10

Fev 10

Mar 10

Jan 10

82 Dez 09

27 Nov 09

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Set 09

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Out 09

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Ago 09

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Jul 09

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Nov 08

Em seu relatório mensal divulgado em agosto, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) elevou a previsão do crescimento da demanda global por petróleo, neste ano, de 100 mil barris por dia para 1 milhão de barris por dia. A Agência Internacional de Energia (AIE) também aumentou sua previsão da demanda global por petróleo em 80 mil barris diários em 2010.

Os 12 membros da organização respondem por cerca de 40% dos 86 milhões de barris consumidos globalmente por dia.

Segundo a Opep, a China e outras nações asiáticas serão responsáveis pelo maior crescimento da demanda por petróleo em

Rússia, que atingiu recorde de produção em julho, além de Estados Unidos e China.

Segundo o cartel, embora o desastre na plataforma Deepwater Horizon, nos EUA, tenha prejudicado de forma significativa a exploração de petróleo no Golfo do México, a produção no país está prevista para subir 300 mil barris por dia ainda neste ano. No entanto, a Opep alerta que os riscos continuam a existir, dada a previsão de uma ativa temporada de furacões.

Set 08

Opep: crescimento da demanda e furacões

2010. No entanto, o consumo norte-americano deve se expandir moderadamente em 300 mil barris por dia. A organização alerta que a economia mundial está enfrentando crescentes obstáculos que vão desacelerar o crescimento futuro.

Boa parte da demanda extra por petróleo em 2010 deve ser absorvida pela oferta de países que não integram a Opep, prevista para subir cerca de 800 mil barris por dia, devido à produção maior do que a esperada pela

Out 08

Akpo e de Agbami, ambos na Nigéria. Quando comparado com junho de 2010, o volume apresentou uma redução de 1,2%, devido a questões operacionais em Akpo.

A produção de gás natural no exterior foi de 16.047.000 m³, registrando um acréscimo de 1,1% em relação a junho de 2010, em função de maior produção na Argentina. Já em comparação com o mesmo mês do ano passado, houve uma redução de 6,7%, em decorrência de menor produção na Argentina, Estados Unidos e Venezuela..

prevista para acontecer no dia 30 de setembro. O governo poderá ceder à estatal até 5 bilhões de barris de petróleo em áreas ainda não concedidas. De acordo com Mantega, os 5 bilhões de barris serão retirados de seis campos e mais um de reserva para o caso

de não serem suficientes para completar o contrato. Os campos são: Tupi sul, Florim, Tupi nordeste, Peroba (definido como de reserva), Guará, Franco e Iara. O maior campo é o de Franco, com 3,1 bilhões de barris.

O valor de US$ 8,51 por barril refere-se à média dos campos de petróleo. O campo de Franco, que deverá fornecer cerca de 3,1 bilhões de barris, terá o valor mais alto: US$ 9,04. O menor valor será o do petróleo extraído do campo de Iara: US$ 5,82.

O presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli, lembrou que a escolha da área de Franco para fazer a capitalização reflete o melhor conhecimento exploratório que existe no momento. “Não teremos nenhum risco em relação ao volume (de petróleo)”, disse.

Ago 08

O barril do petróleo que será usado para a capitalização da Petrobras vai custar em média US$ 8,51. O valor foi anunciado no dia 1º setembro pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega. Neste dia, foi enviado um aviso ao mercado com valores e condições da capitalização da estatal. O valor da cessão onerosa dos cinco bilhões de barris será de US$ 42,533 bilhões, o equivalente a R$ 74,807 bilhões.

O processo de capitalização terá um índice mínimo de nacionalização de 37% para o período exploratório. Na fase de implantação, o mínimo passa para 55% e o médio para 65%. A capitalização terá um retorno de 8,83% ao ano.

“Esta é, certamente, a maior operação dessa natureza na história do país”, afirmou Mantega. O processo será restrito aos atuais acionistas. Se sobrarem, os papéis vão ao mercado.

A capitalização da Petrobras – que demorou um ano para sair do papel – está

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indicadores tn

“Foi uma tragédia horrível pela qual, enquanto dirigente da BP na ocasião, sempre me sentirei profundamente responsável, sem considerar de quem foi a culpa.” Tony Hayward, CEO da BP, que deixará suas funções de presidente em 1º de outubro, sobre o acidente da Deepwater Horizon.

27/07/2010 – Isto é Dinheiro

“Realmente [algumas plataformas na Bacia de Campos] estavam com problemas de conservação... Estavam na fase em que esperavam as paradas pré-programadas (...) Todas as decisões de continuar as operações foram tomadas porque temos certeza de que estas unidades precisam de mais conservação, mas não ameaçam a integridade física dos nossos trabalhadores.” José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras.

17/08/2010 – Agência Estado

“O regime de concessão vai continuar operando. Devemos realizar essa Rodada ainda neste ano.” Márcio Zimmermann, ministro de Minas e Energia.

18/08/2010 – Valor Online

“Não chegamos a um consenso em relação ao preço do barril. Todos os comunicados sobre a capitalização da Petrobras serão feitos daqui para a frente por meio de fato relevante. Tudo que sair na imprensa sobre este assunto será especulação.” Guido Mantega, ministro da Fazenda, durante o 7º Fórum de Economia da Fundação Getúlio Vargas.

30/08/2010 – Agência Estado

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil (janeiro a junho/2010)

Jan Fev Mar Abr Maio Junho Bacia de Campos 1.647,6 1.688,9 1.688,3 1.702,3 1.686,9 1.648,4 Outras (offshore) 109,3 85,7 93,6 117,8 120,1 115,4 Total offshore 1.756,9 1.774,6 1.781,9 1.820,1 1.807,0 1.763,8 Total onshore 215,9 212,9 211,9 212,5 213,1 214,0 Total Brasil 1.972,8 1.987,6 1.993,8 2.032,6 2.020,2 1.977,8 Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil (janeiro a junho/2010)

Bacia de Campos Outras (offshore) Total offshore Total onshore Total Brasil

Jan 25.212,0 8.686,1 33.898,0 15.650,1 49.548,1

Fev Mar Abr Maio Junho 26.386,8 25.817,3 26.067,5 26.490,4 26.015,2 9.687,1 9.057,1 9.821,4 10.527,9 11.908,8 36.074,0 34.874,4 35.889,0 37.017,7 37.924,0 15.541,7 15.259,4 15.658,4 15.740,9 15.706,4 51.615,7 50.133,8 51.547,4 52.758,6 53.630,4

Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional (janeiro a junho/2010)

Exterior

Jan 147,7

Fev 151,4

Mar 149,6

Abr 151,4

Maio 151,7

Junho 154,6

Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional (janeiro a junho/2010)

Exterior

Jan Fev Mar Abr Maio Junho 15.912,4 16.454,7 16.530,5 15.323,9 16.214,5 15.878,1

Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) (janeiro a junho/2010)

Brasil+Exterior

Jan Fev Mar Abr Maio Junho 2.525,8 2.560,5 2.556,0 2.598,6 2.599,8 2.563,2

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

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Fonte: Petrobras

Cai o lucro da PDVSA A petroleira estatal venezuelana Petróleos de Venezuela (PDVSA) divulgou em julho a queda de 54% no lucro líquido em 2009. A queda nos preços do petróleo, além de cortes na produção da Opep, grupo do qual o país é membro, fez os lucros da empresa recuarem de US$ 9,49 bilhões, em 2008, para US$ 4,39 bilhões no ano passado. “Foi um ano difícil”, afirmou Rafael Ramírez, presidente da empresa e ministro de Energia do país.

Segundo o relatório anual da companhia, a Venezuela produziu 3,012 milhões de barris de petróleo bruto por dia em 2009, em comparação com 3,260 milhões de barris por dia em 2008. O preço da cesta de exportação da Venezuela caiu de US$ 86,49, em 2008, para US$ 57,01 o barril, no ano passado. Em termos de volume, as exportações caíram de 2,90 milhões de barris, em 2008, para 2,68 milhões de barris por dia, em 2009.

A receita operacional total caiu de US$ 126,36 bilhões para US$ 75 bilhões em 2009, também em razão da queda nos preços do petróleo.

EUA foi o maior comprador As exportações de petróleo venezuelano para os Estados Unidos somaram US$ 15,815 bilhões no primeiro semestre deste ano, o que representa um aumento de 35,9% em relação ao mesmo período de 2009, quando os preços do cru sofreram fortes quedas.

Um relatório da Câmara Venezuelana Americana de Comércio e Indústria (Venamcham), aponta que dos US$ 16,352 bilhões vendidos pela Venezuela aos Estados Unidos, 96,7% correspondem a negócios do mercado petroleiro. Por outro lado, a Venezuela importou dos Estados Unidos um total de US$ 4,932 bilhões no primeiro semestre de 2010.

Os Estados Unidos, principal comprador do petróleo venezuelano, foi abastecido, em média, com 1,4 milhão de barris diários em 2009, o que situa a Venezuela em quinto lugar entre seus fornecedores de cru, segundo dados de Washington.

A Venezuela é o maior produtor de petróleo da América do Sul, e as exportações desta commodity representam aproximadamente 90% de sua renda em divisas.

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Frases

part of Aker

Seu parceiro preferido para os desafios do pré-sal Visite a Aker Solutions na feira Rio Oil & Gas. Pavilhão 4. Stand Q9 Empresas expositoras: r Subsea r MH r Drilling Riser r Process Systems r Pusnes r Aker Oilfield Services r Well Service r AMC r Wirth

© Copyright 2010. All rights reserved.

Conheça o simulador de atividades de perfuração. Uma novidade que a Aker Solutions está trazendo com exclusividade para o evento.

www.akersolutions.com TN Petróleo 73

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entrevista exclusiva Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil e presidente da divisão Subsea

Estamos preparados

para ir mais fundo Um dos principais provedores de tecnologia subsea e de produtos e serviços para a indústria de óleo e gás, o grupo Aker Solutions vem expandindo sua atuação no Brasil, onde hoje já operam nada menos que 13 de suas unidades de negócios – nove delas com bases ou plantas fabris locais – de quatro divisões distintas globais .

Há mais de 40 anos no país, e com 15 anos de fornecimento local para a indústria petrolífera brasileira, o grupo norueguês já consolidou vários marcos tecnológicos na área de exploração e produção offshore.

Tanto que acabou conquistando os primeiros contratos exclusivos da Petrobras para fornecimento dos sistemas subsea dos projetos pioneiros de desenvolvimento do pré-sal, nos campos de Tupi, Guará &Tupi-Nordeste, todos na Bacia de Santos. “Nosso know-how tecnológico para desenvolver equipamentos subsea para ambientes em águas profundas, de alta pressão e temperatura (HT/HP), foi fundamental para que pudéssemos oferecer soluções diferenciadas para a Petrobras”, comemora o engenheiro Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil. No comando da operação brasileira desde 2004 – cargo que acumula com a presidência da divisão Subsea no Brasil, assumida em 2001, quando voltou ao país –, Taulois afirma que o Brasil é prioridade para a companhia. “Temos chamado muito a atenção do grupo. Nosso planejamento estratégico tem visão para alcançar 2017 e, desde 2007, implementamos um programa de investimentos no 16

TN Petróleo 73

por Beatriz Cardoso

Brasil a fim de atingir este objetivo.” Encomendas não faltam: basta ver a quantidade enorme de partes de equipamentos que ocupam toda a planta industrial da Aker Solutions, na região metropolitana de Curitiba, no Paraná, incluindo as vias e jardins: toda a área externa da empresa é um grande armazém a céu aberto, aguardando apenas entrar na linha de montagem ou o caminhão que irá transportar os equipamentos ao seu destino final – o fundo do mar, a 1.500 m, 2.000 m e até 3.000 m de profundidade.

TN Petróleo – Qual o balanço que você faz desses últimos dez anos, desde que voltou ao Brasil para assumir a divisão subsea?

Marcelo Taulois – O mercado de óleo e gás cresceu e evolui muito no país desde que começamos a produzir os primeiros equipamentos aqui, a partir de 1995, na planta fabril que usávamos até então para atender a indústria de papel e celulose. No ano seguinte já estávamos

qualificados como fornecedores subsea da Petrobras. E em 1997 entregamos a nossa primeira árvore de natal molhada (ANM). Desde então, já entregamos 166 ANMs e temos outras 94 encomendadas, além de outras 61 em negociação, que integram um lote de ANMs licitado pela Petrobras, para o qual oferecemos o melhor preço.

E manifolds?

O primeiro manifold foi contratado em 1999, para o campo de Marimbá. Onze anos depois, em 2010, entregamos mais duas unidades, e estamos prestes a concluir o quarto equipamento. Os dois manifolds entregues este ano contemplam as novas especificações da Petrobras, e vão compor o sistema de produção de óleo do campo de Albacora (Bacia de Campos). Cada um dos manifodls tem cerca de 300 toneladas, 7,5 m de largura, 18 m de comprimento, 5 m de altura, e capacidade para operar em 1.000 m de profundidade.

O quarto equipamento a ser entre-

Fotos: Cortesia Aker Solutions

Encomendas não faltam: basta ver a quantidade enorme de partes de equipamentos que ocupam toda a planta industrial da Aker Solutions, na região metropolitana de Curitiba, no Paraná.

gue será utilizado para exportação de gás no campo de Jubarte. Comparados ao primeiro equipamento, os manifolds produzidos recentemente possuem não somente dimensões muito maiores, mas também contam com sistemas de controle submarinos bem mais complexos.

Como se desenvolveram as ANMs no Brasil?

A Aker Solutions acompanhou a evolução do mercado de ANM no Brasil, e já forneceu equipamentos

de 150, 300, mil, 2 mil e, inclusive, uma ANM horizontal para operar em lâmina d’água de até 3 mil m de profundidade. Para o pré-sal, a pressão suportada por esses equipamentos passou de 5 mil PSI para 10 mil PSI, a temperatura varia de 0 a 135 graus e o nível de exposição a H2S e CO2 aumentou significantemente.

Para atender a estas condições, nosso grande desafio é selecionar materiais que viabilizem o projeto economicamente. Já fornecemos ANMs para 180 graus e 15 mil PSI,

mas, se usássemos estes componentes aqui no Brasil, não seríamos competitivos. Temos um forte grupo de engenharia de materiais atuando especificamente neste desenvolvimento, com apoio de universidades locais. Não precisamos de uma ANM “Rolls Royce”, mas sim de uma que atenda as normas técnicas, com custo adequado e fabricada com o melhor grau de qualidade possível para minimizar problemas em campo. Este é o foco para o desenvolvimento de produtos na TN Petróleo 73

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entrevista exclusiva

Aker Solutions no Brasil e para os campos do pré-sal.

Essa expansão da Aker Solutions tem se acelerado nos últimos dez anos...

Sem dúvida. Eu diria que crescemos umas oito vezes nessa década. Em 2001, tínhamos duas áreas de negócios instaladas no país: a Subsea (Divisão Subsea) e a MH Service (da Divisão de Products &Technologies). Hoje, temos 13 áreas de negócios operando no país, pertencentes às quatro divisões de negócios do grupo: Subsea, Produtos & Tecnologias, Energia & Desenvolvimento e Processo & Construção. Do total, nove estão instaladas no país. Algumas áreas começaram pequenas e agora estão em franco desenvolvimento, como a de Drilling, composta pela divisão MH, Drilling Risers e Wirth. Hoje, esta área de negócio tem uma estrutura bem grande, incluindo a fábrica de risers de perfuração, em Rio das Ostras (Norte Fluminense). No Brasil, passamos de 200 funcionários em 2001 para mil em 2010, dos quais 600 estão na matriz da empresa e 300 na base de serviços, em Rio das Ostras, além de equipes no escritório de vendas, desenvolvimento de negócios e engenharia, no Rio de Janeiro.

Desde 2009, já contratamos mais de 300 pessoas.

Qual o nível de investimentos feitos no país?

Nos últimos três anos, que foi o grande boom do mercado, investimos mais de 120 milhões de reais no país. Com isso, conseguimos dobrar nossa capacidade produtiva esse ano: no segmento subsea, somos capazes de produzir até 5,5 ANMs equivalentes por mês (cerca de 66 ANMs por ano). Nosso intuito sempre foi produzir equipamentos 18

TN Petróleo 73

Nos últimos três anos, que foi o grande boom do mercado, investimos mais de 120 milhões de reais no país. Com isso, conseguimos dobrar nossa capacidade produtiva esse ano: no segmento subsea, somos capazes de produzir até 5,5 ANMs equivalentes por mês (cerca de 66 ANMs por ano).

com alta qualidade e desenvolver fornecedores locais. Estes últimos investimentos refletem nosso interesse em desenvolver a indústria de óleo e gás no Brasil. Tanto que, hoje, temos cerca de 1 bilhão de reais em carteira, abrangendo ANMs, sistemas de risers de perfuração, instalação de equipamentos submarinos, sistemas de processos top side, de perfuração, entre outros.

Como a Aker Solutions está distribuída no Brasil?

Em Curitiba está localizada a matriz da empresa, onde são produzidos os equipamentos submarinos (ANM, manifolds, Plem e Plets, que são equipamentos menores utilizados em sistemas subsea). Em Rio das Ostras localiza-se a nossa base de serviços, onde são realizadas manutenções em equipamentos, além da fábrica de risers de perfuração (a única do país, inaugurada em 2008). Temos uma fábrica de coluna

de riser de perfuração que usa uma conexão diferente da flangeada. A nossa conexão é como a baioneta de uma lente de máquina fotográfica: leva apenas 12 segundos para ser feita. Essa tecnologia não requer ferramenta nenhuma. Já fornecemos quatro colunas de riser de perfuração no país – as colunas podem ter de 2 a 3 mil metros, integradas por diversas peças (risers) de 50 a 75 pés cada uma. A base de Rio das Ostras ainda vai abrigar o primeiro centro de treinamento para simuladores de perfuração do país, que utilizará tecnologia de ponta, em 3D, para reproduzir toda a estrutura de uma plataforma de perfuração e as centenas de operações que ela realiza. Nessa base, também funcionam diversas unidades de negócio da companhia, como a unidade de sistemas de perfuração, instalação de equipamentos submarinos, serviços para sistemas de ancoragem e carregamento e descarregamento offshore, além de manutenção de equipamentos submarinos. No Rio de Janeiro e em São Paulo, temos escritórios de desenvolvimento de negócios e engenharia.

Todas são voltadas para o setor offshore?

A grande maioria sim. Porém, no segmento onshore, a Aker Solutions possui unidades de negócio em São Paulo, Recife e Belo Horizonte, onde atuamos em parceria com empresas locais e desenvolvemos projetos de engenharia nas áreas de Petroquímica e Mineração. Como exemplo, posso citar que a Aker Solutions está concluindo o projeto de engenharia básica e detalhada para a planta de ácido tereftálico (PTA) que está sendo construída no Recife. Essa planta pertence à Petroquímica de Suape e será o mais importante polo integrado de poliéster da América Latina. A unidade Metals, no Chile, em parceria

estamos preparados para ir mais fundo

com uma empresa brasileira em Belo Horizonte, desenvolve projetos na área de metais, como cobre, aço, entre outros. A Chemetics, com base no Canadá, produz sistemas de engenharia e equipamentos para indústrias químicas, de fertilizantes, papel e celulose e tratamento de água.

Qual a estratégia para os próximos anos?

Vamos manter e desenvolver todas essas operações no Brasil.

Temos planos para desenvolver o mercado de umbilicais no Brasil, mas somente se houver demanda. Neste meio tempo, estamos qualificados para oferecer este produto a partir de nossas fábricas fora do Brasil. Esta é uma área que temos grande interesse em expandir no Brasil.

O pátio cheio da fábrica mostra que vocês estão com muitos con-

tratos em carteira, incluindo o do pré-sal...

Em 2008, tivemos a felicidade de ganhar o primeiro contrato global da Petrobras, de 45 árvores, no valor de US$ 223 milhões. Com este contrato, confirmamos nossa visão de investir no país, definida em 2007. Depois, obtivemos o contrato dos primeiros sistemas de desenvolvimento do pré-sal, para os campos de Tupi, Guará & Tupi Nordeste (veja Box Carteira de projetos). No projeto piloto de Tupi, o primeiro equipamento submarino desenvolvido especificamente para a camada pré-sal, estamos utilizando nosso know-how tecnológico em equipamentos de alta pressão e alta temperatura (HT/HP) com engenharia 100% feita no Brasil. Isso foi fundamental para que pudéssemos oferecer soluções diferenciadas para a Petrobras. O projeto piloto de Tupi abrange nove árvores de

natal verticais, sendo oito já encomendadas, para operar em lâmina d’água de 2.500 m, com sistemas de controle submarinos, dois conjuntos completos de ferramentas, acessórios e ferramentas. Todas as árvores de natal do pré-sal licitadas até agora, são nossas. Por conta própria, estamos buscando a qualificação desses equipamentos para 3 mil metros, embora não haja essa exigência da Petrobras.

Vocês também fizeram uma aposta ousada com o Skandi Santos.

Como foi o desenvolvimento desse projeto?

A Aker Solutions tem duas divisões operando no Brasil com instalações marítimas. Já fizemos trabalhos para a Statoil no campo de Peregrino com o barco BOA Deep C e, em Rio das Ostras, estamos presentes com a operação de instalação de equipamen-

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entrevista exclusiva

tos submarinos, com o Skandi Santos, que completou este mês sua 50ª instalação desde março.

O Skandi Santos é um conceito com o qual já estávamos trabalhando fora do Brasil, discutido há anos no mercado internacional. Mas ninguém tinha coragem de fazer. A Petrobras teve: fez um estudo, lançou um edital no mercado, definindo as especificações do barco. Antecipamonos, montando uma empresa e dedicando tempo a esse projeto.

Em 2007 ganhamos a concorrência dessa embarcação, projetada e construída para a instalação de equipamentos submarinos, que já está sendo operada pela Petrobras em um contrato de cinco anos. O Skandi Santos, que realiza serviços hoje feitos por sondas de perfuração, pode reduzir o tempo de operação e otimizar os custos. Dependendo do tipo de equipamento, podemos ter um ganho de 50% no prazo de instalação. Como descemos os equipamentos de forma contínua, e não com risers, não precisamos parar a operação.

Entregamos o barco quase oito meses antes do prazo contratual.

Já temos outro em construção na Noruega, que estará disponível em dezembro para o mercado.

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As atividades realizadas no Brasil sempre tiveram significativa importância: o país tem chamado a atenção do grupo, principalmente após a descoberta do pré-sal e dos novos campos exploratórios.

Qual o índice de conteúdo nacional que vocês vêm assegurando nesses contratos?

Temos um índice de nacionalização de 70% na produção de árvore de natal molhada (ANM), 50% em manifold, e 15% a 20% em drilling, mas este índice vai aumentar nos próximos cinco anos com a contratação das 28 sondas.

Qual a importância do Brasil hoje nos negócios do grupo, tendo em vista o programa de investimentos da Petrobras e o potencial do pré-sal?

As atividades realizadas no Brasil sempre tiveram significativa importância para a Aker Solutions: o Brasil tem chamado a atenção do grupo, principalmente após a descoberta do pré-sal e dos novos campos exploratórios. Tanto que a companhia definiu duas áreas prioritárias para focar seu desenvolvimento estratégico: águas profundas, onde se encontram as reservas do Brasil, e ambiente de condições climáticas severas, como o Ártico e a Rússia.

Estamos preparados para os grandes desafios que vêm pela frente! Para

os próximos anos, vamos continuar investindo em nossa estrutura, na ampliação de nosso parque fabril, em pesquisa e desenvolvimento e na qualificação de profissionais.

Quais são os fatores críticos para as operações do grupo no Brasil?

Há três pontos importantes. O primeiro diz respeito a condições contratuais mais apropriadas para o mercado. Hoje operamos sob as normas da CFM 2005 (Condições de Fornecimento de Material), que regem o relacionamento entre a Petrobras e o mercado fornecedor.

Entidades de classe, como a Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), da qual fazemos parte, estão trabalhando junto à Petrobras na confecção da nova CFM 2010. O foco é certificar que todo risco do contrato seja bem definido e limitado. Nossa empresa já deixou de participar de projetos nos quais entendemos que o risco era muito alto. Limitando os riscos, também vai permitir que o fornecedor revise níveis de contingências, podendo assim, reduzir seu custo, em alguns casos. A Petrobras está com o draft da CFM 2010 pronto.

Esperamos que algumas concessões sejam feitas nesta CFM, ou seja, esclarecendo questões como a definição de um limite total de exposição do contrato, o entendimento da abrangência do dano direto, definição de uma cláusula específica de poluição, e danos a terceiros, entre outros pontos. Temos confiança que estas questões serão equacionadas na CFM de 2010.

Quais os outros pontos: fornecedores ou mão de obra?

O segundo ponto é a capacitação dos nossos fornecedores. Hoje, temos um grupo de 18 funcionários, que estão na rua, fazendo desenvolvimento e acompanhamento em fornecedores. Eles não só inspe-

estamos preparados para ir mais fundo

cionam a entrega do produto, como também participam do processo de qualificação da empresa. O problema é que não há muitas empresas para desenvolver, e as que temos já estão com sua capacidade limitada.

Essa é uma situação muito crítica.

Empresas como a Aker Solutions têm fôlego para fazer investimento a longo prazo. Nossos fornecedores locais e menores, não. Como resolver isso? Tentamos fazer acordo de longo prazo, nas mesmas condições que temos com a Petrobras, mas eles não têm caixa para suportar isso, demandam adiantamentos, pois as linhas de crédito têm juros muito altos. Precisamos de mais apoio do governo na criação de linhas de financiamento para apoiar os fornecedores, com juros mais baixos e prazos mais estendidos.

O que já existe, via Finame, BNDES e outros, não basta. Hoje temos muitos fornecedores, que veem o

mercado crescer, mas têm medo de investir.

E o terceiro ponto? É o mais crítico: mão de obra com experiência. Hoje, investimos de três a cinco anos para treinar um engenheiro recém-formado e dois anos para um técnico. E nós não temos todo esse tempo! Procuramos em outras áreas, como a automotiva, contratamos gente muito boa e colocamos para trabalhar junto a um profissional mais experiente. Contratamos 300 pessoas desde janeiro do ano passado até março desse ano: é quase um por dia. Praticamente dobramos o número de contratações. E para estes recém-contratados, demos muito foco na aplicação da cultura dos valores da empresa e na aprendizagem dos nossos processos de trabalho. Hoje, a média de idade dos funcionários da divisão Subsea

é de 33 anos, e na engenharia, temos dez anos de experiência no mercado de óleo e gás.

Como resolver isso?

Temos programas de trainee há quatro anos: contratamos, a cada seis meses, cerca de dez a 15 engenheiros. Passamos nove meses com eles: três meses treinando-os na fábrica, depois mais três meses para aprenderem a usar as ferramentas de engenharia e, no final, ainda três meses rodando a empresa. O programa tem muito sucesso, está no seu quarto ano. Estamos fazendo a mesma coisa com o pessoal que sai do Senai (Serviço Nacional da Indústria) e do Cefet (Centro Federal de Educação Tecnológica): temos 12 contratados a cada seis meses. Estamos investindo muito em treinamento: se pegarmos a folha de pagamento, excluindo os encargos, investimos 4% do valor

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entrevista exclusiva

da nossa folha atual em treinamento de pessoal. Fazemos parte de um programa da Comissão de Infraestrutura do Senado, no qual apoiamos uma proposta de lei que gere um incentivo fiscal a empresas que investem em treinamento além de certo patamar. Além disto, estamos procurando apoio de entidades como a ANP e universidades para desenvolvermos ainda mais estes programas de treinamento.

E os desafios tecnológicos?

Em certas áreas da exploração e produção, entendo que os avanços

tecnológicos, principalmente na área de engenharia de poço, são desafiadores. Na área submarina não vejo isso, pois já desenvolvemos produtos para condições mais extremas. O desafio é adaptar esta tecnologia e criar soluções economicamente viáveis às condições do mercado brasileiro, que atendam a necessidade técnica do pré-sal, assegurando que os projetos sejam entregues no prazo e com muita qualidade. Por fim, é vital que as empresas garantam retorno aos investimentos feitos pelos nossos acionistas.

Carteira de projetos Projeto 45 ANM (2008) Valor: USD 223 milhões Escopo do contrato: 45 árvores de natal molhadas, seis conjuntos completos de ferramentas, acessórios e sobressalentes – Cliente: Petrobras

O preço do equipamento no Brasil caiu muito, em decorrência da própria exigência da Petrobras e devido ao volume de encomendas.

Essa queda de preço vai ter que se refletir em busca por eficiência na cadeia de fornecimento. Tenho certeza que na área submarina tanto a Aker Solutions como outros fornecedores estão muito bem preparados para atender a Petrobras e os novos operadores no Brasil.

Teremos muitos desafios, mas não vejo nenhum fator limitante para atingirmos as necessidades do mercado brasileiro e do pré-sal.

Riser de perfuração Valor: Confidencial Escopo do contrato: Alpha Star: 125 juntas para operações em 2.700 m de profundidade, cinco pup joints e ferramentas de apoio – Cliente: Queiroz Galvão Óleo e Gás

Projeto Tupi (2008/2009) Valor: € 45 milhões Escopo do contrato: nove árvores de natal verticais para operar em lâmina d’água de 2.500 m, sistemas de controle submarinos, dois conjuntos completos de ferramentas, acessórios e ferramentas – Cliente: Petrobras

Projeto Guará & Tupi – NE (abril 2010) Valor: USD 300 milhões Escopo do contrato: 40 árvores de natal verticais para operar em lâmina d’água de 2.500 m, sistemas de controle submarinos multiplexados e 17 conjuntos completos de ferramentas – Cliente: Petrobras

PLETS para P-55 Valor: Confidencial Escopo do contrato: três Plets, dois Jumpers rígidos, ferramentas e acessórios. dois conjuntos de Plet 12”, umconjunto de ILT 12”, ferramentas e acessórios – Clientes: Petrobras e Subsea 7

Sistema Remoção Sulfato (SRU) 2010 Valor: USD 41 milhões Escopo do contrato: dois sistemas de remoção de sulfato, além de equipamentos associados para a P-58 e P-62 – Cliente: Petrobras 22

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Skandi Santos – barco para instalação de equipamentos submarinos Valor: Confidencial Contrato: Duração de cinco anos Escopo do contrato: serviços de completação e intervenção em poços offshore, através de embarcação capaz de instalar equipamentos submarinos com grande otimização de tempo e custo – Cliente: Petrobras

Planta PTA Valor: Confidencial Contrato: Duração de três anos Escopo do contrato: engenharia básica e detalhada para o projeto da planta de PTA da Petroquímica Suape, compras e suprimentos no exterior, além de apoio técnico na construção – Cliente: Petrobras

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Foto: Agência Petrobras

financiamentos

O desafio do

por Cassiano Viana

financiamento As instituições financeiras têm papel estratégico a cumprir no cenário atual brasileiro, pois deverão assegurar os recursos necessários para atender a demanda crescente do setor de óleo e gás e, consequentemente, dar suporte à expansão da cadeia de fornecedores, que precisa de investimentos e qualificação para ter a competitividade exigida por essa indústria.

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financeiros necessários para a Petrobras seguir adiante na exploração do pré-sal e garantir que os grandes contratos se desdobrem para a segunda, terceira e até a quarta geração de fornecedores, como pontuou o diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Petrobras, Almir Barbassa, em novembro do ano passado, na conferência ‘O pré-sal e a indústria brasileira’.

De boa vontade o inferno está cheio. Dinheiro é outra questão. É primordial ter recursos não só para investir na expansão de capacidade de produção e de refino, como

Foto: Agência Petrobras

Foto: Divulgação British Petroleum Foto: Roberto Rosa, Agência Petrobras

E

m torno de US$ 82,5 bilhões é o volume de investimentos necessários ao desenvolvimento da produção do pré-sal no período de 2014 a 2020, de acordo com o estudo “Perspectivas de desenvolvimento do setor de petróleo e gás no Brasil”, divulgado no início de junho pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea). Esse volume de recursos é necessário para assegurar que a produção nacional de petróleo e gás no Brasil chegue a 3,9 milhões de barris por dia em 2020, dos quais 46% deverão ser extraídos do pré-sal.

Mais além dos desafios tecnológicos, a pergunta que paira no ar é como assegurar os recursos

também em pesquisa e desenvolvimento. Mais ainda: é preciso que a indústria nacional tenha também competitividade.

Levando em consideração que o índice de nacionalização de encomendas da Petrobras subiu de 57% para 75%, um salto de US$ 18 bilhões, em seis anos – em 2009, do total de US$ 31,2 bilhões investidos pela Petrobras em projetos no país, US$ 23,5 bilhões foram encomendados à indústria local, bancos e fundos de investimentos têm pela frente um cenário promissor, se quiserem ter uma participação efetiva nessa grande virada da indústria nacional.

Além das possibilidades e linhas de financiamento via Finep (Financiadora de Estudos e Projetos) TN Petróleo 73

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financiamentos

Volume de recursos x Entidades Caixa Econômica Federal R$ 110 milhões

Criatec* R$ 100 milhões Finep R$ 130 milhões

BNDES** R$ 1,9 bilhão *Idealizado pelo BNDES, o Criatec é um Fundo de Investimentos de capital semente, destinado à aplicação em empresas emergentes inovadoras. Tem como objetivo obter ganho de capital por meio de investimento de longo prazo em empresas em estágio inicial (inclusive estágio zero), com perfil inovador e que projetem um elevado retorno. **BNDES – A área aprovou no setor de óleo e gás R$ 1,9 bilhão. Estão em análise, enquadrada e em consulta financiamentos que somam R$ 9,9 bilhões e outros R$ 5,5 bilhões estão em perspectiva.

– agência de fomento do Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT) –, do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e, no caso da indústria naval, do Fundo da Marinha Mercante (FMM), outras luzes surgem no fim do túnel. É preciso fazer uso de todas as alternativas, principalmente daquelas que nasceram com foco no setor de óleo e gás.

Política de governo No início desse ano foi criada uma divisão especial na Caixa Econômica Federal (CEF), a Superintendência Petrobras/BNDES, que tem como principal missão adotar parcerias estratégicas que viabilizem a cadeia produtiva. A ideia é que, juntos, Caixa e BNDES sejam os principais canais federais de financiamento à cadeia produtiva do 26

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pré-sal. A parceria visa promover maior desenvolvimento das cadeias produtivas, com sustentabilidade e agilidade, “dando sustentação às políticas públicas do governo”, sublinhou, na ocasião, a presidente da CEF, Maria Fernanda Ramos Coelho.

As duas instituições devem mapear as necessidades dos fornecedores da Petrobras e propor soluções financeiras. Ao apresentar o apoio do BNDES ao segmento de petróleo e gás, Wagner Bittencourt, diretor de Infraestrutura, destacou R$ 340 bi em investimentos somente no setor, e lembrou a criação de um núcleo específico para óleo e gás, unificando as operações do banco

para o segmento. Para Bittencourt, a capacidade dessa cadeia produtiva tende realmente a aumentar, mas sem perder de vista a competitividade e o conteúdo nacional, questões importantíssimas à indústria brasileira.

A Caixa, financiadora de pessoas físicas, entrou para valer na estratégia financeira para o pré-sal.

Apesar de o crédito habitacional ser um dos focos da instituição, pouco se fala de sua atuação em cadeias de valores como financiamento a empresas da construção civil e do setor de saneamento.

A recém-criada Superintendência Petrobras/BNDES terá como função adotar parcerias estratégicas que viabilizem a cadeia produtiva. Com sede no Rio de Janeiro, mas com atuação nacional, contando com a rede de agências da Caixa, a nova divisão envolve todas as subsidiárias da Petrobras e fornecedores – enfim, toda a cadeia produtiva da estatal.

“A Caixa tem uma missão de contribuir com o desenvolvimento do país. De ser parceiro estratégico do estado brasileiro e a partir daí criar soluções de crédito para atender a demanda das empresas do setor”, observa Julio Cesar Costa, gerente de negócios da CEF. “Identificando as oportunidades do pré-sal e dos investimentos da Petrobras, criamos um grupo de trabalho em conjunto com a estatal e o BNDES para mapear as necessidades dos fornecedores da estatal e propor soluções financeiras.”

Entre elas, a busca por financiamento no mercado de capitais (nacional e internacional), o estreitamento de parcerias com entidades como a Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos (Abi-

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financiamentos

As linhas de financiamento do BNDES direcionadas ao setor Petróleo e gás (exploração) – apoio a investimentos relacionados à avaliação da possibilidade de ocorrência de reservas comerciais de hidrocarbonetos, do seu volume e de outros parâmetros técnicos, além de gastos com perfurações de poços e gastos correlatos, com exceção daqueles com poços de produção ou injeção; Petróleo (desenvolvimento, produção e refino de petróleo) – apoio a projetos de desenvolvimento e produção de campos de óleo, bem como de campos marginais e maduros; e instalação, ampliação e modernização de refinarias; Gás Natural (desenvolvimento, produção e processamento de gás natural) – apoio a empreendimentos para aumento da oferta nacional de gás natural, visando a atender à significativa expansão da demanda; Transporte e distribuição de petróleo, gás natural e biocombustíveis – apoio a projetos para expansão da infraestrutura de transporte e de distribuição de petróleo, gás e biocombustíveis; Projetos de eficiência energética – apoio a projetos de eficiência energética que contribuam para a economia de energia, aumentem a eficiência global do sistema energético ou promovam a substituição de combustíveis de origem fóssil por fontes renováveis; Aquisição de bens de capital – apoio à aquisição de bens de capital associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES; Leasing de bens de capital – apoio à aquisição de máquinas e equipamentos destinados a operações de arrendamento mercantil, associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES; Importação de bens de capital – apoio à importação de máquinas e equipamentos sem similar nacional, associada a planos de investimentos apresentados ao BNDES; Micro, pequenas e médias empresas – apoio a planos de investimentos apresentados ao BNDES por micro, pequenas e médias empresas; Capital de giro associado – apoio à parcela de capital de giro associado a projetos de investimentos apresentados pelo BNDES.

Valores disponibilizados Em petróleo e gás, os investimentos alcançam R$ 78,2 bilhões e os financiamentos em carteira no Banco, R$ 39,6 bilhões. Compõem esses valores investimentos em petroquímica, refinarias e gasodutos. Para combustíveis renováveis, os investimentos são de R$ 2,8 bilhões e os financiamentos do BNDES, de R$ 2 bilhões.

Na área de logística, estão projetos em rodovias, ferrovias e marinha mercante, com investimentos totais de R$ 39,6 bilhões e financiamentos de R$ 25,7 bilhões. Entre eles, investimentos na segunda etapa do programa de concessão de rodovias federais; construção das ferrovias Transnordestina e Norte-Sul; implantação do estaleiro Atlântico Sul (PE); e construção de 23 navios-tanque para o transporte de petróleo (Promef 1).

Fonte: BNDES. Disponível em: http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/bndes/bndes_pt/Areas_de_Atuacao/Infraestrutura/Petroleo_Gas_Natural/index.html

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maq) ou o Sindicato da Construção Naval (Sinaval). Ou ainda um convênio com o Fundo de Marinha Mercante (FMM) e até mesmo a utilização de Fundos de Investimentos de terceiros.

Em parceria com o banco Modal, a CEF administrará um Fundo de Investimento e Participação (FIP) – uma espécie de private equity – para alavancar companhias do setor. A ideia é investir uma média de R$ 50 milhões a R$ 100 milhões por empresa, adquirindo de 20% a 35% de participação nas empresas que estejam dentro do perfil para o private equity.

Outra medida da Caixa é um novo modelo de aprovação de crédito com base no cadastro que a Petrobras faz de potenciais fornecedores. “Para que uma empresa preste serviço a Petrobras, ela precisa cumprir uma série de exigências. Utilizaremos este cadastro e aplicaremos um rating, com o objetivo de dar maior flexibilidade e agilidade na aprovação de crédito”, explica. O setor deve investir R$ 340 bilhões somente no triênio 2010-13. O BNDES deve financiar ou estruturar 60% disto. “Temos realizado vários encontros buscando ouvir o mercado para saber da Petrobras e BNDES as possibilidades de parceria e convergência de atuação e os órgãos institucionais do setor, como o Prominp e associações”, destaca.

Financiamento compartilhado O BNDES tem como uma de suas prioridades fortalecer o desenvolvimento da indústria nacional. O aumento do índice de nacionalização das encomendas da Petrobras é uma política de Governo e está associado ao trabalho que vem sendo desenvolvido pelo Prominp, que conta também com a participação do BNDES. “Como resultado desse trabalho, estão sendo

Centro Tecnolรณgico

no Brasil.

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TN Petrรณleo 73

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Foto: Agência Petrobras

financiamentos

Construção do casco da plataforma P-51 no dique da Brasfels em Angra dos Reis, RJ

mapeados os segmentos industriais que apresentam maior potencial de desenvolvimento e o BNDES está disponível e tem recursos suficientes para financiar os investimentos em capacitação, implantação, expansão e desenvolvimento tecnológico dessa indústria”, afirma Lucia Weaver, chefe do Departamento de Gás, Petróleo e Cadeia Produtiva do BNDES. A área aprovou no setor de óleo e gás R$ 1,9 bilhão. Estão em análise, enquadrada e em consulta financiamentos que somam R$ 9,9 bilhões e outros R$ 5,5 bilhões estão em perspectiva. Dentre os principais projetos contratados em 2009 estão o apoio ao plano de investimento da empresa para os anos de 2009 a 2011 da Companhia de Gás de São Paulo (Comgás) e o apoio ao investimento para expansão da produção de gás do campo de Manati, para o rio das Contas.

Segundo Weaver, existe, porém, um desafio que consiste na estruturação financeira dos grandes projetos que envolverão quantias vultosas e a capacidade financeira dos principais investidores nacionais e estrangeiros. “Essa estruturação deverá contemplar o compartilhamento dos financiamentos entre 30

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BNDES, bancos comerciais e organismos internacionais de crédito (as ECAs /Export Credit Agencies) bem como formas de mitigar os riscos dos projetos”, pontua.

As operações de financiamento podem se dar de forma direta, na qual o BNDES contrata e libera recursos diretamente para o empreendedor (financiamento acima de R$ 10 milhões, nos casos gerais, linha Finem) ou indireta, em que um agente financeiro credenciado assume o risco de crédito da operação perante o BNDES (operações de menor porte, em geral nas linhas Finame, BNDES Automático e Cartão BNDES).

Existe, ainda, a possibilidade de apoio via renda variável, diretamente pela BNDESPAR ou via fundos de investimento em que a BNDESPAR seja cotista (geralmente em empresas de menor porte ou em fase inicial de operação). A operação de renda variável (através de participação acionária ou de debêntures conversíveis em ações) tem como objetivo apoiar empresas com perspectivas de rápido crescimento, foco em governança corporativa e compromisso de abertura de capital no momento adequado.

“Naturalmente, existe a possibilidade de se combinar formas de apoio direto do BNDES para um mesmo cliente”, explica We-

aver. Segundo ele, as operações de financiamento, dependendo da característica do projeto apoiado, podem apresentar diferentes estruturas em que as garantias pessoais dos acionistas e as garantias reais, comumente exigidas em operações de financiamento, terão maior ou menor relevância.

“De forma geral, a grande dificuldade das empresas é a obtenção de classificação de risco mínima para operação com o BNDES ou seus agentes financeiros, bem como a disponibilidade de garantias para a operação”, avalia Lucia Weaver. “Empresas de menor porte, ou que sejam pouco intensivas em capital têm maior dificuldade de apresentar formas eficazes de mitigação de risco de crédito.”

Fundos de Investimentos Os fundos de investimento, assim como o mercado de capitais em geral, podem ser uma interessante alternativa para obtenção de recursos, em especial para empresas que estejam em fase inicial de seus negócios, ou que tenham dificuldade na apresentação de garantias e mitigantes de risco de crédito. “A BNDESPAR, ao longo dos anos, vem incentivando a indústria de fundos de investimento e promovendo a criação de fundos com focos específicos”, comenta Lucia Weaver, acrescentando que atualmente a BNDESPAR é cotista de diversos fundos, em vários setores da economia, incluindo petróleo e gás.

“Os fundos de investimento têm um papel relevante na economia e o BNDES acredita que é muito importante a complementaridade entre as diversas fontes de recursos de longo prazo para empresas a fim de aumentar a taxa de investimento da economia brasileira”, conclui a chefe do Departamento de Gás, Petróleo e Cadeia Produtiva do BNDES.

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financiamentos Finep

R$ 130 milhões para novas tecnologias A Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) lançou no início de julho duas chamadas públicas no total de R$ 130 milhões para a área do pré-sal. Os recursos serão aplicados na execução de projetos de Instituições de Pesquisa Científica e Tecnológica (ICTs), públicas ou privadas, sem fins lucrativos.

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Execução orçamentária do CT-Petro 160

Orçamento disponível

140

Valor empenhado

120

R$ milhões

O

primeiro edital prevê investimento de R$ 100 milhões no desenvolvimento de projetos realizados em sistema de cooperação entre empresas da cadeia do setor de Petróleo & Gás (P&G) e instituições de pesquisa científica e tecnológica que ofereçam soluções para os desafios tecnológicos gerados ou ampliados a partir das descobertas de reservas na camada do pré-sal.

Na fase inicial, as empresas interessadas enviaram até o dia 16 de agosto uma carta de manifestação de interesse. O resultado foi divulgado no dia 09/09.

Após esta etapa, será a vez de as ICTs detalharem o projeto em formulário próprio, que estará disponível no site da Finep a partir do dia 05/10.

A ideia é atender toda a cadeia produtiva do setor de P&G. Esta chamada vai priorizar seis segmentos: válvulas, conexões/ flanges, umbilicais submarinos,

100 80 60 40 20 0

2001

2002

2003

2004

2005

2006 2007

2008

2009 2010 Fonte: Finep

caldeiraria, construção naval e instrumentação/automação.

Já a segunda chamada, prevê investimentos de R$ 30 milhões e vai apoiar a criação, adequação e capacitação de laboratórios de ICTs para atender às demandas dos fornecedores da cadeia de P&G. Nesse caso, serão três linhas de apoio para laboratórios de ensaios de desempenho de válvulas e acessórios de tubulação, de produtos de segurança SIS-SIL

e de qualificação e análise de umbilicais. Os recursos são do Fundo Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (FNDCT), de natureza não reembolsável.

Nas duas chamadas, o valor mínimo das propostas deverá ser de R$ 1 milhão, incluindo as bolsas de estudo e pesquisa.

Cenário atrativo O cenário atual é bastante atrativo para toda a cadeia de

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financiamentos

fornecedores de bens e serviços para o setor de P&G, com oportunidades de ganho de escala e de abertura para novos negócios e também para novas empresas.

“Para dinamizar essa cadeia, aumentar sua competitividade e privilegiar os investimentos internos temos sim o desafio de viabilizar o acesso a financiamento a empresas de todos os portes; por outro lado, existe também o desafio de melhorar a estrutura de gestão dessas empresas, pois o financiamento por si só não garante o resultado esperado”, avalia Simone Pinto Paiva, secretária técnica do Fundo Setorial CT-Petro.

“A Finep entende que a inovação e o desenvolvimento tecnológico são estratégias importantes para aumentar a competitividade da indústria brasileira e dispõe de programas

Foto: Divulgação Lupatech

Foto: Divulgação CTDUT

Foto: Divulgação Pipeway

Construção do prédio e construção de loop de óleo e de gás do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT) e o desenvolvimento de tecnologias inovadoras da Lupatech são exemplos de projetos financiados pela FINEP

variados que podem atender desde empresas nascentes até grandes”, afirma. Além disso, explica, por meio dos Fundos Setoriais, em especial do CTPetro, a aproximação entre as empresas e as instituições de pesquisa científica e tecnológica vem sendo cada vez mais estimulada na busca de soluções para os desafios tecnológicos demandados pelo setor de P&G.

Quinze redes de pesquisa foram financiadas pelo CT-Petro desde 2001, que abordam os mais variados temas de desenvolvimento tecnológico para o setor de P&G e que já receberam, através da Finep, mais de R$ 80 milhões. Em 2009, foi lançado um novo edital no valor de R$ 25 milhões, ampliando a atuação dessas redes e criando outras com foco específico nas demandas industriais; o resultado final será publicado em breve. “Neste ano lançamos chamadas no valor total de R$ 130 milhões com foco específico nos desafios do pré-sal. Nos dois últimos editais de Subvenção (2008 e 2009) apoiamos quatro projetos que também poderão contribuir para esses desafios”, diz Simone Pinto. Um deles é o projeto da Lupatech, Válvula Esfera Sub Sea, uma empresa que também já contou com outros financiamentos da Finep. Ou seja: o balcão de financiamentos já está em pleno vapor.

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Participando, Crescendo, Investindo no Brasil Engenharia, Tecnologias e Gerenciamento de Projetos para a indústria de Óleo e Gás

SUBSEA

OFFSHORE

ONSHORE

A Technip cresce com o país. Em breve, mais dois navios de bandeira brasileira se integrarão a nossa frota de instalação e construção submarina. Estamos aumentando a capacidade de nossa fábrica em Vitória para produção de linhas flexíveis para o Pré-Sal e investindo na ampliação do Porto de Angra dos Reis. Participamos da engenharia brasileira e construção das plataformas P-51, P-52 e P-56 e estamos desenvolvendo os projetos FLNG, P-58 e P-62.

Para realizar suas atividades, a Technip conta com 2.300 profissionais no Brasil Um centro de engenharia no Rio de Janeiro Uma fábrica de tubos flexíveis em Vitória Uma base operacional em Macaé Navios de instalação e construção submarina Equipes no Porto de Angra dos Reis, um centro logístico para apoio a projetos

Technip-brasil@technip.com Tel.: +55 (21) 2139-7000

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financiamentos Fundo Criatec

À procura de empresas

inovadoras C

om recursos do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico Social) e do Banco do Nordeste, o Criatec é um fundo de investimentos de capital ‘semente’, voltado para empresas emergentes inovadoras, em estágio inicial (inclusive estágio zero), com perfil inovador e que projetem elevado retorno.

A meta do Criatec, instituído em maio de 2007, é bem audaciosa: injetar recursos em 50 empresas em um prazo de quatro anos. Além do investimento de até R$ 1,5 milhão, o fundo participa da gestão das empresas, dando suporte estratégico e gerencial, ajudando na seleção e formação da equipe, definindo metas e acompanhando os resultados. “Não investimos em fábricas, nem em processos já dominados. Investimos na fronteira do conhecimento e em mercados nos quais esteja ocorrendo alguma ruptura de paradigma.

O pré-sal, por exemplo”, explica o economista José Arnaldo Deutscher, sócio da Antera, gestora do fundo.

Com gestores regionais em Belém (PA), Fortaleza (CE), Recife (PE), Campinas (SP), Rio de Ja-

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Ilustração: Divulgação Subsin

Nasce o Criatec, um fundo de investimentos para empresas em fase embrionária.

Recursos do Criatec ampliam os horizontes de atuação da Subsin, permitindo que a empresa transforme seus protótipos desenvolvidos em produtos e serviços que atendam à demanda existente no mercado por tecnologias inovadoras

neiro (RJ) e Florianópolis (SC), o Criatec atualmente investe em 19 empresas. Há mais seis em fase final do processo de investimentos.

Após a consolidação do processo, ocorre a venda da participação do Criatec para um investidor estratégico (um grande cliente da empresa, por exemplo) ou financeiro (um fundo de investimento em médias empresas, por exemplo). A venda da participação (saída do Criatec do empreendimento) acontece em um período que pode variar de dois a dez anos após o investimento.

Mais do que uma boa ideia Segundo Deutscher, inovação não é apenas uma boa ideia. “É preciso ter profundidade tecnológica, empreendedorismo e

proximidade com o mercado”, avalia. No setor de óleo e gás, atualmente quem recebe recursos do fundo é a Subsin, empresa proveniente da incubadora do Exército, no Rio de Janeiro, dedicada à inspeção e integridade de equipamentos de alto valor, com uso de robôs e sensores de ultrassom, demandados pelas indústrias de petróleo & gás, química, petroquímica e papel & celulose. “O lógico é estimular a competência da cadeia produtiva. Se ela é eficiente, grandes empresas, como a Petrobras, só têm a ganhar”, avalia. “Grandes empresas são como transatlânticos, possuem uma dificuldade grande de realizar movimentos não programados. A inovação está na pequena empresa.”

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siderurgia

Aço para o pré-sal por Cassiano Viana

Os US$ 224 bilhões do Plano de Negócios da Petrobras – US$ 30,9 bilhões destinados ao pré-sal e US$ 77,3 bilhões ao pós-sal – têm impactos significativos em todas as cadeias produtivas do país. Mas é, provavelmente, no setor siderúrgico que são mais visíveis os efeitos do anúncio de tamanhos investimentos.

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Foto: Divulgação Usiminas

Os projetos atuais da Petrobras, sem incluir o desenvolvimento da camada pré-sal, demandarão 4 milhões de toneladas de aço até 2015, na forma não apenas de cascos de navio, plataformas, sondas, mas também tubos e outros equipamentos.

Somente em tubos para condução, os ativos atuais da Petrobras

exigirão 911,94 mil toneladas de aços carbono, inox e ligas, no maior volume da previsão de demanda da estatal. Plataformas consumirão 832 mil toneladas enquanto cascos de navios mais 656,85 mil toneladas. Já o pré-sal irá demandar algo em torno de 1,9 milhão de toneladas de aço de 2009 a 2017. Mas, obviamente, esse número pode, e deve, aumentar.

Serão necessárias também 680 mil toneladas de aço para suprir a demanda da construção das 49 embarcações do Programa de Modernização e Expansão da Frota Nacional de Petroleiros (Promef).

Com isso, as siderúrgicas nacionais, que já atendem a indústria de petróleo e gás, estão investindo em novas tecnologias, revendo processos e a própria infraestrutura de produção existente. Tudo isso para ampliar a participação no setor de óleo e gás brasileiro.

A demanda para a exploração do pré-sal vai garantir, por exemplo, escala para o desenvolvimento de diversos produtos de aço inoxidável no Brasil.

“O pré-sal vai representar outras escalas de produção. É uma oportunidade de consolidação do aço inoxidável no setor de óleo e gás no Brasil”, afirma Paulo Roberto Magalhães Bastos, diretorpresidente da ArcelorMittal Inox Brasil, durante o 65º Congresso Internacional da Associação Brasileira de Metalurgia, Materiais e Mineração (ABM), realizado no Rio de Janeiro, no final do mês de julho.

“São tecnologias já conhecidas, utilizadas em outros mercados e que agora poderão ser trazidas para o Brasil, onde, antes, não tínhamos escala para produção”,

explica. Segundo Bastos, os aços ferríticos, mais resistentes à corrosão, já estão sendo utilizados nas refinarias, que agora processam óleos com teor corrosivo mais elevado que no passado. “O pré-sal também deve aumentar a demanda por aços duplex”, prevê.

Maior produtor nacional de aços planos do país, com 7 milhões de toneladas, a Usiminas espera elevar em 3 milhões de toneladas a capacidade de produção de aços planos nos próximos dois anos, atingindo 10 milhões de toneladas anuais.

“Temos uma previsão de investimentos de R$ 10 bilhões. Desses, 4 milhões serão direcionados para a área de petróleo e gás, viabilizando, dentre outros projetos, uma nova linha de laminação a quente, que irá entrar em meados de 2011, e a inauguração, em agosto, de processo de resfriamento acelerado – parceria com a Nippon Steel que vai permitir produzir aço da mais alta tecnologia com ampla utilização no pré-sal, ampliando a produção de chapas grossas, em 2012”, enumera o vice-presidente de negócios da companhia, Sérgio Leite de Andrade. “Estamos trabalhando não só na produção do aço, no processamento do m i nér io, mas na transformação deste (corte, conformação e solda). Esse crescimento garantirá o suprimento para as necessidades da cadeia de óleo e gás”, afirma.

Já a Gerdau, líder na produção de aços longos nas Américas e um dos maiores fornecedores de aços longos especiais no mundo, tem, no Brasil, capacidade de produzir até 2 milhões de toneladas por ano nas unidades de Charqueadas, Pindamonhangaba e Mogi das TN Petróleo 73

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siderurgia

Cruzes, além de outros 2 milhões e toneladas em plantas nos Estados Unidos e na Espanha. “Isso permite que possamos absorver com alguma folga os desafios do pré-sal no Brasil”, afirma o diretor-executivo de aços especiais da Gerdau, Joaquim Bauer.

A Gerdau Açominas forneceu mais de 22 mil toneladas de Perfis para as obras do dique seco do Rio Grande do Sul, o primeiro de grande porte do país e que será utilizado para a construção e manutenção de plataformas de exploração de petróleo e gás da Petrobras.

Desafios do porte do Mar do Norte ou Golfo do México No entanto, o pré-sal trará desafios para o parque siderúrgico.

Para além da questão da capacidade de produção, há também, obviamente, os desafios tecnológicos.

“Levando em consideração a maior quantidade de gás carbônico nas reservas do pré-sal, a grande preocupação da Petrobras é a corrosão dos materiais”, diz o gerente de Tecnologia de Materiais do Centro de Pesquisas (Cenpes) da Petrobras, Carlos Cunha Dias Henriques. “O aço que será usado no pré-sal será aquele de boa resistência à corrosão e boa resistência mecânica”, avisa.

Dados de mercado Parque produtor de aço: 27 usinas, sendo que 12 integradas (a partir do minério de ferro) e 15 semi-integradas (a partir do processo de ferro gusa com a sucata), administradas por oito grupos empresariais.

Capacidade instalada: 42,1 milhões de t/ano de aço bruto Produção de aço bruto: 26,5 milhões de ton 40

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De qualquer forma, o setor siderúrgico tem passado por grandes transformações, vivenciando um período de ajustes, principalmente no que diz respeito às matérias-primas.

“Para não morrer na praia, é preciso acompanhar a evolução da indústria do petróleo e, especificamente, da Petrobras, nossa maior cliente, e que tem a mania de encontrar óleo em profundidades cada vez maiores”, brinca Roberto Jourdan de Aquino, diretor de Operação da Divisão Flexível da Technip Brasil. “Na maioria das vezes, é estratégico, inclusive, antecipar, estar um passo à frente das demandas tecnológicas da petroleira”, frisa, acrescentando que a otimização de escala e de produção são outras palavras-chaves para a indústria siderúrgica.

“Os desafios do pré-sal são tão importantes, históricos e impactantes quanto aqueles vivenciados em outros tempos, no Mar do Norte e no Golfo do México”, d e s t a c a Ju a n Carlos González Sánchez, diretor de Pesquisa e Desenvolvimento de Produto da Tenaris/Confab. “Para garantir a tecnologia – ponto crucial –, mantemos e participamos de programas de pesquisa e desenvolvimento em parceria com universidades Produtos siderúrgicos: 25,7 milhões de ton Consumo aparente: 18,6 milhões de ton Número de colaboradores: 116.409 Saldo comercial: US$ 1,9 bilhões – 7,5% do saldo comercial do país 15º exportador mundial de aço (exportações diretas) Quinto maior exportador líquido de aço (exp - imp): 6,5 milhões de ton Exportação: para mais de cem países

e centros de pesquisa dentro e fora do Brasil”, diz.

Para Marcelo Almeida Cunha Ferreira, super intendente de Pesquisa e Desenvolv imento da Vallourec & Mannesmann / V&M do Brasil, além de confiáveis, os produtos precisam ser entregues no prazo e terem alta performance. “Pensando nisso, constituímos em 2008 um projeto específico para o pré-sal, com um orçamento na casa de 1 milhão de Euros anuais. A ideia é responder com produtos e serviços na velocidade em que é demandada”, diz. “Estamos expandindo nossa linha de produtos. E preparados para fornecer cada vez mais soluções.”

O grupo tem investimentos de R$ 800 milhões, incluindo nesse número a compra de nova prensa, quando o estado da arte que entrou em operação há pouco mais de um ano permitirá a produção de peças forjadas e aço duplex. “É preciso dar uma resposta rápida ao mercado. O negócio de petróleo é global. O pré-sal é um grande momento, mas os grandes fabricantes de equipamentos formal um mercado global. Esse é o nosso direcionamento”, afirma Celso Antonio Barbosa, gerente de Tecnologia, P&D da Villares Metals.

Para Paulo Augusto Filho, vicepresidente de tecnologia da FMC Technologies, o principal desafio tecnológico para o pré-sal será o grande volume de poços que deverão ser perfurados. “As soluções para reduzir a corrosão serão a peça-chave no desenvolvimento dos produtos, com a utilização de aço forjado com revestimento de ligas de níquel em larga escala.”

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siderurgia

Rio de Janeiro terá três novas siderúrgicas O Rio de Janeiro vai ganhar três novas siderúrgicas nos próximos anos. As novas unidades ampliarão a capacidade de produção de aço do estado. Somadas a outros dois projetos já em andamento, deverão ser investidos R$ 20 bilhões no setor.

O anúncio foi feito pelo secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços, Julio Bueno, na aber tura do seminário ‘Perspectivas e condicionantes do desenvolvimento do setor siderúrgico do estado do Rio de Janeiro’, realizado no final de julho, no auditório da Firjan.

O maior empreendimento é uma siderúrgica da Ternium, holding de aços longos da multinacional Techint, no Complexo do SuperPorto do Açu, que terá capacidade para produzir cerca de 5,6 milhões de toneladas de placas de aço por ano.

Mais dois projetos – cujos investidores pediram sigilo – estão em negociação nas cidades de Barra Mansa e Quatis, na região do Médio Paraíba.

Juntos, estes dois empreendimentos deverão somar mais de 1,5 milhão de

toneladas/ano de aço à capacidade atual de produção do estado.

Segundo Julio Bueno, outro projeto, já licenciado, será erguido pela Companhia Siderúrgica Nacional (CSN) no Porto de Itaguaí, na Região Metropolitana, com previsão de produção de 3 milhões de toneladas/ ano de aço. As cinco novas usinas siderúrgicas deverão dobrar a capacidade da produção fluminense, passando de 14,17 milhões de toneladas/ano para 29,27 milhões de toneladas/ano. Com isso, estima o secretário, o Rio de Janeiro passará a ocupar o primeiro lugar no ranking da produção de aço no Brasil, que atualmente é de Minas Gerais.

A Ternium deverá anunciar oficialmente dentro de um mês a instalação da siderúrgica no Complexo do Açu, que está em construção pelo Grupo EBX, de Eike Batista, no recém-aprovado Distrito Industrial de São João da Barra, no litoral norte fluminense.

O empreendimento, que deverá receber investimentos de US$ 5 bilhões, se somará à siderúrgica da estatal chinesa Wuhan Iron and Steel (Wisco) e do Grupo EBX, que também se instalará no Porto do Açu. Anunciada oficialmente em abril deste ano, a usina da Wisco

Plano Mineral Governo prevê a produção de 1 bi de toneladas de minério em 2030 Base para a formulação de políticas públicas para o setor mineral brasileiro nos próximos 20 anos, o Plano de Geologia, Mineração e Transformação Mineral 2030 (Plano GMT 2030) do Ministério das Minas e Energia (MME) foi apresentado pelo diretor de Tecnologia e Transformação do MME, Fernando Freitas Lins, dentro da programação do 65º Congresso Internacional da ABM. 42

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receberá investimentos de US$ 5 bilhões (70% da Wisco) e prevê iniciar a operação em três anos, com capacidade para produzir 5 milhões de toneladas de aço/ano.

“Com os novos projetos, o Rio de Janeiro passará a ter a maior capacidade de produção do país. Aliás, desconfio que o estado já ocupa esta posição com a entrada em operação da CSA”, afirmou o secretário, referindo-se à Companhia Siderúrgica do Atlântico, inaugurada em junho, em Santa Cruz, na zona oeste carioca, com capacidade para produzir 5 milhões de toneladas de aço/ano e investimento de US$ 13,2 bilhões da Vale e da alemã ThyssenKrupp.

Bueno lembrou ainda que, em 2009, a siderurgia fluminense também ganhou uma planta integrada do Grupo Votorantin, em Resende, no Médio Paraíba. A unidade recebeu investimento de US$ 550 milhões e tem capacidade para produção de 1,2 milhão de toneladas/ aço de laminados e 1 milhão de toneladas/ano de aço longo.

O seminário, organizado pela Secretaria de Desenvolvimento Econômico, em parceria com a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), reuniu executivos das empresas siderúrgicas, representantes de entidades de fomento e pesquisa e especialistas no setor. Em pauta, temas como mercado, logística, condicionantes ambientais, locacionais, fiscais e financeiros, além do incentivo à Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I).

Em fase final de elaboração, o Plano GMT 2010-30 estima que a produção brasileira de minério de ferro vai atingir 1 bilhão de toneladas anuais daqui a 20 anos. O volume estimado é 150% superior às cerca de 400 milhões de toneladas produzidas no ano passado. Já a produção de aço deverá crescer 288,67%, passando das 26,5 milhões de toneladas do ano passado para 103 milhões de toneladas em 2030.

Segundo Lins, o último plano de governo para o setor foi feito em 1994. Desde então, o mundo mudou, passando por um boom mineral, principalmente a partir de 2003, grande parte provocada pelos crescimentos econômicos excepcionais de países superpopulosos como China e Índia, entre outras nações em desenvolvimento.

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Foto: André Valentim, Agência Petrobras

coque

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verde Petróleo por Beatriz Cardoso e Maria Fernanda Romero

O aquecimento das atividades do setor siderúrgico provocado, em grande parte, pela expansão acelerada das indústrias naval e de petróleo e gás, está levando Foto: André Valentim, Agência Petrobras

a Petrobras a investir pesado em unidades específicas para gerar um derivado de hidrocarboneto pouco desconhecido do público em geral: o coque verde de petróleo, comercializado sob a sigla CPV. Utilizado como combustível sólido, em substituição ao

carvão metalúrgico e ao antracito, que são importados, o CVP, do qual se extrai ainda carbono para agregar mais resistência ao aço, terá sua produção atual, de 2,9 milhões de toneladas por ano, mais do que dobrada até 2016 pela Petrobras.

Quando as refinarias Premium I e II, a RNEST e o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) entrarem em operação vão agregar nada menos que 5,8 milhões de toneladas por ano ao mercado nacional – que hoje é de 9 milhões t/ano.

Isso porque esse derivado do petróleo faz, literalmente, um círculo virtuoso, pois, extraído do petróleo, vai alimentar a indústria siderúrgica e ‘retornar’ às origens na composição do aço utilizado não apenas no poço como também nas plataformas, nos navios aliviadores e petroleiros, nas refinarias e dutos marítimos e terrestres, assim como em inúmeros equipamentos utilizados na cadeia produtiva de óleo e gás.

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coque

N

em só de derivados de alto valor agregado, como o diesel, a gasolina de alta octanagem, os modernos lubrificantes ou o querosene de aviação (QAV) vivem as refinarias da Petrobras, que vão ficar com a maior fatia dos investimentos programados para a área de abastecimento da estatal, para 2010-2014 – US$ 73,6 bilhões, equivalentes a 33% do total de US$ 224 bilhões anunciados em junho.

Dos quase US$ 73 milhões que serão aplicados no país (apenas 1% dos investimentos do Abastecimento será para projetos no exterior), principalmente na expansão, modernização e melhoria operacional do parque de refino, uma parcela vai para a construção de unidades de coqueamento retardado (UCR) em refinarias já existentes e também nos novos projetos.

A Petrobras está acelerando a produção de coque verde de petróleo, iniciada há quase 40 anos pela CVP em expansão na Petrobras* 1ª Unidade - 1972 RPBC (Tecnologia Lummus) 2ª Unidade - 1986 RPBC (Tecnologia Petrobras Transferência Kellog) 3ª Unidade - 1994 Regap (Tecnologia Petrobras) 4ª Unidade - 1999 Replan (Tecnologia Petrobras) 5ª Unidade - 2006 Refap (Tecnologia Petrobras) 6ª Unidade - 2008 Reduc (Tecnologia Petrobras) 7ª Unidade - Previsão 2010 Revap (Tecnologia Petrobras) 8ª Unidade - Previsão 2012 Repar (Tecnologia Conoco) 9ª Unidade - Previsão 2013 RNEST (Tecnologia Petrobras) * Não estão sendo consideradas as unidades do Comperj e das refinarias Premium I e II

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estatal, em uma unidade localizada na Refinaria Presidente Bernardes – Cubatão (RPBC), no estado de São Paulo. A meta é expandir essa produção, hoje concentrada em cinco refinarias, para um total de sete plantas de refino em atividades.

Expansão da produção Atualmente, a produção da Petrobras, que atende a pouco mais de 30% do mercado brasileiro – em torno de 9 milhões de t/ano – é gerada em sete UCRs de cinco refinarias: duas na Refinaria do Planalto Paulista (Replan), em Paulínia (SP), que tem uma produção atual de 1,44 milhão de t/ano; outras duas na RPBC, que somam 500 mil t/ ano; uma na Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), em Duque de Caxias, na Baixada Fluminense (RJ), que produz 450 mil t/ano; uma na Refinaria Gabriel Passos (Regap), na divisa dos municípios de Betim e Ibirité (MG), produzindo em torno de 360 mil t/ano; e uma unidade na Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), em Canoas (RS), com uma produção de 150 mil t/ano.

Nos planos da Petrobras está prevista a entrada em operação de novas UCRs na Refinaria Henrique Lage (Revap) em São José dos Campos (SP) – ainda esse ano –, e na Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), localizada na cidade de Araucária, na região metropolitana de Curitiba (PR), programada para entrar em operação em 2012.

A Refinaria paulista deverá agregar até o final desse ano mais 600 mil toneladas anuais à produção da Petrobras, que será incrementada com 500 mil toneladas da refinaria paranaense, em 2012.

Também terão unidades de coqueamento os dois grandes empreendimentos da área de refino da Petrobras já em construção: o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), em Itaboraí

(RJ), que deverá produzir 700 mil t/ano de CVP a partir de 2013, com a entrada em operação do primeiro ‘trem’ desse projeto (que terá duas plantas completas de produção, como duas refinarias contíguas); e a Refinaria Abreu e Lima (RNEST), em Suape (PE), projetada para produzir também 1,8 milhão de t/ano desse derivado já em 2013.

Ainda que não tenham saído do papel, outros dois megaprojetos da Petrobras para essa década também vão dar uma contribuição significativa para a estatal ampliar sua produção: a refinaria Premium I, que será construída no Maranhão, está programada para gerar 2,2 milhões de t/ano de CVP, e a Premium II, no Ceará, 1,1 milhão de t/ano.

Somando tudo, serão nada menos que 6,9 milhões de toneladas anuais de coque a mais saindo do parque de refino da Petrobras, que alcançará um total de 9,8 milhões t/ano até o final da década, quando se estima que o mercado nacional chegue a 14 milhões de toneladas anuais de coque verde de petróleo.

Demanda crescente “A expectativa da Petrobras é de atender 70% do mercado doméstico”, destacou Marcelo Fernandes Bragança, gerente de Marketing e Comercialização de Combustíveis Sólidos da Petrobras Distribuidora, durante a 3ª Coaltrans Brasil, realizada entre os dias 17 e 18 de junho, no Rio de Janeiro.

O evento, que se realiza a cada dois anos no Brasil (e desde 2006 é o único país da América Latina a abrigar esse congresso internacional), passa despercebido para a maior parte da cadeia produtiva de petróleo e gás. Nem por isso perde em peso ou na presença de

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coque

ilustres, pois atrai a participação tanto das empresas produtoras de coque de petróleo e o metalúrgico (proveniente do carvão) como dos grandes consumidores desse insumo, como a indústria do aço, e ainda o segmento de logística e transportadores marítimos.

A Coaltrans deste ano reuniu desde companhias brasileiras como a Petrobras, Vale, Usiminas, MPX (do grupo de Eike Batista) a representantes de grandes conglomerados e companhias de países vizinhos aos mais distantes, como Rússia, Índia e China, que junto com o Brasil foram o Bric, ou ainda Austrália, Japão, entre outros. O Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BN-

DES) também participou, destacando os investimentos no setor.

Os dois dias de debates, sempre com o auditório cheio de um hotel carioca, revelam a importância que um dos principais insumos do setor siderúrgico (coque) tem na ampla cadeia produtiva que vai desde a pelotização do minério à confecção do aço, e que, por sua vez, será utilizado nos mais diversos segmentos – da infraestrutura e indústria pesada e de equipamentos ao setor naval.

O Coaltrans Brazil debateu os grandes desafios que o mercado mundial já enfrenta, com o consumo crescente de carvão e outras fontes de carbono (como o coque verde de petróleo) pelo setor si-

Existem dois tipos principais de CVP: o esponja e o agulha (shot coke). O primeiro é obtido a partir de óleos residuais de destilação a vácuo, quando a carga da unidade pode também ser transformada em óleos combustíveis e asfalto.

Com baixo teor de enxofre e reduzido índice de cinzas, o coque verde de petróleo (petroleum coke ou petcoke) é um combustível fóssil sólido, derivado do petróleo, de cor negra e forma aproximadamente granular ou tipo ‘agulha’, e que se obtém como subproduto da destilação do petróleo (no fundo da coluna de destilação), num processo designado cracking térmico. Este produto representa cerca de 5% a 10% do petróleo total que entra na refinaria.

Cerca de 75% do coque de petróleo produzido no mundo são consumidos na forma de combustível.

Os principais consumidores, nesse caso, são as próprias refinarias de petróleo, que dão preferência por utilizar internamente um combustí48

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Foto: André Vieira, Agência Petrobras

O que é o coque

vel de baixo valor comercial, maximizando a produção e comercialização de outros produtos de valor mais elevado.

O surgimento de CVP se dá em 1860, quando se produz a primeira forma sintética do carbono a partir do petróleo. A produção comercial se daria de forma pioneira, no início do século XIX, em uma refinaria da Pensilvânia, que visava obter querosene iluminante – sendo que na época se utilizava uma fornalha aquecida a lenha e a carvão.

Esta tecnologia foi empregada até 1880, e em alguns casos o processo era interrompido antes da

derúrgico, que tem elevado a produção de aço para atender a demanda aquecida por esse insumo.

Somente a China no ano passado importou mais de 100 milhões de toneladas de carvão.

No Brasil, o aumento de 81% na capacidade das usinas de aço brasileiras deu ao setor um papel de destaque na área metalúrgica.

Torna o país também mais vulnerável a essa disputa por esse insumo energético, uma vez que depende ainda das importações de coque metalúrgico e antracito (que é a forma de carvão mais pura em teor de carbono).

Soma-se a isso o fato de que, além da cadeia produtiva de petróleo e gás, alavancada pelas descoformação do coque, para obtenção de óleos lubrificantes pesados. Em 1920, foi patenteado um sistema de destilação que consistia em um tubo passando por uma fornalha, seguido de uma coluna de fracionamento para obtenção de correntes leves.

Ao contrário do coque de petróleo, que necessita do processo de refinamento do petróleo, o coque metalúrgico é derivado do carvão, tendo um teor de cinza mais alto que o CVP. Ele é usado principalmente na indústria de processamento de ferro e aço. Mais de 90% do total de coque metalúrgico produzido são utilizados nas operações de forno de explosão, sendo a China a maior produtora mundial de coque metalúrgico.

No processo de produção do coque metalúrgico um mix de carvões minerais metalúrgicos (no caso do Brasil são 100% importados) é levado à coqueria, onde é submetido a temperaturas elevadas na ausência de oxigênio. Já o CVP é um sólido friável e poroso, mas semelhante, em aspecto, ao carvão mineral, que pode ser substituído no mix que vai para a coqueria a fim de produzir o coque metalúrgico.

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Foto: Geraldo Falcão, Agência Petrobras

coque

bertas no pré-sal ter uma demanda enorme de aço, o país terá ainda um consumo extra em decorrência das obras de infraestrutura previstas para os próximos seis anos – tanto as que estão programadas no Plano de Aceleração do Crescimento (PAC) como aquelas que foram acordadas com entidades internacionais para o país sediar a Copa do Mundo em 2014 e as Olimpíadas em 2016.

A hora e a vez do coque Há outros fatores que concorrem também para o aumento da demanda por coque, como, por exemplo, a exigência cada vez maior por combustíveis – inclusive os derivados de petróleo – que tenham menos teor de enxofre e menor emissão de partículas. Tanto automotivos como industriais, como é o caso do gás natural e do coque.

Ao investir pesado na melhoria das refinarias brasileiras para que produzam derivados com menos enxofre (que é medida em partes por milhão, daí a sigla PPM para medir o teor de enxofre dos combustíveis, com o diesel 50), a Petrobras também buscou formas 50

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de otimizar o processamento de petróleo, de forma a gerar uma diversidade maior de produtos de melhor qualidade.

Até mesmo porque a produção de derivados claros (como gasolina e diesel), a partir do processamento de petróleos nacionais, com elevados teores de frações Características do CVP da Petrobras • Carbono fixo: mínimo 87%; típico 89% (em peso – base seca) • Enxofre: máximo 1%; típico 0,7% (em peso – base seca) • Matéria volátil: máximo 12%; típico 10% (em peso – base seca) • Poder calorífico: entre 8.200 e 8.600 kcal/kg Consumo aparente (%) Cimento........................................47,5 Siderurgia................................... 14,4 Calcinação.....................................2,2 Distribuição...................................0,8 Cal...................................................7,2 Pelotizaçao....................................3,6 Carbetos........................................2,5 Carboníferas (coque metalúrgico)...1,8 Outros............................................0,5

pesadas e com baixos teores de enxofre, favoreceu o investimento em unidades de conversão como as de coqueamento retardado (UCR) – o que acabou por gerar mais coque verde de petróleo.

Isso porque, pelo método desenvolvido e utilizado pela Petrobras na maioria de suas UCRs, o CVP é um coproduto do refino que é obtido a partir de óleos residuais de destilação a vácuo, carga que pode também ser transformada em derivados como GLP (gás liquefeito de petróleo), nafta, diesel e ainda asfalto.

O CVP produzido no parque de refino da Petrobras tem, entre outros atributos, baixo teor de enxofre e reduzido índice de cinzas, o que torna o produto “topo de linha” para a indústria de alumínio e potencial substituto do carvão em aplicações siderúrgicas.

Em apenas 20% da produção mundial de CVP é similar à das refinarias da Petrobras. Insolúvel em água, esse CVP tem ainda elevado teor de carbono fixo, estabilidade química (não explosivo, não reativo e com alto ponto de ignição) e baixo teor de cinzas e de compostos voláteis.

Enquanto o CVP é produzido nas refinarias, o coque utilizado na calcinação é fabricado em duas empresas nas quais a Petrobras também tem participação, a Petrocoque e a Coquepar, através da Petroquisa.

A aplicação do coque verde de petróleo, que tem esse nome por apresentar uma cor esverdeada (é um combustível sólido, similar a outros minerais como o carvão), nos diferentes segmentos da indústria, é feita de acordo com a combinação dessas características com o processo industrial utilizado. Daí ter uma ampla gama de aplicações no setor industrial: siderurgia (sinterização, pelotiza-

petróleo verde

ção, alto-forno, fabricação de coque metalúrgico); abrasivos (carbeto de silício); pelotização; produção de cal; ferro-gusa; ligas de ferro; carboníferas; cerâmica; cimenteira; termelétricas a carvão; fundição; calcinação; gaseificação; secagem de grãos; indústria química; fertilizantes; papel e celulose; vidro; argila expandida; secadores industriais; magnesita calcinada.

Foco na siderurgia “O mercado consumidor de CVP vem aumentando em ritmo superior ao do crescimento do país, na medida que vem se consolidando sua utilização por parte sobretudo da indústria siderúrgica, em substituição ao carvão metalúrgico e ao antracito”, destaca Marcelo Bragança, da BR. Daí a previsão da Petrobras do mercado chegar 14 milhões de toneladas em 2020.

A subsidiária da estatal é hoje responsável pela comercialização de dois terços da produção total de coque da companhia, utilizando sua capilaridade para atingir o mercado consumidor nas diversas regiões do país. Segundo Marcelo Bragança, o foco prioritário na comercialização do CVP é o segmento industrial, especialmente o siderúrgico.

“Atendemos também aos segmentos de ligas de ferro, carbeto de silício, pelotização, cimento, cal, entre outros”, complementa o gerente de Marketing e Comercialização de Combustíveis Sólidos, que, com mais esse produto espera ampliar seu portfólio de clientes, principalmente no setor siderúrgico. Segundo ele, o CVP concorre diretamente com o carvão vegetal nacional, além do CVP de alto teor de enxofre, do carvão metalúrgico e do antracito, que são importados.

Ele aposta em uma participação maior a BR no mercado brasileiro e coque, em função do próprio aumento da produção por parte da companhia-mãe. “Devemos triplicar o volume de coque comercializado pela BR até 2016”, avalia Marcelo Bragança. “Temos a infraestrutura e a logística mais adequada, além da força de vendas, para atender a uma grande carteira de clientes industriais, que são os principais consumidores de CVP.” Ele observa que além dessa sinergia favorecer ao próprio sistema Petrobras – uma vez que assegura a retirada do produto nas refinarias, evitando a redução de carga na planta – favorece também o cliente.

“Como a BR garante o fornecimento o produto de acordo com a demanda mensal de cada consumidor, evitamos que ele imobilize recursos em estoque de produto importado”, conclui Bragança.

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noruega

A nova odisseia viking por Beatriz Cardoso. A jornalista viajou à Noruega a convite da Innovation Norway e da Flying Blue Petroleum, um programa de fidelidade da Air France/KLM exclusivo para o mercado de óleo e gás

U

ma rota que vem direto da região do círculo polar ártico para a costa brasileira, abaixo da linha do Equador, está se tornando cada vez mais frequente entre empresários e especialistas do setor de petróleo e gás e da indústria naval norueguesa. Estimulados pela explosão da indústria petrolífera e pela retomada do setor naval e offshore, os 52

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noruegueses estão consolidando mais uma ousada rota comercial para terras distantes, assim como fizeram seus antepassados, que acabaram por descobrir a América – foram os primeiros a pisar no Canadá – e estabelecer as raízes de uma vocação para o comércio transoceânico que perdura há mais de 200 anos.

Se no passado essa rota era feita pelos navios-dragões – o drakar, como era chamada a rápida embar-

cação que atravessava oceanos e penetrava fiordes e rios, continentes adentro –, hoje essa nova ‘invasão’ nórdica, mais amigável e com ganhos e oportunidades para os dois lados, é realizada em modernos navios e aviões.

Assim como no passado, são as riquezas que existem em horizontes mais longínquos que estão atraindo os descendentes dos vikings para cenários mais tropicais. Só que dessa vez eles miram uma ri-

Foto: Divulgação Korr

O Brasil é o alvo principal de uma verdadeira cruzada viking que está começando nesse final da primeira década do século XXI, praticamente mil anos após o fim da era desses guerreiros nórdicos que colonizaram regiões remotas como a Groenlândia e Islândia e descobriram as Américas – mais precisamente a costa leste do atual Canadá. Com o mesmo ímpeto e a milenar vocação marítima de seus ancestrais, empresários noruegueses querem estabelecer com o Brasil uma nova rota comercial. Mas desta vez com mercadorias de altíssimo valor agregado para um mercado estratégico: bens e serviços de tecnologia de ponta para a indústria offshore de óleo e gás. A primeira parada dessa nova odisseia viking é a Rio Oil & Gas 2010, na qual o Pavilhão da Noruega abriga nada menos que 24 empresas nórdicas. Número que pode dobrar e até triplicar considerando que outras delegações daquele país já desembarcaram, sem alarde, no Rio Janeiro. Todos estão de olho na indústria petrolífera brasileira que, impulsionada pelos bons ventos do pré-sal e dos investimentos da Petrobras, navega em águas cada vez mais profundas.

queza que não encontram em terra firme, mas sim nas profundidades do mar sobre o qual aprenderam a navegar: o petróleo offshore.

O ouro negro, principalmente as grandes jazidas encontradas na camada do pré-sal, tem acirrados apetites não somente da cadeia de fornecedores da Noruega como também dos principais países da Europa, onde o Mar do Norte, a principal bacia produtora daquele continente, vem dando sinais inequívocos de maturidade, com

a caída da produção local. Atenta a esse novo cenário, companhias aéreas da região já criaram até um programa de fidelidade para os viajantes desse setor da economia, altamente globalizado.

A Noruega e os noruegueses não fazem por menos. Os negócios com o Brasil nas áreas offshore e naval, principalmente, vêm crescendo na mesma proporção em que aumenta o interesse da cadeia produtiva daquele país no mercado brasileiro. Tanto que,

hoje, o Brasil, ainda que distante do Ártico, divide com essa região de extremos as atenções das principais empresas norueguesas do setor petrolífero e naval, tornando-se a nova rota econômica da Noruega, que produz hoje em torno de 2,34 milhões de barris/ dia – um pouco acima da média brasileira – e ainda é o terceiro maior exportador de petróleo do mundo, embora já tenha ultrapassado o seu pico de produção. Daí a busca por novos horizontes.

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Foto: Divulgação Korr

noruega

Brasil é prioridade “O Brasil é um dos focos prioritários da indústria norueguesa do setor offshore e naval”, afirmou Kjell Giæver, gerente de projeto da Petroartic, associação de companhias do norte da Noruega e da região do Mar de Barents, no extremo norte do planeta.

A afirmação foi feita antes do almoço para um pequeno grupo de jornalistas brasileiros, em um restaurante escondido em um dos fiordes da cidade de Bodo, em junho, quando o sol da meia-noite já começava a tornar as noites bem curtas.

A presença de brasileiros naquelas paragens é fruto de uma ousada estratégia da Innovation Norway (IN), organização criada em 2003 com o objetivo de divulgar a expertise da indústria daquele país, visando sua internacionali54

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zação. Além de promover missões econômicas e comerciais de empresas norueguesas a países chaves, como o Brasil, a organização levou jornalistas para conhecerem de perto instalações de alguns grupos tradicionais no setor de óleo e gás, que já atuam no mercado brasileiro, como os grupos Aker, STX, Ulstein e Rolls Royce Maritime, assim como potenciais fornecedores.

“A cooperação é a base da nossa indústria, que já se posiciona como uma grande liderança na área offshore, pela experiência consolidada na região ártica, uma verdadeira arena para o desenvolvimento de novas tecnologias subsea”, complementou Kjell Giæver, interessado em uma aproximação com o Brasil com grandes desafios subsea a serem superados na camada do pré-sal – região tão complexa quanto a do Ártico.

Diante do interesse cada vez maior dos noruegueses no Brasil,

a IN, presente em 32 países, incluindo um escritório brasileiro que responde por toda a América Latina, incrementou suas ações para reforçar os laços entre os dois mercados e estabelecer uma rota segura para pequenas e médias empresas norueguesas se aventurarem no hemisfério Sul. “O mercado brasileiro sempre foi de grande relevância para a Noruega.

Porém, é inegável que nos últimos anos tal interesse vem crescendo em importância devido ao grande volume de investimentos realizados e previstos para o mercado interno. Enquanto outros mercados parecem estar mantendo ou até mesmo diminuindo o volume de investimentos, o Brasil apresenta plano consistente de crescimento e números invejáveis a serem investidos”, destacou Reidun Beate Olsen, diretora da IN para o Brasil.

Segundo ela, a indústria norueguesa fornecedora de equipamentos e serviços de petróleo e

a nova odisseia viking

gás, e offshore encontra no país um ambiente favorável para geração de negócios. “Com o crescente aquecimento e volume de investimentos da indústria de óleo e gás no Brasil, o escritório da IN no Rio de Janeiro tornou-se referência em serviços neste mercado.

O Brasil é hoje considerado como mercado prioritário pelo governo norueguês”, pontuou.

Razão pela qual, nos últimos anos a IN vem prestando serviços de consultoria, oferecendo relatórios de mercado e buscando parceiros locais, além de dar suporte ao estabelecimento de empresas norueguesas no Brasil. “Ademais, é crescente o número de delegações que vêm para o Brasil com o objetivo de conhecer melhor as oportunidades disponíveis no mercado, aprender como fazer negócios no país e descobrir os desafios que precisarão ser vencidos para que a empresa seja bem sucedida.”

A grande missão é posicionar a indústria norueguesa como o melhor parceiro comercial para a indústria brasileira em seus diferentes nichos. E com possibilidade de estabelecer uma via de mão dupla, favorecendo também a internacionalização de empresas brasileiras.

“O objetivo principal das parcerias tem sido atender a demanda local. No entanto, é possível prever que, após a consolidação dessas parcerias, as empresas brasileiras que oferecem um padrão competitivo internacionalmente serão favorecidas. Um ambiente de confiança entre a empresa norueguesa e o parceiro brasileiro tende a gerar resultados positivos para ambas as indústrias”, acrescentou.

Marco nas relações Aferir essas oportunidade é um dos motes dos expositores do estande da IN, representantes

de empresas e delegações que desembarcaram no Brasil para participar da Rio Oil & Gas. “É a maior delegação da Noruega na história da ROG”, comemora Renata Costa Prado, gerente de projetos da IN para América Latina, que desde 2004 vem trabalhando para aumentar a presença norueguesa nessa feira. E vem obtendo sucesso: o número de participantes do Pavilhão da Noruega passou de 11, em 2002, para 55 em 2008.

“No momento em que o Brasil passa a ser visto como prioridade pela indústria da Noruega, a tendência é que a participação norueguesa cresça ano a ano”, observa Renata Prado, lembrando que muitas empresas da Noruega já estabelecidas no Brasil têm estandes próprios. “A presença do ministro de Petróleo e Energia da Noruega, Terje Riis-Johansen, no Pavilhão da Noruega, é uma prova incontestável da importância do mercado brasileiro. Por isso, acreditamos que a ROG 2010 será um marco nas relações entre os dois países”, complementa.

Diante do aumento crescente de investimentos da indústria de óleo e gás, a despeito da crise financeira que atingiu os principais mercados.

O Brasil consolidou-se como um dos mercados mais interessantes e com maiores oportunidades para a cadeia produtiva norueguesa”, conclui Renata Prado, que levou a trupe brasileira de jornalistas para conhecer a indústria viking, entre 5 e 13 de junho desse ano.

Na programação, visitas a instalações nas cidades de Bergen, o cluster de tecnologia subsea da Noruega (cuja capital, Oslo, também foi fundada na era viking), Ålesund, a capital naval do país

nórdico, Harstad, Bodø, Fiskeboel e Svolvær – capital de Lofoten, paraíso de espécies marinhas, acima do círculo polar ártico, quase a caminho do mar de Barents (não longe da fronteira com a Rússia).

O que se constata nas empresas espalhadas pelos belos fiordes e cidades daqueles extremos é que, para eles, o pré-sal e o Brasil são uma nova fronteira de negócios.

Investimentos além-mar

Foto: Divulgação

à internacionalização da indústria local de petróleo e gás. A entidade representa cerca de 300 parceiras, incluindo os ministérios de Petróleo e Energia, Comércio e Indústria e de Relações Exteriores, petroleiras, fornecedoras de bem e serviços e organizações profissionais como a Associação de Armadores Noruegueses e a Federação das Indústrias Norueguesas, entre outras.

Entre 2010-2013, a Intsok estima que o volume de investimentos totalize US$ 419 bilhões no setor offshore de mercados prioritários.

O Brasil está incluído nesse grupo, ao lado da China, Golfo do México, Rússia, Reino Unido, e Angola.

O diretor da Intsok para o Brasil e Canadá, Rune Norseng, não revela quais os valores efetivos para

Foto: Divulgação Korr

Maior prova disso é a parcela de investimentos que o governo da Noruega prevê para o Brasil nos próximos anos, de acordo com a Intsok (Norwegian Oil and Gas Partners), organização criada em 1997 por indústrias norueguesas em parceria com o governo, para dar suporte

Foto: Divulgação

Foto: Divulgação Aker Solutions

noruega

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o Brasil, mas afirma que o país é foco dos mais ambiciosos projetos da indústria norueguesa.

E do governo também. Tanto que, recentemente, o Eksport Finans, banco de fomento à exportação local, anunciou que vai financiar a compra de equipamentos produzidos na Noruega para as 28 sondas de perfuração licitadas pela Petrobras. “Não há limite para os empréstimos: entraremos com o dinheiro necessário”, destacou Laila Johnsen, vice-presidente sênior do Eksport Finans.

O titular do financiamento será o consórcio vencedor de cada pacote de sete sondas, que utilizará como garantia o contrato com a estatal brasileira. “Queremos promover as exportações para o Brasil.

Estamos conversando também com o BNDES e o Banco do Brasil sobre possível parceria”, destacou a executiva do banco.

A participação da Noruega, que já tem grandes fornecedores, como Aker Solutions e NOV, ficará dentro dos 30% de conteúdo estrangeiro permitido na licitação. O modelo já foi usado em concorrências anteriores: nos últimos dois anos, foram liberados US$ 550 milhões para esse tipo de operação. O volume deve ultrapassar US$ 1 bilhãso até o fim de 2010, já que os contratos fechados se referem a projetos em andamento.

a nova odisseia viking

No mar dos negócios Foto: Divulgação STX Europe

Fiel à sua vocação, a maior parte das empresas norueguesas vem desenvolvendo soluções de alta tecnologia principalmente para as atividades offshore, o que abrange desde sistemas subsea até embarcações de todos os tipos, incluindo tecnologias relacionadas à integridade de dutos marítimos. Ou seja: negócios com um vínculo direto com o mar, ambiente no qual a Noruega consolidou rara expertise.

S

er uma das petroleiras com maior volume de operações offshore nas águas geladas do Mar do Norte não é o único diferencial da Statoil, que está prestes a completar 40 anos de operações e tem um dos recordes de produção naquela região, no campo de Statfjord: cerca de 850 mil barris de petróleo. Graças às mais avançadas tecnologias que vêm sendo aplicadas pela petroleira norueguesa, o campo descoberto em 1974 e que deveria entrar em declínio esse ano, produz gás e teve sua vida útil aumentada para 2018.

A empresa também tem na plataforma continental norueguesa – um enorme abismo no fundo do mar e a maior barreira de corais do mundo

em águas profundas – um desafio tão instigante quanto o do pré-sal para continuar a explorar o petróleo e gás natural do campo de Kristin, uma das grandes descobertas nessa região inóspita. A quase 5 km de profundidade, a partir do leito do mar, o reservatório tem uma pressão de 911 bares e uma temperatura de 170°. Mas o volume das reservas compensa tal desafio: 43 milhões de m³ de gás natural e 240 milhões de barris de condensados. É com essa expertise que a petroleira nórdica pretende seguir adiante em suas operações no Brasil, de olho em novas oportunidades, mesmo após a venda de parte de seus ativos de exploração. Quem garantiu isso foi o vice-presidente de Estratégia

noruega

Internacional da companhia, Ivan Sandrea, durante a IAEE’s Rio 2010 International Conference, realizada na capital carioca.

A venda à estatal chinesa Sinochen de 40% do campo de Peregrino, na Bacia de Campos, por US$ 3 bilhões, de acordo com Sandrea foi uma decisão da companhia de tra-

balhar com um sócio. O fato é que a Statoil, que tem participação em 11 blocos na costa brasileira, incluindo os da Bacia de Santos, estuda a possibilidade de comprar participações em blocos exploratórios na costa brasileira, independente das mudanças no marco regulatório, em função do pré-sal.

Marintek: P&D no Brasil Criada pelo Sintef por um dos maiores grupos de pesquisa e desenvolvimento dos países nórdicos, a Marintek criou uma subsidiária no Brasil para trabalhar nas áreas de engenharia naval, oceânica e de materiais, em parceria com as indústrias naval e de petróleo.

As relações entre Brasil e Noruega estão cada vez mais estreitas, a ponto de, hoje, o maior grupo de P&D da Noruega, o Sintef, que atua nas áreas de saúde, química e novos materiais, construção e infraestrutura, TI, indústria naval, petróleo e energia, entre outros, ter um verdadeiro laboratório avançado no país: a Marintek do Brasil.

Subsidiária da empresa norueguesa do Grupo Sintef, ela chegou ao Brasil há três anos. No entanto, há mais de 20 anos é parceira da Petrobras e de algumas empresas brasileiras, que já conheciam a expertise consolidada em décadas de pesquisa e inovação pelo Instituto de Pesquisa em Tecnologia Naval e Oceânica da Noruega, conhecido apenas pelo nome de Marintek. Tanto que em 26 agosto, durante a Offshore Northern Seas/ONS Expo & Conference, realizada na capital offshore norueguesa, Stavanger, e que reuniu cerca de 42 mil pessoas, o grupo Sintef e a Petrobras firmaram um acordo de cooperação em P&D em engenharia naval, de materiais, de petróleo e meio ambiente.

Sediada no Rio de Janeiro, a única base da Marintek em toda a América Latina (e segunda das Américas, pois o outro escritório é em Houston, EUA), presta serviços de pesquisa, desenvolvimento e consultoria técnica avançada em engenharia naval, oceânica e de materiais. “Os projetos são desenvolvidos 58

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em estreita parceria com a indústria de petróleo e gás, bem como a de construção naval, de equipamentos, metalúrgica e de materiais”, destaca Lilia Nicolli, gerente da Marintek do Brasil.

Hidrodinâmica, engenharia estrutural e tecnologia de materiais são algumas das competências da empresa, que criou softwares de alto desempenho que são considerados como padrão pela indústria do petróleo e gás.

“Todos os nossos softwares são verificados por meio de testes em tanques de provas, e em outros laboratórios de hidrodinâmica e estrutura”, destaca a gerente da filial brasileira, na qual uma equipe local qualificada atua com o suporte dos laboratórios e pesquisadores da matriz norueguesa e da subsidiária norte-americana.

Lilia afirma que a expectativa é de forte expansão das operações no país. “O Plano de Negócios da Petrobras é bastante ambicioso, e, por outro lado, os desafios são cada vez maiores”, observa, frisando que a visão da Marintek é justamente ser a parceira preferida dos setores naval e offshore quando estes tiverem que enfrentar as tarefas mais desafiadoras. “Já estamos nos preparando para esse cenário

Parceira de peso Nos novos desafios que ela está disposta a assumir, a petroleira norueguesa poderá contar com a parceria de uma tradicional fornecedora da Petrobras: a Aker Solutions, que realiza operações no Brasil de 13 divisões do grupo, nove das quais instaladas no país. A empromissor no Brasil. Temos um quadro próprio de pesquisadores no Rio, que deverá crescer nos próximos anos.”

Ela acredita que a experiência adquirida pela indústria offshore norueguesa poderá ajudar a Petrobras a superar os desafios na área do pré-sal, que vão mais além da tecnologia. “A saga do petróleo na Noruega começou há 40 anos, quando o país passou por uma série de mudanças que o levaram não somente a se tornar um exportador de petróleo – e o mais elevado Índice de Desenvolvimento Humano (IDH) do mundo –, mas também de tecnologia nessa área.

Certamente há muitas experiências, tanto positivas como negativas, que poderiam ser aproveitadas.” E lembra que a Marintek ficou conhecida inicialmente pela indústria naval e offshore brasileira pelos vários testes de modelos de navios e plataformas feitos.

No entanto, ela vem se destacando em várias outras áreas, como as relacionadas à redução do impacto ambiental do transporte marítimo, segurança e logística. “No Brasil, fazemos ainda análises globais estáticas e dinâmicas de risers e de sistemas de ancoragem, análises locais de dutos flexíveis e de umbilicais, simulação de instalação de dutos, análises de tensão e fadiga de componentes submarinos, análises de fratura de dutos, entre outras”, pontua a gerente. Tudo isso é feito, como na Noruega, em fina sintonia não somente com as empresas mas também com centros de pesquisa e universidades.

“No Brasil, temos parcerias com universidades e institutos de renome, como a Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), o Instituto de Pesquisa Tecnológica (IPT) e a Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio)”, finaliza Lilia Nicolli.

presa, que vem consolidando uma bela trajetória na cadeia produtiva de óleo e gás no Brasil a despeito de ter iniciado suas operações no país em outro setor (papel e celulose), é um exemplo de ação bem sucedida de internacionalização.

Na planta fabril instalada na região metropolitana de Curitiba (PR), a Aker vem amealhando sucessivas conquistas, entre as quais os contratos dos primeiros sistemas subsea completos, licitados pela Petrobras para os projetos de desenvolvimento do pré-sal, nos campos de Tupi, Guará e Tupi Nordeste. Contratos que somam 49 árvores de natal molhadas (ANM) e superam a cifra de US$ 360 milhões – uma fatia expressiva da carteira de encomendas da Aker, que gira em torno de R$ 1 bilhão. Um excelente retorno para os R$ 120 milhões investidos pela empresa no Brasil nos últimos três anos, que asseguraram à fábrica

Foto: Divulgação Aker Solutions

a nova odisseia viking

brasileira capacidade para produzir até 5,5 ANMs equivalentes por mês (cerca de 66 ANMs por ano).

“Estamos utilizando no projeto piloto de Tupi, primeiro equipamento submarino desenvolvido especificamente para a camada pré-sal, todo o nosso know-how tecnológico em equipamentos de alta pressão e alta temperatura (HT/HP), com engenharia 100% feita no Brasil”,

destaca Marcelo Taulois, country manager da Aker Solutions do Brasil (Veja entrevista nessa edição). Segundo ele, nos próximos cinco anos a empresa pretende aumentar ainda mais seu índice de nacionalização, que chega a 70% na produção de ANM, 50% em manifold, e de 15% a 20% em drilling. Ele espera que esse índice aumente em função da contratação das 28 sondas pela Pe-

Foto: Divulgação Aker Solutions

noruega

trobras, que serão financiadas pelo banco norueguês.

O moderno dracar Mais além de equipamentos subsea, a empresa aposta também em serviços integrados, a bordo de um projeto pioneiro que deu certo: o Skandi Santos, cujos valores do contrato de operação feito pela Petrobras não são divulgados por nenhuma das partes. A embarcação, um projeto liderado pela Aker Solutions, em parceria com as norueguesas Norskan e DOF, construído pela STX Europe, é o primeiro Offshore Service Construction Vessel (OSCV) do mundo. Ou seja: navio de operações submarinas, que vai substituir as plataformas de perfuração usadas nas instalações dos equipamentos subsea. E está operando no Brasil.

A embarcação, que revela o mesmo estilo arrojado dos antigos dracares usados pelos vikings para navegar por mares afora, tem 120 m de comprimento, 23 m de largura e está equipado com um guindaste com capacidade de elevar uma carga de 250 toneladas. Além disso, dentro do navio, as cargas são movimentadas no convés principal, através de um sistema de trilhos, ao invés de suspensos por um guindaste.

Uma das vantagens do Skandi é poder descer o equipamento de forma contínua, já que possui um 60

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carretel de içamento capaz de instalar módulos de até 125 toneladas, a uma profundidade de 2,5 mil metros. “A concepção do projeto é fruto da experiência da Aker Solutions no desenvolvimento e instalação de equipamentos submarinos e da necessidade da Petrobras em ter um barco especializado em instalação, manutenção e intervenção submarinas”, afirma Taulois, comemorando o fato de o Skandi ter feito, entre março e agosto, nada menos que 50 instalações a serviço da Petrobras.

De acordo com Taulois, dependendo do tipo de equipamento, é possível ter um ganho de 50% no prazo de instalação, uma vez que o Skandi desce os equipamentos de forma contínua, e não com risers, não precisando, portanto, paralisar a operação. “Já temos outro em construção na Noruega, que estará disponível em dezembro para o mercado”, anunciou ele.

Dique cheio Trata-se do Skandi Aker, que está sendo construído nas instalações da sul-coreana STX Europe, em Âlesund, o cluster naval mais ao norte da Noruega. O vice-presidente da STX Norway Offshore Design, Eric Haakonsholm, não escondia a empolgação com a visita de jornalistas ao estaleiro, que trabalha a pleno vapor para atender tantas demandas.

Em sua mesa, o projeto do Skandi Aker, que está fazendo tanto sucesso, embora não seja o único do estaleiro, que em 2009 entregou 12 embarcações, incluindo o Skandi Santos. Até o final do ano, o STX prevê a saída de mais nove, inclusive o navio que Taulois espera ver em operação até o final do ano.

Para garantir participação no mercado offshore brasileiro, que exige índice de conteúdo nacional cada vez maior, o grupo sul-coreano que controla o STX Europe adquiriu o controle do antigo estaleiro Promar, em Niterói. Surgiu, assim, o STX Brasil, que com a empresa-mãe tem uma parceria tecnológica com a PJMR – sócia dos estaleiros Atlântico Sul – para construção do estaleiro Promar, no Complexo Industrial Portuário de Suape, em Pernambuco.

O projeto, que receberá investimento de cerca de US$ 100 milhões no período de três anos, deve contar com financiamentos e recursos governamentais, cujos valores ainda não foram divulgados. Até o momento, os contratos da Transpetro com a Promar/STX Brasil perfazem um total de 25 naviostanque encomendados este ano, ante 13 unidades fechadas no ano passado, dentro do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), da Transpetro.

A operação brasileira ganha força: atualmente, o número de empregados no país é em torno de 1.500, pouco abaixo dos quase 1.700 funcionários na Noruega – ficando na România a maior força de trabalho, com cerca de 5,3 mil pessoas. Mas esses números podem mudar a posição da STX Brasil, após a instalação do estaleiro pernambucano.

Na maré da concorrência Se ‘o mar não está para peixe’ em outras regiões do mundo, no Brasil, ele ‘fervilha’ de oportunidades com a retomada acelerada do setor naval,

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por conta de um propulsor de alta potência – a indústria de petróleo e gás. Nessa onda, buscam uma inserção maior no mercado brasileiro outros estaleiros do cluster naval, que abriga, além da STX, a britânica Rolls Royce Marine e as norueguesas Ulstein, Farstad e Havyard, entre outras, além de pequenas empresas que desenvolvem tecnologias e sistemas de informação para tornar mais segura a operação de embarcações marítimas e offshore.

Todas vêm ampliando suas atuações no mercado, com foco no Brasil.

A Ulstein, que já atua no país através da Ulstein Marine Services (Ulstein Belga Marina e Ulstein South America), estará entregando até 2012 nada menos que quatro embarcações para o mercado brasileiro.

Uma das novidades da empresa, destaca Lars Stâle Skoge, gerente de Marketing e Vendas do grupo, é um projeto de um supply vessel que busca atender às necessidades brasileiras. “A Ulstein é reconhecida pelas inovações que traz à indústria naval, mais notadamente no desenvolvimento de um novo tipo de proa”, observa.

No projeto, que se chama XBOW, a proa, em formado invertido, faz com que o navio tenha mais estabilidade em mar grosso, cortando melhor as ondas, e perdendo pouca velocidade. “Mais estabilidade significa também conforto para a tripulação”, explica. Além disso, a melhor hidrodinâmica proporcionada pelo casco reduz o consumo de combustível e o sistema de propulsão diesel-elétrica minimiza as emissões, tornando a embarcação um modelo de projeto sustentável.

Dos 78 navios em carteira, já entregues ou em construção, nada menos que 62 são para o setor offshore – e destes, 37 são X-BOW. Esse mesmo apelo ambiental está presente nos navios da Farstad Shiping, produzidos nos últimos

três anos, também com sistema de propulsão elétrica a diesel em seus motores, além de conversores catalíticos, que podem reduzir em até 95% a emissão de óxido de nitrogênio (Nox), um dos responsáveis pelas mudanças climáticas. A empresa, que atua no Brasil por meio da Farstad Brasil S/A (uma joint venture entre a subsidiária BOS Navegação, baseada em Macaé, no Norte Fluminense) e a Petroserv, vem crescendo no mercado local. O país, que respondia por cerca de 16% das operações do grupo, hoje tem 24,7%.

Ancorado no petróleo Há duas décadas a fabricante de navios Havyard prospecta o mercado brasileiro, sendo vencido pela burocracia e barreiras tarifárias na década de 1990. Há dois anos, a empresa norueguesa chegou a anunciar que estava em negociação com governos estaduais para aferir os benefícios que teria em se instalar no país.

Mais uma vez, o barco não foi ao mar. O que deverá ocorrer no próximo ano, quando a empresa pretende aportar na costa brasileira, ancorada nas promissoras perspectivas de uma indústria naval superaquecida – e um mercado offshore em expansão acelerada. “Sem dúvida o país oferece muitas oportunidades para o setor, com a forte demanda do setor de óleo e gás”, reconhece o CEO da Havyard, o capitão Geir Joahn Bakke.

O executivo afirma já ter alugado, inclusive, a área para se instalar no já tradicional reduto dos estaleiros fluminenses: às margens da baía da Guanabara. Bakke não se assusta com as exigências da Petrobras em relação à fabricação, no país, de grande percentual de equipamentos em todos os seus projetos. “A nossa estratégia com essa instalação no Rio visa justamente ter um bom índice de conteúdo local.”

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Foto: Bia Cardoso

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Da teoria à prática As instituições de pesquisa e universidades da Noruega também são uma ‘fábrica’ de soluções para o mercado brasileiro de óleo e gás, pois não somente estão formando novos profissionais para o setor, com aulas práticas em empresas, mas também gerando tecnologias de ponta para reduzir os riscos nas operações offshore.

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lém de universidades nacionais, algumas delas com mais de cem anos, a Noruega criou um sistema de faculdades estatais para descentralizar a educação e facilitar o acesso ao ensino superior. As 25 faculdades desse sistema oferecem programas técnico-profissionais que não são disponibilizados nas universidades, com duração média de dois a quatro anos. É o caso da Ålesund University College, que, por estar no cluster naval, tem seu programa voltado para esse segmento, havendo uma fina sintonia entre 62

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a instituição e as empresas do setor, que vão acabar absorvendo a mão de obra local. “Buscamos investir na formação diferenciada, de forma a estimular a inovação”, observa o professor Hans Petter Hildre.

Isso implica desenvolver e utilizar as mais modernas tecnologias desde as salas de aula, como é o caso dessa instituição que dispõe de um moderno simulador de operações offshore que contribui não somente para o desenvolvimento de projetos de engenharia e design de embarcações, mas também contribui para prover o mercado de ferra-

mentas de TI para treinamento e qualificação de profissionais que vão atuar no setor.

Ele segue o mesmo padrão do simulador existente hoje no Fundão, campus da Universidade Federal do Rio de Janeiro, que abriga diversas instituições de pesquisa, como o da Petrobras (Cenpes) – e a outros que serão instalados com o apoio inclusive de empresas norueguesas. Através de projetos e tecnologia 3D, o simulador e outras ferramentas similares disponíveis na Ålesund University College possibilita a ‘imersão’ do aluno em uma cabine de comando de uma embar-

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cação, realizando uma operação offshore, como a descarga de equipamentos em uma plataforma em alto-mar.

Brasileiros a bordo Não longe dali, no cluster subsea, dois brasileiros dão seus primeiros passos no setor de petróleo na Bergen University College. Alinne Dias Chamun e Antônio Ferreira Júnior, de 24 anos, vieram da Grande Vitória, no Espírito Santo, para a fria e chuvosa Bergen (aclamada como a cidade que mais chove na Europa) estudar na instituição e aperfeiçoar o inglês.

No último ano do curso de engenharia do petróleo, da Universidade de Vila Velha (UVV), Alinne se empolgou com o que viu. “Eu vim mais para aperfeiçoar meu inglês, mas aprendi muito vivendo também no

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mundo corporativo”, confessa.

Para ela, o Brasil deveria copiar esse modelo, buscando maior interação entre as empresas e as universidades, para que os estudantes possam ter uma ideia de como funciona uma empresa.

Antônio, que estuda as diferenças e pontos em comum na legislação do setor de petróleo no Brasil e na Noruega, foi mais além da parte regulatória, dedicando uma atenção especial a alguns equipamentos subsea, como o blow out preventer (BOP). “Aqui vimos o que estava em manutenção no

Golfo do México quando houve aquela explosão que causou o derramamento de petróleo”, lembra. “Se ele estivesse instalado, não haveria esse vazamento”, analisa o jovem estudante.

Na realidade, ambos se empolgaram com as aulas práticas em empresas como Aker Oil Services, que faz a manutenção dos gigantescos equipamentos subsea que viabilizam a produção de petróleo em grandes profundidades: manifolds e árvores de natal molhadas, entre outros. “Visitamos diversas empresas e aprendemos, acima de tudo, a trabalhar em equipe, pois desde o início trabalhamos em dupla”, afirmam, já sonhando com as oportunidades que o mercado mundial de petróleo e gás oferece.

Depois do curso na Noruega, ambos se sentem preparados para o que der e vier... em qualquer parte do mundo.

A Vescon prepara sua fábrica para os desafios do Pré-sal

erto de alcançar 50 anos, a VESCON, primeira fabricante de válvulas tipo esfera brasileira e pioneira na fabricação de produtos para a linha de completação de poços de petróleo está se preparando para os desafios que o mercado está impondo aos fabricantes da cadeia de óleo e gás.

Em 2009 e este ano, a VESCON realizou dois importantes fornecimentos de válvulas tipo esfera: um para o projeto de UBARANA, no Rio Grande do Norte (aproximadamente 2.000 válvulas com revestimento orgânico), e 690 válvulas para dois módulos da Plataforma P-55.

Na linha de completação de poços de petróleo a Vescon possui em carteira grandes contratos de fornecimento para a PETROBRAS, que somados representam R$ 70.237.000,00 para consumo nos próximos três anos, podendo ser aditados por igual valor e período.

Para atender seus compromissos e aproveitar as diversas oportunidades que estão surgindo, a VESCON está realizando um significativo investimento para atualização tecnológica do seu parque fabril. No segundo semestre de 2010 começará a receber máquinas de última geração que ampliarão sua capacidade produtiva, refletindo também em ganhos expressivos para redução do ciclo de fabricação.

Preocupada com a tradicional longa vida útil de suas válvulas, existem válvulas fabricadas há 30 anos em atividade nas plataformas e nos campos de petróleo, a VESCON decidiu rever a qualificação de

alguns fornecedores que não estão acompanhando as transformações impostas pela demanda do “Pré-Sal”.

Devido à sua forte tradição no desenvolvimento de produtos, diversos produtos estão sendo projetados seguindo orientação dos clientes e tendências do mercado, alguns destes já devem atender as especificações técnicas das novas plataformas P-58 & P-62, que estão sendo licitadas. Todas estarão alinhadas com a manutenção do elevado índice de percentual de conteúdo local dos produtos VESCON. Para se ter idéia, já foram certificados 15 equipamentos, com média de índice de nacionalização de 98%, e outros 35 estão sendo certificados.

A VESCON continua buscando atender melhor o mercado oferecendo qualidade com conteúdo nacional!

www.vescon.com.br

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Olhos e ouvidos no mar

Várias pequenas e médias empresas norueguesas investem pesado em tecnologias inovadoras para monitorar e assegurar a integridade dos sistemas subsea, os quais estão sujeitos às mais severas condições operacionais – seja em águas profundas no Ártico ou na costa brasileira, na região do pré-sal.

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Ilustração: ClampOn

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vocação marítima secular dos noruegueses vai mais além da concepção, projeto e construção naval, como já ficou demonstrado pela expertise que eles consolidaram no desenvolvimento e fabricação de equipamentos e sistemas subsea para grandes profundidades – até 3.000 m –, altas temperaturas e pressão.

Cada vez mais a cadeia produtiva do setor de óleo e gás busca a inovação para gerar produtos e serviços que garantam a continuidade das atividades dessa indústria que nunca para e, acima de tudo, a segurança operacional para reduzir os riscos ambientais, humanos e patrimoniais em todas as etapas da prospecção offshore de hidrocarbonetos.

Uma vez em operação, tudo o que compõe um sistema de produção de petróleo e gás natural deve ser monitorado continuamente e sofrer manutenção preditiva e preventiva para que não haja paralisações desnecessárias ou incidentes que possam ganhar proporções catastróficas – como o que foi visto no Golfo do México, com a explosão de uma plataforma e vazamento de milhões de barris de petróleo.

A mesma atenção que as empresas de petróleo dedicam aos seus reservatórios – fonte de sua riqueza

e razão de ser de uma petroleira –, para evitar que o processo de produção (extração) de óleo e gás impacte ou cause danos àquela formação, também é dedicada aos equipamentos que realizam as mais diversas atividades no fundo do mar.

Da cabeça de poço às plataformas e seus módulos de processamento, passando pelos sistemas subsea (árvores de natal molhadas,

manifolds, risers e umbilicais, dutos de transporte), todo e qualquer equipamento que integre essa verdadeira planta industrial submersa, assim como a unidade de produção que fica na superfície do mar, é mantido sob observação 24 horas por dia por meio dos mais distintos mecanismos e sistemas, que usam a mais avançada tecnologia para garantir uma operação segura.

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Ter ‘olhos e ouvidos’ no fundo do mar é o sonho de qualquer petroleira que tem seu maior ativo em áreas offshore. É também o grande desafio da ClampOn e da Naxys, duas empresas norueguesas que investem em P&D para desenvolver sistemas de monitoramento subsea, utilizando as mais distintas tecnologias. Instaladas na região de Bergen (o cluster subsea), embora jovens, as duas companhias vêm mostrando que é possível ‘ouvir’ e ‘ver’ o que acontece com os pesados equipamentos que ficam submersos por anos a fio, produzindo petróleo e gás.

Sensores inteligentes Criada em 1994, a ClampOn – termo em inglês que significa ‘braçadeira’, sistema usado no monitoramento de dutos –, não se restringiu ao sentido do próprio nome, criando sensores ul-

trassônicos inteligentes para monitoramento de partículas (areia), corrosão e erosão, detector de PIG e detector de vazamento de qualquer instalação submersa, sendo usados também em ambiente topside (nas plataformas).

A empresa, que testou seu primeiro protótipo no Mar do Norte, em um campo da BP, e realizou sua primeira venda em 1996, para a Texaco, fechando o ano de 1998 com um faturamento de US$ 4 milhões, acabou por conquistar o mercado offshore.

No ano passado, a ClampOn, com 75 empregados, obteve o quádruplo de faturamento – US$ 16 milhões (85 a 90% em exportações) –, com vendas para cerca de 40 companhias em 38 países e uma

média de 900 sensores/ano instalados e um total de oito mil sensores espalhados por todo o mundo.

A despeito da longa distância – mais de 11.000 km, em linha reta, desde Bergen –, o Brasil é hoje um mercado crucial para a empresa, segundo Jarl Gill, gerente de Vendas da ClampOn. “Fornecemos para a Petrobras desde 1998, tendo participado em mais de 50 projetos da petroleira no Brasil e no exterior, dentre os quais Mexilhão, Marlim Leste, Marlim Sul, Roncador, Albacora, Cascade-Chinook (Golfo do México)”, contabiliza o executivo.

Também no Brasil, a companhia norueguesa tem seus equipamentos instalados nos projetos de Perdido e Bijupirá-Salema (Shell), Peregrino (Statoil/Anadarko) e Frade (Chevron), entre outros. Muitos desses negócios foram costurados na Rio Oil & Gas, evento do qual a Clam-

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pOn participa desde 1998, quando fez sua primeira venda para a Petrobras, com um sistema de detector de PIG para o campo de Pampo.

A inserção no mercado brasileiro também é facilitada pela Macnor/Maritime Cluster of Norway, empresa de representações e serviços da área naval e offshore criada em 2002, que abre caminhos para um grupo de empresas norueguesas, tradicionais fornecedoras de equipamentos e líderes no mercado mundial. Por meio de uma afiliada local, Macnor Service, a representante dá suporte pós-venda, desde o acompanhamento da instalação até o comissionamento do equipamento, por meio de uma equipe de técnicos e engenheiros treinada e certificada em cada uma das quase 20 representadas.

Comunicação por hidrofones Pelos mesmos caminhos da inovação seguiu a Naxys, empresa norueguesa que surgiu no ano 2000 com uma novíssima tecnologia de sensores acústicos – Acustic Leak Detector (ALD) – para detecção de vazamentos de sistemas subsea.

Jens Abrahamsen, diretor da Naxys, ressalta que se trata de sensores não intrusivos (ou seja, que não necessitam ser introduzidos ou inseridos em um duto, bomba ou outros tipos de equipamentos), que podem ser utilizados em profundidades de até 3.000 m por até 25 anos.

O sistema é composto por microfones (hidrofones) montados em grupos dentro de uma espécie de gaiola, colocada próximo ao local/ equipamento que se deseja inspecionar. Por meio da captação de sons provenientes do equipamento, e que se propagam na água, o sistema é capaz de detectar um vazamento de óleo por um orifício minúsculo, do tamanho do bico de uma caneta, em grandes profundidades.

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Verdadeiros ‘ouvidos’ de sistemas subsea, essa tecnologia de ponto, que chegou há cerca de três anos no mercado offshore, vem conquistando petroleiras e fabricantes de equipamentos submarinos para a indústria de petróleo e gás. Com menos de uma década de vida, a Naxys, que em 2005 foi comprada pelo grupo Borge, já tem suas soluções aplicadas em várias bacias pelo mundo afora.

Com essa tecnologia que já é uma referência de inovação na área de detecção de vazamentos, o foco da Naxys é o Brasil, onde a norueguesa já se associou à Asel-Tech, que é líder em soluções detecção de vazamento em dutos. Diferente de outras parcerias, foi a brasileira que tomou a iniciativa de procurar a empresa norueguesa, ao saber que ela possuía uma sistema de detecção que poderia complementar a solução desenvolvida e aplicada com sucesso pela Asel-Tech em inúmeros projetos espalhados por todo o país.

Com 23 anos de atividade, a empresa paulista, que nasceu voltada para a área de automação, na última década decidiu focar no setor de óleo e gás, criando tecnologias e soluções diferenciadas, principalmente na área de detecção de vazamentos em dutos. “Toda a linha de detecção de vazamento de dutos foi desenvolvida a partir de 2004, dentro da AselTech”, destaca, com orgulho, o diretor e fundador da empresa, Julio Alonso.

“São tecnologias próprias, que começamos a desenvolver em casa, a partir de 2004”, complementa.

Uma mudança de rumo alinhada com as transformações no cenário brasileiro, que desde o início dos

anos 2000 tem tido sua malha de dutos e gasodutos mais do que triplicada, em função do aumento da produção não só de óleo e derivados, mas também de gás natural.

Nessa nova visão, a empresa, na busca por soluções integradas que revelem o estado da arte nesse segmento, tem aberto caminho para parceiros estratégicos. “Procuramos desenvolver tecnologia própria, buscando no mercado, quando necessário, novos parceiros, tanto em termos de equipamentos, produtos, como de serviços, que agreguem valor às nossas soluções”, salienta o executivo, que ouviu falar da Naxys dentro da Petrobras.

“Mas ninguém sabia dizer ao certo o que ela fazia. Fui até a Noruega e vi que somando as nossas expertises, poderíamos oferecer soluções integradas: a Asel-Tech, trabalhando de dentro para fora (dos equipamentos), e a Naxys, no caminho inverso, uma vez que o sistema deles capta os sons propagados na água”, revela Alonso.

Segundo ele, o uso dessa tecnologia pode evitar uma série de eventos, desde uma paralisação inesperada que pode comprometer todo o sistema subsea, a um vazamento ou outro tipo de ocorrência, que pode se desdobrar em um acidente de graves proporções.

“Pelo som captado pelo equipamento, é possível saber se um duto marítimo está sendo arrastado pela correnteza ou outro fator, se há algum tipo de vazamento de fluido.

As informações são repassadas em tempo real (via um umbilical) para um operador, que pode antecipar ações ou fazer estudos preventivos para evitar que todo o sistema seja impactado por aquela ocorrência.”

Com olhos e ouvidos no fundo do mar, a indústria da Noruega está estabelecendo uma via de mãodupla com as empresas brasileiras, nas águas da parceria.

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Na superfície da

tecnologia

Nem sempre é no fundo do mar, seja em águas rasas ou profundas, que se realizam algumas das mais importantes operações da indústria offshore: quando há uma falha ou incidente no sistema – do poço à plataforma –, é fundamental contar com recursos tecnológicos que possam minimizar os impactos que eles possam vir a causar no meio ambiente.

Foto: Divulgação

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s desafios que o setor de petróleo e gás natural tem pela frente não se restringem apenas aos obstáculos a superar para explorar e produzir petróleo em cenários cada vez mais hostis, como o pré-sal brasileiro – ou, no caso da Noruega e outros países daquela região, o Ártico. Dizem respeito também à forma como as empresas estão se preparando para atuar, cada vez mais, com um grau maior de segurança, em busca da perfeição, para evitar acidentes ou que os impactos de suas operações tenham efeitos desastrosos na vida humana, no meio ambiente, nos negócios da companhia e até na economia de um país.

A realização de atividades de E&P de petróleo nos pontos mais extremos do continente, na zona costeira do norte da Noruega, acima do círculo polar ártico, desenvolvidas principalmente pela Statoil, se dá segundo severas normas e algumas das mais rígidas exigências internacionais no que diz respeito à prontidão para derramamento de óleo na zona costeira.

Com o intuito de promover a melhoria contínua de processos e soluções, assim como desenvolver tecnologias inovadoras para atender a essa questão, envolvendo sobretudo o setor privado, a Innovation Norway, o Conselho de Pesquisas da

Noruega, e o Siva, órgão governamental de desenvolvimento industrial, criaram o programa Arena.

A iniciativa prevê apoio financeiro de longo prazo e suporte de especialistas para promover o desenvolvimento de clusters empresariais regionais, com o objetivo de reforçar a interação entre a indústria, as instituições de P&D, universidades e o setor público, e incentivar a inovação.

Um cluster formado por esse programa, com foco especial na indústria de petróleo e gás, é o Arena Preparedness and Protection, integrado por 11 empresas da região de Lofoten e Vesterålen (atualmente em análise para atividade petrolífera). Também fazem parte desse cluster várias instituições de P&D, como o grupo Sintef,

a Norwegian University of Science and Technology (Universidade de Ciência e Tecnologia da Noruega), o National Institute of Technology, entre outros.

O cluster tem ainda parceiros do setor público, como o Norwegian Coastal Administration, agência nacional de gestão costeira, segurança marítima e comunicação; o Norwegian Defense Operating Headquarter, quartel general operacional que administra e coordena todas as operações militares nacionais e internacionais, inclusive a Guarda Costeira e a vigilância na Noruega.

O objetivo principal do grupo é criar e implementar soluções para dar resposta rápida a um derramamento de petróleo, a partir do desenvolvimento de novos equipamentos e tecnologias, assim como TN Petróleo 73

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aprimoramento da organização e gestão de operações. A meta é estabelecer novos padrões de segurança para que se possa ir mais além do mercado local.

“Uma pesquisa abrangente realizada em 17 regiões do mundo indicou o Brasil como uma das quatro mais relevantes para a Arena Preparedness & Protection. Por isso, fomos ao Brasil para identificar o interesse do mercado em nossos produtos e serviços”, observou Rune Finsveen, gerente de projetos do cluster. “Caso seja identificado suficiente potencial, o cluster considerará a possibilidade de se estabelecer no Brasil.”

Mais além das barreiras O mercado brasileiro já entrou na rota de negócios de empresas como NorLense, Arctic Protection, Seaworks, Mercur Maritime, Norwegian Petro Services e SMV Hydraulic, entre outras que integram o cluster. Mas, por enquanto, apenas o grupo NorLense, fabri-

cante de barreiras de contenção e outros sistemas utilizados em ações de contingenciamento, além de serviços nessa área, aportou, e com sucesso, na costa brasileira.

A empresa norueguesa, sediada em Fiskebol, no belíssimo arquipélago de Lofoten, uma das mais belas paisagens da Noruega, desenvolve e oferece, em parceria com diversos fornecedores locais, soluções completas para sistemas de barreira para derramamento de óleo.

No Golfo do México estão em operação vários sistemas criados pela NorLense, que hoje é reconhecida mundialmente por sua expertise no desenvolvimento de uma nova geração de barreiras offshore, especialmente projetada para ondas maiores e correntes mais fortes. Não é à toa que as barreiras produzidas por essa empresa familiar já se tornaram peça-chave de contingenciamento em qualquer petroleira do planeta.

Isto inclui a Petrobras, que utiliza as soluções da NorLense em

Foto: Divulgação Naxys

noruega

quase todos os nove Centros de Defesa Ambiental (CDAs), espalhados pela costa brasileira e também na Amazônia, e que têm por tarefa garantir uma resposta rápida e a máxima proteção a suas unidades operacionais em caso de emergência, complementando os planos de contingência locais dos terminais, refinarias e demais unidades da estatal.

Os mais importantes equipamentos dos CDAs são justamente as barreiras de contenção e absor-

Proteção do Ártico... e da costa brasileira Várias empresas do cluster já participaram de delegações e missões econômicas ao Brasil, para apresentar-se ao mercado, a maior parte com soluções relacionadas à segurança e contingenciamento, respaldadas na experiência consolidada no Ártico e que querem replicar na costa brasileira.

Como a Mercur Maritime, que presta serviços de construção e montagem e fornece produtos para as indústrias offshore, marítimas e em terra. Em cooperação com a Ingenium, realiza estudos de pré-engenharia, design, produção e instalação de ferramentas e equipamento – incluindo de limpeza de praias no caso de derramamento de óleo.

A jovem Arctic Protection, fundada em 2008, fornece soluções de prontidão para todas as operações de perfuração na plataforma continental norueguesa que envolvam risco, assim como para 68

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operações internacionais similares. Já a Norwegian Petro Services oferece consultoria e serviços com ênfase no planejamento, treinamento e exercícios em preparo para derramamentos de óleo próximos à costa.

No mesmo nicho está a Poseidon Consulting, que disponibiliza simuladores de treinamento marítimo, equipamentos e serviços relacionados. Especializada no campo da economia, da administração para contratação, do gerenciamento de projetos, levantamentos, serviços, consultoria com treinamento marítimo, capacitação e desenvolvimento institucional, a empresa tem certificação ISO fornecida pelo DNV e o Achilles Certificate of Qualification para fornecedores da indústria petrolífera na Noruega e na Dinamarca.

Já a Seaworks é especializada em serviços relacionados a cabos subma-

rinos, mapeamento de leito marinho offshore, tratamento de resíduo especial e transporte de contêineres e carga em geral. A empresa possui três landing crafts (comprados da Marinha Real da Noruega), para utilização em operações próximas à costa após acidente ou em exercícios.

A companhia de mecânica, especializada em hidráulica e manutenção de motores, SMV Hydraulic, desenvolve e produz molinetes especiais para armazenamento e manejo de barreiras offshore, enquanto que a Vacumkjempen Nord-Norge criou um equipamento de vácuo específico para a remoção e transporte de massas contaminadas.

Todas atuam alinhadas com um conceito que permeia as ações e inovações do grupo: Artic Protection.

Pode valer para o pré-sal brasileiro!

a nova odisseia viking

ção de óleo, com uma média de 20 mil m lineares (20 km) que podem rapidamente ser deslocados para combater emergências em qualquer parte do país.

Mercado aquecido Trond Hansen, gerente de Exportações da empresa da família, mostra, na prática, como é fácil utilizar os equipamentos de contenção no caso de derramamento, promovendo simulação nas águas geladas do mar, em frente à fábrica, que fica incrustada nas margens do arquipélago.

A despeito da participação de barcos da guarda costeira e de helicópteros, além de embarcações da própria NorLense, o que chama a atenção de todos é a facilidade com que um único operador desenrola a enorme barreira de 2,5 m de diâmetro de um carretel gigante, posicionado na margem. Em altomar, lembra Trond, isso é feito das próprias embarcações que atuam nas operações de contingenciamento.

A barreira é puxada por um pequeno barco, operado também por um único homem. “Com dois homens podemos estender uma barreira com rapidez, para evitar que o óleo se espalhe e atinja o continente”, observa o executivo.

O simulado confirma: em menos de 20 minutos, uma verdadeira ‘parede’, parte dela submersa (o óleo fica na superfície, devido à diferença de densidade em relação à água), se estende por mais de 400 m na enseada de Fiskebol.

O equipamento demonstrado é um dos maiores do mundo. E está presente no ‘acervo’ da Petrobras, que vem demandando à NorLense, através de uma parceira estratégica no Brasil, a Alpina, quilômetros e quilômetros de barreiras para garantir suas operações, que avançam em águas mais profundas e distantes da costa brasileira.

Trond desconversa quando perguntado sobre as principais características ou o volume de demandas da estatal brasileira. Mas se sabe que seu celular, sempre ligado, já atendeu ligações de técnicos da Petrobras, nos mais improváveis horários (o fuso horário é de cinco horas a mais, na Noruega, em relação ao Brasil), pedindo orientações ou novos equipamentos.

O sucesso da NorLense está respaldado também em parcerias estratégicas, com as quais amplia o alcance de suas soluções, como as potentes bombas de sucção capazes de aspirar toneladas de petróleo rapidamente para o interior de tanques em embarcações – mostrada com empolgação por Trond Hansen.

Com diversas soluções já desenvolvidas para a Petrobras, a empresa norueguesa tem intensificado suas relações com a estatal, para a qual está equipando embarcações especiais para contenção e captura de óleo, buscando atender a uma demanda cada vez mais aquecida devido ao acidente no Golfo do México e à explosão de relatos de incidentes que não são registrados por países produtores de petróleo.

Atenta ao novo cenário, a empresa já havia criado uma subsidiária, a NorLense Beredskap, que vem disseminando as competências da empresa no desenvolvimento de soluções de contingenciamento, assim como treinando seus clientes no uso dessas ferramentas. “Além dos equipamentos, oferecemos suporte em gestão de situações de crise e contratação de pessoal, promovemos seminários em diferentes níveis e treinamento”, explica Trond, personagem conhecida na rota Fiskebol-Oslo-Rio de Janeiro.

Com escalas, mas sem barreiras!

Latin America’s Energy Challenge: Sustainable and Responsible Economic Development

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noruega

Incubadas norueguesas

no Brasil

Facilitar o ingresso de empresas norueguesas no mercado brasileiro é um dos objetivos da incubadora NBIO (Norwegian Business Incubator Offices), criada pelo Innovation Norway e estabelecida no Rio de Janeiro em 2007.

E

m menos de três anos diversas empresas do segmento de óleo & gás e de energia já utilizaram a organização como ponto de partida para o desenvolvimento dos seus negócios, como a Aibel, Odim, Remora, Marintek, SN Power, Solstad, sendo que as três últimas já se estabeleceram por conta própria.

Os contratos da incubadora, de um ano de vigência, podem ser renovados por igual período, totalizando assim o tempo máximo de dois anos de permanência da empresa. “Como uma forma de incentivo e encorajamento, às primeiras empresas que tiveram interesse no NBIO foi concedido um período de permanência de até cinco anos”, explica Flávia Ambrosano, coordenadora da NBIO, que funciona no mesmo prédio do consulado geral da Noruega e do IN. Atualmente estão presentes na NBIO as seguintes empresas: Vector, Novenco, SPT Group, Noreq, Bassoe, Scana, Resman, Metizoft, PTC, IKM e Inocean.

“Ao optarem pela NBIO e por terem um suporte da IN e da Intsok, o processo de estabelecimento e o início das atividades 70

TN Petróleo 73

no país se torna menos burocrático e complicado para as empresas”, observa.

Diante do volume de investimentos previstos pela Petrobras para os próximos anos, as empresas estão buscando novas oportunidades de negócios e também o fortalecimento das relações comerciais entre a Noruega e o Brasil. “O Brasil é visto como um país com excelentes perspectivas de crescimento econômico, estabilidade institucional e muitas oportunidades no segmento de óleo e gás. A tendência é que a participação das empresas norueguesas no mercado brasileiro aumente significativamente”, acredita Flávia Ambrosano.

Por ser um modo bastante viável e econômico para as empresas se inserirem no mercado e iniciarem as suas atividades no país, a incubadora tem sido muito procurada. “Há uma lista de espera de empresas que pretendem se alocar no NBIO e, para que seja possível atender a esta demanda existe uma grande possibilidade de expansão”, informa a coordenadora.

Flávia Ambrosano reconhece que a exigência de conteúdo local vem determinando ações por

parte dos fornecedores estrangeiros de equipamentos e serviços para o mercado brasileiro. “As empresas norueguesas passaram a considerar como parte de sua estratégia de entrada no mercado do Brasil a busca de parceiros locais ou até mesmo o estabelecimento de uma filial brasileira.”

Essa tendência está refletida na procura de empresas pela incubadora. “Hoje, estamos operando com sua capacidade máxima, com todas as empresas estabelecidas legalmente no Brasil ou em processo de estabelecimento”, destaca. Uma vez instaladas, empresas fornecedoras de equipamento tendem a buscar parceiros locais para produção, ou até mesmo desenvolvem sua própria estrutura de fabricação.

“Uma vez estabelecidas no Brasil, essas empresas vêm gerando oportunidades para profissionais do país, pois os noruegueses, em sua maioria, preferem um funcionário com conhecimento local do mercado para representá-las.”

Tecnologia para operações offshore Na área de produtos e serviços integrados, um dos destaques é a Resman, que oferece so-

luções de monitoramento sem-fio contínuo de poços e reservatórios de petróleo com a utilização de tecnologia de marcadores inteligentes, já instaladas em vários poços de petróleo no Mar do Norte, Golfo do México, Austrália, Alaska e Canadá.

“A tecnologia Resman permite verificar se todas as zonas estão produzindo durante o start up, construir um perfil de produção durante meses ou anos, além de localizar com precisão onde a água está entrando no poço e fornecer dados para melhorar a alocação de produção”, explica Roberto Birkeland, gerente-geral da Resman no Brasil.

Anuncia que há expectativa de um laboratório próprio no Brasil, em futuro breve, para atender a demanda de análises químicas. “Acreditamos que o Brasil será palco de grande

Foto: Divulgação PTC

a nova odisseia viking

quantidade de operações na área de petróleo nas próximas décadas.”

Já a Vector, fabricante de conectores compactos e soluções compactas em vedação, tanto para aplicações em superfície quanto para aplicações submarinas, com forte atuação internacional na indústria de óleo e gás, tem planos de criar uma identidade própria no Brasil, para prestar melhor suporte aos clientes locais.

“Tudo isto está atrelado às oportunidades criadas pelas novas descobertas e desafios do pré-sal, a realização do volume de investimentos anunciado pelas grandes operadoras atuando no Brasil e aos requisitos legais e governamentais”, frisa Vicente Allevato, gerente-geral da Vector no Brasil. “O Brasil é uma das regiões mais promissoras no atual mundo de negócios e a Vector não está indiferente a isto: a empresa acredita no potencial

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e no poder de realização deste mercado.”

Outra companhia jovem, criada em 2002, e que chegou esse ano à NBIO é a PTC (Petroleum Technology Company), fabricante de sistemas e equipamentos premium para produção de petróleo com alta produtividade, integridade e confiabilidade. “Excedemos as normas internacionais vigentes, criando equipamento que operam sem falhas durante toda a vida útil dos poços, minimizando os riscos de intervenção por falhas destes produtos”, assegura Roberto Nogueira, gerente de vendas e operações da PTC do Brasil.

Devido ao seu portfólio de projetos e produtos de sistemas de elevação artificial de petróleo (produção de petróleo), a PTC foi convidada a se estabelecer no país pela Petrobras, em 2009, para cumprir uma programação de testes de qualificação e se tornar fornecedor oficial da mesma. “Este programa está sendo concluído e já temos fornecido equipamentos e participado de alguns processos de compra”, revela o executivo.

Segundo ele, as expectativas são muito grandes para fornecimentos de equipamentos de gás lift, Jet pumps e injeção de químicos para cenários especiais offshore (pré-sal), em que altíssima confiabilidade e performance são indispensáveis.

“Tanto que a estruturação de um centro de serviços no país e fabricação local estão nos planos da empresa para o próximo ano”, conclui.

Na área naval, quem alimenta boas expectativas é a Inocean, companhia dedicada à inovação na arquitetura naval.

Criada em 1996, o grupo hoje é formado por subsidiá-rias que “fornecem ideias, talentos e soluções para a indústria marítima no mundo, desde unidades de produção FPSOs, semisubs e outros tipos de embarcação em atividade no Brasil, Golfo do México, África e Mar do Norte”, de acordo com o fundador da companhia, Jon Erik Borgen.

A Inocean já está trabalhando na engenharia da P-63, FPSO que será instalado no campo de Papa Terra, na Bacia de Campos. “Somos responsáveis pela engenharia estrutural, documentação técnica e desenhos para a conversão do navio tanque ULCC BW Nisa em um FPSO”, diz o executivo. Além disso, já prestou serviços para a OGX e Wellstream. “Nosso foco principal é o mercado de FPSOs, nossa principal competência e uma grande oportunidade no Brasil, levando em consideração a futura demanda por esse tipo de embarcação.”

Com um total de 700 empregados, e subsidiárias no Reino Unido, Ásia, Tailândia, Canadá, Espanha, Austrália e Cazaquistão, a IKM está na NBIO desde dezembro do ano passado, oferecendo serviços de completação mecânica e comissionamento atuando desde a fase de

testes ao pré-comissionamento e inspeções.

“Como todas as subsidiárias internacionais do grupo IKM, a IKM Testing Brasil é uma companhia local que conta com treinamento e suporte internacional mas com a visão de gerar uma importante contribuição para a economia do país”, afirma Stephen Kingsnorth, diretor de negócios internacionais da IKM Testing.

Do mesmo modo, a Noreq e o Bergen Group Dreggen estabeleceram uma joint venture, na NBIO, para suprir o mercado brasileiro de equipamentos e serviços offshore requeridos pelas indústrias de gás e de petróleo.

Criada em 1987 por um grupo de engenheiros egressos da Munck Offshore e localizada em Bergen, a Bergen Group Dreggen fornece guindastes com capacidade de 500 – 400 toneladas, tecnologia de içamento e serviços de engenharia para a indústria offshore norueguesa e internacional. Já a Noreq é uma empresa especializada em tecnologias e equipamentos de salvatagem, incluindo o sistema Turcos, de torpedo salva-vidas, que já é visto como um novo padrão de segurança para plataformas marítimas e grandes embarcações.

“Achamos excitante duas empresas norueguesas se unirem para entrar no mercado brasileiro. O Brasil é uma área em crescimento e, obviamente, esperamos ter sucesso, o que é perfeitamente possível com nossos produtos”, destaca Wellington de Barros, gerente de vendas da companhia.

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tecnologia 3D

A integração entre o

virtual real eo

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textos e fotos: Beatriz Cardoso

A tecnologia que entusiasma os amantes dos filmes e vídeos em 3D – terceira dimensão – vai muito além das salas de cinema e das mostras. Empresas como a brasileira Absolut Technologies vêm mostrando como o 3D pode ser uma poderosa ferramenta de integração e colaboração em setores que fazem uso intensivo de tecnologia, como as companhias de petróleo e gás, em que as salas de realidade virtual revelam, literalmente do poço ao posto, passando pelos laboratórios e escritórios administrativos, como funciona essa complexa indústria.

Com mais de cem salas de realidade virtual espalhadas pelo Brasil afora – mais de 30 na Petrobras –, em companhias nacionais e estrangeiros de distintos setores (petróleo, aeronáutica e automotivo) e em universidades e centros de pesquisa, a Absolut Technologies dispensa apresentações.

No entanto, essa empresa 100% nacional, criada em 1998 pelo engenheiro alemão Hans Ulmer e a brasileira Lucymeire Ferraz, em uma incubadora tecnológica da Universidade Federal da Bahia (Uf ba), passa até despercebida para quem chega ao grande casarão de esquina,

na cidade de Lauro Freitas (BA), onde funciona um dos maiores showrooms de realidade virtual da América Latina. É nesse município da região metropolitana de Salvador que o casal de empresários Hans e Lucymeire comanda a empresa que já virou uma multinacional TN Petróleo 73

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tecnologia 3D

montagem de sistemas, instalação e manutenção de estruturas de visualização e realidade virtual – das mais simples salas colaborativas às complexas cavernas digitais, onde é possível imergir na realidade virtual.

Ingresso na universidade

O laboratório Caverna Digital – nome originado da sigla inglesa Cave (Cave Automatic Virtual Environment) – é um dos maiores desse tipo, existindo apenas três outros com tamanho superior em todo o mundo

Hans Ulmer, presidente da Absolut Technologies

da realidade virtual no mercado real. Hans, que trabalha com essa tecnologia desde a época da faculdade, não imaginava que iria ter tanto sucesso em um negócio pouco conhecido no Brasil, quando saiu da incubadora para emancipar a empresa criada com o objetivo de desenvolver e implantar soluções de realidade virtual em meios corporativos e instituições de pesquisa.

“Realmente começamos do nada, com uma proposta que era extremamente inovadora, até mesmo para a universidade”, lembra Hans Ulmer.

A ousada aposta do casal deu certo. A Absolut Technologies assina os projetos de mais de uma centena de salas de realidade virtual no Brasil, de diferentes portes, características e finalidades, em empresas como Fiat, Volkswagen, Petrobras, Devon e em instituições sér ias como a Universidade de São Paulo (USP), Universidade de Campi76

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nas (Unicamp), Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio) e o Centro de Pesquisa Leopoldo Miguez – sem falar na Agência de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A empresa baiana – afinal, nasceu em um campus universitário de Salvador – também ultrapassou as fronteiras, desenvolvendo e implantando projetos de ponta em outros países. E nas mais distintas organizações: desde o meio acadêmico, como as universidades de Iowa (Estados Unidos), Hong Kong (China) e Talca (Chile), às grandes corporações, como a Motorola na Colômbia, a Repsol/YPF, na Argentina, ou a estatal Petroleos Mexicanos, entre outras.

Na sede de cerca de 800 m², em Lauro Freitas, Hans e Rosymeire comandam uma equipe multidisciplinar de quase 40 pessoas, que trabalha desde o projeto de concepção ao desenvolvimento e

Foi depois de um primeiro trabalho para a Mercedes Benz, que utiliza sistemas de realidade virtual em 3D no desenvolvimento de projetos de novos modelos de carros, que a Absolut entrou no mercado universitário. Mais precisamente, na Escola Politécnica da USP, na qual a empresa participou da construção da primeira caverna digital do país, inaugurada em abril de 2001.

O projeto, coordenado pelo Laboratório de Sistemas Integráveis (LSI) da Poli-USP, que recebeu recursos da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e investidores privados, envolvendo, além da Absolut, solução integrada da SGI e cabos doados pela empresa Furukawa, foi aclamado na época como o primeiro laboratório latino-americano para total imersão em realidade virtual. E um dos mais sofisticados do mundo para pesquisa, aplicações científicas e treinamentos em áreas como medicina, arquitetura e diversas atividades industriais.

A TN Petróleo foi a primeira mídia do setor de petróleo e gás a divulgar o projeto da Caverna Digital – nome originado da sigla inglesa Cave (Cave Automatic Virtual Environment) –, uma sala formada por paredes e chão forrados por telas especiais, em que são feitas as retroprojeções de imagens geradas por computador em altíssima resolução. Um sistema complexo de realidade virtual, que permite exibir as simulações tridimensionais criadas em com-

putador de forma ampliada, em tamanho prĂłximo do natural. â&#x20AC;&#x153;Ă&#x2030; um dos maiores laboratĂłrios desse tipo, existindo apenas trĂŞs outros com tamanho superior em todo o mundoâ&#x20AC;?, disse na ĂŠpoca Hans Ulmer. A realidade virtual dava seus primeiros passos no Brasil, embora jĂĄ existissem mais de 160 laboratĂłrios desse tipo no mundo no princĂ­pio da dĂŠcada, de acordo com o professor e doutor Marcelo KnĂśrich Zuffo, coordenador executivo do nĂşcleo de Realidade Virtual do LSI e de comunicação visual e mĂ­dias eletrĂ´nicas interativas.

O laboratório brasileiro começou a ser construído em agosto de 2000, com a participação de professores e alunos de pós-graduação da Poli-USP e estagiårios do LSI do Departamento de Engenharia de Sistemas Eletrônicos.

Depois do laboratório da USP, a Absolut ganhou o passaporte para a internacionalização ao ser contatada, pelo telefone, para desenvolver parte de um projeto na Universidade de Iowa, nos Estados Unidos, que havia descoberto a empresa pela internet. Ela acabou fazendo quase o projeto inteiro, e só não se instalou por lå devido aos altos investimentos necessårios para dar esse passo.

A caverna brasileira mostrou ao mercado que a tecnologia disponibilizada pela Absolut possibilitava a criação de protótipos virtuais, assim como pesquisas científicas nas mais diversas åreas do conhecimento humano: medicina, design, exploração petrolífera, aeronåutica e exploração espacial, arquitetura e urbanismo, biologia, automobilística, petroquímica e indústria em geral.

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Salas colaborativas

Além do ICE, das salas imersivas (cavernas digitais) e do videowall, a Absolut Technologies desenvolveu outras soluções para reforçar a integração em ambientes corporativos. São elas: PowerWall – Solução de projeção 3D em tela grande plana de conteúdo com alta resolução de imagens, permitindo total interação entre os usuários e o conteúdo. Disponível em versão estéreo ativo e estéreo passivo, isto é, com um ou mais canais de projeção, o PowerWall é customizável e compatível com interfaces de realidade virtual, gerenciadores de imagem e sistemas de automação.

Easy 3D – Compacto, simples e de baixo custo, o sistema atende as necessidades do mercado por um projeto pequeno, mas com projeção 3D. De fácil instalação, com a tecnologia plug-and-play, é compatível com diversos conteúdos, como o CAD 3D, GIS, vídeos 3D, entre outros.

Basicamente, a solução é composta por tela 3D de até 2,40 m de altura, projetores com filtros integrados, gabinete integrado, suporte universal para projetores e filtros e duto para cabeamento.

RCI (Remote Colaborative Interface) – Solução de colaboração que associa robustez a agilidade, eficiência e segurança. Dispõe de recursos de última geração, como a projeção de várias imagens simultâneas: telas de computador, documentos digitalizados, videoconferência, e de outros aparelhos que estão dentro ou fora da sala, pelo recurso picture-in-picture. Adequadas à necessidade e ao porte de cada empresa, o RCI integra fontes de dados, áudio e vídeo pelas diversas salas em diferentes unidades da empresa ou ao redor do mundo. O RCI pode ser dividido de acordo com a necessidade do cliente: Small (entre computadores); Middle (entre computadores e monitor); e Top (entre computadores, monitor e projeção de grande escala).

de cem clientes em carteira. Mas foi sem dúvida a indústria de petróleo e gás que melhor entendeu a dimensão dessa ferramenta e as vantagens que oferecia não somente no desenvolvimento de novas soluções e na pesquisa, como também para reforçar a integração e a colaboração no ambiente corporativo.

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“De 2001 a 2010, mudou a utilidade das salas de visualização. No início eram exclusivamente ambientes 3D. Hoje, elas são mais colaborativas, possibilitando a interação não somente com outras unidades da companhia, mas também com fabricantes, fornecedores, clientes, que têm acesso às imagens e infor-

mações em qualquer lugar em que estejam”, observa Hans Ulmer.

Em dez anos, a empresa instalou mais de 30 sistemas em diferentes unidades da Petrobras em todo o país, entre os quais a famosa holospace, na sede da petroleira, e a sala de visualização Galileu, no Cenpes, ambas no Rio de Janeiro. Boa parte das instalações são as chamadas salas interativas – as Interactive Colaborative Environment (ICE).

Com infraestrutura e tecnologia, essas salas, que podem ter diferentes níveis de sofisticação tecnológica, dispõem de recursos audiovisuais, como equipamentos em alta definição e recursos 3D, que tornam as reuniões mais dinâmicas e produtivas, além de possibilitar a integração de diversos ambientes, em diferentes unidades da empresa, por videoconferência, em tempo real.

Esse sistema foi instalado pela Absolut também em empresas do setor automotivo, nas plantas da Fiat em Betim (MG), e da General Motors e da Volkswagen, em São Bernardo do Campo (SP). O ICE da Fiat, chamado de Latin America Style Center, é a única área de design da companhia italiana fora da Europa; levou seis meses para ser implantado e consumiu um milhão de euros.

Outro case da empresa é o sistema de videowall, integrado por pequenos blocos modulares de displays que, em conjunto, permitem ao usuário construir com facilidade walls com imagens em alta definição e bordas quase imperceptíveis. Os videowalls são constituídos a partir de monitores ou cubos com resolução nativa a partir de HD. Ideal para monitoramento e controle em tempo real, essa tecnologia está instalada em algumas unidades da Petrobras, entre elas a área de Abastecimento da Pe-

a integração entre o virtual e o real

trobras, no Rio de Janeiro. Com o auxílio desse sistema é possível monitorar todos os processos, assegurando maior agilidade na tomada de decisões, assim como no processamento de dados, gerenciamento de crises, alarmes, controle de rede, entre outras funcionalidades.

Para atender às demandas de clientes como Petrobras, Fiat e outros, a Absolut não somente investiu na qualificação de seu pessoal e na criação de soluções próprias, obrigando, muitas vezes, o fornecedor de um determinado tipo de equipamento a desenvolver um novo produto. “Além de construir junto com a empresa, já houve situações em que demandamos uma solução específica. Foi o caso de um filtro desenvolvido a nosso pedido para equipamentos da Sony que utilizamos em nosso sistema. Fomos a primeira empresa a fazer testes,

junto com a Sony e uma parceira alemã, que inventou os filtros. Levamos pessoas daqui para a Alemanha e ficamos duas semanas fazendo testes, junto com técnicos da Petrobras, que queria ver como funcionava”, lembra Hans Ulmer.

Tecnologia amigável As soluções desenvolvidas pela Absolut têm como um de seus grandes atributos o fato de ser fácil de operar. “Antes, essas salas precisavam de um operador. Hoje, com tudo automatizado, não é mais um elefante branco: qualquer pessoa pode operar a sala. Isso já se tornou uma coisa normal. Entrou no dia a dia, no fluxo de trabalho. E uma coisa que procuramos fazer é entender esta rotina, para apoiá-la e fortalecê-la, com a tecnologia de áudio e vídeo”, pontua Hans Ulmer.

“Nós oferecemos muito além da revenda de projetores e outros

produtos; a Absolut Technologies vende inteligência tecnológica que transforma uma sala corporativa, tornando-a mais funcional, colaborativa e com recursos de realidade virtual”, frisa o executivo. O primeiro passo para a construção de uma verdadeira sala colaborativa é a análise de todo o sistema já existente no cliente, como equipamentos, cabeamento, espaço e identificação das necessidades.

Além disso, todo o sistema é integrado, de modo que funcione de forma simplificada com o máximo de tecnologia.

A inda assim, tais sistemas abrangem projetores de alta definição, tevês de plasma, monitores 3D e equipamentos de videoconferência que demandam manutenção adequada, com ações corretivas e preventivas para completo funcionamento do ambiente colaborativo.

tecnologia 3D

Show em 3D no futebol A Absolut Technologies fez parte do projeto Seleção Brasileira de Inovações, uma das 11 iniciativas da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), órgão do Ministério da Ciência e Tecnologia, apresentadas na Casa Brasil, em Joanesburgo (África do Sul), de 14 de junho a 11 de julho.

A empresa forneceu soluções para a projeção demonstrativa das transmissões em super high definition 4K 3D (4096X2160), o que permitiu aos torcedores que não estavam nos estádios assistir às partidas como se ali estivessem. Esse projeto foi desenvolvido em parceria com a Universidade Mackenzie e o Centro de Pesquisa e Desenvolvimento em Telecomunicações e TI (CPqD).

Com a supervisão de Keith Collea, produtor de filmes hollywoodianos como Homem de Ferro 2, foi filmado o jogo da final do Campeonato Gaúcho de 2010, entre Grêmio e Internacional. O clássico do futebol brasileiro, popularmente conhecido como ‘Gre-Nal’, serviu de experimentação para a primeira filmagem de 4K 3D no mundo. E é este filme que foi apresentado pela primeira vez em 3D com resolução de 4096X2160 durante a Copa na África.

A equipe técnica especializada, no Rio de Janeiro e em Salvador, formada por engenheiros elétricos e mecânicos e técnicos em eletrônica e estrutura mecânica, dão atendimento diferenciado pelo site abs-tech.com e pelo telefone. Além disso, existe a garantia de troca de peças e instalação de produto igual ou superior, enquanto o mesmo é substituído ou está no conserto.

A empresa oferece, ainda, serviço preventivo dos equipamentos:

sem esses cuidados, corre-se o risco de degradação do sistema e perda de qualidade. Quando ocorrer, o defeito pode ser mais grave, já que, muitas vezes, é resultado do acúmulo de pequenos problemas que poderiam ter sido detectados e corrigidos. Outro benefício proporcionado pela ação preventiva é a usabilidade correta dos produtos instalados: como os profissionais da Absolut realizam visitas periódicas aos clientes, o conhecimento

é mantido mesmo com a troca ou entrada de funcionários.

Mais uma competência que a empresa baiana vem consolidando no mercado: hoje, ela tem contratos de manutenção dos sistemas de áudio e vídeo da Petrobras, assim como da Repsol e da HRT, outra brasileira que utiliza essa tecnologia em diferentes atividades.

A expectativa de Hans Ulmer com tantos nichos de mercado, que vão muito além do setor de óleo e gás, é crescer esse ano pelo menos uns 30% – o dobro do registrado em 2009, quando, a despeito da crise deflagrada em 2008, a empresa teve um incremento de 15% nos seus negócios. E estamos falando de tecnologia de alto custo. Para Ulmer, 2010 será um marco para a popularização da tecnologia 3D. “Com o 3D, as imagens são mais reais, ricas e com detalhes. Já em 2010, 5% das vendas dos televisores serão de tevê 3D.” Por isso mesmo, o executivo está olhando com carinho para o segmento de entretenimento. Afinal de contas, foi lá que o 3D ganhou tanta popularidade.

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A INDÚSTRIA NAVAL RENASCE NO BRASIL. MAIS UM MOTIVO PARA TER ORGULHO DE SER BRASILEIRO. O Estaleiro Atlântico Sul inaugura uma nova era da indústria naval brasileira. Agora o Brasil é vanguarda na fabricação de navios e plataformas offshore e destaque no cenário mundial, atraindo investimentos, gerando empregos e proporcionando educação e qualidade de vida para os brasileiros. O nosso compromisso é construir um Brasil melhor.

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asfalto

expansão Asfalto em

O

s números do setor no Brasil em 2009 comprovam isso.

No ano passado, foram consumidos aproximadamente 2 milhões e 145 mil toneladas de asfalto, cuja maior produtora nacional é a BR. A estatal tem 26% e a Ipiranga 14%, mas, como esta última faz parte do grupo Petrobras, a BR alcança um percentual de 40% do mercado asfáltico.

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A previsão, segundo a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Asfaltos (Abeda), é de que o consumo para 2010 deverá ficar em 2,5 milhões de toneladas de asfalto, sendo que o consumo de emulsões asfálticas deve ser de 30% desta quantidade. Hoje, existem mais de 60 fábricas de emulsões asfálticas e asfaltos modificados no Brasil, sendo o Sudeste o maior produtor e consumidor de asfalto. Só a BR possui 15 plantas de

emulsões, depois da incorporação das unidades da Ipiranga Asfaltos.

Atualmente, 61% de todo o asfalto produzido no país vem da região Sudeste.

No ranking dos principais consumidores do produto, em primeiro lugar está o governo (federação, estados e municípios), com 90%, seguido das concessionárias de rodovias, com 6%, e a construção civil, com apenas 4% de participação no consumo asfáltico.

Com apenas 12,4% de estradas pavimentadas e uma imensa demanda reprimida, o mercado de asfalto no Brasil vive um período de franca expansão, com as obras do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), e de eventos como a Copa do Mundo de 2014 e as Olimpíadas de 2016, além, é claro, das eleições deste ano. por Rodrigo Miguez

A malha rodoviária brasileira sempre foi conhecida pelas péssimas condições de suas rodovias, com asfaltos que não proporcionam segurança ao usuário. Um dos motivos dessa constatação é a escolha equivocada dos investimentos em transportes nos últimos 50 anos, quando a construção de rodovias foi priorizada em detrimento das ferrovias.

Em países com dimensões continentais como o Brasil, o correto seria que a carga fosse transporta-

da por ferrovia ou hidrovia, mas, ao contrário, o principal modal brasileiro é o rodoviário, por onde passam 58% das cargas, segundo o Ministério dos Transportes, gerando aumento de preço dos produtos ligados à produção das emulsões asfálticas.

Os números da condição das estradas no Brasil impressionam.

Segundo dados do Dnit, ligado ao Ministério dos Transportes, 1.368.190 km (79,9%) de toda a malha não são pavimentados – apenas 212.600 km (12,4%) possuem pavimentação. O restante encontra-se na categoria “Planejada”, na qual estão previstos pontos de passagem para o atendimento a uma demanda potencial de tráfego.

Para Luciana Dantas, chefe do laboratório de asfalto do Instituto de Pesquisas Rodoviárias (IPR), ligado ao Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes (Dnit), entre as razões das condições ruins das estradas no Brasil está a dificuldade de se fazer cumprir o que está nas Normas, razão pela qual a condição final do pavimento não alcança um padrão de

qualidade desejável e apresenta defeitos prematuramente.

Os investimentos em pavimentação de estradas no Brasil ainda estão ligados, infelizmente, à política. No período eleitoral, a demanda por asfalto no país cresce substancialmente. Segundo a Abeda, em ano de eleições, a demanda cresce 20%. Em julho de 2009, o consumo foi de 203.163 toneladas.

Já este ano, em plena época de eleições, aumentou para quase 283 mil toneladas. Além disso, eventos importantes como a Copa do Mundo, em 2014, e as Olímpiadas, em 2016, irão inflar ainda mais esse mercado, que movimenta R$ 3,5 bilhões por ano.

Investimentos De acordo com informações da segunda etapa do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), serão investidos R$ 48,4 bilhões nas rodovias. Estudos do Plano Nacional de Viação (PNV) mostram que a situação das rodovias federais é muito melhor do que nas estradas estaduais e municipais, as mais precárias. Nas federais, 52,1% está asTN Petróleo 73

83

asfalto

faltada; nos municípios, o panorama encontrado é de impressionantes 92,2% de rodovias sem asfalto.

Para repor anos de falta de investimentos nas ruas da cidade, a secretaria de Obras da prefeitura do Rio de Janeiro está realizando o maior programa de fresagem e recapeamento do país, o “Asfalto Liso”. Ao todo serão restaurados 182 corredores de tráfego, em um prazo de 26 meses, durante o qual serão investidos R$ 475 milhões.

Dentre as avenidas que já ganharam nova camada de asfalto estão a Presidente Vargas e a Estrada do Galeão, na Ilha do Governador, que dá acesso ao Aeroporto Internacional Tom Jobim.

Grandes consumidores de asfalto Governo (Federação, Estados e Municípios).......................90% Concessionárias de Rodovias............................ 6% Industrializadores................ 4% Nessas duas importantes vias da cidade foi implantada a geogrelha polimérica antirreflexão de trinca, um tipo de asfalto tecnologicamente superior aos outros, que aumenta a durabilidade, permite rápida restauração e preserva a estrutura existente. Além desse, também está sendo usado o asfalto modificado com polímero.

Segundo o secretário de obras da prefeitura do Rio, Alexandre Pinto, em algumas ruas foi constatado que havia até quatro camadas de asfalto, prejudicando a qualidade do piso, quase sempre com ondulações e buracos. A expectativa da prefeitura é que a nova camada asfáltica tenha durabilidade de dez anos.

Outro fator que também contribui para o crescimento da demanda de asfalto são os investimentos feitos pelas concessionárias de rodovias que já colocaram nas estradas brasileiras R$ 19 bilhões desde o início do Programa de Concessões, em 1995, segundo dados da Associação Brasileira de Concessionárias de Rodovias (ABCR).

Excelência no Asfalto Como forma de aperfeiçoar os produtos asfálticos e os profissionais que atuam nessa indústria, a Petrobras possui dois importantes projetos: o Programa Asfalto na Universidade (Proasfalto) e o Centro de Excelência em Asfalto. O Proasfalto foi criado em parceria com a Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Asfaltos (Abeda) para aprimorar a capacidade dos futuros engenheiros civis na execução de projetos e obras de pavimentação asfáltica.

Para isso, o programa realiza cursos de atualização para professores em universidades de todo o país. Assim, os alunos tornam-se mais bem preparados e especializados para o mercado da pavimentação.

Para Laura Motta, coordenadora do Proasfalto, professora da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e autora do livro Pavimentação Asfáltica, o resultado do programa tem sido muito positivo e surpreendente, além de ter servido 84

TN Petróleo 73

como um incentivo aos estudos de pavimentação feitos pelos alunos, que criaram uma rede de conhecimento que permitiu a troca de experiência entre eles.

“Depois da criação do Programa Asfalto na Universidade, aumentou muito o interesse dos alunos pela área de pavimentação, principalmente pelo fato de o mercado de trabalho neste setor estar bastante aquecido”, afirmou Laura Motta.

Ainda segundo ela, o livro Pavimentação Asfáltica tem sido aplaudido por empreiteiras, usinas, técnicos e todos os envolvidos com o setor, já que há uma carência crônica de livros técnicos nesta área no país.

Já o Centro de Excelência em Asfalto (Ceasf), criado para buscar o aumento do nível da pavimentação e manutenção de estradas e no uso em geral dos asfaltos,

desenvolve pavimentos de baixo custo e alto desempenho. No Ceasf, os profissionais trabalham para identificar causas de problemas em pavimentação, desenvolver pesquisas sobre novas tecnologias de aplicação dos produtos, sobre o asfalto em si ou sobre as formas de sua produção e manuseio, bem como a integração de todos os segmentos responsáveis pela qualidade final das estradas. Além disso, são feitos projetos estruturantes de desenvolvimento tecnológico para serem utilizados na produção de asfaltos da Petrobras.

TN Petr贸leo 73

85

asfalto

Extensões pavimentadas por estado 10 9 8

Km (1000)

7 6 5 4 3 2 1 0

RO AC AM RR PA AP TO MA PI CE RN PB PE AL SE BA MG ES RJ SP PR SC RS MT MS GO DF

Fonte: Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Asfaltos

2,5

Consumo anual de asfalto

2,17

2,0

1,85

1,8 1,6

Toneladas (milhão)

1,55

2,14

1,7

1,63 1,4

1,44

1,16

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010*

Fonte: Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Asfaltos

A empresa CCR, que tem a concessão de estradas importantes como a Via Dutra e o Rodoanel, em São Paulo, já investiu cerca de R$ 5 bilhões na implantação de novos trechos, manutenção e conservação de pavimentos. Para Décio Rezende de Souza, diretor de obras da CCR Engelog, o grande desafio do setor de infraestrutura é a manutenção da qualidade do pavimento, principalmente devido ao enorme número de veículos pesados que trafegam pelo país.

“A participação de veículos de grande porte, como caminhões, está entre 30% a 50%, dependendo do trecho da rodovia. Para se fazer uma comparação, as grandes rodovias nos Estados Unidos apre86

TN Petróleo 73

sentam tráfego de veículos pesados da ordem de 10%”, afirmou Décio.

Mas não são apenas as ro dovias que vêm gerando demanda na indústria asfáltica nacional. Aeroportos como o Santos Dumont, no Rio de Janeiro, e Confins, em Minas Gerais, possuem pistas de pouso revestidas com camada porosa de atrito, um revestimento asfáltico superficial com macrotextura aberta e características drenantes que proporcionam uma superfície antiderrapante e que evita a ocorrência de aquaplanagem. Assim, os índices de

atrito do pavimento ficam nos níveis aceitáveis em quaisquer condições meteorológicas.

Segundo dados da Empresa Brasileira de Infraestrutura Aeroportuária (Infraero), estão sendo aplicados R$ 440 milhões no aeroporto de Guarulhos, em São Paulo, no sistema de pista e no pátio, e na pista de táxi. Já a ampliação do pátio e da pista de táxi do Aeroporto de Curitiba irá receber investimentos de R$ 31,5 milhões.

Gargalos Para o presidente da Abeda, Eder Gomes Vianna, a falta de planejamento e de um programa consistente das obras faz com que se acumule o consumo dos materiais betuminosos, principalmente nos períodos eleitorais. Isto inibe investimentos das empresas em tancagem, logística de transportes e nas refinarias, pois a indústria fica sem a certeza de uma continuidade da demanda por parte dos governos, que deveriam fazer esses investimentos anualmente.

“Se houver vontade política, planejamento, seriedade, garantindo a existência dos recursos, certamente a indústria da pavimentação poderá acelerar investimentos e aparelhar seus parques, com equipamentos mais modernos e mão de obra mais qualificada.

Por outro lado, os fabricantes de equipamentos também se sentirão seguros para atender a demanda”, afirmou Eder Vianna. “É preciso haver uma cronologia de obras ao longo do período, não as concentrando apenas em momentos políticos”, completou.

Outro grande gargalo da indústria asfáltica é a falta de mão de obra qualificada em todos os ní-

mcs engenharia

TN Petr贸leo 73

87

asfalto

veis. Por isso, a Abeda, a Associação Nacional das Empresas de Obras Rodoviárias (Aneor) e a Petrobras se juntaram e criaram o Instituto Pavimentar, uma associação que tem por objetivo qualificar mão de obra de níveis básico e médio. Além disso, a Abeda e a Petrobras criaram o programa Proasfalto, voltado para a atualização de professores universitários na área da pavimentação asfáltica (veja mais no box).

A questão da logística na distribuição do asfalto no Brasil é primordial para a indústria. O transporte desse insumo por rodovias, além de ser mais demorado, faz o valor do frete ficar mais caro e, consequentemente, o preço final do asfalto será maior. Muitas vezes, o asfalto também leva dias até chegar ao seu destino final.

O fato, por exemplo, de grande parte da produção se concentrar no Sudeste se deve à localização das refinarias, o que facilita o transporte do produto para essas regiões,

mas, ao mesmo tempo, dificulta o envio do asfalto para os demais estados do país, principalmente no Norte e Nordeste, onde há grande concentração de investimentos, mas péssimas estradas.

Soluções Tecnológicas Para melhorar as condições das rodovias brasileiras, a indústria vem investindo em pesquisas de soluções tecnológicas para que as empresas do setor entreguem produtos cada vez melhores para

os usuários. Os exemplos positivos desse interesse nas boas soluções resultaram na obtenção de asfaltos modificados por polímeros elastoméricos, asfaltos modificados por borracha moída de pneus inservíveis, emulsões asfálticas modificadas por polímeros elastoméricos visando serviços de microrrevestimento a frio e tratamentos superficiais, ligantes esses que possuem alto desempenho.

Outro foco de abordagem das pesquisas do setor passou a ser as misturas mornas, em que as emissões de gases e queima de óleos combustíveis pelas usinas de asfalto diminuíram, contribuindo para a preservação do meio ambiente e das condições de saúde e segurança das pessoas envolvidas no processo de aplicação do asfalto. Já o Instituto de Pesquisas Rodoviárias está trabalhando no monitoramento da qualidade dos ligantes asfálticos entregues pela Petrobras para as obras do Dnit.

Sustentabilidade no asfalto Hoje, muitos estudos são voltados para a reutilização de materiais na pavimentação, diminuindo a quantidade de química na massa asfáltica e contribuindo com o meio ambiente. Dentro do programa de revitalização das avenidas do Rio de Janeiro, a prefeitura está utilizando um asfalto ecológico, reciclado a partir do asfalto antigo que é retirado durante a fresagem das pistas.

“O emprego deste novo asfalto ajuda na sustentabilidade da cidade, já que não vamos precisar aumentar o consumo de pedra, além de ser um importante fator na saúde do operário que coloca o asfalto, pois o revestimento não é aplicado com temperaturas elevadas. Além disso, esta mistura também facilita a execução do serviço e proporciona 88

TN Petróleo 73

melhor acabamento”, afirmou o secretário municipal de Obras, Alexandre Pinto.

No início de agosto, a prefeitura reabriu a unidade de reciclagem da Usina de Asfalto Engenheiro Luiz Paes, a única das cinco fábricas da cidade com esta finalidade. Com investimentos de R$ 150 mil, a unidade vai reaproveitar o asfalto retirado da fresagem das vias da cidade.

A planta carioca terá capacidade de reciclar até 100 toneladas de asfalto por hora, que serão usadas na conservação de rotina da cidade e nos recapeamentos que não estão incluídos no programa Asfalto

Liso – a produção deste tipo de asfalto é 30% mais barata. A prefeitura tem planos de instalar uma segunda unidade de reciclagem de asfalto no bairro de Campo Grande, na Zona Oeste.

O Grupo CCR, que administra várias concessões de rodovias, também adota há vários anos, na recuperação de suas estradas, a reciclagem de pavimentos, que diminui a exploração de pedreiras, e o asfalto borracha, que tem em sua composição 18% a 20% de pneus usados. Para se ter uma ideia, este percentual de borracha resulta na utilização de 1.250 pneus velhos em cada quilômetro de recapeamento de uma rodovia de pista simples, contribuindo para a preservação do meio ambiente.

TN Petr贸leo 73

89

comissionamento

A engenharia do

comissionamento O que até bem pouco tempo era visto como um conjunto de atividades executadas nas fases finais de construção e montagem de um projeto industrial, para garantir que seus sistemas operacionais sejam instalados e testados em conformidade com os requisitos de desempenho do cliente, hoje constitui um processo de gestão que permeia a implantação de um empreendimento, desde o conceito básico até a entrega do mesmo para o seu operador. Essa verdadeira engenharia de comissionamento vem sendo consolidada no país pela brasileira Forship Engenharia, que, atenta às demandas e à complexidade de plantas industriais do setor de petróleo e gás – seja uma refinaria, uma plataforma, um navio de perfuração ou uma unidade petroquímica – inovou esse processo e criou uma cultura de gestão de excelência no setor.

D

ar a partida em uma unidade industrial não é tarefa simples, mesmo quando o empreendimento já foi concluído. Do mesmo modo que, para uma viagem aérea, é necessário fazer uma checagem de todos os instrumentos do avião antes de liberá-lo para voo, colocar em funcionamento uma refinaria de petróleo, uma plataforma de produção ou uma planta petroquímica, assim como uma siderúrgica ou uma termelétrica – para não ficarmos apenas no mundo do petróleo – demanda uma série de ações para entrar em operação comercial.

Poucos sabem quão complexo é o processo que antecede o apertar de um simples botão que simboliza a partida em uma planta industrial. Enquanto no caso do avião temos uma leve percepção desse

90

TN Petróleo 73

processo, ao ouvirmos o diálogo do piloto com o copiloto checando os instrumentos, em uma unidade industrial, como uma plataforma ou refinaria, isso é praticamente impossível.

Até mesmo porque, diferentemente de uma viagem de avião, esse tipo de planta industrial ‘decola’ para ‘voos’ muito mais longos, sem escalas: plataformas, siderúrgicas, refinarias e outras unidades similares foram projetadas para funcionar anos a fio. Paradas, só as programadas, para manutenção, e quase sempre sem paralisação total da produção ou da planta, que dispõe de várias unidades e, muitas vezes, de um equipamento similar ou igual ao que está sendo aferido ou consertado. O grande desafio é justamente assegurar que a unidade opere de acordo com sua capacidade projetada, sem incidentes ou panes, evitando as paradas

por Beatriz Cardoso

de emergência. Enfim, garantir a plena operabilidade dessa planta industrial.

DNA da empresa Essa busca da quase perfeição abrange todas as fases do empreendimento, sendo o processo de comissionamento considerado hoje como estratégico para o setor, pois implica também redução de custos, tempo e riscos.

“O comissionamento deixou, efetivamente, de ser apenas uma parte final do C do EPC (da sigla em inglês de Engineering, Procurement e Construction), que abrange desde a elaboração do projeto e detalhamento à compra de equipamentos, além da contratação de serviços, a construção propriamente dita e a entrega do empreendimento ao cliente, em condições imediatas de operabilidade, para se tornar uma importante ferra-

menta de apoio à gestão de todo o processo EPC”, afirma o engenheiro Fábio Fares, presidente da Forship.

Criar a nova cultura que ajudou a configurar o comissionamento como uma engenharia de gestão foi o caminho natural de uma empresa que tinha isso em seu DNA. “A Forship foi fundada tendo como objetivo principal preencher a lacuna existente no processo de comissionamento de plantas industriais”, lembra o executivo.

Uma lacuna que, segundo ele, era expressa, ainda que não explicitamente, pela máxima “obra não se termina, se abandona” – chavão que, mesmo quando não empregado, estava no inconsciente das equipes de engenheiros, técnicos e operadores – há a responsabilidade premente de entregar os sistemas operacionais e a unidade ao cliente final, o operador da planta, “em condições efetivas de operar”, salienta Fares.

Daí os investimentos pesados da Forship no desenvolvimento de uma engenharia de comissionamento. “Fomos mais além, criando metodologia e ferramentas próprias de gestão com o objetivo de aprimorar a qualidade e tornar mais produtiva a capacidade de execução das atividades de teste, calibração, inspeção, preservação, partida, pré-operação e manutenção, entre outras que estão no escopo de serviços de comissionamento”, complementa.

O X da questão A operabilidade é um dos pontos chaves de toda essa engenharia, pois de nada serve um projeto terminado que ainda não esteja apto a entrar em operação – na realidade, não está pronto. O comissionamento visa

A Forship consolidou em uma década expertise no comissionamento de grandes projetos, como plataformas de produção de petróleo, refinarias e termelétricas.

justamente assegurar que na hora da decolagem, o empreendimento vá a lçar voo, e não se restringir a manobras na pista.

“Esse processo, como já dissemos, abrange uma série de atividades realizadas sobre o que chamamos de objetos comissionáveis, que desempenham uma função operacional específica na planta industrial”, observa Antonio Prates, diretor de Engenharia da ForTN Petróleo 73

91

comissionamento

ship. “Sendo o objetivo primordial do comissionamento a entrega dos sistemas operacionais, percebemos a necessidade e conveniência de se criar uma definição específica de operabilidade para sintetizar a condição na qual o sistema está apto a ser entregue: quer dizer, que aquele (sistema) reúne as condições esperadas de desempenho, confiabilidade e rastreabilidade das informações”, explica.

“A operabilidade é a síntese do comissionamento”, complementa Fares. Mais do que isso, tem sido também o segredo do sucesso da Forship, que é líder reconhecida em comissionamento no cenário nacional. Maior prova disso é que, recentemente, uma grande operadora fez uma concorrência específica de comissionamento para um determinado projeto e convidou 11 empresas. Apenas três, além da Forship, apresentaram proposta, mas com orçamentos incompatíveis ao escopo do trabalho (duas, com um orçamento extremamente baixo, totalmente inviável para a realização do serviço; a terceira apresentou um custo estratosférico), sendo desclassificadas. “Ganhamos sem entrar no ringue”, brinca o dirigente da Forship, que apresentou a melhor proposta em termos de custo e serviço. Ficou evidenciado que os concorrentes sequer entenderam a questão.

Inovar é preciso A liderança conquistada pela Forship na área de comissionamen92

TN Petróleo 73

to vem sendo consolidada por meio da preocupação constante com a própria operabilidade de seus serviços. Ou seja: ela efetivamente faz do desenvolvimento contínuo do comissionamento uma verdadeira obra de engenharia. “Tivemos coragem e capacidade para inovar os conceitos de comissionamento, desenvolvê-lo e praticá-lo como disciplina de engenharia, em substituição à velha e equivocada forma de considerá-lo como simples conjunto de atividades pós-construção”, afirma Fares.

A partir do correto entendimento do que é o comissionamento e da necessidade permanente de aprimorá-lo, a Forship tem investido continuamente no desenvolvimento desta disciplina e na capacitação para executar esse serviço complexo de forma competitiva e eficaz. “Investimos não somente na formação de recursos humanos técnicos e gerenciais, por meio de um programa de treinamento intensivo e abrangente, mas também no desenvolvimento de metodologia, ferramentas e métodos de gestão”, reitera o executivo.

Baseada no tripé conceitual engenharia-gestão-execução, a empresa conseguiu acelerar o processo de criação de know-how, desenvolvendo o primeiro software de gestão de comissionamento de uma empresa privada brasileira e o primeiro no mundo em ambiente WEB, o HMSWeb. “O know-how consolidado nesse processo e a capacidade de geren-

ciar o grande volume de informações geradas pelos serviços que prestamos em larga escala nos permitiu, desde 2002, inovar a forma de contratação do comissionamento”, informa o diretor de Engenharia, Antonio Prates. “A Forship foi a primeira empresa nacional capaz de cotar o conjunto de serviços de comissionamento por preço global (lump sum), como alternativa às tradicionais formas por preço unitário da mão de obra ou de serviços específicos de testes, inspeções etc., atendendo assim a uma demanda de nossos clientes”, complementa.

A Forship não somente desenvolveu uma nova disciplina como cuida de atualizar continuamente os conceitos, métodos e ferramentas aplicáveis a esse serviço de engenharia altamente especializada. “Buscamos agregar valor ao processo de comissionamento, fazendo-o cumprir também o papel de ferramenta de garantia de qualidade e de apoio à gestão e integração do empreendimento como um todo, dada sua intensa e sensível interface com os demais processos como o planejamento, engenharia de projeto, suprimento, construção & montagem e operação & manutenção”, observa Fábio Fares.

O objetivo é a maximização do resultado do cliente, seja ele operador ou epecista. “Entendemos ser esta a condição que justifica nossa existência e assegura a sobrevivência e longevidade da Forship enquanto empresa”, frisa o dirigente. “Assim, temos ajudado nossos clientes a organizar uma solução corretamente dimensionada para realizar um comissionamento eficaz e que seja um instrumento poderoso de apoio à gestão do empreendimento.”

a engenharia do comissionamento

Parceira do epecista Sempre que contratada no momento adequado, a empresa atua desde a fase de concorrência, analisando informações de projeto e requisitos contratuais, para desenvolver uma solução competitiva de organização do processo de comissionamento.

“Definimos o escopo completo de fornecimento, estimamos o HH (homem-hora) necessário para a gestão e execução das atividades, elaboramos os histogramas de pessoal, material e serviços e avaliamos criteriosamente o custo para a realização do processo completo”, detalha Antonio Prates. Para ele, é dessa forma que a Forship tem dado uma relevante contribuição ao mercado, no sentido de difundir esse conhecimento, “mesmo quando não estamos diretamente contratados para executá-lo”, completa.

Nos projetos contratados pelo EPC, a grande contribuição da Forship como subcontratada é justamente a sua expertise em engenharia e sistema de gestão do comissionamento, para cuidar dos aspectos de operabilidade que é preciso conferir à planta em construção. “Uma vez que os aspectos construtivos constituem os principais desafios e os maiores custos das obras, a constr ut ibi lidade necessar iamente assume o papel de protagonista do projeto, atraindo para si a pr ior idade das atenções”, pontua Fábio Fares.

Ele obser va que, sem o comissionamento ocupar o papel do coadjuvante indispensável à entrega do empreendimento, os projetos reduzirão suas chances de atendimento do prazo, qualidade e custo previstos e perderão a oportunidade de mitigar os

epc

riscos inerentes. “Nossa função é zelar pelo foco na operabilidade da planta, durante todo o ciclo de vida do empreendimento – condição essencial para viabilizar a entrega dos sistemas e da planta ao cliente (o operador), cumprindo as metas do contrato.”

O executivo ressalta que em projetos que não são turn key e nos quais a empresa é diretamente contratada pelo operador, há ênfase maior do aspecto ‘integração’ no conteúdo dos serviços oferecidos, uma vez que inexiste a figura de um EPC responsável pelo projeto, cabendo este papel ao próprio operador. E dá como exemplo de projetos nesse formato a implementação do ciclo combinado da UTE Luís Carlos Prestes, da Petrobras, em Três Lagoas, e a construção das plataformas de perfuração Danny Adkins e Jim Day, da Noble, em Cingapura.

comissionamento

Qualificação

específica

Em pouco mais de dez anos, a Forship acumulou quase uma centena de contratos, em mais de 70 plantas industriais para mais de 50 clientes, sendo aproximadamente metade operadores e metade epecistas, dentro e fora do Brasil.

“Nos orgulhamos dessa trajetória corajosa, que nos colocou na liderança do mercado, com uma atuação diferenciada. Fomos a primeira empresa de comissionamento a obter certificação ISO 9000 para Engenharia e Gestão do Comissionamento e incorporamos os padrões do PMI® (Project Management Institute, principal associação mundial sem fins lucrativos em gerenciamento de projetos, atualmente com mais de 500 mil associados em 185 países) para fazer a gestão corporativa e dos projetos”, frisa Fares.

O executivo acredita que a Forsh ip deu uma impor tante contribuição para a evolução das soluções de comissionamento empregadas especialmente – mas não unicamente – no setor de óleo e gás. No entanto, na avaliação dele, algumas grandes operadoras e epecistas ainda não possuem cadastros específicos para a disciplina, o que faz com que as boas intenções resultem em frustração e repetição de erros do passado, e o comissionamento acaba não cumprindo o papel adequado.

“A maioria dos epecistas está ciente da importância de estruturar uma solução de comissionamento, até porque já experimentaram perdas e situações de falta de controle – ou mesmo o caos, principalmente na fase final do empreendimento, 94

TN Petróleo 73

em decorrência de fatos triviais que poderiam ter sido evitados a um custo muito inferior ao tamanho da perda”, salienta o presidente da Forship.

Mesmo assim, de acordo com ele, uma solução recorrente entre os epecistas tem sido o uso dos profissionais da área de engenharia de projeto para a produção da documentação do comissionamento, sendo a gestão do processo absorvida pela própria equipe de gerenciamento do empreendimento, reforçada pela alocação de gerente e coordenadores específicos para o comissionamento. “As atividades de campo neste contexto são executadas, em parte, pelas equipes de montagem e complementadas por meio da contratação de mão de obra por taxa horária ou de serviços específicos. Esta tem sido talvez a solução mais comumente empregada, e não raro há falhas recorrentes, posto que engenharia de projeto não é engenharia de comissionamento”, afirma Fábio Fares.

Ele lembra que, além disso, nas fases de maior demanda para a equipe de comissionamento o projeto de engenharia encontra-se praticamente encerrado, estando sua equipe em fase de realocação para um novo projeto. “O gerenciamento do empreendimento, que normalmente tem de enfrentar os desafios do tripé ‘engenharia-

suprimento-construção’, que dá nome ao EPC, dificilmente consegue absorver, de forma organizada, a demanda muito particular do processo de comissionamento por uma gestão especializada.”

O executivo observa que, ironicamente, a razão alegada pelos epecistas que têm insistido neste tipo de organização é de origem econômica: ou seja, acredita-se que aproveitar recursos já mobilizados para o empreendimento e complementar a equipe de comissionamento com uma subcontratação de baixo custo torna possível cumprir o contrato de forma econômica e dentro do orçamento.

“A questão é que, ao se adotar esta estratégia, o comissionamento perde eficácia e produtividade e, consequentemente, sua capacidade de cumprir a função de reduzir – e em alguns casos, evitar – perdas financeiras no empreendimento, significativamente maiores do que a pretendida economia”, alerta Fábio Fares. “Além disso, a gerência do empreendimento perde ainda a noção do custo real do comissionamento, impedindo o epecista não somente de orçá-lo corretamente, mas também de consolidar o know-how para realização do processo.”

consolidada Uma indústria

Estão previstos mais de R$ 30 bilhões em investimentos na construção de novos petroleiros, graneleiros, portacontâineres, embarcações de apoio, plataformas e navios-sonda.

Previsão de 300 mil empregos diretos e indiretos.

Conteúdo local de 75% na compra de produtos e novos equipamentos.

Fotos: Agência Petrobras e STX Europe

Modernização e ampliação das instalações aumentando a capacidade de processamento de aço por ano em mais de 600 mil toneladas.

Indústria naval brasileira: construindo, desenvolvendo e transportando o Brasil de hoje e amanhã!

SINAVAL – Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore Avenida Churchill, 94/2º andar, conj. 210 a 215, Centro CEP 20020-050 • Rio de Janeiro • RJ Tel.: 55 21 2532-4878 • Fax: 55 21 2537-4705 • sinaval@sinaval.org.br • www.sinaval.org.br TN Petróleo 73

95

manutenção

Indústria em

obras

Pesquisa sobre o setor de manutenção revela que os investimentos da indústria aumentaram 50% nos últimos dois anos

S

egundo pesquisa Mapa da Manutenção, realizada pela Associação Brasileira de Manutenção (Abraman), a indústria da manutenção deverá movimentar mais de R$ 120 bilhões em 2010. O levantamento – feito a cada dois anos pela Associação – foi realizado com as maiores empresas do país. Foram consultadas companhias dos setores de papel e celulose, petróleo e gás, siderúrgico, saneamento, metalúrgico, petroquímico, têxtil, energia, transporte e automotivo.

Segundo a pesquisa, o investimento atual é 33% maior do que na última edição da enquete, realizada em 2008, quando as empresas revelaram um aporte de R$ 90 bilhões na área. O crescimento está diretamente ligado ao aumento da produção e a investimentos para evitar paradas não programadas e acidentes ambientais.

Do total dos investimentos, as empresas deverão gastar, de acordo com a composição histórica dos

96

TN Petróleo 73

por Beatriz Cardoso e Cassiano Viana

custos de manutenção, 33% com material, 31% com pessoal próprio e 27% com serviços contratados.

Contudo, outro aspecto chama a atenção: o aumento da rotatividade do pessoal de Manutenção. O turnover (relação entre admissões e demissões, ou a taxa de substituição de trabalhadores antigos por novos) passou de 2,39%, na edição de 2008, para 3,7% na última pesquisa. Esse aumento decorre da redução do quantitativo do pessoal próprio das empresas, provavelmente em consequência dos efeitos da crise econômica, que se verificou em 2008 e 2009, e da pequena variação – de 41,39% para 40,15% – da relação entre o pessoal contratado e do total de

executantes dos serviços de manutenção.

Ainda segundo a sondagem, para 44% das empresas ouvidas, a idade média de equipamentos e instalações varia de 11 a 20 anos.

No entanto, 31% das companhias têm ativos entre novos e com até dez anos de utilização. Apenas 25% das indústrias que responderam à pesquisa afirmaram possuir máquinas e plantas com idade superior a 21 anos.

Sem intermediários “A pesquisa é bianual, pois é um setor que não muda com velocidade tão grande. As mudanças são sutis. É importante destacar que as empresas declararam na pes-

Custo anula da manutenção com base no PIB (milhões de reais)

4,47

Percentual (%)

4,26

4,27

4,26

90.326 4,10

4,10

49.226 34.193

Anos

32.545 3,56

14.876

57.475

120.000 100.000

4,14 80.000

72.537

3,89

3,56

120.060

4,39

4,39

3,89

60.000 40.000

Custo total da manutenção pelo faturamento bruto (% - esquerda) Custo anual da manutenção em milhões de reais (direita)

20.000

Valores em milhões de reais (R$)

140.000 4,47

0 1995

1997

1999

2001 2003 2005 2007 2009

quisa um aumento da manutenção corretiva e a redução da preditiva, permanecendo o nível da preventiva”, avalia José Eduardo Lobato, presidente da Abraman.

“Em contrapartida, verificou-se discreto aumento na indisponibilidade devido à manutenção, embora a disponibilidade operacional dos equipamentos, que mede o valor médio do tempo em que os ativos físicos estiveram aptos para produzir, tenha ficado em 90,27%.

Esse número está dentro dos padrões internacionais”, explica.

O presidente da Associação observa que o custo da manutenção permanece em 4,14% em relação ao Patrimônio Imobilizado e ao Faturamento Bruto das empresas.

“Esse dado está acima da média mundial, que fica em 4,12%”, afirma.

A última sondagem também revela a tendência, percebida desde 2005, do crescimento do nível hierárquico da Gerência de Manutenção. “Isso significa ênfase na Gestão e, por consequência, a necessidade cada vez maior de pessoal especializado (conheci-

mento, capacidade e competência) na condução da gestão da manutenção nas companhias”, avalia. A pesquisa mostra que 51,28% das empresas demandam mão de obra com maior grau de especialização, além de exigir cada vez mais a capacitação do profissional de manutenção em mais de uma especialidade.

O estudo mostra que os investimentos em manutenção aumentaram, em relação ao ano passado, 30 bilhões de reais. Será que o equipamento está quebrando mais? “Não. O que acontece hoje é que as plantas precisam estar 100% do tempo funcionando. Parar significa perder produção, perder dinheiro. Logo, requer investimentos em manutenção”, avalia.

Segundo Lobato, as indústrias do petróleo, petroquímica, siderúrgica, papel e celulose são as grandes alavancadoras dos custos de manutenção. “Na indústria do petróleo você trabalha com o hidrocarboneto em alta temperatura e pressão. Se ocorre um vazamento, ou qualquer problema no equipamento, o dano é estratosférico.

Não estamos falando em fazer um dano pequeno no ativo, uma ocorrência pode destruir o ativo inteiro de uma companhia. E destrói tudo,

manutenção

“Turnover” anual do pessoal da Manutenção Ano

até a credibilidade e a reputação da empresa”, afirma.

O dirigente explica que, enquanto na década de 1980, uma petroleira realizava uma parada a cada três anos, hoje elas ocorrem a cada seis anos. “No meio do cami-

Rotatividade anual (% médio)

2009

3,70

2007

2,39

2005

1,98

2003

2,32

2001

2,46

1999

2,45

1997

2,22

1995

2,75

nho, acontece o que chamamos de pit stop. No entanto, mais de seis anos não dá, por questão de legislação. Mas o período de seis anos está muito bom. E é uma excelente marca. Hoje temos plantas mais bem controladas, sabemos onde

estão os defeitos e como reduzir os riscos.”

A sondagem completa será apresentada no 25º Congresso Brasileiro de Manutenção, que acontece entre os dias 13 e 17 de setembro em Bento Gonçalves, Rio Grande do Sul.

Congresso Abraman Visando promover a troca de experiências entre os profissionais e empresas do setor, a Abraman realiza, no período de 13 a 17 de setembro de 2010, no Fundaparque, em Bento Gonçalves (RS), o 25º Congresso Brasileiro de Manutenção.

A programação técnica conta com painéis, palestras e apresentação de trabalhos técnicos abordando temas como gestão, métodos e técnicas de trabalho, progresso tecnológico e as modernas técnicas de gerenciamento e execução, melhoria da qualidade, produtividade, segurança, preservação ambiental e racionalização de custos na Manutenção.

98

TN Petróleo 73

Participam neste ano, como palestrantes, profissionais da Petrobras, Chesf, Converteam, Braskem, ArcelorMittal e Usinas de Açúcar Guarani, dentre outras.

Simultaneamente ao Congresso será realizada a tradicional Expoman – Exposição de Produtos, Serviços e Equipamentos para Manutenção, com estandes de diversos setores, das empresas de engenharia e de manutenção industrial até fabricantes de máquinas e equipamentos, passando por prestadores de serviços para os mais diversos segmentos.

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Today ECO is the largest offshore vessel operator in Brazil Bram Offshore (vessels): PSVs, AHTS, FSVs, RSVs, MPSVs, OSRV, OCVs, PLSVs and WSVs C-Innovation: Subsea Construction and ROV services Marine Technologies: VSAT Communication/DP/IBS Navship Brazilian Shipyard, Navegantes-SC Shore Bases: Niterói, São Sebastião, Santos, Ilhéus, Salvador, Campos and Vila Velha

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99

Foto: Google Maps

prévia rio oil & gas 2010

Brasil

capital do petróleo na América Latina por Cassiano Viana

“Do petróleo ao biocombustível: integrando conhecimento e ampliando os limites” é o tema desse ano da Rio Oil & Gas Expo and Conference, o principal evento do setor na América Latina. Mais de 1.500 empresas confirmaram a participação no evento que está em sua 15ª edição e será o maior da história até hoje.

100

TN Petróleo 73

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

D

entre os expositores estão petroleiras como Petrobras, Shell, Repsol e Chevron, fornecedores como GE, Halliburton, Aker Solutions, Schlumberger, Technip, representantes da indústria naval como os estaleiros Keppel Fels Brasil e Mauá, além de órgãos representativos do setor e dos diversos segmentos ligados à atividade de petróleo, gás e biocombustíveis.

Realizada a cada dois anos no Centro de Convenções do Riocentro – maior centro de feiras e exposições da América Latina, com cerca de 100 mil m² de área –, desde sua primeira edição, em 1982, a feira e conferência vêm colaborando na consolidação do Rio de Janeiro como “capital do petróleo”, já que o estado concentra 80% de todo o óleo produzido no país, além de 50% da produção de gás.

A Rio Oil & Gas é uma importante vitrine para as empresas nacionais e estrangeiras apresentarem seus produtos e serviços, bem como a conferência dá a oportunidade de discussão sobre os principais temas relativos às inovações tecnológicas. Os números do evento demonstram que esta é uma excelente oportunidade de negócios. Em 2008, a feira contou com 1.200 expositores de 23 países e foi visitada por 39 mil pessoas. Fora os cinco mil delegados e 705 trabalhos técnicos apresentados.

“A Rio Oil & Gas já se consolidou no calendário industrial mundial como um evento que atrai as principais empresas, o melhor da tecnologia e as discussões de maior interesse no setor ”, diz João Carlos de Luca, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Bio-

combustíveis (IBP) e do comitê organizador do evento.

Programação técnica: o Brasil no mundo A ROG desse ano terá um congresso ampliado: além de aumentar em 50% o número de painéis em relação à edição passada, a conferência também cresceu em número de sessões técnicas e sessões pôsteres. Na visão do presidente do Comitê Técnico da Rio Oil & Gas, Carlos Eugenio Resurreição, o evento carecia de maior força nos artigos e painéis. “Estamos procurando dar maior ênfase ao congresso, mantendo o sucesso da feira. Queremos que o congresso esteja também entre os melhores do mundo, assim como a feira da Rio Oil & Gas já é reconhecida”, explica.

Resurreição diz ainda que o Comitê Técnico pretende trazer referências internacionais para a conferência.

Embora todos os temas discutidos no congresso façam referência à indústria nacional, a intenção é sempre fornecer

uma visão mundial do processo.

“Fortalecendo aí o Brasil dentro do mundo”, completa.

O comitê técnico recebeu 1.098 sinopses de trabalhos de 29 países.

A conferência será dividida em seis blocos temáticos: Exploração e Produção, Abastecimento, Gás, Responsabilidade Socioambiental, Perspectivas Jurídicas e Econômicas e Biocombustíveis.

O capital humano é um dos temas de destaque no evento deste ano. “De 1980 a 2002, no mundo todo, não se contratava para a indústria do petróleo devido ao preço baixo do barril. Quando o mesmo começou a subir, houve uma necessidade grande de mão de obra para acompanhar o crescimento dos investimentos em exploração e produção”, observa Anelise Lara, coordenadora do bloco temático de E&P da conferência, destacando que a atração de novos talentos para a indústria depende do preço do barril de petróleo.

Rodada de Negócios Como nas edições anteriores, a Rio Oil & Gas 2010 terá uma Rodada de Negócios, reunindo os grandes compradores do mercado TN Petróleo 73

101

energiario prévia e indústria oil & gas naval 2010

de petróleo, gás e biocombustíveis e as pequenas e médias empresas fornecedoras de bens e serviços para o setor, tanto nacionais como estrangeiras.

Promovidas pela Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e seus parceiros, o Serviço de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae) e a Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos (ApexBrasil ), as duas rodadas realiza-

das na Rio Oil & Gas 2008 foram consideradas um sucesso.

Em sua estreia na feira, a Rodada Internacional, que reuniu 43 empresas fornecedoras brasileiras, deixou encaminhados US$ 287 milhões em exportações de bens e serviços para as petroleiras Pemex (México), Petroecuador (Equador), Pan American (Argentina), Tecna e Repsol (Argentina), Ecopetrol (Colômbia), Petrolera Monter-

Presença internacional A edição 2010 da Rio Oil & Gas terá este ano 12 pavilhões internacionais: Reino Unido, Noruega, França, EUA, Holanda, Dinamarca, China, Argentina, Bélgica, Alemanha, Canadá e Itália.

O Canadá marca forte presença nesta edição com a participação de 35 empresas, associações setoriais e agências dos governos federais e das províncias – a maior delegação canadense já presente nesse evento. Na edição de 2008, o Pavilhão do Canadá contou com a participação de 11 empresas.

De acordo com o cônsul geral do Canadá no Rio de Janeiro, Charles Larabie, o aumento do interesse das empresas canadenses no mercado brasileiro é fruto de várias iniciativas de desenvolvimento de negócios e investimentos promovidos pelo Consulado do Canadá, e seus parceiros, para aproximar as empresas canadenses e brasileiras. “Apenas neste último ano, organizamos três missões de negócios no setor em ambos os países, o que demonstra maiores possibilidades de desenvolvimento de parcerias entre Brasil e Canadá”, diz.

Além do setor privado, a presença canadense incluirá membros do Consulado Geral do Canadá no Rio de Janeiro, da Export Development Canada EDC, dos governos das províncias de 102

TN Petróleo 73

Alberta, New Brunswick, Newfoundland & Labrador e de Ontário, bem como representantes de associações do setor e de diversas esferas do governo federal e provincial: a Associação de Tecnologias Offshore/Onshore da Nova Scotia (Otans); a Agência de Oportunidades da Costa Atlântica do Canadá (Acoa) e o Departamento de Energia da Nova Scotia.

“A presença do Reino Unido na Rio Oil & Gas de 2010 será uma das maiores já registradas”, afirma Steve Graham, cônsul comercial britânico no Rio de Janeiro. “Além do pavilhão britânico organizado pelo Energy Industries Council (EIC), teremos quatro missões comerciais visitando a feira simultaneamente. No total, serão cerca de 70 companhias britânicas em busca de oportunidades no mercado brasileiro”, contabiliza Graham. “Isso é fruto concreto do crescimento do Brasil no setor de petróleo e gás, em especial após o anúncio das descobertas no pré-sal.”

A França participará da Rio Oil & Gas com um espaço de 270 m² e 33 empresas francesas do setor. Na edição anterior, o pavilhão da França contou com 150 m² e reuniu 20 empresas. “Este ano tivemos um crescimento de 65% em relação à edição de 2008”, diz Michel Curletto, chefe do Setor de Petróleo, Gás e Construção Naval da Embaixada da França no Brasil. “Grande parte deste crescimento está relacionado à saída espetacular do Brasil da crise econômica que se iniciou

rico (Peru), Petrobras Colômbia e Petrobras Argentina.

A expectativa de negócios da tradicional rodada nacional alcançou R$ 176 milhões, superando com folga o obtido na edição anterior, em 2006, quando foram gerados R$ 100 milhões em expectativas de negócios. Ao todo, 23 âncoras e 197 ofertantes participaram de 800 encontros promovidos nos dois dias de rodada em 2008. no final de 2008. Temos a convicção de que a Petrobras agiu como uma poderosa locomotiva, os mercados e a economia brasileira”, avalia.

O pavilhão da França é caracterizado por empresas que desenvolvem soluções com alto grau de tecnologia.

Por exemplo, a Bardot Group, em fase de assinatura de um contrato para estabelecer uma JV com uma empresa brasileira, desenvolve componentes submarinos, em polímeros e materiais compósitos, tais como boias de subsuperficie suportando profundidades de até 3.000 m.

A CLS, que recentemente assinou alguns contratos com a UN-BC e o Cenpes, para trazer informações em tempo real sobre as condições meteooceânicas, prevê sua implantação ainda em 2010.

A Cybernetix, empresa de alta tecnologia, desenvolve robôs híbridos, misto de AUV com ROV, permitindo atividade contínua, durante semanas, de inspeção e reparo em águas ultraprofundas.

O robô permanece no fundo do mar, conectado às instalações submarinas, durante semanas. A empresa desenvolve também soluções de monitoração remota de riser, permitindo ao operador ter informações em tempo real sobre temperatura, pressão e vazão de hidrocarbonetos transportados pelos risers.

Para finalizar o ano de 2010, a Missão Econômica do Rio de Janeiro trará para o Brasil uma delegação de empresas do setor de construção naval, que visitará os maiores estaleiros implantados no Brasil – como o EAS, Mauá, Eisa, STX, Keppel, entre outros.

TN Petr贸leo 73

103

prévia rio oil & gas 2010

Roteiro da ROG 2010 Quatro pavilhões abrigam a indústria mundial

O

Pavilhão 1 do Riocentro – onde é feito o credenciamento dos visitantes – é a entrada principal da Rio Oil&Gas. Nele estão localizados os estandes de empresas como a brasileira OGX, ABB, Tyco, Porto Suape, BNDES, Firjan e do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT).

“Esse é um momento de transformações e grandes desafios. O crescimento da produção de petróleo e gás exigirá maior escoamento e distribuição. Atualmente, com a inauguração do Gasoduto Rio de Janeiro-Belo Horizonte, o Gasbel II, contamos com uma rede de 22 mil km de dutos em operação. Esse número deve crescer, levando em consideração que deveremos alcançar algo em torno de 3,9 milhões de barris por dia em 2020”, avalia Raimar van den Bylaardt, presidente do Conselho Executivo do CTDUT. Vale a pena conferir também os estandes da Veolia, Clariant, McCoy, Asel-Tech e da revista TN Petróleo, já no caminho para o Pavilhão 5, onde são realizadas as conferências. A Clariant Oil &

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TN Petróleo 73

Estande da TN Petróleo, localizado no Pavilhão 1, número C37.

Service, uma das principais fornecedoras de produtos químicos para a indústria petrolífera, tanto para exploração como para processos industriais, traz várias novidades para essa feira. A empresa, que tem ampla capacidade produtiva local, também está investindo em pesquisa e desenvolvimento de novas soluções para cenários mais complexos, como o pré-sal.

Participante do evento há mais de dez anos, a TN Petróleo faz, mais uma vez, a cobertura completa da Rio Oil & Gas 2010, recebendo seus parceiros em um estande próprio, no qual vai distribuir as edições especiais da TN Petróleo e da T&B Petroleum e do Guia do estudante – obra de referência para quem está prestes a entrar no mercado de trabalho.

No Pavilhão 2 estão localizados estandes das regionais do Sebrae do Rio de Janeiro, Alagoas, Espí-

rito Santo, Rio Grande do Norte, Paraná, Sergipe, Ceará, Bahia e Minas Gerais, além de pavilhões internacionais, como os da China, Alemanha e da Dinamarca.

Vale a pena conferir, ainda no mesmo pavilhão, as novidades apresentadas pela Metalcoating, da Cameron e SH Estruturas Tubulares.

Especializada em tecnologias de aplicação de revestimentos orgânicos anticorrosivos, a Metalcoating traz para o evento diversas soluções – entre elas, novas tecnologias de proteção anticorrosiva e anti-incrustante à base de polímeros orgânicos, que aplicados termicamente sobre substratos metálicos, conferem aos mesmos novas propriedades e características funcionais, tornando-os aptos a serem utilizados em severas condições operacionais de temperaturas e pressão, mesmo em presença de altas concentrações de CO2, H2S e CH4.

brasil capital do petróleo na américa latina

de controle para embarcações, sistemas de perfuração e sistemas de propulsão a diesel e energia elétrica, a Converteam apresenta longa história de investimentos e realizações no país. Com atuação global, o grupo de origem francesa gerencia uma rede de engenharia, fabricação, treinamento e serviços que se expande pelo Brasil, em segmentos como: naval, offshore, petróleo & gás e processos, além de atuar em outros mercados, como siderurgia, manuseio de materiais e mineração, energia e tratamento de água.

A empresa é responsável pelo projeto de upgrade da plataforma da Petrobras P-23, desde o design, testes, comissionamento, ensaios no mar, ao treinamento e suporte de longo prazo, tudo isso conduzido por especialistas locais. “Somos únicos enquanto empresa de engenharia e fabricação para

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

“São soluções ideais para as atividades de exploração e produção nos campos da área do pré-sal, que apresentam ambiente altamente corrosivo, principalmente em função das altas concentrações de CO2 existentes”, lembra Gilson Gama, gerente comercial da Metalcoating.

Converteam, Eagle Burgmann, GE, Parker, Queiroz Galvão, Sotreq, Vescon e Wärtsilä são algumas das empresas que expõem no Pavilhão 3, onde também estão instalados os estandes do IBP, da Financiadora de Estudos e Projetos (Finep), Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Rede Pedro/RS, Câmara Americana de Comércio (Amcham), além do Pavilhão Canadá e o estande da Shell Brasil.

Uma das mais antigas fabricantes de sistemas de controle de posicionamento dinâmico/DP, sistemas

TN Petróleo 73

105

prévia rio oil & gas 2010

106

TN Petróleo 73

Feito para o pré-sal A Flexomarine aproveita a Rio Oil & Gas 2010 para apresentar o mangote projetado para operar em sistemas de carretéis em FPSOs. A ideia é armazenar os mangotes quando eles não estiverem em operação de carga/descarga de petróleo em alto-mar e, no momento, é a principal “coqueluche” da indústria E&P offshore, sobretudo para os novos FPSOs projetados para o pré-sal, quando a operação é complexa e exige características diferenciadas em relação aos mangotes convencionais. Com o recolhimento com carretéis, os mangotes são enroladas, aumentando a vida útil do equipamento.

O desenvolvimento do projeto foi iniciado em dezembro do ano passado. O protótipo passou por teste dinâmico em São Paulo, na unidade da Flexomarine em Tupeva, onde foram simulados cinco anos de operação em carga máxima.

Foto: Divulgação Flexomarine

e quatro máquinas de curvamento por indução, para curvar tubos de até 38” de diâmetro.

Com vistas a ampliar o escopo de fornecimento, a Protubo está desenvolvendo parcerias com empresas do exterior para adquirirmos tecnologia de ponta para a fabricação de spools e também no cladeamento de tubos e peças com ligas resistentes à corrosão. O serviço de cladeamento, com tecnologia da Cladtek é uma realidade com o início de produção do cladeamento de tubos, que serão transformados em curvas para atender o contrato de quatro anos que a empresa firmou com a Cameron.

Este contrato visa atender, inicialmente, o projeto denominado ANM Global, que tem uma encomenda da Petrobras de 138 árvores de natal molhadas (ANM). A Cameron assinou com a Petrobras, em setembro de 2009, um contrato no valor de US$ 480 milhões para o fornecimento dessas peças.

Devido à ocupação de todos os quatro pavilhões do Riocentro e para atender o grande interesse dos expositores, os organizadores criaram uma área adicional com tendas. Nas tendas anexas aos Pavilhões 3-4, estão

o Pavilhão da França e os estandes da Sonangol, Sinopec, ITT e KPMG. O Pavilhão 5, como sempre, é destinado à programação técnica do evento.

Foto: Divulgação VMB

este tipo de projeto no Brasil”, afirma João de Deus, presidente da Converteam Brasil e CEO América do Sul. A presença da Converteam no país inclui escritórios, instalações de fabricação e centros de serviço em várias regiões: Belo Horizonte, Betim, Macaé, Vitória, Parauapebas e, mais recentemente, um novo escritório no Rio de Janeiro. “Nossa capacidade local de produção inclui inversores de frequência de baixa e média tensão, conversores CA/CC, painéis de baixa e média tensão, sistemas de automação e CCMs para perfuração”, detalha João de Deus.

No Pavilhão 4 – o principal e o mais concorrido da Rio Oil&Gas, devido ao megaestande da Petrobras – estão a ABS, Aker Solutions, Apolo Tubulars, Aveva, FMC Technologies, Global Industries, MCS Engenharia, Ocean Design, Projemar, Rolls Royce, Sew Eurodrive, Technip, Techint, Tenaris Confab, UTC e V&M. Também é lá que expõe o Estaleiro Mauá, grupo Lupatech, Protubo, Keppel Fels Brasil, Usiminas Mecânica, Schlumberger e Weatherford, além do Pavilhão da Noruega.

A expectativa da Protubo, que completa 35 anos, é muito grande em comparação aos anos anteriores, devido aos empreendimentos relacionados à exploração e produção dos campos de pré-sal e ao vigoroso plano de investimento da Petrobras para o período 2010-2014.

A Protubo vem se preparando para esta demanda investindo pesado em pessoal e equipamentos.

A empresa dispõe de um setor de engenharia (materiais, soldagem e detalhamento de projeto) para ampliar o atendimento aos clientes

Tecnologia, infraestrutura e expertise de mercado. Com investimentos nessas três frentes, a V&M do BRASIL (VMB), uma das principais fornecedoras de tubos de aço sem costura no país, amplia seu leque de serviços de atendimento a clientes. As novidades serão apresentadas V&M do Brasil apresenta no estande da empresa na Rio novos serviços Oil & Gas 2010.

Até 2011, a empresa oferecerá ao mercado novos acessórios tubulares Premium, para completação de poços petrolíferos on shore e off shore com a tecnologia V & M Tube Alloy. Outra novidade da VMB para o setor de Óleo e Gás em 2011 é a instalação de uma linha de produção de tubos de perfuração (drill pipes) na Usina Barreiro, em Belo Horizonte (MG), com know-how VAM Drilling.

A volta da DLB Iroquois A Global Industries informou, em uma reunião com acionistas, no início de agosto, a assinatura de um contrato com a Petrobras, por um prazo mínimo de 270 dias, para prestação de serviços de design, engenharia, procurement, fabricação, instalação e pré-comissionamento de dutos, a ser realizado na área de Ubarana, Rio Grande do Norte.

O projeto terá como embarcação principal a DLB Iroquois, barcaça de construção e lançamento de dutos, com o suporte de uma embarcação de mergulho.

O escopo de trabalho prevê operações em Paracuru, Fortaleza, Guamaré e Natal, com o lançamento de duas linhas de 12 polegadas e uma linha de 20 polegadas, em profundida-

Foto: Cortesia Global Industries

brasil capital do petróleo na américa latina

des variando entre 15 m e 30 m, incluindo toda a logística e fabricação de equipamentos.

A DLB Iroquois já trabalhou no Brasil, tendo sido muito bem sucedida, em outro projeto para a Petrobras. No momento ela está finalizando um trabalho para a Petroleos Mexicanos (Pemex) no México e navegará para o Brasil em seguida.

prévia rio oil & gas 2010

Inovações em

propulsão A Voith Turbo, divisão do Grupo Voith que desenvolve e fornece tecnologia de ponta em componentes e sistemas relacionados a acionamentos, apresenta inovações em propulsão naval desenvolvidas para os próximos anos.

A mais recente área de atuação dos propulsores da Voith Turbo é o mercado de barcos de apoio a plataformas offshore. Tendo em vista esse novo segmento, uma das novidades de peso que a divisão naval da empresa, sediada no Rio, é o novo sistema de propulsão com foco na aplicação offshore em navios sondas e plataformas de perfuração, chamado Voith Radial Propeller.

Trata-se de uma propulsão que gira 360 graus ao redor de seu eixo vertical possibilitando direcionar o empuxo em todas as direções com segurança e agilidade. Ela está disponível nas potências de 4.5 MW e 5.5 MW, além de possuir a vantagem de ser desmontada debaixo d’água, o que reduz o tempo de manutenção a bordo.

Como diferencial em relação aos propulsores azimutais 108

TN Petróleo 73

Foto: Divulgação Voith Turbo

Voith Turbo apresentará na Rio Oil & Gas novo propulsor Voith Radial Propeller, para aplicação offshore em navios-sondas e plataformas de perfuração, e anuncia novo escritório na Alemanha, especializado no desenvolvimento de projetos de embarcações.

tradicionais em que somente o nozzle é inclinado, o projeto do Voith Radial Propeller prevê uma inclinação de 8° do eixo da hélice em relação aos pontões de uma plataforma ou ao casco do navio sonda. A inclinação no eixo da hélice faz com que o empuxo gerado pelo propulsor ganhe em magnitude e eficiência, uma vez que este sofre muito menos interferência do casco e de outros propulsores.

“Estamos muito empolgados com o lançamento do novo

propulsor Voith Radial, uma vez que podemos construí-lo no Brasil com até 80% de conteúdo local utilizando as instalações da Voith Turbo em São Paulo, mantendo a qualidade sem perder competitividade” afirma André Araujo, gerente da divisão naval da Voith Turbo no Brasil, que conta que a empresa é a primeira a fabricar este tipo de propulsor no país.

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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

lançamento ahts

STX Brazil lança ao mar o

Skandi Amazonas

Encomendada pelo armador Dof Navegação, o Skandi Amazonas é o maior e mais potente navio de reboque, suprimento e manuseio de âncoras já construído no Brasil. A embarcação, construída no estaleiro STX Brazil, prestará serviços à Petrobras em operações de apoio marítimo a plataformas de petróleo, na Bacia de Campos. por Maria Fernanda Romero

C

om projeto tipo STX NOD-428, desenvolvido pela STX Norway Design, a embarcação entregue pelo STX Brasil foi construída com o apoio e estímulo dos governos federal e estadual do Rio de Janeiro, financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM) e do Ministério dos Transportes, através do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

A propulsão é híbrida dieselmecânica-elétrica, com um total 110

TN Petróleo 73

de 22.360 Kw e quatro grupos geradores de 2.000 Kw cada um. A velocidade é de 17,5 nós, com calado de 5,4 m. O calado máximo é de 7,8 m. “O lançamento ao mar do Skandi Amazonas é mais uma etapa concluída na construção deste gigante, que será a maior e mais potente embarcação de manuseio de âncoras e reboque do Brasil”, afirma Waldemiro Arantes, presidente do estaleiro STX Brazil Offshore AS. “Com contrato de afretamento já aprovado com a Petrobras, temos a certeza de que o obje-

tivo da STX de desenvolver um projeto que atenda aos exigentes requisitos dos campos petrolíferos brasileiros foi atingido, e que temos um produto específico para atender à crescente demanda por este tipo de embarcação”, complementou.

Além do Skandi Amazonas, o STX Brazil tem em carteira o Skandi Iguaçu, também da Dof, com lançamento ao mar previsto para

para a Deep Sea Supply, totalizando cerca de US$1,4 bilhão.

Mais uma encomenda entregue No dia 3 de agosto, o estaleiro STX Brazil Offshore entregou a embarcação Skandi Vitória, também encomendada pelo armador Dof Navegação. Este foi o primeiro navio de lançamento de dutos flexíveis (pipe layer vessel) construído no Brasil, e o navio mais caro já construído no país.

Contando-se sofisticados equipamentos nele instalados, o custo total chega a US$ 290 milhões.

A embarcação é a primeira do estilo ‘lançadora de tubos’ feita no país e está dotada de unidades robóticas tipo ROV, com capacidade de atuação em profundidade superior a 2.000 m.

A embarcação prestará serviços à Petrobras em operações de lançamento de dutos flexíveis em profundidades de até 2.000 m com auxílio de submarinos operados remotamente (ROV), interligando os poços de óleo e gás às plataformas de produção e aos navios FPSO, viabilizando o Foto: Cortesia STX Brasil

o primeiro trimestre de 2011.

Outros dois barcos de apoio encomendados pela Deep Sea Supply e Siem Consub devem ser lançados, respectivamente, até o final do segundo e do terceiro trimestres de 2011.

Desenvolvendo serviços de construção de embarcações de apoio offshore às unidades de perfuração, sondagem e produção da bacia petrolífera brasileira, o estaleiro STX Brazil Offshore fica localizado na Ilha da Conceição, Niterói, em ponto estratégico na Baía de Guanabara, com uma área de 80 mil m². Possui cerca de 1.500 funcionários próprios e 300 subcontratados.

O STX Brazil Offshore especializou-se na construção de embarcações de apoio marítimo de altíssima complexidade e sofisticação tecnológica, realizando a maior parte dos seus contratos em sua área industrial.

Atualmente, o estaleiro possui outros dez navios contratados; destes, sete AHTSs para a Norskan Offshore Ltda, dois PSVs para a Siem Consub e um PSV

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Fire Protection Detectores de fogo, calor, fumaça e gás

Sistemas de alarme contra incêndio Sistemas de combate à fogo

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Sistemas de controle de acessos Equipamentos de respiração autônoma

Flow Control Válvulas manuais, de controle e subsea

Válvulas de segurança e alívio Automação de válvulas Sistemas de segurança (ESD, PST, HIPPS) Gerenciamento de calor (HMS) Flow assurance (Down Hole Heater)

Características técnicas Tipo: AHTS (Anchor Handling Tug Supply); Tração estática (Bollard Pull): 300 t; Porte bruto: 4.600 t; Comprimento total: 95,00 m; Boca moldada: 24,00 m; Pontal: 9,80 m; Calado máximo: 7,80 m; Velocidade: 17,5 nós com calado de 5,40 m; Propulsão: híbrida diesel-mecânica-elétrica (22.360 Kw total); Grupos diesel geradores: 4 x 2.000 Kw cada um; Sociedade classificadora: DNV

Electrical and Metal Products Dutos para rede de combate à incêndio

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Tipo: Pipe Layer Vessel; Armazenamento de dutos: 2 carrosséis – 2.000 t e 750 t; Torre de Lançamento Vertical (VLS): 350 t de tração; Guindaste offshore: 250 t; Posicionamento dinâmico: DP 3; Comprimento total: 152 m; Boca moldada: 27 m; Pontal (convés principal): 12 m; Calado máximo: 8,5 m; Acomodações: 120 pessoas; Propulsão: diesel-elétrica (2 x 2.500 Kw Azimutal); Grupos diesel geradores: 4 x 2.895 Kw e 2 x 3.860 Kw (19.300 Kw total); Sociedade classificadora: DNV escoamento da produção dos novos campos petrolíferos do país, em especial os do pré-sal.

Com projeto tipo STX NOD-254 produzido pela STX Norway Design, empresa de projetos navais do grupo STX Europe, foi inicialmente con-

cebido como embarcação de construção submarina (OSCV/ Offshore Sub Sea Construction Vessel), sendo convertido durante a fase de construção em Pipe Layer com projeto desenvolvido em parceria com a empresa francesa Technip.

Aliança entrega o PSV CBO Ana Luisa

mento do Fundo de Marinha Mercante (FMM), do Ministério dos Transportes, concedido através do BNDES. “A CBO responde ao desafio de atender a demanda da Petrobras na produção de petróleo offshore com um programa de investimentos no valor de US$ 828,8 milhões, sendo 90%, US$ 745,9 milhões financiados pelo BNDES com recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM)”, informa Luiz Maurício Portela.

Os investimentos são destinados à construção de 19 navios de apoio marítimo, à expansão do Estaleiro Aliança, em Niterói (RJ) e à implantação da unidade industrial CBO Offshore, em São Gonçalo (RJ), com obras em andamento.

Na etapa atual a CBO está construindo no Estaleiro Aliança sete novos navios de apoio marítimo. Além do CBO Ana Luisa, outros três navios

O PSV CBO ANA LUISA foi batizado e entregue à CBO – Companhia Brasileira de Offshore – no dia 26 de agosto de 2010, em cerimônia no próprio estaleiro.

O CBO Ana Luisa é o 18º navio da frota da CBO, e em setembro de 2010 inicia operações para a Petrobras.

A madrinha do navio foi a Sra. Ana Luisa Fischer Marcondes Ferraz.

O presidente da CBO e do Estaleiro Aliança, Luiz Maurício Portela, informa que o CBO Ana Luisa foi construído no Estaleiro Aliança, com incentivos do governo federal e estadual e financia112

TN Petróleo 73

“A entrega do pipe layer Skandi Vitória não é apenas mais um desafio vencido pelo STX Brazil, mas um verdadeiro marco que demonstra o nível e a qualidade da construção naval brasileira. Com sua entrega, retribuímos a confiança que a DOF e a Technip depositaram no estaleiro, e mais uma vez mostramos a capacidade de inovação e tecnologia, sempre presentes em nossos projetos”, conta o presidente do estaleiro STX Brazil Offshore AS. O executivo complementa, ainda, dizendo que acredita que o futuro do Brasil, com o desenvolvimento e a exploração das reservas do pré-sal, contará com o apoio de embarcações com este perfil, e o estaleiro está investindo alto para atender a demanda que surgirá.

O Skandi Vitória será operado pela Techdof, joint venture entre a Dof e a Technip, já estando contratado pela Petrobras. Os serviços de lançamento de dutos devem se iniciar em setembro.

Foto: Cortesia CBO

Skandi Vitória

Foto: Cortesia STX Brasil

lançamento ahts

Comprimento total: 76,7 m; Comprimento lpp: 68,2 m; Boca: 17,0 m; Pontal: 7,0 m; Calado máximo: 5,9 m; Porte bruto: 3.450 t; MCP (motor principal): 2 x 3.150 BHP; Impelidores laterais: 4 x 800 BHP; Velocidade: 14 nós

têm entregas programadas, sendo um em setembro de 2010 e dois no primeiro trimestre de 2011. Os próximos quatro que serão construídos se referem ao lote de 19 navios do financiamento atual.

Presente em todas as edições do prêmio, a WalPrint atingiu neste ano a marca de 10 troféus.

Fomos vencedores em 2 categorias: ‘Relatórios de Empresas’ e ‘Malas Diretas’, do segmento “Promocionais”. E finalistas em 3, incluindo ‘Livros Ilustrados e Livros Técnicos’.

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4/9/2010 14:24:50

eventos

SMS

no setor offshore

Foto: Divulgação

Protection Offshore 2010

A explosão e o afundamento da plataforma Deepwater Horizon, da britânica British Petroleum (BP) no Golfo do México, que aconteceu no dia 20 de abril deste ano, continuam acirrando a discussão sobre os perigos e impactos da extração de petróleo. O debate sobre a importância do SMS (segurança, meio ambiente e saúde) nas operações offshore, em mais uma edição da Protection Offshore, realizada em julho, em Macaé (RJ), mostra que o tema, mais do que oportuno, é e será sempre uma prioridade. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

A

busca pela excelência na gestão em Segurança, Meio Ambiente e Saúde (SMS) passou a ser meta estratégica para as empresas que pretendem garantir participação em um mercado cada vez mais competitivo e regido por uma sociedade a cada dia mais exigente.

Para aquelas que atuam em áreas que envolvem altos riscos tecnológicos, como os setores naval e de petróleo e gás, isso se deve à constatação de que a fal114

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ta de prevenção representa uma parcela significativa das causas básicas dos maiores acidentes industriais, protagonizados por este segmento ao longo das últimas décadas.

A Protection Offshore trouxe para o âmbito nacional questões ambientais e atuais que têm ocorrido no Golfo do México, de modo a discutir sobre como devemos nos preparar para um acidente nestas proporções e quais as lições que podemos retirar daí.

Com o tema ‘A importância do SMS nas operações offsho-

re’, a agenda do evento esteve pautada em três segmentos: saúde, meio ambiente e segurança. Durante os três dias, as palestras tiveram como foco as normas internacionais utilizadas nos processos de extração, importação e exportação do petróleo.

Organizada pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) e pela Reed Exhibitions Alcântara Machado, a conferência contou com a participação de representantes do governo, agências reguladoras e indústria.

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A importância da prevenção de acidentes e o desenvolvimento de tecnologias e inovação neste processo foi unanimidade entre os palestrantes na conferência de abertura do evento.

O professor e consultor René Mendes afirmou em sua palestra que os riscos na indústria do petróleo aumentam na medida que se elevam os investimentos em novas explorações. “Os riscos estão aumentando porque a exposição a estes riscos também cresceram”, disse.

Para o coordenador de responsabilidade social do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Carlos Victal, a liderança em SMS, foi a grande expectativa da Protection Offshore deste ano. “Essa temática é focada principalmente na cadeia de valor dessa indústria.

A liderança em SMS tem que ser um exemplo que venha da alta administração das empresas e permeie toda a sua estrutura no sentido de disseminar essa cultura e se tornar imprescindível na gestão das atividades offshore”, afirmou Victal.

Eric Henderson, diretor da Reed Exhibitions, que participou da abertura do encontro, fez questão de fazer um paralelo da importância do tema com o vazamento de óleo ocorrido no Golfo do México. “O acidente da BP reforça a importância do nosso evento e mostra como não se deve perder de vista a questão do SMS na indústria de petróleo 116

TN Petróleo 73

Foto: Agência Petrobras

eventos

e gás, principalmente no setor offshore”, afirmou Henderson.

Investimentos contínuos Na ocasião, Sebastião Benedito Machado, gerente de Engenharia de Produção da unidade de operações da Petrobras na Bacia de Campos, lembrou dos investimentos em SMS apresentados no plano de negócios da empresa para 2010-2014. “Na área de SMS serão investidos US$ 3,3 bilhões, US$ 2,9 bilhões da área de tecnologia da informação e telecomunicações (TIC) e US$ 5,2 bilhões em pesquisa e desenvolvimento (P&D), totalizando um investimento de US$ 11,4 bilhões”, apontou o executivo.

Essa política de investimentos em SMS da Petrobras foi mostrada por Jair de Oliveira Filho, gerente da plataforma P-32, que falou sobre os dez anos sem acidentes com afastamento da companhia. Ele disse que todo mês há um check list dos problemas a serem reparados nas plataformas.

Dentre as ações de prevenção de acidentes está a realização de simulados de emergência constantes e o planejamento dos treinamentos dos funcionários.

“Criou-se uma cultura de segurança dentro da empresa, para que as pessoas internalizassem a ideia de segurança como um valor a ser seguido”, afirmou Jair.

A Petrobras também esteve representada pelo coordenador técnico do Programa Petrobras Mosaico, Hugo Zecchin de Souza. O oceanógrafo abordou a atividade pesqueira na Protection Offshore e esclareceu as várias dúvidas existentes em torno do assunto. E, ainda, apresentou o Plano de Compensação da Atividade Pesqueira (PCAP).

De acordo com a Política Nacional de Educação Ambiental, o PCAP é determinado pelo licenciamento emitido pelo órgão ambiental – Ibama – para atividade de pesquisa sísmica ou qualquer outro empreendimento da indústria petrolífera que crie uma área de exclusão.

Nesta edição da Protection Offshore, a questão da responsabilidade social ficou focada nas discussões sobre licenciamento e fiscalização ambiental e compensação pesqueira. O grande personagem da sessão técnica sobre responsabilidade social foi a água. O tema foi abordado

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

com palestras sobre captação e aproveitamento de água da chuva em instalações industriais e a visão socioambiental na preservação de nascentes do rio Macaé.

Visando ampliar a participação das pequenas empresas fluminenses nas encomendas da indústria de petróleo e gás, a Onip (Organização Nacional da Indústria do Petróleo) e o Sebrae/RJ (Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas, do Rio de Janeiro), realizaram, simultaneamente à Protection Offshore, uma rodada de negócios – que tem apresentado resultados significativos, aproximando as micro e pequenas empresas dos grandes compradores nacionais, identificando oportunidades de negócios, firmando parcerias e expandindo mercados.

Segundo os organizadores, para esta edição, houve grande interesse das empresas fornecedoras do setor de petróleo e gás, integrantes do Cadastro Onip e Sebrae. Este ano, a rodada gerou uma expectativa de negócios

de R$ 34 milhões nos próximos 12 meses. Foram agendadas 176 reuniões e participaram da rodada 75 empresas fornecedoras.

As empresas-âncora deste ano foram: Shell, UTC, Global, Transocean, Wellstream e Lupatech.

eventos Protection Offshore 2010

SMS

um valor essencial por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

Redução de incidentes e doenças ocupacionais, melhor gerenciamento de riscos operacionais e implantação da cultura de responsabilidade compartilhada. Estes são os principais resultados do Sistema de Gerenciamento da Integridade das

D

esde a criação do OIMS, o desempenho da empresa em saúde, segurança e meio ambiente melhorou de forma significativa. “Desde 2000 reduzimos o afastamento do trabalho a 12% ao ano, em média. Continuamos a liderar o setor com baixa taxa de incidentes e doenças ocupacionais. Houve também diminuição dos riscos ao meio ambiente como, por exemplo, reduções constantes de emissões de gases do efeito estufa”, revela Patricia Burlini, especialista em saúde, segurança e meio ambiente da ExxonMobil.

Patricia conta que a certificadora Lloyd’s Register Quality Assurance (LRQA) reconheceu que o OIMS atende a todos os requisitos de saúde ocupacional internacional e especificações do sistema de gestão de segurança (OHSAS 18001:2007) e nas especificações para geren118

TN Petróleo 73

Foto: Cortesia Exxon Mobil

Operações (OIMS) implantado há 18 anos na ExxonMobil. ciamento ambiental de sistemas da International Organization for Standardization (ISO 14001:2004). “Todos os funcionários e contratados têm como responsabilidade desempenhar suas atividades de maneira segura.

O OIMS se tornou verdadeiramente parte da nossa cultura”, completa a executiva.

Biocombustível e carbono

Especificamente na área ambiental, a ExxonMobil investiu mais de US$ 1,5 bilhão nos últimos cinco anos em atividades que melhoram a eficiência dos combustíveis e reduzem a emissão de gases do efeito estufa. Um dos importantes avanços foi a aliança com a Synthetic Genomics Inc. (SGI) para pesquisar a produção de biocombustíveis a partir de algas fotossintéticas.

“Essas algas produzem bio-óleo que pode ser transformado em biocombustível com estrutura semelhante à do petróleo e seus derivados. Acreditamos que estes biocombustíveis venham a ser compatíveis com a atual tecnologia de transporte e infraestrutura”, explica Patricia.

Reduzir de modo expressivo a liberação de gases na atmosfera é também uma das prioridades da ExxonMobil. A nossa empresa trabalha com tecnologias de gerenciamento de carbono que poderão desempenhar um papel importante no emprego futuro e generalizado da captura e armazenamen-

to de carbono (Carbon Capture Storage/ CCS). A empresa atua ativamente na avaliação e adoção do CCS em escala mundial.

A ExxonMobil está no Brasil há 98 anos e atualmente conta com cerca de 1.500 funcionários. “Aqui, como em todo o mundo, nos comprometemos a realizar nossos negócios de maneira a proteger funcionários, contratados, cliente e público, mediante o aperfeiçoamento do desempenho em segurança, saúde e meio ambiente”, conclui.

Schlumberger: cultura consolidada A importância do SMS também está presente na cultura da Schlumberger, gigante da área de serviços para a indústria de petróleo. A performance de SMS está diretamente relacionada à qualidade de vida e o principal objetivo nesta questão é a prevenção de perdas. Segundo Carole Ledez, gerente de SMS Brasil da Schlumberger, o fundamental dessa cultura é acreditar que todas as perdas, de pessoas, propriedades e processos resultam de uma falha gerencial e são evitáveis.

A executiva aponta que a empresa considera o SMS como uma responsabilidade gerencial, que requer comprometimento, liderança e envolvimento. “A natureza do negócio da Schlumberger e o ambiente em que trabalhamos fazem com que as questões de SMS estejam integralmente ligadas ao nosso cotidiano, estando concentradas em cada decisão e ação que tomamos. Nossa cultura proativa em SMS deve ser entendida, compartilhada e praticada por todos os funcionários como parte integrante de nossa rotina”, explica Carole.

Sempre atenta às demandas de SMS, a empresa investe pesado em treinamento em programas de aprendizado, tais como direção defensiva, saúde, malária, HIV/Aids, prevenção de acidentes, treinamento em cuidado com o meio ambiente, dentre outros. Em uma estimativa de horas de treinamento em SMS no Brasil, Carole indica cerca de 109 mil horas de treinamento oferecidas por ano pela empresa aos funcionários e contratados.

Cidadania global Em 2004, a Schlumberger formalizou essa consciência com a criação do programa Cidadania Global.

Este programa está baseado em comportamento ético, forte liderança, desenvolvimento de diversidade cultural, desenvolvimento de pessoas e comprometimento com saúde, segurança e meio ambiente. “Nosso

programa está focado em seis preocupações globais específicas que, com a combinação das forças corporativas, conhecimento tecnológico e valores culturais, podemos oferecer o maior impacto como empresa e cidadãos. As seis preocupações são clima, meio ambiente, segurança na direção, malária, HIV/Aids e educação”, informa Carole.

Além disso, no Brasil e em outros países do mundo, a Schlumberger desenvolve o projeto Seed (Schlumberger Excellence in Education Development), que é um programa educacional de voluntariado sem fins lucrativos, voltado para as comunidades desprivilegiadas do entorno da empresa. O Seed capacita funcionários – voluntários e educadores, incluindo professores, pais e outros mentores – para que eles possam compartilhar seus aprendizados com alunos de 10 a 18 anos de idade.

A metodologia Aprender Fazendo (learn while doing/LWD) do Seed baseia-se no conhecimento sobre ciências e tecnologia de nossos voluntários para engajar os alunos em questões globais, como água, energia e mudanças climáticas. “No Brasil contamos com o projeto em escolas no Rio de Janeiro, Macaé, Catu e Aracaju”, conclui a gerente.

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eventos Seminário Em Busca da Excelência

Em busca da

excelência por Beatriz Cardoso e Cassiano Viana

A melhoria de gestão da cadeia de fornecedores de bens e serviços da Petrobras é um dos grandes desafios da indústria brasileira, que tem um importante aliado na Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), que está intensificando os seminários regionais que difundem o modelo de excelência que é referência das principais premiações do país no setor A qualificação continua sendo uma das prioridades da pauta do dia da cadeia de fornecedores de bens e serviços da indústria de óleo e gás – de A a Z –, que quer disputar, em melhores condições de competitividade frente aos concorrentes internacionais, o potencial de US$ 28 bilhões anuais de contratações no país, dentro do plano de negócios da Petrobras para o período de 2010 a 2014.

Por isso mesmo, o setor de petróleo e gás tem buscado a parceria de um importante aliado para promover a melhoria de gestão da cadeia de fornecedores de bens e serviços: a Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), que disponibiliza para o mercado o Modelo de Excelência da Gestão (MEG), utilizado desde o Prêmio MPE Brasil até o Prêmio Nacional à Qualidade.

A própria direção da Petrobras, que teve apenas uma de suas áreas premiada com tal distinção, a de Abastecimento, já procurou o apoio da fundação para buscar formas de disseminar a cultura da excelência e promover seminários e workshops que multipliquem os esforços para qualificar a cadeia de fornecedores, frente à uma demanda crescente e acelerada de bens e serviços, que 120

TN Petróleo 73

devem atender a níveis mínimos de conteúdo nacional.

Daí a importância do Seminário em Busca da Excelência (Sebe), que vem sendo realizado pela FNQ, o Serviço de Apoio ao Empreendedor e Pequeno Empresário (Sebrae), Movimento Brasil Competitivo (MBC) e a Gerdau e a Fundação Nacional da Qualidade (FNQ) – mesmo grupo que criou o MPE Brasil, Prêmio de Competitividade para Micro e Pequenas Empresas.

O evento, que está programado para acontecer em nove estados esse ano, reúne diversos gestores de MPEs e aborda as melhores práticas de gestão de organizações de todo o país, reconhecidas pelos prêmios de qualidade.

A Federação do Comércio do Estado do Rio de Janeiro (Fecomércio) abrigou o evento realizado na capital carioca, no dia 29 de julho, reunindo empresários, líderes organizacionais, representantes do terceiro setor e de micro e pequenas empresas – entre os quais alguns vencedores do MPE Brasil. Durante o evento, técnicos da FNQ fizeram palestras sobre a implementação do modelo e a evolução das empresas que o adotam, principalmente em relação ao seu

grau de competitividade, o que gera renda e empregos e amplia a competitividade nacional.

No ano passado, esses seminários foram realizados em dez estados do país, reunindo mais de mil empresários interessados em conhecer e entender melhor as práticas de gestão que podem contribuir para o aprimoramento das suas atividades, tornando suas empresas mais competitivas. O objetivo desse ano é ter o dobro de público: a meta é apresentar modelos de gestão para cerca de 1.800 pessoas em todo o país.

“Estamos realizando o evento em estados nos quais há mobilização ou programas de gestão da qualidade, e que têm solicitado este tipo de reforço para disseminar essa prática”, destaca Carlos Adriano Vianini, gestor de Comunicação e Marketing da FNQ, que participou do seminário carioca.

De acordo com Carla Camara Acuña, coordenadora da FNQ, essa cultura da qualidade está bem arraigada no estado fluminense, principalmente no setor público, citando como exemplo a Petrobras e a Companhia Municipal de Limpeza Urbana (Comlurb). “Descobri isso há alguns anos, quando visitei o Rio: a Comlurb utiliza o modelo de excelência da gestão da FNQ. O que falta é essa mobilização nas empresas privadas, pois pudemos ver que as públicas já estão bem avançadas.”

Os dois destacam a importância de mobilizar o setor privado e, no caso da indústria de petróleo e gás natural, assim como o setor naval, que vem se expandindo de forma acelerada, a cadeia de fornecedores de setores que têm tal peso na economia. Carla Acuña lembra que a própria Petrobras procurou a FNQ, há menos de dois anos, preocupada com essa questão.

eventos

“A Petrobras destacou que tem um desafio muito grande pela frente, principalmente na exploração do pré-sal, necessitando de fornecedores capacitados, que possam atender a essa demanda, com um alto padrão de qualidade”, observa Carla Acuña.

“A Petrobras reuniu vários parceiros, não só a fundação, para implementar um programa gigante de qualificação de sua cadeia de fornecedores”, acrescenta Carlos Adriano Vianini.

O grande desafio, para o qual a Petrobras está mobilizando várias instituições, como as que apoiam os Sebe e outras iniciativas similares, é levar o modelo de excelência da gestão, que a fundação preconiza, para estes fornecedores e ajudá-los sua na implementação. “Hoje temos uma parceria com o Sebrae, no prêmio MPE, que mobiliza o país inteiro. O Rio de Janeiro é um estado que participa ativamente. Mas, assim como em todo o país, o maior número de inscritos continua sendo do comércio, e não da indústria”, observa a coordenadora da FNQ. Adriano Vianini destaca que a grande importância desse modelo de gestão está no fato de ser uma ferramenta que dá uma visão sistêmica do todo, desde a prática de gestão ao planejamento do futuro da empresa, e também a forma de ela se relacionar com as partes, gerando valor para a sociedade. “É fundamental que haja capacitação do capital humano, uma qualificação adequada, uma gestão empresarial que suporte tudo o que está por vir. Até mesmo para organizar a casa, pois a empresa sabe que o desafio maior está no futuro. E ela precisa ter um sistema de gestão que integre tudo isso, e ser mais e mais competitiva. Quando vai se buscar excelência, tem que ser competitiva.

Em todos os sentidos. Desde o produto até a relação com a sociedade”, frisa o gestor da FNQ. Segundo Carla Acuña, o grande desafio é buscar o equilíbrio entre a qualidade e a quantidade. “Porque a indústria terá de fornecer produtos com qualidade, dentro dos prazos, mas em uma quantidade muito maior – o 122

TN Petróleo 73

pré-sal e a indústria do petróleo como um todo, vão demandar um volume muito maior de bens e serviços. O problema está em manter esse padrão de qualidade, mesmo tendo de produzir em maior quantidade”, pontua a coordenadora, afirmando que algumas empresas já vislumbram isso.

Ambos observam que não apenas as grandes companhias, mas também as pequenas e médias, têm condições de atingir os mais altos níveis de excelência em gestão, utilizando as ferramentas e o modelo disseminado pela FNQ. “Várias empresas que já se destacaram nas premiações têm, inclusive, mudado de patamar, pois ganharam competitividade e cresceram”, destacam.

Adriano Vianini observa que embora os seminários estejam sendo realizados apenas em nove estados, a FNQ tem estado presente em todas as regiões do país, por meio do Sebrae Nacional. “A fundação conta com uma rede de parceiros que leva esse modelo de gestão de excelência

para todos os estados. Com o Sebrae, estamos em 27 estados, levando os programas estaduais de qualidade para 22 deles. Não precisamos de um canal direto de comunicação: o nosso intuito é gerar conhecimento para estes parceiros, mobilizando a cadeia produtiva. O Sebrae consegue chegar mais na pequena e micro empresa”, conclui gestor.

Criada em 1991, a Fundação Nacional da Qualidade é uma instituição sem fins lucrativos cujo objetivo é disseminar amplamente os Fundamentos da Excelência em Gestão para organizações de todos os setores e portes, contribuindo com o aperfeiçoamento da gestão, o aumento da competitividade das organizações e, consequentemente, com a melhoria da qualidade de vida do povo brasileiro. A instituição é responsável pela organização, promoção e avaliação do Prêmio Nacional da Qualidade® (PNQ), que reconhece anualmente as melhores práticas de excelência em gestão do país.

Esforço estratégico

Petrobras mobiliza entidades para ajudar na melhoria da gestão da cadeia de fornecedores de bens e serviços

A estatal vem realizando oficinas de trabalho para consolidar uma rede de melhoria de gestão da cadeia de fornecedores de bens e serviços, dentro de uma ação organizada em conjunto com o Ministério do Planejamento (MP), Fundação Nacional da Qualidade (FNQ) e Movimento Brasil Competitivo (MBC). Em uma reunião realizada em abril, o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, destacou que essa rede tem o “papel fundamental de trazer à discussão o processo de gestão das empresas que constituem a cadeia de fornecedores da empresa”, contemplando uma política industrial orientada pela demanda e com redução de riscos. Segundo ele, a rede não visa apenas a troca de ideias entre os elos dessa cadeia, mas sim gerar “um programa executivo de ação que alcance, além das entidades que fazem parte da

rede, o público-fim, as empresas e os segmentos que vão se estruturar”, a partir das demandas da Petrobras.

Segundo Gabrielli, é preciso estimular a gestão e a sustentabilidade na cadeia de fornecedores da empresa, ampliando a sua competitividade para atendimento às demandas planejadas. A rede atenderá tanto às necessidades de fornecedores já estruturados quanto às dos subfornecedores (de insumos, peças, serviços etc.) e dos que precisarão de associações e inovações para crescer.

Utilizando os recursos disponíveis e minimizando os riscos, empresas e segmentos poderão criar atividade econômica e atender às necessidades da Petrobras. “Não há receitas prontas, soluções únicas. A necessidade de trabalhar em rede é vital para compreender a diversidade de problemas existentes”, afirmou Gabrielli.

eventos 1º Encontro Nacional de Gás LP

Gás LP em debate Com um mercado que gera 350 mil empregos e vende 33 milhões de botijões de gás por mês, representantes das maiores empresas do setor no país marcaram presença no 1º Encontro Nacional de Gás LP por Rodrigo Miguez

O

combate à venda ilegal de Gás LP e as maneiras de fazer com que as empresas ganhem cada vez mais a confiança dos clientes foram os principais assuntos abordados no 1º Encontro Nacional de Gás LP (Enagás), realizado em Campinas (SP).

O presidente do Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás LP (Sindigás), Sérgio Bandeira de Mello, lembrou na abertura do evento que o nível do serviço das companhias é tão bom, que elas não constam na lista de maiores reclamações do Programa de Orientação e Proteção ao Consumidor (Procon).

Com a presença das principais empresas do setor de venda e distribuição do popular “gás de cozinha”, a abertura do evento contou também com Robson Carneiro, presidente da Sergipe Gás (Sergás), Durval de Barros, superintendente de Comunicação Institucional da Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) e de José Ricardo Bastos, do Procon de São Paulo.

Para Robson Carneiro, a integração cada vez maior da ANP com os sindicatos do setor de Gás LP é fundamental para a melhoria dos

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TN Petróleo 73

serviços prestados pelas empresas e, também, para o sucesso do programa de combate aos pontos ilegais de venda de botijões.

A expectativa dos membros do setor, que movimenta R$ 19 bilhões ao ano e gera 350 mil empregos diretos e indiretos, é que a sua participação na matriz energética brasileira, que atualmente é de 3,4%, ultrapasse 4,5% em 2020.

Segundo a Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), será possível alcançar a autossuficência em 2015.

Após a mesa de abertura foi iniciada a palestra “Entendendo o desejo do consumidor de Gás LP”, na qual o presidente da empresa Copernicus Marketing, Alberto Cerqueira, apresentou a pesquisa inédita, realizada em dezembro de 2009, sobre o perfil do cliente. De acordo com o estudo, a grande maioria dos consumidores compra o botijão uma vez por mês.

Já com relação à origem do gás, nas classes A e B, 67% compram no revendedor legalizado; nas classes C, D e E, esse número cai para 52%. Sobre a fidelidade do consumidor com seu fornecedor, a pesquisa mostrou que o público é fiel. Apenas 12% mudam de fornecedor.

Além do preço médio de R$ 38, a agilidade, a confiança e qualidade do serviço prestado são alguns dos principais motivos alegados pelos consumidores do Gás LP. Para Alberto Cerqueira, a grande disponibilidade – quase de 24 horas – dos fornecedores informais (muitos são vizinhos de rua dos compradores) e a falta de acesso em algumas regiões do país, como o Centro-Oeste e o Norte, influenciam na hora da compra do gás no revendedor ilegal.

Programa Gás Legal Para acabar com o comércio clandestino de botijões de gás, o Sindigás, com apoio da ANP, realiza ações em diversos estados do Brasil, para conscientizar a população a não comprar nas revendas ir-

regulares. Segundo Sérgio Bandeira de Mello, presidente do Sindigás, o informal só quer saber de vender o produto, sem se preocupar com a sua qualidade ou a segurança do usuário.

“O informal não realiza prestação de serviço alguma, como auxílio ao consumidor ou a troca de equipamentos como a mangueira, que deve ser substituída a cada cinco anos”, afirmou. Segundo dados, 35.492 revendas estão cadastradas, e há 2.420 ainda em

processo de cadastramento. Já os informais caíram de 150 mil para 80 mil, com as ações de combate aos estabelecimentos irregulares em todo o país. Para Sérgio, o envolvimento das autoridades locais é essencial para a erradicação do comércio ilegal de Gás LP. “É preciso haver um choque de ordem nos ilegais”, disse.

Segundo Rubem Mesquita, diretor de planejamento e marketing da SHV Gás Brasil, o prejuízo que a venda ilegal de gás causa para

a economia do país, somente com o não recolhimento de imposto de renda, é de aproximadamente R$ 50 milhões por mês.

Com relação à segurança, o presidente do Sindigás afirmou que o produto não tem risco algum, rebatendo as críticas de que o Gás LP seria inseguro. “O botijão de gás é tão seguro que fica ao lado de um fogão aceso”, afirmou.

O 1º Enagás teve a participação de 400 pessoas durante os três dias de evento.

eventos 11º Energy Summit

O futuro do

mercado de energia

Novos investimentos e ações efetivas das operadoras de energia são necessários para fazer frente ao crescimento de 7,2% no consumo nacional esse ano, segundo projeção da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Essa foi uma das questões debatidas durante o 11º Energy Summit, tradicional encontro dos líderes do setor energético brasileiro, realizado no Rio de Janeiro. Promovido pela IBC, o evento reuniu representantes dos governos federal, estaduais e municipais, empresas de energia, investidores e representantes de associações e de grandes consumidores para discutir o futuro do mercado energético.

I

por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

nvestimentos em energia nuclear, gestão de grandes centrais hidrelétricas, energias renováveis, financiamento de projetos de energia e sustentabilidade estiveram na pauta do dia da conferência do Energy Summit, que esse ano acrescentou à sua programação um seminário sobre gestão tecnológica, além de uma exposição, a Energy Trends Expo. “Além dos tradicionais debates, o evento reforçou sua vocação para ser palco de novos negócios com essa exposição, que trouxe

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novidades em equipamentos e soluções tecnológicas para o setor ”, destaca Tatiana Munhoz, gerente de Projetos da IBC, que promoveu o evento, entre os dias 3 e 5 de agosto.

Como já havia sido anunciado na semana anterior ao evento pelo presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, os resultados de estudos do órgão público sobre o consumo

de energia para esse ano sinalizam um crescimento de 7,2%.

Um índice que poderá ser revisto e chegar a 7,5%, de acordo com o diretor de estudos econômicos e ambientais da EPE, Amilcar Guerreiro, durante a palestra de abertura do Energy Summit.

Guerreiro destacou que esse crescimento é significativo diante da acomodação no consumo que

está ocorrendo em outras partes do mundo, com exceção, é claro, da China, que continua a crescer em ritmo acelerado e demandando mais e mais energia. Ele lembrou que, mesmo com a redução no índice de natalidade, o Brasil adiciona 14 milhões de pessoas à população por década, gerando demanda quase igual por habitação – em torno de 13,7 milhões de unidades residenciais.

“Tudo isso requer energia. Temos de respeitar o ambiente, mas possibilitando a instalação de novas hidrelétricas, pois o Brasil ganha o equivalente à população do Chile a cada dez anos”, declarou. Este ano é considerado atípico, devido à retração de 2009, de acordo com Guerreiro, que afirmou que o país se prepara para um aumento em torno de 5% da demanda de energia a cada ano.

O executivo defendeu as térmicas movidas a óleo. “Mesmo que elas sejam caras e agressivas ao ambiente, não podem ainda ser descartadas na composição de nossa matriz energética. A EPE conta com térmicas a óleo e quer a definição das novas centrais nucleares.” Guerreiro revelou ainda haver preocupação com o armazenamento de energia, o que antes era feito de forma barata, nos grandes lagos das usinas.

O diretor de Estudos Econômicos e Ambientais da EPE afirmou que o Brasil terá, em 2019, 52% da energia gerada com base em itens renováveis, contra uma média mundial de 15%. E disse que o gasto para geração extra de energia, até 2019, será de R$ 200 bilhões – chegando a R$ 1 trilhão, considerando o petróleo.

Parceria energética Durante o evento, a EPE adiantou que estabeleceria uma parceria com a Eletronuclear para desenvolver estudos preliminares de seleção de locais para a instalação de usinas nucleares. O estudo feito dentro dessa parceria, formalizada no dia 11 de agosto, no Rio de Janeiro, complementará uma pesquisa inicial de áreas para instalação de novos projetos da Eletronuclear, exclusivamente na região Nordeste.

Os levantamentos estarão centrados em locais que poderão receber as novas usinas nucleares nas regiões Sudeste, Sul e parte do Centro-Oeste. Os estados pesquisados serão Espírito Santo, Minas Gerais, Rio de Janeiro, São Paulo, Paraná, Santa Catarina, Rio Grande do Sul, Goiás e Mato Grosso do Sul. Segundo a EPE, outras unidades poderão ser contempladas no estudo, mediante aditivo contratual.

Segundo o presidente da EPE, Mauricio Tolmasquim, a parceria com a Eletronuclear será muito importante para a execução dos estudos de planejamento relacionados à expansão da geração nuclear no país. “Como o potencial hidrelétrico brasileiro, que atualmente é a nossa prioridade, começa a se esgotar dentro de aproximadamente 20 anos, a energia nuclear passa a ser uma boa opção para a expan-

Guerreiro acredita que não haverá mudança drástica nas regras do setor energético no caso de vitória da oposição nas eleições presidenciais de outubro. Para o executivo, há uma tendência de respeito aos contratos, principalmente na área de energia elétrica.

“Nas áreas mais sensíveis, a rota está dada. Ninguém acredita que vá haver um grande rompimento”, frisou Guerreiro, lembrando que o atual governo conseguiu realizar algumas mudanças de regras, mas sem alterar os contratos firmados. “Esse é um ponto comum e espero que seja mantido. É um ponto de estabilidade importante”, acrescentou.

Em defesa do atual modelo, o executivo ponderou que hoje as empresas entram nos leilões de energia para disputar empreendi-

são do parque gerador nacional, complementada por fontes alternativas como a eólica e a biomassa”, avalia.

O valor total do acordo é de pouco mais de R$ 3,3 milhões, sendo que a participação estimada da EPE na execução dos trabalhos é de até R$ 1,280 milhão. O prazo de vigência é de 24 meses, podendo ser prorrogado. À parte o novo estudo, a Eletronuclear continua na dependência da liberação, até o final deste ano, de um financiamento de R$ 5 bilhões a 6 bilhões do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES).

Os recursos estão destinados à construção da usina de Angra 3, que terá capacidade para 1.350 MW. Do total de R$ 9 bilhões previstos para serem investidos na usina, o BNDES deverá responder com aportes entre R$ 5 bilhões e R$ 6 bilhões. O preço de energia de Angra 3 foi definido em R$ 148,65/MWh por uma portaria do Ministério de Minas e Energia (MME).

“Se não tivermos a confirmação deste financiamento, teremos que rever as contas e tomar novo empréstimo, porque os recursos já estão acabando”, disse Leonam Guimarães, assistente da diretoria da Eletronuclear, que não gostaria de precisar renovar o empréstimo-ponte de R$ 250 milhões, que contraiu da Eletrobras, com juros bem mais altos. A expectativa é que a usina nuclear de Angra 3 entre no sistema até 2015.

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eventos

mentos já com licenças ambientais prévias e deixam os certames com contratos fechados, que facilitam a obtenção dos financiamentos.

“Esses foram avanços importantes que viabilizam a expansão”, afirmou Guerreiro.

Ainda segundo o executivo, a EPE deve concluir até o final do ano os estudos de áreas prováveis do Sul e Sudeste do país que poderiam abrigar uma central nuclear.

Conforme acordo feito com a Eletronuclear, a pesquisa vai dar subsídios para o planejamento de projetos no longo prazo e ainda na definição da localização das próximas centrais nucleares. Após a Central Nuclear do Nordeste, a previsão do governo é que sejam construídas novas usinas no Sudeste.

Menos tributos Carlos Faria, presidente da Associação Nacional dos Consumidores de Energia (Anace), demonstrou total inconformismo com o fato de o Brasil ser ‘líder mundial’ em tributação da energia, que juntamente com os encargos financeiros, representam 47% do custo final desse insumo. “Isso é um absurdo. Com um sobrecusto de quase 50% na energia, não é de se espantar que indústrias brasileiras procurem instalar fábricas em outros países para fugir desse ônus”, declarou Faria, frisando que o ICMS, um dos principais tributos aplicados, é um dos mais altos do país no estado do Rio de Janeiro.

Segundo o dirigente da Anace, a sociedade deve se mobilizar para reduzir essa tributação, defendendo também a extinção da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC), que arrecada recursos junto às concessionárias de energia elétrica do 128

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sistema interligado, para financiar o óleo diesel da geração termelétrica das áreas isoladas (sobretudo na região Norte do país), não atendidas pelo serviço de eletrificação.

Faria rebateu o diretor da EPE, afirmando que as termelétricas movidas a óleo combustível são muito caras e devem ser evitadas. “Hoje, com todo o sistema integrado, a CCC pode ser extinta, o que daria um alívio de cinco pontos percentuais no valor pago pelos consumidores individuais e às empresas”, aponta.

Os recursos da CCC são administrados pela Eletrobras e cabe à Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) fixar os valores das cotas anuais da conta de consumo de combustíveis, recolhidas mensalmente nas contas de luz pelas distribuidoras de energia elétrica. Em relação à energia eólica, o executivo elogia a realização do primeiro leilão e o anúncio do segundo, mas pontua que ela deveria ser plenamente disponível no mercado e não apenas mantida como reserva.

“A Anace é totalmente favorável ao uso intensivo de energia nuclear e considera que, além de Angra 3, a construção de novas usinas já deveria ter sido aprovada e ter um calendário definido, de conhecimento geral.” Em relação à redução dos reservatórios, Faria que, afirmou que embora seja um fator de risco, a principal preocupação da entidade continua sendo a carga tributária. “Isso tende a ampliar o Custo Brasil e tirar competitividade da indústria nacional. Além da irrealidade cambial, que também joga o país para baixo na comparação com o resto do mundo, pode-se acrescentar”, conclui.

Tecnologia a favor da energia O seminário ‘Gestão tecnológica de energia’, que ocorreu em paralelo aos debates do Energy Summit, reuniu cases de empresas nacionais

e estrangeiras que mostraram as vantagens da incorporação de tecnologia para a melhor rentabilidade e confiabilidade no sistema de geração e distribuição de energia.

A empresa Critical Software, que atua no setor de geração, distribuição e transmissão de energia, além de projetos de eficiência energética, e no monitoramento e captura de dados da geração de energia, fez uma apresentação sobre o gerenciamento de parques geradores e de ativos de energias.

Um dos pontos destacados foi a importância do smart grid no controle das informações sobre a produção de energia, em especial em fazendas eólicas e nas pequenas centrais hidrelétricas (PCH).

No caso da energia eólica, os grandes desafios são os custos de manutenção dos aerogeradores, que sofrem com a fadiga e com os efeitos das condições atmosféricas. Segundo dados do setor, são necessárias até cinco intervenções por ano nas pás. Por isso, o monitoramento das turbinas é necessário para se obter, com antecedência, os dados sobre o estado de funcionamento do equipamento, reduzindo, assim, os custos de manutenção. Outro fato muito comum que danifica as pás é a condição atmosférica: em fazendas eólicas do Rio Grande do Sul, ocorre, com frequência, a presença de gelo.

Com o gerenciamento das condições externas, é possível prever e antecipar medidas para reduzir esses gastos.

Já a companhia ABB mostrou as vantagens das modernizações tecnológicas das usinas hidrelétricas para a melhoria da confiabilidade do seu funcionamento. Fábio Nugnezi, gerente geral de geração de energia e águas da ABB, lembrou que hoje existem ainda em operação usinas inauguradas em 1910 e que precisam, claro, passar por

XVI CILA Congresso Ibero-Latinoamericano do Asfalto

08.10

novembro 2011 • Rio de Janeiro • Brasil

Chamada de Trabalhos Temário para os trabalhos técnicos: 1. Ligantes betuminosos 2. Agregados para pavimentação 3. Misturas betuminosas: formulação e fabricação 4. Modelação e concepção de pavimentos flexíveis

31/12/2010 Prazo para o recebimento de resumos

5. Tecnologia de construção 6. Tecnologia de conservação e reciclagem de pavimentos 7. Gestão de pavimentos 8. Aspectos ambientais em pavimentação 9. Formação de recursos humanos na indústria de pavimentação

organização/realização:

Para mais informações, acesse:

www.xvicila.com.br

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eventos

uma renovação tecnológica, que inclui a automação.

Uma das soluções levadas pela ABB ao Energy Summit foi o retrofit, quando se mantém toda a estrutura, trocando apenas o equipamento antigo por um novo.

Nugnezi afirmou também que o gerenciamento através da automação é importante para a integração dos sistemas dentro de uma usina: assim, ela irá funcionar com mais eficiência, já que os dados serão coletados e o conhecimento sobre a sua operação será maior.

Outros cases destacados foram o de tecnologia de solar cooling, apresentado por Marcos Teixeira, gestor de projetos do programa de energia da Agência de Cooperação Técnica Alemã (GTZ), e o de sistemas de dessulfurização de gases com tecnologia Semi-Dry para plantas termelétricas a carvão mineral, apresentados em conjunto por Paulo Bade, da MPX e Marcelo Ozawa, gerente de tecnologia da Enfil.

Diversificação necessária A Companhia Operadora do Mercado Energético (Coomex), maior comercializadora de energia independente do país (em volume de negócios), que em maio deste ano inaugurou seu primeiro projeto na área de geração, está empolgada com o atual cenário energético.

A empresa, que atua na comercialização de energia, gerenciamento de ativos e serviços especializados de energia, vê grandes oportunidades para os próximos anos nos dois segmentos: geração e consumo. Fundada em novembro de 2005, a empresa vem organizando leilão atrás de leilão, tendo como matéria-prima os megawatts (MW)

gerados a partir do processo produtivo do açúcar e do álcool.

O presidente da Coomex, José Manoel Amorim, acredita que há muito espaço para a colocação de novos projetos de geração, citando como exemplo a central geradora hidrelétrica (CGH) Santo Expedito, em Santa Maria do Oeste, no Paraná. A CGH Santo Expedito, que tem apenas 1MW de potência instalada, é o pontapé inicial da empresa para diversificar sua atuação. A obra pertence à holding Fênix Geração Hidráulica (FGH), na qual a Coomex tem 51% de participação.

Segundo Amorim, há um ambiente propício aos projetos, com demanda crescente, preços acessíveis que remuneram facilmente os empreendimentos e arcabouço regulatório de contratação de energia cada vez mais favorável a contratos de longo prazo. “Nós vemos a perspectiva de ativos de produção independente e, principalmente, de geração distribuída, como grande oportunidade para investimentos. Ou seja: oportunidade de diversificação de investimentos e da própria matriz, com empreendedores tradicionais do setor ampliando a oferta de megawatts/ hora”, afirma.

O executivo da Coomex pontua que a evolução do segmento de geração começou a se acelerar há três anos, com o primeiro leilão de fontes alternativas, mas tende a manter este crescimento para os próximos anos. “Este intenso crescimento vai continuar, ainda mais

na área de geração distribuída, que é a de médio e pequeno porte”, complementa.

Destacando a prática da empresa em promover a capacitação contínua de seus funcionários, o executivo, que também é conselheiro da Associação Brasileira dos Agentes Comercializadores de Energia Elétrica (Abraceel) falou sobre a iniciativa da instituição de qualificar os operadores de energia, visando a melhoria da qualidade nessa atividade.

De acordo com Amorim, o projeto tem o objetivo de capacitar o operador e fazer com que ele tenha condições de liderar qualquer ação de comercialização no mais alto nível ético, profissional e processual, para melhorar o ambiente comercial e diminuir o risco operacional nas empresas. Ele observa que o curso será voltado para profissionais de comercialização e de geração, ligados a operadoras e outras áreas afins.

O primeiro curso deve ser realizado em setembro, em parceria com a Fundação Getúlio Vargas (FGV), em São Paulo. “A expectativa é que o curso seja feito em três módulos, sendo o primeiro o de operador; o segundo, de gestor de carteira de contratos; e, o último, de especialista de comercialização de energia. Embora se inicie em São Paulo, o objetivo é que se estenda mais tarde aos demais estados”, afirma Amorim.

Após o curso, a Abraceel pretende fazer a certificação das comercializadoras, para atestar a adequação dos sistemas e da governança na condução das operações, de forma a criar um ambiente mais seguro no mercado livre.

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Rio Pipeline

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Conference & Exposition

September 20-22 20 a 22 de setembro de 2010 September 20-22, 2010

Rio de Janeiro • Brazil

Chamada de Trabalhos: 17 de dezembro de 2010 Call for Papers: December 17th, 2010

Participação/Participation of

Realização/Realization

Informações / Information: Tel./Phone: (+55 21) 2112-9000 Fax: (+55 21) 2220-1596 e-mail: riopipeline@ibp.org.br

www.riopipeline.com.br

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perfil profissional

Ouro da casa

Robson Campos

por Cassiano Viana

Primeiro presidente brasileiro da finlandesa Wärtsilä, líder no mercado de motores de geração de energia e propulsão marítima, Robson Campos comemora 20 anos na companhia. Está na Wärtsilä desde 1990, primeiro ano da finlandesa no Brasil.

Começou como office-boy e, após um período de seis meses em outra empresa, retornou para assumir o desafio de consolidar a posição da companhia no país.

A história profissional de Robson Campos se confunde com a da Wärtsilä, que está no Brasil desde 1990. Casado, pai de dois filhos, nascido e criado no bairro do Catete, no Rio de Janeiro, sua trajetória é um verdadeiro caso de sucesso. Aos 40 anos, é o primeiro brasileiro a assumir a presidência da companhia na qual começou como office-boy, enquanto estudava direito na Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), no campus do Centro da cidade.

“Prestes a fazer o vestibular, eu estava em dúvida entre fazer direito ou economia, pois sempre tive muita facilidade com matemática”, recorda o executivo que entrou aos 19 anos na Faculdade de Direito e uma semana depois, começou como office-boy na Wärtsilä.

Isso aconteceu logo nos primeiros momentos após do anúncio do Plano Collor, conjunto de reformas econômicas e planos para estabilização da inflação, criados durante a presidência de Fernando Collor de Mello e que combinava liberação fiscal e financeira com medidas radicais.

“Quem viveu aquela época sabe que foi uma fase muito ruim, de escassez de empregos. Com a morte de minha mãe, meu pai teve de cuidar sozinho dos três filhos e de minha avó. Tudo o que eu pedi foi para terminar o segundo grau... e, depois, que ele não se preocupasse, eu começaria a trabalhar”, recorda. “A primeira oportunidade de emprego foi na função de boy em uma empresa que estava se estabelecendo no país.”

Desvio de rumo – O estudante de direito não imaginava que chegaria tão longe. Em 1992, dois anos depois de entrar na companhia finlandesa, ele foi promovido a assistente financeiro. “Isso foi me levando para longe do direito.” Três anos mais tarde, com apenas 25 anos, assumiu o primeiro cargo de gerência, da área de controladoria financeira da companhia.

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“Na primeira promoção, eu me casei”, lembra. “Tranquei a faculdade por um ano, depois voltei e me formei, em 1996. Como eu era o único advogado, acabei exercendo, em paralelo, a função de jurídico da empresa.”

“Lidava muito com a parte financeira no início da carreira.

No mercado da Wärtsilä, lidamos com contratos complexos, investidores financeiros e fundos de investimentos. Ter essa bagagem e o conhecimento de como funciona o mercado é fundamental para o meu trabalho hoje”, avalia.

A partir daí, foi uma questão de tempo para que o executivo começasse a assumir novas posições. Em meados de 1998 – ano de nascimento da primeira filha –, acumulou a função de controller com a da gerência da Sociedade de Propósito Específico Wärtsilä Rio Negro, em Manaus (AM), quando conduziu a implementação da maior planta a óleo do mundo na época, a Usina Rio Negro, com uma capacidade de 156 MW. “A vida em Manaus foi uma experiência interessante, pessoal e profissionalmente. Viver em um lugar diferente, desbravar um pouco o norte do país, na época uma metrópole menor do que é hoje”, diz.

“Fui muito bem recebido em Manaus e me relaciono muito bem com as pessoas de lá. Fiz muitos amigos e vou com bastante frequência para a cidade com fins pessoais, além dos profissionais”, afirma.

O único problema foi o peso adquirido nesse período. “Ganhei vinte quilos! Cheguei a 112! É óbvio que eu vinha num crescente.

Mas desconto muito o estresse, a ansiedade, em comida. Em 2007, iniciamos um novo projeto, um grupo de trabalho para trabalhar nos leilões de energia, e comecei a fazer uma dieta. Eu queria mudar de vida nessa época”, lembra.

Enquanto dobrava o tamanho da empresa, a quantidade de capacidade instalada da Wärtsilä, ele perdia 22 quilos... e ganhou seu maior hobby: a corrida rústica. “Hoje, corro a meia maratona.

Minha vida mudou muito com a corrida.”

Com toda energia – De volta, em 2000, assumiu a área financeira de projetos de Energia da Wärtsilä.

Idade: 40 Formação: Advogado Primeiro trabalho: atendente no Bob’s. Na Wärtsilä, office-boy Principais cargos ocupados: gerente de Controladoria, diretor de Desenvolvimento e Serviços Financeiros, diretor Regional de Energia, responsável pelo Mercosul, VP da Eletricidade do Brasil S/A e presidente da Wärtsilä Horas médias de trabalho/dia: 12h Hobbies: correr e cavalgar Sonho de consumo quando criança: Autorama Sonho de consumo hoje: Moto Yamaha V-Max Músicas: Halo, Beyoncé, e Velocidade da Luz, Revelação Um bom lugar para descansar: Fazenda do Serrote, em Santo Antonio do Aventureiro, MG Um filme: A Lista de Schindler, Steven Spielberg Livros: qualquer um do Ruben Fonseca e A cura de Schopenhauer, de Irvin D. Yalon

Como conhecia bem a prática da área financeira, mas lhe faltava a base teórica, no mesmo ano passou a cursar a pós-graduação na área de Finanças Corporativas no Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (Ibmec).

Em 2003, aos 32 anos, assumiu a diretoria regional da área de Energia para o Mercosul e liderou o departamento de energia, levando a empresa a um crescimento significativo. Em três anos, o Departamento contabilizava seis gerentes e 34 colaboradores responsáveis por vendas, gerenciamento de contratos, gerenciamento de projetos e logística. A área foi responsável pela implantação de 11 termelétricas distribuídas no Brasil.

“Tivemos de montar uma estrutura para acompanhar o crescimento do mercado de energia no país. Hoje, a área no Brasil responde por cerca de 10% do faturamento global da empresa”, diz.

Para Robson, outro momento importante em sua trajetória profissional foi a conclusão de projetos na Argentina e no Uruguai, sendo o mais marcante a construção da primeira termelétrica do Uruguai. A usina, de 80 MW, nasceu de um acordo firmado com as construtoras Teyma Uruguay e Saceem, que incluía a construção, fornecimento de equipamentos e serviços de operação e manutenção.

Em outro momento de 2009, foi convidado para assumir a direção executiva e profissio nalizar a gestão da Eletricidade do Brasil, empresa geradora de energia com sede em Recife (PE), e que tem seis usinas termelétricas, cinco no Nordeste e uma no Amazonas, onde foi responsável por toda a área de operações e novos negócios. Depois de sete meses, em maio desse ano, voltou TN Petróleo 73

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perfil profissional

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

Informação de qualidade Sempre, sempre, sempre...

ESPECIAL: PRODUTORES INDEPENDENTES

O outro Brasil do petróleo Bahia: onde tudo começou Cadeia produtiva baiana Inovação para campos maduros Pequenos produtores, pequenos municípios e grandes esperanças, por Doneivan F. Ferreira

Entrevista exclusiva

Armando Comparato Jr, presidente da Prysmian América do Sul

A cara e a cruz: situação do parque supridor na Bahia, por Nicolás Honorato Cavadas

O Brasil é ótimo

Campos maduros e o governemnt take, por Thereza Aquino e Mauricio Aquino Sustentabilidade acontece quando se olha para o futuro, por Otavio Pontes A importância da logística enxuta nas corporações, por Aldo Albieri Demanda e produção de petróleo: a necessidade de gestão, por Ronald Carreteiro As oportunidades do mercado internacional de gás e óleo pós-crise, por Eduardo Sausen Mallmann Como atingir a excelência operacional, por Ailtom Nascimento

ESPECIAL: TECNOLOGIA SÍSMICA

Brasil:

um território inexplorado Novos desafios à regulação: a sobrevivência dos independentes, por Marilda Rosado O marco brasileiro, por Marcio Silva Pereira Acidente ambiental, por Maurício Green e Carlos Boeckh O contrato de partilha de produção: considerações sobre o regime tributário, por Gonçalo Falcão

Entrevista exclusiva

Tomaso Garzia Neto, presidente da Projemar

Engenharia é o nosso negócio

A economia brasileira e o apagão de talentos, por Alfredo José Assumpção Sistema óptico aprimora medição de tensões residuais em dutos enterrados, por Armando Albertazzi Gonçalves Jr. e Cesar Kanda Royalties do petróleo e tributação: ou um ou o outro, por Danny Warchavsky Guedes e Caroline Floriani Bruhn Mercado de biocombustíveis carece de regulação, por Liliam Fernanda Yoshikawa e Hilton Silva Alonso Junior C O B E R T U R A

Ano XII • mai/jun 2010 • Número 72 • www.tnpetroleo.com.br

opinião

opinião

opinião

www.tnpetroleo.com.br | 55 21 3221-7500

Festa para o Almirante Negro Golfo do México: horizonte sombrio Licença ambiental para o Estaleiro do Paraguaçu

nº 72

nº 71

nº 70

Nas águas turbulentas do ISS, por André L. P. Teixeira, Bianca de S. Lanzarin e Tiago Guerra Machado

O outro Brasil do petróleo – Parte 2

ESPECIAL PN PETROBRAS 2010-2014: 224 BILHÕES DE DÓLARES EM INVESTIMENTOS

FMC: produção submersa

O futuro do aço brasileiro

de Gabriel Aidar Abouchar, diretor de Mineração e Siderurgia da Abemi

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

Forship: gestão regulatória

Ano XII • mar/abr 2010 • Número 71 • www.tnpetroleo.com.br

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

SMS: a indústria já entende essa mensagem

ESPECIAL TECNOLOGIA SÍSMICA: BRASIL, UM TERRITÓRIO INEXPLORADO

ESPECIAL: PRODUTORES INDEPENDENTES – O OUTRO BRASIL DO PETRÓLEO

Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis

E o tombo não foi tão grande assim

TN PETRÓLEO

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Ano XII • jan/fev 2010 • Número 70 • www.tnpetroleo.com.br

Indústria naval: os próximos passos

de Alceu Mariano, presidente da Sobena – Sociedade Brasileira de Engenharia Naval

A energia descriminada, de Antonio E. F. Muller, presidente da Abdan (Associação Brasileira do Desenvolvimento das Atividades Nucleares)

O outro Brasil do petróleo – Parte 3 Wärtsilä: com força total Lançado ao mar primeiro navio fluminense do Promef Primeiro porta-contêineres construído no Brasil

ESPECIAL: PLANO DE NEGÓCIOS DA PETROBRAS 2010-2014

224 bilhões

de dólares em

investimentos A hora do pré-sal e dos pequenos produtores de petróleo e gás, por Haroldo Lima Modalidades de transporte e escoamento de óleos não convencionais, por Clenilson da Silva Sousa Junior A evolução do licenciamento ambiental das atividades de E&P, por Maria Alice Doria

Entrevista exclusiva

John Forman, vice-presidente da HRT Oil & Gas

De volta ao Eldorado

CADERNO DE SUSTENTABILIDADE Michelin Challenge Bibendum: mobilidade sustentável Fórum Internacional de Comunicação e Sustentabilidade: diálogo necessário Conferência Internacional do Instituto Ethos 2010 Mais de 2 milhões para Piatam V

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134 TN Petróleo 73 Boleto bancário (via: assinatura@tnpetroleo.com.br), ou diretamente em nosso site, www.tnpetroleo.com.br/assinatura.

para a Wärtsilä para assumir a presidência.

“O fato de conhecer a empresa há muito tempo me dá segurança para agir. Entendo bem o mercado, estou alinhado com a política da companhia e conheço a cabeça e o espírito dos meus colegas.”

O segredo é flexibilidade – Muita coisa ficou do curso de direito.

“Principalmente o conhecimento de como funciona a administração pública, a regulação e as leis que regem a economia em geral.

O mercado de energia, que é a área que mais conheço, é essencialmente financeira e legal. Em geral, nossos clientes na área de energia são, por exemplo, fundos de investimentos e bancos que reconhecem no setor oportunidades de investimentos.”

Em nenhum momento sentiu preconceito por não ser enge-

nheiro. “Depois de tanto tempo na Wärtsilä, ninguém descobre, na primeira hora, no Brasil ou lá fora, que eu não sou engenheiro”, diz. “Quase sempre causa surpresa, mas nunca senti preconceito.”

Apesar de todo mundo dizer que o carioca tem dificuldade de sair do Rio – “Pude comprovar isso por duas vezes, mas nunca achei que a mudança seria definitiva, sempre achei que mais cedo

ou mais tarde eu voltaria. Mas eu sou tranquilo, profissionalmente, vou para onde me mandarem, me adapto muito fácil, vivo muito bem.” Mesmo na Finlândia?

“Mesmo na Finlândia.”

Como todo bom canceriano, fora do trabalho, a família e os filhos – uma filha de 12, e um filho de 8 – fazem o seu sentido da vida.

“Você trabalha mais, tem motivos mais concretos para viver ”, destaca.

Praia, parques, passeios na Lagoa, atividades ao ar livre. No final de semana, só não vale ficar em casa.

Mas o final de semana típico começa na sexta-feira, com o jantar com amigos. “Temos um grupo gourmet e a cada mês um dos integrantes recebe em sua casa e cozinha para os amigos. Além da corrida, a culinária é outro hobby que eu tenho, mas que, infelizmente não pratico tanto quanto gostaria.”

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TN Petr贸leo 73

Ano 2 • nº 11 • setembro de 2010 • www.tnsustentavel.com.br

Editorial

Vamos praticar a reflexão?

A noção de felicidade, atrelada à ideia de abundância, gera um grande equívoco na sociedade, levando as pessoas ao consumo desmedido e, consequentemente, ao desperdício.

O relatório ‘Estado do Mundo – 2010’, lançado recentemente pelo Instituto Akatu e o Worldwatch Institute (WWI), que tem por objetivo promover a reflexão sobre os graves problemas do mundo em que vivemos, mostra que, além de excessivo, o consumo é desigual: em 2006, os 65 países com maior renda e que somam 16% da população mundial foram responsáveis por 78% dos gastos em bens e serviços.

Somente os norte-americanos (apenas 5% da população mundial) respondem por 32% do consumo global. Essa desigualdade é a fonte de muitos conflitos relacionados ao acesso à água, alimento, moradia e tantos outros bens essenciais à vida humana.

O que se busca é encontrar o caminho da reflexão e colocar na pauta do dia o que se entende por ‘valores’. Seria mais fácil se as pessoas entendessem que a felicidade pode ser muito mais uma forma de olhar o que se chama de ‘bens’ do que a própria obtenção dos mesmos.

O medo da escassez gera o desejo de acumulação. Com isso, a ameaça de escassez se torna real, porque não estamos sabendo consumir e, principalmente, partilhar. E as verdadeiras oportunidades de ganho estão na colaboração, e não na competição.

No relatório, a educação é apontada como responsável por “romper com o padrão do consumismo, sugerindo que todos os aspectos

da educação terão de ser pautados pela sustentabilidade. Hábitos, valores, preferências – todos são, em grande medida, formados na infância. Durante a vida, a educação pode ter um efeito transformador sobre quem aprende. Portanto, explorar essa instituição poderosa será essencial para redirecionar a humanidade para culturas de sustentabilidade.”

Iniciativas como as da Bayer, que recentemente promoveu a sétima edição do Programa Bayer Jovens Embaixadores Ambientais, parceria mundial com o Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma), assim como a parceria entre a Amyris e a BR, que visa incentivar o desenvolvimento de combustíveis renováveis, como o diesel de cana, nos asseguram de estarmos no caminho certo.

Segundo Ricardo Abramovay, professor titular da Faculdade de Economia da Universidade de São Paulo (FEA-USP) e presidente do Conselho Acadêmico do Instituto Akatu, “o mundo não é feito apenas de números e preços: ele é composto de outros fatores importantes como as pessoas e as fontes de recursos”. E é com eles que devemos querer conviver pacificamente.

Daí a importância de incentivar a existência de empresas que almejem ter uma posição de destaque no futuro, pautando o seu modelo de negócios na sabedoria. Esta é a categoria de empresas à qual queremos, todos, ter orgulho de pertencer.

Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

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Programa internacional de meio ambiente

Petrobras investe US$ 11 milhões em parceria para produzir etanol

Qualidade em prol do meio ambiente

Bayer e Nações Unidas

Petrobras e KL Energy Corporation

Aplysia

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suplemento especial

Um sexto da humanidade consome

78% de tudo que é produzido no mundo

O Instituto Akatu e o Worldwatch Institute (WWI), organização com sede em Washington (EUA), lançaram no dia 30 de junho a versão em português do relatório ‘Estado do Mundo – 2010’. O documento é uma das mais importantes publicações periódicas mundiais sobre sustentabilidade. por Maria Fernanda Romero

P

roduzido pelo WWI, o ‘Estado do Mundo’ traz anualmente um balanço com números atualizados e reflexões sobre as questões ambientais. Este ano, em parceria com a WWI, o Akatu fez a tradução do documento para o português. O estudo traz anualmente um balanço com números e reflexões sobre as questões ambientais.

Neste ano, o tema é ‘Transformando culturas – do consumismo à sustentabilidade’ e aborda as mudanças no consumo, sob a ótica da economia, negócios, educação, mídia e movimentos sociais.

Um dos dados que mais chama a atenção no relatório é que ele aponta que apenas um sexto da humanidade consome 78% de tudo que é produzido no mundo. E conclui “sem uma mudança cultural que valorize a sustentabilidade em vez do consumismo, nada poderá salvar a humanidade dos riscos ambientais e de mudanças climáticas.

Editado há 28 anos e em cerca de 30 idiomas, o ‘Estado do Mundo’ é publicado no Brasil desde 1999 pela Universidade Livre da Mata Atlântica (UMA), representante do WWI no país. Neste ano, o Akatu foi convidado para a parceria devido ao tema abordar especificamente sustentabilidade e consumo.

“Ao longo de sua existência, o Akatu vem se estabelecendo como

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referência no Brasil em abordagem de questões referentes ao comportamento de consumo, razão pela qual recebemos essa honrosa responsabilidade do Worldwatch Institute”, afirma Helio Mattar, diretor-presidente do Instituto Akatu.

“Este relatório proporcionará o acesso a informações abrangentes a respeito de uma vida mais saudável ambiental e socialmente, para toda a sociedade”, comenta Eduardo Athayde, diretor do WWI. Para o diretor-presidente do Instituto Akatu pelo Consumo Consciente, o ‘Estado do Mundo’ é uma ferramenta primordial de consulta para todos aqueles que têm alguma intenção de cooperar com a preservação do planeta. “O relatório é um choque de realidade. Um material que impulsiona a todos os que têm acesso a ele a agirem em benefício da Terra”, conclui Mattar.

Durante o lançamento do anuário, em São Paulo, Ricardo Abramovay,

professor titular da Faculdade de Economia da Universidade de São Paulo (FEA-USP) e presidente do Conselho Acadêmico do Instituto Akatu, revelou que já usa o relatório há muitos anos. “Em minhas aulas, cito dados dos relatórios sobre o estado do mundo para que meus alunos – que são os futuros economistas – saibam que o mundo não é feito apenas de números e preços: ele é composto de outros fatores importantes como as pessoas e as fontes de recursos.”

Na ocasião, o professor também chamou a atenção para o cuidado que se deve ter ao discutir o consumo. Para ele, nem sempre as elevações dos padrões do consumo, sobretudo nos países mais pobres, significam mais impactos negativos sobre o uso dos recursos. “A troca do fogão a lenha por um que funcione a gás implica em impactos ambientais menores”, exemplificou.

Mattar concluiu recomendando a leitura do documento, que considera ‘primordial’ para todos aqueles que têm alguma intenção de cooperar com a preservação do planeta.

O Relatório – Segundo dados do relatório, na úl-

tima década a humanidade aumentou seu consumo de bens e serviços em 28%. Somente em 2008, foram vendidos no mundo 68 milhões de veículos, 85 milhões de refrigeradores, 297 milhões de computadores e 1,2 bilhão de celulares.

Para produzir tantos bens, é preciso usar cada vez mais recursos naturais. Entre 1950 e 2005, a produção de metais cresceu seis vezes, o consumo de petróleo subiu oito vezes e o de gás natural, 14 vezes.

Atualmente, um europeu consome em média 43 quilos em recursos naturais diariamente – enquanto um

americano consome 88 quilos, mais do que o próprio peso da maior parte da população.

Além de excessivo, o consumo é desigual. Em 2006, os 65 países com maior renda, que somam 16% da população mundial, foram responsáveis por 78% dos gastos em bens e serviços. Somente os americanos, com apenas 5% da população mundial, abocanharam uma fatia de 32% do consumo global. Se todos vivessem como os americanos, o planeta só comportaria uma população de 1,4 bilhão de pessoas.

Atualmente já somos quase sete

algumas das conclusões do relatório Economia e Negócios – No âmbito da economia e negócios, um dos aspetos fortemente recomendados é a “reavaliação do papel das grandes corporações”. O documento considera o poder de alcance do setor: “em 2006, as cem maiores companhias transnacionais empregavam 15,4 milhões de pessoas com um volume de vendas de US$ 7 trilhões – o equivalente a 15% do produto mundial bruto”. E conclui que “um sistema econômico sustentável dependerá de convencer as companhias, por meio de um conjunto de estratégias, de que a condução de seus negócios seja efetuada de maneira sustentável”.

No âmbito social, empresarial e pessoal, a compreensão e a adoção de práticas de sustentabilidade são limitadas. Mudar uma organização costuma ser um processo ainda mais longo do que o da mudança pessoal.

Muito se pode aprender com empresas que foram além das mudanças superficiais para abraçarem plenamente a sustentabilidade e que, assim, determinaram mudanças profundas em sua cultura organizacional. Para essas companhias, a sustentabilidade tem papel fundamental como um conjunto de valores que integram a prosperidade econômica, a gestão ambiental e a responsabilidade social, ou seja: lucro, planeta e pessoas.

Para alcançar esse nível de mudança, os líderes devem apresentar

visões arrojadas e devem envolver suas organizações em discussões diversas, mais profundas, sobre o objetivo e a responsabilidade da empresa em oferecer valor verdadeiro para os clientes e a sociedade. Além disso, o engajamento de toda a empresa é essencial.

Educação – Segundo o relatório, uma pesquisa anual com alunos de primeiro ano de faculdades nos Estados Unidos investigou durante mais de 35 anos as prioridades de vida dos alunos. No transcorrer desse tempo, a importância atribuída a ter boa situação financeira aumentou de pouco mais de 40% para quase 80%, enquanto a importância atribuída à construção de uma filosofia de vida plena de sentido diminuiu de 75% para pouco mais de 45%. E “este não é um fenômeno apenas americano”, ressalta o documento.

Para romper com o padrão do consumismo, todos os aspectos da educação terão de ser pautados pela sustentabilidade. Hábitos, valores, preferências – todos são, em grande medida, formados na infância. E durante a vida, a educação pode ter um efeito transformador sobre quem aprende. Portanto, explorar essa instituição poderosa será essencial para redirecionar a humanidade para culturas de sustentabilidade.

Nenhum sistema educacional é isento de valores, pois todos ensinam

bilhões, e projetam-se nove bilhões para 2050.

A pior notícia é que nem mesmo um padrão de consumo médio, equivalente ao de países como Tailândia ou Jordânia, seria suficiente para atender igualmente a todos os habitantes do planeta. A conclusão do relatório não deixa dúvidas: sem uma mudança cultural que valorize a sustentabilidade e não o consumismo, não haverá esforços governamentais ou avanços tecnológicos capazes de salvar a humanidade dos riscos ambientais e de mudanças climáticas. e são orientados por um determinado conjunto de ideias, valores e comportamentos, quer seja o consumismo, comunismo, crenças religiosas, ou sustentabilidade.

Quanto mais a sustentabilidade puder estar integrada aos sistemas escolares atuais, maior será o número de pessoas que internalizarão estes ensinamentos desde a infância. Dessa forma, as ideias, valores e hábitos se tornarão “naturais”. A partir de então, a educação funcionará como ferramenta poderosa para criar sociedades sustentáveis.

Mídia – A maior parte da mídia ainda reforça o consumismo, mas existem esforços no mundo todo para que seu vasto poder e alcance seja utilizado para promover culturas sustentáveis.

Segundo o relatório, 83% das residências no mundo têm aparelhos de televisão e 21 em cada cem pessoas têm acesso a internet.

Por meio de ações publicitárias globais, o setor de água engarrafada, por exemplo, ajudou a criar a impressão de que água na garrafinha é mais saudável, mais saborosa e está mais na moda do que a boa e velha água ‘da torneira’, mesmo quando estudos demonstram que algumas marcas de água engarrafada são menos seguras do que a da rede e custam de 240 a dez mil vezes mais.

A indústria de água engarrafada movimenta hoje US$ 60 bilhões e vendeu 241 bilhões de litros de água em 2008, mais que o dobro da quantidade vendida em 2000.

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suplemento especial

Bayer e Nações Unidas selecionam jovens para

programa internacional de meio ambiente na Alemanha Realizado desde 1998, o Programa Bayer Jovens Embaixadores Ambientais já premiou quase 400 jovens de 19 países. Primeira empresa a fazer uma parceria mundial de longo prazo com a Pnuma na área da juventude e do meio ambiente, a Bayer destina cerca de 1,2 milhão de euros por ano à instituição internacional. por Maria Fernanda Romero

J

ovens que participam ativamente de projetos de defesa do meio ambiente podem se tornar embaixadores ambientais do Brasil, se tiverem seus projetos selcionados na 7ª edição do Programa Bayer Jovens Embaixadores Ambientais, uma parceria mundial entre a empresa alemã e o Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma), encerrado dia 27 de agosto.

Os vencedores dos quatro melhores projetos irão representar o Brasil no Encontro Internacional de Jovens Embaixadores Ambientais na Alemanha, em novembro deste ano. O programa possibilitará o intercâmbio com os vencedores de outros 18 países da América Latina, Ásia, África e Europa, além de palestras e visitas a instituições com as melhores práticas ambientais da

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Alemanha. Todas as despesas da viagem serão pagas pela Bayer.

Para tomar parte no programa, os jovens precisam ter entre 18 e 24 anos de idade, falar inglês e participar ativamente de projetos que atuem em defesa do meio ambiente. O projeto pode ser um empreendimento próprio ou conduzido por intermédio da iniciativa privada, de associações, entidades e/ou Organizações Não Governamentais (ONGs). Também é necessário que o jovem esteja regularmente matriculado no ensino médio, cursos universitários ou de pós-graduação reconhecidos pelo MEC. “Nosso programa tem como

objetivo reunir e incentivar jovens engajados em causas socioambientais, permitindo um intercâmbio internacional e o conhecimento das melhores práticas. Os projetos podem ser desde atividades realizadas no bairro, em pequenas comunidades, até iniciativas maiores, presentes em várias cidades”, conta Leandro Conti, diretor de comunicação corporativa do Grupo Bayer e principal responsável pelo programa no Brasil.

A escolha dos vencedores será feita por uma comissão formada por profissionais com conhecimentos em projetos socioambientais. Os critérios de avaliação são: contribuição do projeto para a preservação do meio ambiente, nível de participação do estudante, resultados obtidos ou esperados e a possibilidade de sua replicação em maior escala. Os oito projetos com as notas mais altas serão classificados para a fase final e visitados por profissionais da Bayer. Os jovens serão entrevistados. A análise seguirá o mesmo critério, e quatro projetos serão os vencedores.

Alfabetização ecológica No ano passado, a catarinense Thayrine Andressa Pereira Leite, de 19 anos, foi a escolhida, com o

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suplemento especial

projeto Convívio: Vivências LúdicoReflexivas no Processo de Alfabetização Ecológica. A iniciativa tem por objetivo a conscientização e o ensinamento de questões socioambientais às crianças de dois a dez anos, por meio de atividades práticas e artísticas como trilhas, gincanas, desenhos, músicas, poemas, entre outras compatíveis com cada faixa etária.

Dos 12 aos 17 anos, os participantes são convidados a serem voluntários no processo de educação dos mais novos. As atividades são realizadas no sítio pertencente ao colégio Salesiano, em Itajaí, Santa Catarina, onde a jovem estudou.

Thayrine ingressou no projeto aos 14 anos como aprendiz, quando foi convidada pela coordenadora por seu interesse no assunto. Pouco tempo depois, começou a atuar como monitora na parte prática.

Atualmente, está cursando Engenharia Ambiental na Univali, em Itajaí.

“A experiência que pude adquirir, somada à possibilidade de conhecer projetos ambientais de outros segmentos foram fundamentais para minha formação pessoal e profissional. Foi maravilhoso compreender como os jovens de várias partes do mundo são dotados de ideias criativas e fazem a diferença no país onde vivem”, afirmou Thayrine.

De acordo com Thayrine, o Programa Bayer Jovens Embaixadores Ambientais é um incentivo para que estas ideias sejam reconhecidas e, assim, multiplicadas pelo jovem embaixador.

Além disso, sua participação abriu oportunidades no início de sua carreira, já que atualmente ela é estagiária na Secretaria do Meio Ambiente do Balneário Camboriú. O contato com os outros participantes também está incluso nas melhores recordações e contribuições da viagem.

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Escola de Futebol da Bayer revela craque Jovem jogador foi selecionado entre mais de dois mil atletas para disputar vaga em treinamento internacional. O projeto Escola de Futebol da Bayer é mantido pela empresa em Belford Roxo (RJ) e completa 17 anos em 2010.

Diego Amaral, jogador do time masculino da Escola de Futebol da Bayer, foi eleito o artilheiro da Copa Nike, totalizando seis gols. O garoto de 18 anos foi selecionado para compor um grupo dos 22 melhores jogadores da competição no estado do Rio de Janeiro. Estes jovens se juntarão a outros 22 melhores atletas do campeonato da Nike disputado em São Paulo.

O grupo de 44 jovens, escolhidos entre mais de dois mil rapazes, se reuniu em São Paulo para uma bateria de treinamentos, em que serão selecionados os quatro melhores.

Estes vencedores irão para a Inglaterra e disputarão dez vagas com outros 96 jogadores de todo o mundo para passar aproximadamente um ano treinando na Nike Academy. Esta é uma grande chance para estes campeões estarem mais perto do mundo dos profissionais.

A iniciativa faz parte do concurso cultural A Chance, que é promovido pela empresa esportiva e escolherá talentos do futebol no mundo inteiro, entre jovens com idades de 18 a 20 anos.

A Escola de Futebol da Bayer foi vice-campeã da Copa Nike, que teve a participação de 64 equipes no estado do Rio de Janeiro. Diego é meio-campo do time juniores e está no projeto desde 2004, quando tinha 12 anos. Ele é filho de um colaborador de uma empresa prestadora de serviço do Parque Industrial da Bayer, em Belford Roxo. O jogador reside no mesmo município, na Baixada Fluminense, e está em fase de conclusão do ensino médio.

Além disso, frequenta regularmente o curso técnico de montagem

e manutenção de microcomputadores, oferecido pelo projeto. Craque no futebol, já foi convidado a integrar outros times, inclusive profissionais, mas acabou retornando à Escola de Futebol da Bayer. “Em outros clubes fui dispensado, pois a pressão era muito grande, e os técnicos não querem entender se você está bem ou não. Aqui tenho mais oportunidades e orientações quando não me sinto tão bem preparado”, afirma Diego.

O projeto reúne mais de 250 meninos e meninas da Baixada Fluminense, entre 11 e 19 anos, e oferece aos alunos aulas de reforço escolar em matemática e português, oficinas de redação, aulas de inclusão digital e, para os que estão concluindo o ensino médio, há ainda o curso técnico de montagem e manutenção de microcomputadores. Desde sua criação, mais de três mil jovens já passaram pelo projeto.

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suplemento especial Brasil Ecodiesel

Brasil Ecodiesel mantém redirecionamento estratégico Pioneira e uma das principais produtoras de biodiesel do país, a Brasil Ecodiesel continua a por pautar suas ações de acordo com o novo direcionamento estratégico da empresa, implantado em junho do ano passado, e conseguiu reduzir seu endividamento de R$ 65,8 milhões (1T10) para R$ 65 milhões (2T10). Além disso, a receita líquida da empresa no segundo trimestre foi de R$ 107,9 milhões, e o lucro líquido, R$ 2,5 milhões. por Maria Fernanda Romero

C

omparando com o mesmo período do ano passado, a empresa passou de uma dívida líquida de R$ 227,1 milhões para um caixa líquido de R$ 65,9 milhões. O Lucro Líquido do período foi de R$ 2,5 milhões e o Lucro Líquido Ajustado foi de R$ 3,8 milhões. O Ebitda foi R$ 9,4 milhões, e o Ebitda Ajustado foi de R$ 10,8 milhões, enquanto no último trimestre foi de R$ 12,6 milhões. Já a receita líquida do segundo trimestre foi de R$ 107,9 milhões.

Fato positivo que marcou o período, o contínuo investimento na melhoria da eficiência industrial nas unidades da Brasil Ecodiesel proporcionou, no primeiro semestre de 2010, ganhos da ordem de 1,5% na redução do consumo do óleo vegetal e de 10,7% no consumo de metanol para a produção de biodiesel.

Por outro lado, com a suspensão do Selo Combustível Social das usi-

nas de Itaqui (MA) e Iraquara (BA), o volume contratado com a Petrobras para entrega no segundo trimestre de 2010 foi reduzido de 69 mil m³ para 45 mil m³. Ainda assim, a empresa entregou 4,7% a mais do que o contratado, to talizando 47.119 m³. No segundo trimestre de 2010 (2T10), tanto as vendas quanto o faturamento da Brasil Ecodiesel apresentaram redução em relação ao trimestre anterior, na ordem de 23,9% e 26,3%, respectivamente. Essas reduções foram consequência direta da suspensão do Selo e da não-homologação de 24 mil m³ do 17º Leilão, ocasionando uma perda estimada de faturamento próxima a R$ 60 milhões no segundo trimestre de 2010.

Crescimento acima da média Desde a adoção da política de mistura obrigatória, a produção de biodiesel no país apresentou um crescimento de 69,2% entre o 2T09 e o 2T10, enquanto a Brasil Ecodiesel apresentou, para o mesmo período, um crescimento de 123,9%. “Para aumentarmos ainda mais essa produção, é fundamental que a empresa viabilize maior integração com a cadeia de matéria-prima de forma a reduzir os seus custos e melhorar sua competitividade. Com esse objetivo temos trabalhado para colocar as unidades de esmagamento de São Luís Gonzaga (RS) e Iraquara (BA) para funcionar e firmado parcerias estratégicas no setor da soja. Tudo isso faz parte do nosso redirecionamento estratégico”, afirma Mauro Cerchiari, presidente da empresa.

Empresa comemora entrada no Ibovespa e no IBrx50 No mercado de capitais, a notícia é a entrada da empresa no Ibovespa e no IBrx50, fato de grande importância e que contribuiu para o crescimento do interesse por parte dos investidores institucionais nas ações da Brasil Ecodiesel. Em agosto, a BM&Fbovespa divulgou a primeira prévia das carteiras teóricas dos índices que irão vigorar de setembro a dezembro de 2010.

A empresa aumentou sua participação no índice de 0,941% (carteira de maio a agosto/2010) para 1,005% (1º prévia – setembro a dezembro/2010).

Feiras e Congressos 19 a 22 – Portugal 13th International IEEE Conference Local: Ilha da Madeira Tel.: +1 732 981 0060 Fax: +1 732 562 6380 itsc2010@isr.uc.pt http://itsc2010.isr.uc.pt/site/

Setembro

13 a 15 – Brasil Simpósio Internacional sobre Sustentabilidade Local: Salvador, BA Tel.: 0800-284-3220 sustentabilidade@ftc.br portal.ftc.br/eventos/sustentabilidade 144

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Outubro

20 a 21 – Brasil Sem. Inter. sobre Remediação e Revitalização de Áreas Contaminadas Local: São Paulo Tel/Fax: 55 11 5505-6371 seminario2010@ekosbrasil.org www.ekosbrasil.org/seminario

Novembro

9 a 11 – Brasil FIMAI/SIMAI 2010 Local: São Paulo Tel/Fax: 55 (11) 3917-2878 rmai@rmai.com.br www.fimai.com 23 – Brasil SUSTENTÁVEL 2010 – Encontro sobre Rede de Mercados Inclusivos: uma oportunidade de negócios0 Local: Salvador, BA Tel/Fax: 55 21 2483-2250 cebds@cebds.org www.cebds.org.br/sustentavel

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suplemento especial

Petrobras investe US$ 11 milhões em parceria para produzir etanol A Petrobras, por meio da Petrobras America, fechou parceria para desenvolvimento conjunto com a KL Energy Corporation (KLE), líder no desenvolvimento e comercialização de produtos energéticos de segunda geração à base de celulose, para a otimização da tecnologia da KLE de processamento de etanol celulósico para a utilização de bagaço de cana-de-açúcar como matéria-prima. A parceria visa tornar viável a produção de etanol a partir do insumo em escala industrial. Caso os testes sejam bem-sucedidos, a Petrobras pretende instalar uma usina utilizando a tecnologia no Brasil.

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Foto: Divulgação UNICA

A

última geração do processo da KLE traz importantes melhorias em comparação com a primeira geração da tecnologia, implementada em 2008 na unidade de demonstração da empresa localizada em Upton, estado de Wyoming (EUA).

A unidade utiliza resíduos de madeira como matéria-prima, e pode ser otimizada para trabalhar com vários outros tipos de matérias-primas.

A Petrobras investirá US$ 11 milhões para adaptar as instalações de demonstração da KLE para utilizar o bagaço e validar, por meio de testes, o processo para a produção de etanol celulósico.

A Petrobras e a KLE desenvolverão um projeto de usina de etanol celulósico em escala industrial, que deverá ser totalmente integrado a uma usina de cana-de-açúcar pertencente ao Grupo Petrobras, no Brasil. A usina está programada para entrar em funcionamento em 2013.

O contrato, cujo prazo inicial é de 18 meses, prevê exclusividade mútua na área de desenvolvimento de etanol celulósico a partir do bagaço de cana, e oferece à Petrobras a opção de obter uma licença para utilizar a tecnologia da KLE nos ativos do Grupo Petrobras.

Com este investimento, a Petrobras busca desenvolver mais uma alternativa para produção de biocombustíveis e produtos químicos renováveis e sustentáveis, de forma complementar às

iniciativas em andamento, como por exemplo as pesquisas com microalgas para produção de óleo.

Segundo Miguel Rossetto, presidente da Petrobras Biocombustível, “a Petrobras vê o etanol celulósico como uma tecnologia promissora para aumentar a produção de etanol em cerca de 40% sem majorar a área plantada, além de melhorar a sustentabilidade de suas usinas. O contrato com a KLE irá acelerar esse esforço de desenvolvimento”.

“O Brasil é líder mundial na produção de biocombustíveis competitivos de biomassa, e acreditamos que o bagaço de cana seja uma matéria-prima adequada para o nosso processo. A KLE pretende estar na vanguarda do mercado emergente de etanol celulósico no Brasil ”, disse

Peter Gross, presidente da KL Energy Corporation.

De acordo com João Norberto Noschang Neto, gerente de gestão tecnológica da Petrobras Biocombustível, a estatal já desenvolve projetos de etanol de 2ª geração desde 2004 e, com a parceria com a KLE, a Petrobras irá acelerar esse desenvolvimento.

“Com o bagaço resultante da produção do etanol a partir da cana-deaçúcar, será possível produzir mais 40% do combustível”, apontou o executivo, durante coletiva à imprensa. Norberto afirmou que o processo trará vantagens para o meio ambiente, uma vez que será possível produzir maior quantidade de etanol sem que seja necessário plantar mais cana-de-açúcar.

Norberto discriminou ainda que dos U$ 11 milhões investidos, US$ 6 milhões serão para a adaptação da unidade. O restante será para pagar os royalties de propriedade intelectual à KL Energy, caso os testes realizados tenham êxito.

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suplemento especial

Plástico açucarado

Feito a partir do etanol da cana-deaçúcar, o bioplástico começa a ganhar espaço no mercado brasileiro.

O

plástico é, de longe, um dos principais objetos encontrados nos lixões e aterros sanitários de todo o Brasil. Copinhos de plástico e garrafas PET, juntos, levam mais de 700 anos para se decomporem no meio ambiente.

Para se ter uma ideia, são produzidos por ano cerca de 10 milhões de garrafas PET no Brasil e apenas uma pequena parte deste material é destinado ao local correto: a reciclagem.

Para ajudar a diminuir os efeitos do despejo de material plástico que é feito de derivados do petróleo, no meio ambiente, empresas estão investindo na produção de plástico a partir do etanol da cana-de-açúcar, uma fonte renovável. O plástico ‘verde’ é feito por meio de um processo que transforma a cana-de-açúcar em plástico polietileno de alta densidade (HDPE), um tipo comumente usado para embalar produtos. A embalagem derivada da cana permanece 100% reciclável. Além disso, para cada tonelada de plástico de cana produzida são retiradas até 2,5 toneladas de CO2 da atmosfera.

A companhia petroquímica Braskem está aplicando altos recursos no desenvolvimento do polietileno de fonte renovável. Esta é parte de uma estratégia da companhia para ser líder mundial nos chamados polímeros “verdes”. Com investimentos de R$ 500 milhões, a fábrica, localizada no Polo de Triunfo, no Rio Grande do Sul, será inaugurada em setembro e terá capacidade de produzir 200 mil toneladas anuais destes polímeros.

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Foto: Divulgação

por Rodrigo Miguez

Para ajudar na identificação de seu plástico de cana-de-açúcar, a petroquímica lançou o selo I’m Green (Sou verde). O logotipo poderá ser usado por indústrias de embalagens que utilizarem o plástico como matéria-prima, como a Procter & Gamble (P&G), que vai comprar o plástico feito da cana da companhia para produzir embalagens de xampu no Brasil. O projeto piloto acontecerá no mundo todo durante os próximos dois anos, com vários outros produtos, que chegarão às prateleiras em 2011.

Inovação sustentável – “Usar plástico derivado da cana-de-açúcar representa outro passo no comprometimento da P&G com o meio ambiente e com o desenvolvimento de produtos que apresentem inovações sustentáveis”, afirma Len Sauers, vice-presidente Global de Sustentabilidade da P&G. “A P&G está fazendo progressos significativos em relação ao meio ambiente ao trabalhar com parceiros externos. Juntos, estamos desenvolvendo soluções

criativas e sustentáveis baseadas em ciência”, completou.

A PHB Industrial também está investindo na produção de um plástico biodegradável que tem como matéria-prima a cana-de-açúcar.

O biocycle é um biopolímero com ciclo de vida totalmente sustentável, pois devolve para a natureza os componentes usados no início da fabricação.

O processo consiste na transformação da cana em sacarose e fibra. Depois, a sacarose é transformada no biopolímero, o polihidroxibutirato (PHB), através do processo de fermentação. Esses produtos quando descartados em ambiente natural e com presença de bactérias e fungos, associados à temperatura e umidade, são transformados novamente em gás carbônico e água, ou seja, não impactam o meio ambiente. É possível aplicar o biocycle em produtos como: peças automotivas, embalagens de cosméticos, brinquedos, tubetes para crescimento de eucalipto, copos e talheres, calçados, cartões de crédito, dentre outros.

Outra grande companhia que está investindo em embalagens feitas com este tipo de plástico é a Coca-Cola. A empresa lançou a plant bottle, garrafa PET que utiliza 70% de petróleo e 30% de materiais à base de cana-de-açúcar. Segundo a empresa, além dos benefícios ambientais, a expectativa é de que, em 2010, a produção inicial das garrafas plant bottle resulte na redução de uso de mais de cinco mil barris de petróleo.

SH Acessos

Ultragaz recebe prêmio por práticas sociais Parte do programa de recursos humanos da empresa, o projeto de capacitação de funcionários das revendas é reconhecido por sua metodologia inovadora, com a missão de preparar o vendedor da empresa para um melhor atendimento ao cliente. Em 2009, foram por Maria Fernanda Romero mais de duas mil revendas treinadas.

A Ultragaz, reconhecida por suas iniciativas nas áreas de qualidade, segurança, saúde, meio ambiente e responsabilidade social, acaba de conquistar o Top Social 2010, como uma das dez melhores práticas sociais de 2009.

Com o Programa de Capacitação para Funcionários Revenda Ultragaz – Especialista em Atendimento, um dos projetos da área de recursos humanos, a empresa consagrou-se vitoriosa da premiação realizada pela Associação dos dirigentes de vendas e marketing do Brasil.

O treinamento O Especialista em Atendimento consistiu na criação de uma metodologia inovadora, com a missão de treinar o vendedor da empresa para um melhor atendimento ao cliente e aprimorar o reconhecimento da atuação da Ultragaz como empresa sustentável.

Para isso, foi criado um material em 3D, interativo, utilizando personagens criados por computação gráfica e, como parte do conteúdo, foram abordados conhecimentos específicos, focados em segurança e com as principais dúvidas dos consumidores.

O ponto principal do treinamento, no entanto, ocorreu com uma dinâmica interativa de valorização e motivação dos participantes. Outro passo rumo à implementação do

programa foi o treinamento dos MIT (Multiplicadores Internos de Treinamento).

O sucesso da ação se traduz em números. Em 2009, foram mais de duas mil revendas treinadas, das 4.200 existentes, com cerca de 15 mil horas de atividades. Uma mostra do aproveitamento do programa foi o resultado extremamente positivo obtido pelos participantes. Dos 7.181 funcionários treinados, 85% obtiveram de 90% a 100% de aproveitamento nos testes finais.

A gerente de recursos humanos da Ultragaz, Rosane Lima, afirma que o diferencial da empresa está na excelência do serviço é prestado. “Por isso, a nossa vantagem competitiva depende de um revendedor especialista, que amplie e conquiste cada vez mais a confiança e a simpatia do consumidor”, explica.

Especialista em atendimento – Desde a criação da Academia Ultragaz Revenda, universidade corporativa para seus revendedores exclusivos, a empresa é destaque na gestão estratégica do conhecimento, educação corporativa e aprendizagem organizacional, permitindo uma gestão mais eficaz do negócio e uma fidelização no relacionamento com a rede e desta com o consumidor final. Com a missão de capacitar sua rede, a Ultragaz ajuda o revendedor a ter uma gestão eficaz do seu negócio.

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Qualidade em prol do meio ambiente Empresa com sede em Vitória (ES) e atuação em todo o Brasil, a Aplysia é uma das únicas do país creditada pelo Inmetro a fazer ensaios ecotoxicológicos, que avaliam os efeitos ambientais de um efluente industrial no mar e nos rios.

Testes fundamentais Tatiana explica que verificar a toxicidade de um efluente produ150

TN Petróleo 73

Foto: Divulgação

U

ma empresa de tecnologia precisa avaliar se os dejetos de seu processo produtivo lançados no mar ou em um rio vão causar danos ao meio ambiente.

Para isso, contrata um laboratório especializado na realização de testes ecotoxicológicos e faz a análise.

Mas o que dá a ela a garantia de que o teste corresponde à realidade? A resposta a essa pergunta está diretamente ligada à ISO 17025, norma internacional que estabelece padrões que devem ser utilizados por laboratórios de ensaios que prezam pela qualidade.

“A norma estabelece critérios a serem cumpridos em todo o processo de avaliação, que garantem a qualidade do trabalho e a competência técnica”, explica Tatiana Furley, diretora da Aplysia, empresa que realiza ensaios de ecotoxicidade e que acaba de ser acreditada pelo Inmetro na ISO 17025.

Segundo ela, a Aplysia é o único laboratório de serviços ambientais do Espírito Santo e um dos poucos do país a conquistar a acreditação. “A conquista demonstra nossa busca por sistemas de qualidade efetivos e atesta nossa capacidade em produzir resultados tecnicamente válidos, facilitando a interpretação do cliente”, ressalta.

zido por uma indústria é fundamental para evitar que ele contamine o meio e cause danos aos organismos vivos presentes no mar, no rio ou em outro corpo receptor que funcione como destino final do material.

Os testes funcionam assim: são recolhidas amostras do efluente para serem diluídas em laboratório em diferentes proporções. Em todas elas, são colocados organismos-teste que vivem naquele ambiente no qual o efluente é lançado (tipos específicos de ouriço, peixe e um crustáceo, sensíveis à toxicidade).

Os organismos ficam na água durante um período previamente determinado, e são feitos testes para avaliar se tiveram, ou não, um desenvolvimento normal.

A partir deste resultado, conseguese concluir se o efluente oferece

risco ao meio ambiente e em que proporção, norteando as ações das indústrias.

“O trabalho é minucioso. Temos que estar atentos a itens que vão desde a luminosidade do ambiente, simulando o período de dia e noite, até a questão da calibração dos equipamentos, que deve ser feita em laboratórios também acreditados pelo Inmetro, e da temperatura do lugar. Tudo isso pode influir no resultado e, por isso, é preciso controle e precisão”, afirma Tatiana Furley.

Segundo ela, todo esse processo é rastreável, o que dá ao cliente a possibilidade de levantar qualquer dado de qualquer etapa do ensaio realizado depois da avaliação concluída. “São ferramentas de controle, previstas pela ISO 17025, que trazem confiança e credibilidade ao processo”, considera.

A Petrobras Distribuidora é a responsável pelo abastecimento dos primeiros ônibus movidos a óleo diesel proveniente de cana-de-açúcar (AMD 10), desenvolvido pela parceira Amyris do Brasil S/A.

C

om o objetivo de incentivar o desenvolvimento de produtos renováveis, a Petrobras Distribuidora participa da iniciativa por meio do abastecimento dos veículos testados com o diesel Amyris (AMD 10), desenvolvido e produzido exclusivamente pela Amyris do Brasil S/A. O combustível da empresa de capital norteamericano se equipara aos padrões dos combustíveis derivados do petróleo, mas com o diferencial de ter emissão reduzida de poluentes em mais de 80%. O produto é feito a

partir de um processo de fermentação do bagaço da cana por meio de tecnologia detida.

O diesel de cana será testado em seis ônibus da Viação Santa Brígida – uma das principais companhias de transporte de passageiros de São Paulo – dos quais três circularão com mistura de 10% de diesel Amyris e 90% de diesel da BR. Os outros três ônibus circularão somente com diesel comercial, para fins de referência.

Os primeiros ônibus com diesel de cana circularão durante seis

Foto: Agência Petrobras

Amyris e BR abastecem ônibus movido a diesel de cana-de-açúcar

meses em linhas com grande fluxo atendidas pela Viação Santa Brígida com total monitoramento da SPTrans. Este programa representa um passo importante no cumprimento das metas determinadas pela lei municipal de mudanças climáticas 14.933/2009, que prevê a redução gradual do uso de combustíveis fósseis, com eliminação total até 2018. O encerramento dos testes está previsto para o mês de dezembro de 2010.

suplemento especial

Avaliação de

impactos ambientais na indústria petrolífera

É notória a importância da indústria petrolífera considerando-se o petróleo como a principal matéria-prima energética do planeta, tendo garantido à história humana níveis incomparáveis de prosperidade, conforto e, principalmente, mobilidade – e nos permitido substituir o uso de outros recursos, como a madeira e o óleo de baleia, utilizados como fonte de energia até então.

A

Ricardo Alves de Souza é formado em Engenharia Química pela UFRJ e pós-graduado em Química Ambiental pela Uerj. Atua há cerca de dez anos em gestão ambiental de projetos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Leciona no MBA em Gestão de SMS na Indústria do Petróleo (Funcefet) e na Universidade Corporativa Petrobras.

152

TN Petróleo 73

lém de ser o principal combustível utilizado nos meios de transporte, é a partir do petróleo que se pode obter os plásticos, fibras sintéticas, asfalto, lubrificantes, tintas, fertilizantes e uma infinidade de outros produtos presentes no nosso dia a dia.

Por outro lado, inerentemente a qualquer atividade antrópica (industrial ou não), todo o seu ciclo de vida – desde a exploração até o uso como combustível – envolve riscos e impactos ambientais, conforme se pode constatar ao longo das últimas décadas e, mais recentemente, no acidente envolvendo o descontrole de um poço petrolífero no Golfo do México.

No Brasil, como a exploração e produção do petróleo se dão em sua quase totalidade no mar a centenas de quilômetros da costa e em grandes profundidades – a ser reforçado pelo uso das reservas descobertas no présal, tem-se que as potenciais interferências mais importantes estão voltadas para a vida marinha e para setores socioeconômicos que compartilham o uso do espaço marítimo, por exemplo, as atividades turísticas e pesqueira – sobretudo a artesanal. É na análise e balanceamento dos benefícios e ônus de uma atividade humana, como a petrolífera, que se dá a aplicação da Avaliação de Impactos Ambientais (AIA).

A AIA surgiu no início da década de 1970, a partir da política nacional de meio ambiente dos EUA (National Environmental Policy Act/Nepa), juntamente como outras leis e regulamentações sobre segurança industrial e controle ambiental nos principais países industrializados, fruto de insatisfação da sociedade após alguns acidentes de grande repercussão.

Existem inúmeras definições na literatura especializada para Avaliação de Impactos Ambientais. Basicamente, a AIA pode ser entendida tanto como um processo quanto como um método. Como processo, é um conjunto de procedimentos concatenados de maneira lógica, com a finalidade de analisar a viabilidade ambiental de projetos, planos e programas, e fundamentar uma decisão a respeito (Sanchéz, 2006). Como método, é um mecanismo estruturado destinado a coletar, analisar, comparar, organizar e apresentar as informações e os dados sobre os prováveis impactos ambientais de uma atividade (Moreira, 1985), ou seja, visa identificar, prever e interpretar as consequências de determinada ação humana sobre o meio ambiente.

A AIA pode ser aplicada em diferentes níveis de análise. Em sua origem, voltava-se quase que exclusivamente para projetos de engenharia.

Atualmente, seu campo de aplicação inclui planos, programas e políticas

Condição do ambiente “sem a atividade”

Fonte: Munn, 1979

Figura 1: Conceito de Impacto Ambiental

Qualidade ambiental

(sob a forma de Avaliação Ambiental Estratégica/AAE, consolidada a partir da década de 1980) e bens e serviços (sob a forma da Avaliação do Ciclo de Vida/ACV, consolidada na década seguinte).

No Brasil, o processo de AIA foi institucionalizado como instrumento da Política Nacional de Meio Ambiente (Lei 6.938/81), juntamente com um instrumento complementar e inter-relacionado básico para a sua implementação, qual seja: o “licenciamento ambiental” de atividade utilizadora de recursos naturais e considerada efetiva ou potencialmente poluidora, que exija um estudo ambiental contemplando a avaliação dos impactos ambientais (daí o termo “estudo de impacto ambiental” ou, simplesmente, EIA).

Deve-se destacar que o objetivo da AIA não é induzir o tomador de decisão na escolha da alternativa de projeto de menor dano ambiental, mas, sim, favorecer a inclusão da variável ambiental desde a fase conceitual de um projeto de engenharia. Desta forma, para uma atividade ser sustentável, num sentido holístico, deve apresentar um projeto não apenas tecnicamente possível e economicamente viável, mas também, ambientalmente responsável e socialmente includente.

A rigor, considerando a dimensão dinâmica dos processos naturais e sociais, “impacto ambiental” seria a mudança de um parâmetro ambiental, em determinado período e em determinada área, que resulta de dada

Impacto ambiental

Condição do ambiente “com a atividade” Início da atividade

Tempo

atividade, comparada com a situação que ocorreria se tal atividade não tivesse sido iniciada (Warthern, 1988, ver Figura 1).

Os impactos ambientais de um projeto devem ser identificados, previstos e interpretados, discriminando suas diversas características (conforme estabelece a Resolução Conama n. 01/86), tais como: natureza (positivos/benéficos e negativos/adversos), ordem (diretos e indiretos), espacial (local e regional), temporal (temporários e permanentes) e de momento (imediatos e a médio e longo prazo), além de reversibilidade e cumulatividade (Figura 2).

Enquanto que a previsão dos impactos ambientais informa sobre a “magnitude” (ou intensidade, de forma

suplemento especial

Cenário tendencial

Impacto reversível

Impacto temporário

Impacto imediato Impacto de médio prazo Início do projeto

Fonte: Sanchéz, 2006

Qualidade ambiental

Figura 2: Características dos impactos ambientais

Impacto irreversível

Término do projeto

Tempo

Figura 3: Fases da AIA (como método)

Quais serão as possíveis consequências ambientais futuras de uma ação humana?

Identificação Previsão

Aplicação de métodos científicos

Qual a magnitude, abrangência e duração das consequências ambientais identificadas?

Qual o significado dessas consequências ambientais?

Qual a importância?

Interpretação Julgamento de valor

absoluta) e abrangências espacial e temporal do grau de alteração do ambiente impactado, a partir de indicadores de impacto representativos da qualidade ambiental, a interpretação discorre sobre a “importância” (ou o significado, daí a origem do termo “significância”) de tais alterações, priorizando-as para a adequada gestão ambiental (Figura 3).

As definições clássicas de “magnitude” (no sentido de extensão, intensidade ou grandeza de um impacto) têm induzido diversos estudos ambientais da área petrolífera a aplicá-la como a conjugação das características espaciais e temporais do impacto, dentre outras.

Esta forma de aplicação pode ser conveniente se considerarmos: 1) a notória dificuldade em se prever as condições futuras de um ambiente (com e sem uma determinada ação humana) e 2) o fato de, às vezes, um impacto poder ser mais facilmente avaliado a partir do seu aspecto ambiental (o que geralmente pode estar associado à sua dimensão espacial). Complementarmente, tal forma de aplicação ainda reduziria uma suposta subjetividade da avaliação deste atributo.

Todavia, a suposta proporcionalidade direta da magnitude com a abrangência temporal e espacial (quanto maior a área e a duração de impacto, maior a sua magnitude), numa análise mais cautelosa, pode não ser necessariamente correta, conforme atenta Sanchéz 154

TN Petróleo 73

(2006) ao afirmar que “frequentemente os impactos locais são intensos (de grande magnitude), ao passo que os impactos regionais são difusos e de baixa magnitude”, com a ressalva de que “impactos de escala regional poderão, em certos casos, ser considerados mais importantes que aqueles que se manifestam apenas localmente”.

De fato, diversos autores (Duinker & Beanlands, 1986; Thompson, 1988; Canter & Canty, 1993; Erickson, 1994; Sadler, 1996; Coneza Fdez.-Vitoro, 1997; Glasson et al., 1999; Espinosa, 2002) corroboram o entendimento sobre a natureza absoluta da “magnitude” ao sugerirem-na para a determinação da “importância” de um impacto ambiental, juntamente com diversos outros atributos (abrangência espacial, duração e reversibilidade, além das características do ambiente modificado, dentre outros) – de que se subentende que a magnitude não deva ser a conjugação destes mesmos atributos (pois se o fosse, ter-se-ia uma redundância metodológica).

Sanchéz (2006) aponta, ainda, a complexidade na avaliação do atributo “magnitude” ao destacar que sua determinação demanda um entendimento detalhado das relações ecológicas e das interações sociais.

Na prática, considerando o elevado grau de incerteza na previsão da evolução do meio ambiente sem a implantação de um empreendimento, pode-se simplificar o problema comparando a situação do ambiente pósempreendimento com a situação diagnosticada antes da implantação do mesmo, de forma qualitativa e baseada em julgamento técnico-profissional (incluindo um juízo de valor e sua inevitável subjetividade).

Para isto, deve-se assumir como premissa que nem todos os impactos são passíveis de previsão quantitativa e que nem todos são suficientemente importantes para serem quantificados (Sanchéz, 2006), não se ignorando ou relegando a uma importância secundária determinado impacto apenas porque ele seja essencialmente qualitativo (Enk e Hornick, 1980; Harmn, 1980 apud Farah, 1993).

Em que pese a grandes dificuldades práticas e teóricas de se aplicar tal conceito em sua plenitude, pode-se considerar não apenas possível como desejável e razoável trabalhar com critérios de forma a abordar as modificações nas características dos fatores ambientais em relação à sua integridade (meio físico), função ecológica (meio biótico) ou função socioeconômica (meio antrópico).

Enquanto a “magnitude” é decerto o atributo com maior dificuldade para ser determinado, por exigir necessariamente uma equipe técnica competente e experiente tanto nos aspectos quanto na dinâmica ecológica e socioeconômica, a “importância” é o principal atributo de uma AIA uma vez que, ao permitir classificar os impactos mais relevantes dos demais, encerra o objetivo fundamental de uma AIA: apontar para o gestor os elementos de um projeto que deverão

ser objeto de mobilização de recursos com o intuito de evitar, reduzir ou compensar os impactos ambientais adversos, além de valorizar ou potencializar os impactos benéficos.

Basicamente, a importância de um impacto ambiental pode ser determinada a partir de uma abordagem técnica, na qual os atributos que caracterizam os impactos são agregados por meio de algum procedimento racional (ponderal ou matricial, por exemplo), ou de uma abordagem colaborativa, em que o julgamento de valor sobre o que é importante resulta da interação entre as partes interessadas, a partir de técnicas participativas (Lawrence, 2007).

Além da magnitude, indubitavelmente o atributo mais fundamental para a determinação da importância de um impacto ambiental, outros atributos podem (e devem) também ser considerados, tais como os mais sugeridos pela literatura: duração, abrangência espacial, reversibilidade e, ainda, a “sensibilidade ambiental” (atributo que expressa as características do ambiente a ser impactado). A Figura 4 exemplifica uma forma simples de se combinar os atributos magnitude, reversibilidade e sensibilidade ambiental por meio de uma matriz (agregação do tipo matricial).

Na etapa final de uma avaliação, os resultados são consolidados numa chamada “Matriz de Avaliação de Impactos”, ou simplesmente “Matriz de Impactos Am-

bientais”, na qual se indicam claramente os aspectos e impactos ambientais classificados por fase da atividade/ empreendimento e os componentes ambientais afetados, além dos atributos de avaliação.

Para a identificação e avaliação de impactos ambientais, podem ser aplicadas técnicas clássicas consagradas pelo estado da arte, tais como: • Matrizes de interações; • Redes de interações; • Mapas de sobreposição (overlay mapping) com a utilização de SIG; • Modelos de simulação (modelos matemáticos); • Projeção de cenários; • Estudos de caso; • Experiência (julgamento) profissional.

Não sendo nenhuma técnica necessariamente a mais adequada para todos os casos, convém que as mesmas sejam combinadas considerando: • o tipo e o porte do empreendimento/atividade em análise; • a natureza e a conveniência da técnica; • a importância relativa esperada para o impacto; • a experiência da equipe com a técnica; • os recursos disponíveis – custo, informação, tempo e pessoal.

Por envolver diversas áreas das ciências ambientais e de engenharia, é fundamental que a equipe técnica

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suplemento especial

Figura 4: Exemplo de matriz de importância

Magnitude Reversibilidade Baixa Média

Alta

Sensibilidade ambiental Baixa

Média

Alta

Reversível

Pequena

Pequena

Média

Irreversível

Pequena

Média

Média

Reversível

Pequena

Média

Média

Irreversível

Média

Média

Grande

Reversível

Média

Média

Grande

Irreversível

Média

Grande

Grande

de AIA seja composta por profissionais em quantidade suficiente e com notória e comprovada especialização e competência relativas aos aspectos e impactos ambientais da atividade/empreendimento em análise, além da figura de um coordenador para mediar as discussões entre os especialistas das diversas áreas e garantir o pleno atendimento do escopo de avaliação.

De fato, não há receitas universais para AIA, devendo as metodologias ser adaptadas ou mesmo criadas ao problema que se pretende resolver, dentro de seu contexto.

Uma análise crítica das metodologias de AIA dos estudos ambientais indica, no entanto, uma falta de rigor aos requisitos básicos para este tipo de avaliação, quais sejam: reprodutibilidade, transparência e representatividade.

De modo geral, as avaliações são excessivamente subjetivas, com critérios pouco claros e julgamentos baseados em simples apreciação pessoal com discutível fundamentação ou justificativa (muitas vezes com base em referências bibliográficas fora de contexto).

Pode-se, ainda, observar o estabelecimento incoerente de medidas mitigadoras e compensatórias em relação à importância do impacto. Nesse sentido, a definição de indicadores ambientais (tanto da fase preditiva da AIA quanto os de monitoramento pós-implantação – em tese, deveriam ser iguais) também deve respeitar a importância do impacto avaliado.

Observa-se também a falta de entendimento do escopo de uma AIA de projeto. A análise aprofundada de

alternativas tecnológicas e locacionais, de impactos cumulativos e sinérgicos, impactos indiretos e de grande abrangência espacial, apresenta óbvias limitações no âmbito de uma AIA de projeto, sendo mais apropriada e eficaz no contexto estratégico da AAE (Avaliação Ambiental Estratégica), cuja mitigação requer uma ação governamental coordenada – muito além, portanto, das atribuições e competências institucionais de empresas proponentes de projetos (Sanchéz 2008).

Somando-se a tudo isso a inexistência de uniformização de conceitos, nomenclaturas e critérios de avaliação têm-se avaliações incoerentemente díspares para projetos similares impossibilitando, desta forma, a desejável comparação entre os mesmos.

Contudo, tais metodologias têm sido evidentemente objeto de constante aperfeiçoamento, visando à melhoria contínua do entendimento e aplicação dos conceitos com o transcorrer das discussões nos próximos anos envolvendo órgãos ambientais, empreendedores, academia e consultores especializados.

Considerações finais A gestão ambiental de uma atividade deve ser realizada a partir de um conjunto de medidas técnicas e gerenciais para evitar, mitigar ou compensar impactos previamente identificados e avaliados, de modo a assegurar a conformidade de requisitos legais e não legais.

Nesse sentido, a AIA é a base da gestão ambiental de atividades utilizadoras de recursos naturais e consideradas efetiva ou potencialmente poluidoras, sendo importante instrumento para manter a qualidade ambiental aceitável em atendimento às necessidades humanas atuais sem comprometer as necessidades futuras.

Por fim, espera-se uma ampliação do debate sobre a definição de critérios para “impacto significativo”, a uniformização de metodologias (requisitos mínimos) e a regulamentação da AIA em nível estratégico (Avaliação Ambiental Estratégica).

Referências bibliográficas Canter L.W., Canty G.A. 1993. Impact Significance Determination – basic considerations and a sequenced approach. Environmental Impact Assessment Review, Oklahoma.

Coneza-Vitoria, V.F. 1997. Guia metodologica para la evaluación del impacto ambiental . Ediciones Mundi-Prensa, Madrid, España (3 ed.).

Duinker & Beanlands, 1986. The significance of environmental impacts: an exploration of the concept. Environmental Management v.10: 01, p. 1-10.

Espinosa G. & Richards B. 2002. Fundamentals of Environmental Impact Assessment Inter-American Development Bank – IDB. Farah, P.M.C. 1993. Instrumentos metodológicos para avaliação do impacto ambiental de empreendimentos de geração hidrelétrica. Dissertação de Mestrado, PPE/Coppe/UFRJ, 256p.

Glasson J, Therivel R, Chadwick A. 1999. Introduction to Environmental Impact Assessment . UCL Press, London.

Lawrence D.P. 2007. Impact significance determination – Designing an approach. Environmental Impact Assessment Review , v.27, Issue 8, November 2007, p.730-754.

Moreira, I.V.D. 1985. Avaliação de Impacto Ambiental - AIA . Feema, Rio de Janeiro.

Munn RE. Environmental Impact Assessment, Scope 5, e ed., The Scientific Committee on Problems of the Environment (Scope), Toronto, 1979.

Sadler B. 1996. Environmental Assessment in a Changing World: Evaluating Practice to Improve Performance. Final Report, International Study of the Effectiveness of Environmental Assessment, Canadian Environmental Assessment Agency, International Association for Impact Assessment, Ottawa, Canada.

Sánchez L. E. 2006. Avaliação de Impacto Ambiental: conceitos e métodos . São Paulo: Oficina de Textos.

Sánchez L. E. 2008. Avaliação Ambiental Estratégica e sua aplicação no Brasil . Instituto de Estudos Avançados da Universidade de São Paulo.

Thompson M.A. 1988. Determining Impact Significance in EIA: A review of 24 Methodologies. Journal of Environmental Management, London.

Wathern, P. 1988. An introductory guide to EIA. In: P. Wathern (ed.). Environmental Impact Assessment: Theory and Practice . Unwin Hyman, Boston, MA.

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Fotos: Banco de Imagens Stock.xcng

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pessoas

Mello Martins cria núcleo de direito ambiental O escritório Mello Martins e Associados acaba de implantar seu núcleo de direito ambiental, dirigido pelo advogado Alexandre Parigot de Souza, especialista com 14 anos de experiência no segmento.

O núcleo de direito ambiental do Mello Martins presta consultoria e assessoria jurídica e técnica em licenciamento ambiental, Estudos e Relatórios de Impacto Ambiental (EIA/Rima), saúde ocupacional e segurança industrial, audiências públicas, nas relações com agências reguladoras e órgãos ambientais e em incidentes envolvendo poluição ambiental. Atua nas áreas de infraestrutura, petróleo, gás, biocombustíveis, transportes, construção civil, saneamento básico e agronegócios, entre outras, com assessoria preventiva e no contencioso.

Alexandre Parigot de Souza, dirigente do núcleo, atua na condução de negociações públicas e privadas, procedimentos administrativos perante o Ministério Público e autoridades do governo, e em projetos para diversas indústrias e segmentos de serviços nos Estados Unidos, México, Argentina, Bolívia, Colômbia e no Brasil.

“Nosso núcleo de meio ambiente está muito confiante nos investimentos anunciados para o setor. Temos um plano de negócios no qual consignamos esforços e investimentos para atender as demandas de E&P onshore e offshore anunciadas, contemplando um capítulo especialmente dedicado à indústria do petróleo e energia (fontes alternativas ou tradicionais). Outra área de destaque na qual apostamos é a de conciliação da prática de maritime safety com o environmental legal compliance às normas brasileiras de meio ambiente”, conta Parigot.

O escritório também realiza análises e estruturação de projetos de energias renováveis que visem atender ao Protocolo de Kyoto e ao Protocolo de Montreal, com possibilidade de geração de Créditos de Carbono. O Mello Martins representa clientes em tribunais nacionais e cortes internacionais.

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Novo presidente da Shell Brasil A petroleira Shell anunciou, no começo de agosto, que seu novo presidente é o engenheiro químico, André Araújo, que está na empresa desde 1984 O executivo André Araújo assume a presidência da Shell Brasil no Rio de Janeiro, acumulando em sua função anterior de Assessor Sênior de Assuntos Governamentais para os EUA, Canadá e América Latina.

Gilbert Landsberg, que estava no cargo interinamente, reassume sua função de vice-presidente de Assuntos Externos.

André começou na Shell em 1984, na Divisão de Químicos, tendo depois desempenhado diferentes funções na área até se tornar Diretor de Químicos para a América Latina, antes de se mudar para a Inglaterra, em 1999. Em Londres, foi membro do time do Centro de Excelência, que fez de Químicos a primeira área de negócios da Shell a operar como um negócio global.

Em junho de 2002, André voltou para o Brasil como diretor comer-

cial da Companhia de Distribuição de Gás Natural de São Paulo (Comgás), liderando os processos de crescimento da empresa. Em setembro de 2007, se mudou para Haia, na Holanda, para assumir o cargo de assessor regional sênior para a América do Sul/Central e Caribe do Grupo de Assuntos Corporativos.

No final do ano passado, André se mudou para Washington DC (EUA), para se tornar membro da equipe de relações governamentais globais, assumindo a função de assessor sênior para os EUA, Canadá e América Latina, trabalhando junto ao diretor regional e à rede de presidentes das empresas Shell em cada país da região.

André Araújo tem 49 anos, nasceu no Rio de Janeiro, é engenheiro químico pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e possui MBA pelo Ibmec-SP.

Novo gerente geral na Cameron Após cinco anos trabalhando no Bureau Veritas como coordenador de todas as atividades de vendas no setor de petróleo e gás, o engenheiro Marcius Ferrari assumiu o cargo de gerente geral para a Divisão de Válvulas e Sistemas de Medição da Cameron Brasil. Será o responsável por todos os produtos e atividades da área de Válvulas e Medições de produtos da recém-criada Divisão de Soluções de Gerenciamento de Fluxo da Cameron.

Marcius começou a carreira como oficial de engenharia da Marinha Mercante.

Em 1985, se juntou à CBV, que foi adquirida

pela FMC, em 1997. Ocupou cargos de gestão em Contratos, Engenharia e Vendas e estava atuando como gerente de Negócios de Sistemas Subsea, até que se associou à Kvaerner Produtos Petrolíferos, em 2000, como chefe de Vendas de Marketing e Desenvolvimento de Negócios.

Em 2005, assumiu a responsabilidade pela gestão comercial do Bureau Veritas, onde coordenou todas as atividades de vendas no setor de petróleo e gás. Marcius é membro da Society of Petroleum Engineers (SPE), formado em engenharia mecânica pela Universidade Souza Marques, e tem pós-graduação em engenharia de petróleo e mestrado em engenharia do petróleo, pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio).

Wendell Ramada volta para o Bureau Veritas Classificadora apresenta novo Depois de passar dois anos na Protubo, Wendell Ramada retornou para o Bureau Veritas, onde já havia diretor comercial trabalhado anteriormente também por dois anos. Com de óleo e gás mais de dez anos no mercado de óleo e gás, quando também atuou na Petrobras, Wendell assumiu a coordenação da área de comunicação e marketing do Bureau Veritas, em que será responsável por todas as ações de comunicação interna e com o mercado, bem como pela gestão da marca do grupo no Brasil. “É sem dúvida um dos maiores desafios de minha carreira, visto a importância de trabalhar uma marca com mais de 180 anos de história num mercado altamente competitivo como é o do Brasil, e em uma empresa que vem crescendo anos após ano. Como conheço o Bureau Veritas e muitos dos profissionais que aqui estão, acredito que alcançaremos sucesso nesse desafio”, disse Wendell.

Eletronorte tem novo presidente O paraense Wady Charone Júnior é o novo presidente da Eletronorte. O engenheiro eletricista está ocupando a presidência deixada pelo também paraense Jorge Nassar Palmeira, falecido no começo de agosto.

Charone ocupa desde março de 2005 a diretoria de Produção e Comercialização da Eletronorte.

Funcionário da empresa desde 1986, Charone Júnior tem pósgraduação e mestrado em sistemas elétricos de potência. Antes de ir para Brasília, ele ocupou o cargo de gerente da divisão da Regional de Transmissão do Pará.

Graduado em engenharia elétrica pela Universidade Federal do Pará, Charone já marcou como primeiro compromisso à frente da presidência sua participação na formatura da primeira turma de engenharia elétrica, do novo Campus da Ufpa em Tucuruí, no dia 26 de agosto. “Consideramos este um grande evento. A Eletronorte participou ativamente para que este campus fosse implantado.

Este projeto faz parte do nosso Plano de Inserção Regional. Tucu-

ruí tem vocação para se tornar uma cidade universitária e a Eletronorte está trabalhando para que isso aconteça”, revelou o novo presidente.

Ele destacou também como uma das conquistas da empresa a inauguração das eclusas do rio Tocantins, com previsão de ocorrer no mês de setembro. “Este é um empreendimento que vai trazer muito retorno para o estado do Pará. É um empreendimento que vai viabilizar uma economia significativa no transporte de mercadorias para o estado e para todo o país. Estou orgulhoso por saber que vamos poder entregar um empreendimento de tamanha importância para o Pará”, enfatizou.

Wady Charone lembrou que assumir a presidência da Eletronorte aumenta a responsabilidade de seu trabalho, já que assume no lugar de Jorge Nassar Palmeira, outro paraense que desenvolveu um trabalho de fortalecimento da empresa.

Sergio Mello assumiu a diretoria comercial para a divisão de óleo e gás da sociedade classificadora Bureau Veritas. O executivo será responsável pelas atividades comerciais, marketing e comunicação do setor do grupo no Brasil.

Sergio Mello iniciou sua carreira no próprio Bureau Veritas em 1982 como engenheiro de aprovação de projetos.

Em 1989 assumiu a chefia do departamento, tendo sido convidado em 1993 para atuar na sede da companhia, em Paris, na Divisão Marítima. Retornou ao Brasil em 1996, onde assumiu a Divisão Industrial e passou a diretor adjunto do Bureau Veritas Brasil em 1999. Em 2005 voltou à sede, na posição de vice-presidente para a área de Óleo & Gás do Grupo.

Ocupou sucessivamente em 2008 e 2009 as posições de responsável pelas linhas de negócio de Industria e do Projeto Global de Gerenciamento de Integridade de Ativos (AIM). Sergio é engenheiro naval formado pela UFRJ (1981) e também possui MBA Executivo pela Coppead (1999). “É um grande desafio, nesse momento importante da vida de nosso país, estar à frente da organização comercial de uma empresa como o Bureau Veritas, pois a relevância de nossa atividade na busca de melhores padrões de qualidade, segurança, meio ambiente e responsabilidade social junto a nossos clientes, traz uma grande responsabilidade, que eu assumo com muito orgulho e entusiasmo”, conta Sergio Mello.

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propriedade industrial

Proteção das novas

tecnologias

Existe um ditado japonês segundo o qual as dificuldades são como as montanhas, pois só se aplainam quando avançamos sobre elas. Pois é justamente a superação das dificuldades para se produzir petróleo em escala comercial, nas camadas do pré-sal, que poderá representar o caminho da consolidação do Brasil como uma das novas potências econômicas do mundo no século XXI.

P

Saulo Murari Calazans é agente de Propriedade Industrial e advogado do escritório Dannemann Siemsen.

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ara exemplificar os desafios considerados estão: a instabilidade da camada de sal, com grandes riscos de aprisionamento por um colapso indesejado do poço e a lentidão no avanço da coluna de perfuração em meio às resistentes rochas carbonáticas, onde está armazenado o óleo.

Apesar dos inegáveis avanços técnicos do setor no Brasil, que permitiram uma série de recordes de produção em águas profundas, é fato que as tecnologias em geral empregadas nas camadas pós-sal não são capazes de alcançar resultados satisfatórios no pré-sal. Apesar de não haver a necessidade de começar do zero, é fundamental a criação de equipamentos mais modernos, habilitados a superar esses obstáculos. É justamente em função desses desafios que a indústria se desenvolve. É notório ainda que os níveis de sofisticação necessários demandam altos investimentos como forma de se alcançar as características desejadas.

Investimentos que acabam sendo feitos tendo em vista o elevado grau de retorno esperado.

Outro fator de inegável relevância ao se falar de produção na região do pré-sal, especialmente com relação à Bacia de Santos, reside na carência de uma infraestrutura que viabilize o estabelecimento de uma região produtora, dotada de elementos, tais como: força de trabalho especializada; suporte em terra; suprimentos; armazenamento; transporte; dentre muitos outros. Diferentemente da Bacia de Campos, onde já existem todas as instalações que viabilizam a produção local, as atividades nos blocos do pré-sal dependerão de novas instalações que sejam capazes de dar vazão ao desenvolvimento upstream.

Tal realidade se verifica, por exemplo, no teste de longa duração no Campo de Tupi, que vem sendo realizado numa locação a cerca de 300 km de distância da costa, em que o tempo de viagem de helicóptero é de cerca de duas horas. Ainda há poucas aeronaves à disposição da Petrobras que possuam tamanha autonomia para uma viagem direta de tanto tempo.

Uma possível solução para a questão da distância, ainda em estudo, seria a redução do número de profissionais que trabalham embarcados nas plataformas, com a adoção de tecnologias de operação remota, a partir de centros de controle onshore. É claro que se tal solução fosse simples, já teria sido empregada em outras locações. Não é simples, nem barata e tampouco viável no curto prazo. Para tanto, novos investimentos em tecnologias de ponta são requeridos também nesta área.

Não há qualquer exagero em se afirmar que o montante de investimentos privados em novas tecnologias deve estabelecer um novo patamar de representatividade da indústria na economia. Sem tais investimentos, a produção comercial das áreas do pré-sal ficaria apenas no campo da abstração. Por essas razões, e tendo em vista o já citado grau de dificuldade para que esses desafios sejam vencidos, é fundamental que o retorno financeiro para os grupos envolvidos seja expressivo, até mesmo como forma de incentivo ao engajamento de empresas em atividades que ainda são consideradas de alto risco. É nesse cenário que profissionais de áreas como engenharia de petróleo, naval, geologia, computação, e outras, buscam o pioneirismo com o propósito de proporcionar os mais modernos equipamentos que sejam capazes de superar as dificuldades apresentadas. O mercado de trabalho está consideravelmente aquecido, e a principal demanda é por jovens talentos com iniciativa, visão ampla e, sobretudo, muita criatividade para superar os desafios e propor novas soluções que sejam viáveis para os problemas já conhecidos.

Diante de tudo isso, surge a questão: Como lidar com essas novas tecnologias de forma a garantir o devido retorno financeiro e, ainda, potencializar os lucros?

A forma mais conhecida de retorno a todos os investimentos feitos, evidentemente após os lucros auferidos com o negócio em si, se materializa na exclusividade legal a que têm direito os pioneiros que criarem as novas tecnologias capazes de superar os desafios técnicos colocados. Espera-se, portanto, um aumento expressivo na quantidade de pedidos de patentes nas áreas de exploração e produção de petróleo, como é comum acontecer em ambientes de alta concorrência.

A patente, título outorgado pelo Instituto Nacional da Propriedade Industrial (Inpi), confere a exclusividade temporária, de 20 anos, para exploração comercial de um invento àquele que o desenvolveu e requereu a proteção junto ao órgão.

Diferentemente do que pode ser entendido por alguns empresários, o mero desenvolvimento de uma tecnologia e sua colocação no mercado não garante ao seu criador qualquer direito de exclusividade na sua exploração comercial. É fundamental que sejam tomadas todas as medidas cabíveis no sentido de se obter a patente, de forma a afastar pretensões alheias aos interesses da empresa desenvolvedora de se fazer uso daquela nova tecnologia sem uma autorização formal.

Além disso, e ainda dentro do espírito dos retornos aos investimentos feitos, a patente é tida como ativo móvel de seu titular, podendo servir como fonte de renda adicional, já que é passível de cessão a terceiros, ou ainda, de ser licenciada mediante o pagamento de royalties.

Os contratos envolvendo o licenciamento de novas tecnologias são cada vez mais comuns e comer-

cialmente interessantes, posto que ganham tanto o licenciante, já que recebe um pagamento pelo fruto das pesquisas e desenvolvimentos realizados, quanto o licenciado, já que pode fazer uso legal, e exclusivo em determinados casos, de tecnologias patenteadas, sem que tenham sido investidos os recursos para seu desenvolvimento.

Por último, e não menos importante, as bases de patentes constituem relevante fonte de informações tecnológicas. A maior parte das empresas requer patente para suas criações e o acesso a esse acervo é público, disponível em mecanismos simples de consultas na internet. Tais documentos se prestam tanto a fornecer informações valiosas para a pesquisa e o desenvolvimento de novos produtos e processos, bem como a permitir um acompanhamento próximo das atividades dos concorrentes.

Não é por outra razão que, mundo afora, as empresas mais respeitadas em todos os segmentos da indústria sempre fizeram uso do sistema de patentes, com particular relevância naqueles momentos de maior demanda por novas tecnologias.

No Brasil, a quantidade de pedidos de patentes requeridos a cada ano aumenta gradualmente, como pode ser observado nas estatísticas do Inpi (www.inpi. gov.br). Resumindo, inovar sem proteger pode significar perda de dinheiro.

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royalties

Pré-sal e mudança do regime de custeio do Estado brasileiro O petróleo sempre suscitou debates acalorados, tanto na sociedade civil quanto no cenário político. Na década de 1930, quando era ainda incerta a existência de petróleo no subsolo brasileiro, travou-se um embate entre os chamados nacionalistas, que queriam garantir o monopólio estatal do petróleo, e aqueles que defendiam a atuação de empresas estrangeiras em sua exploração, com base na alegada superioridade tecnológica de tais empresas, à época, na pesquisa, lavra e exploração.

A

Maucir Fregonesi Junior é advogado e sócio do setor Tributário do escritório Siqueira Castro – Advogados em São Paulo, especialista em Direito Tributário, planejamento tributário, tributação internacional e contencioso tributário e autor entre outros livros, do recente Sistema Tributário Nacional: doutrina, prática e reforma, lançado em maio de 2010.

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cabou vencendo a tese nacionalista que, sob o lema d’O Petróleo é Nosso, culminou na implantação do monopólio estatal da exploração, do refino e da distribuição do petróleo, sob a tutela da empresa Petróleo Brasileiro S/A, criada em 1953 com a Lei n. 2.004.

O monopólio estatal do petróleo foi quebrado com a Emenda Constitucional n. 9/95 que, ao alterar a redação do parágrafo 1º do artigo 177, veio dispor que a União Federal poderia contratar não apenas empresas estatais, mas também privadas, para a realização das atividades de pesquisa, lavra, refino, importação e exportação do petróleo e seus derivados, nos termos da lei.

A recente descoberta do petróleo da camada do pré-sal, além de inaugurar uma nova fase do produto na economia do país, traz também outro debate acirrado no Congresso Nacional e em alguns setores organizados da sociedade civil. Trata-se da tentativa de redistribuir, entre todos os estados da federação – e não apenas àqueles em cujo território o produto é extraído – os royalties que vierem a ser auferidos com a exploração do petróleo da camada do pré-sal.

A polarização do debate em torno da redistribuição, ou não, dos royalties da exploração econômica do petróleo da camada do pré-sal, deixa de lado outro tema que poderia ser trazido à baila nesse momento singular da história econômica brasileira: em que medida a receita do petróleo do présal poderia contribuir para a reformulação do regime de custeio do Estado brasileiro, hoje profundamente baseado na cobrança de tributos?

De fato, se o aproveitamento econômico das imensas jazidas de petróleo da camada do pré-sal pode vir a proporcionar ingresso de receitas jamais visto com a exploração de riquezas naturais nacionais, parece-nos evidente que a utilização racional de tais receitas, viabilizado inclusive sob um adequado regime jurídico de exploração, poderia contribuir para minimizar nosso oneroso Sistema Tributário Nacional.

Hoje, para o custeio das despesas públicas, o Estado tem a seu dispor vários instrumentos, definidos conforme a orientação de sua política econômico-financeira, as condições do mercado como um todo, ou os recursos próprios de que dispõe.

Dentre esses vários instrumentos, interessa-nos mais a análise das receitas públicas que se originam 1) do desempenho de atividade econômica pelo Estado; 2) da exploração de seus recursos naturais; e 3) da cobrança de tributos, com base no seu poder de império. As duas primeiras referem-se ao que a Doutrina chama de ‘receitas originárias’, e a terceira, de ‘receitas derivadas’.

De fato, na lição de Aliomar Baleeiro, em seu livro Uma introdução à ciência das finanças, as receitas originárias compreendem as rendas provenientes dos bens e empresas comerciais ou industriais do Estado, que os explora à semelhança dos particulares. Trata-se, pois, de receitas oriundas do desenvolvimento de atividades econômicas – industriais, comerciais ou agropecuárias, por exemplo – pelo próprio Estado, ou da exploração direta ou indireta do patrimônio estatal.

Nesse caso, o próprio Estado dedica-se ao exercício de determinadas atividades econômicas, inclusive por meio de pessoas jurídicas por ele controladas. O lucro que vier a auferir com o resultado de tais atividades constitui para ele receitas próprias.

Do mesmo modo, o Estado é detentor de patrimônio, cuja exploração econômica também poderá viabilizar a arrecadação de rendas necessárias ao custeio de suas despesas. É o caso de exploração, por empresas privadas, de atividade de monopólio estatal, mediante

o pagamento ao Estado de uma contraprestação pecuniária – preço público.

Além disso, diretamente ou por meio de terceiros, o Estado pode dedicar-se à exploração de seus recursos naturais, como petróleo, gás natural ou minério. A exploração de recursos naturais por empresas privadas dá ensejo ao pagamento de royalties ao Estado, ou de determinada exação. Se o próprio Estado atuar nesse negócio, sua renda corresponderá ao produto da comercialização interna ou da exportação desses recursos naturais.

Percebe-se, assim, que, no caso das receitas originárias, o Estado executa atividade econômica típica de Direito Privado, como qualquer particular. E a natureza da remuneração recebida pelo Estado com o exercício dessa atividade varia segundo seu regime jurídico, podendo qualificar-se como preço público, royalties ou simplesmente receita.

Diversamente, há receitas que integram o patrimônio público mediante o chamado exercício do poder de império. O Estado, no exercício de sua autoridade soberana, cobra dos particulares o pagamento de determinada prestação pecuniária. São as chamadas receitas derivadas, que compreendem, entre outras, os tributos.

Feitas essas considerações, é certo que a cobrança de tributos tem sido a fonte de receita mais importante

Foto: Bia Cardoso

royalties

ao Estado brasileiro. A exploração econômica do petróleo da camada do pré-sal, todavia, possibilita que se rediscuta a natureza do Sistema Tributário de um país que, segundo se projeta, será um dos maiores produtores de petróleo do mundo.

O petróleo da chamada ‘camada do pré-sal’, como se tem divulgado, ocupa uma extensa área entre o litoral dos estados do Espírito Santo e Santa Catarina. Trata-se de uma reserva de cerca de 90 bilhões de barris de petróleo leve, o que coloca o Brasil com a provável quarta reserva mundial desse produto.

Sendo assim, a exploração do petróleo da camada do pré-sal, pelo menos com base no que dizem especialistas da matéria, abre um novo capítulo da história brasileira: de país profundamente dependente da importação do produto até os anos de 1980, atinge a autossuficiência em poucos anos, e agora vive a perspectiva de se tornar grande exportador desse recurso mineral.

Ora, se a exploração do petróleo da camada do présal traz novas e grandes perspectivas à economia brasileira em geral, e às finanças do Estado em particular, parece-nos plausível que também se inclua, ao lado de todo o debate atual acerca da definição do regime jurídico de exploração desse petróleo, a possibilidade de se propor uma reestruturação efetiva do modelo atual de geração de receitas públicas.

Nessa senda, a propícia discussão da reestruturação do modelo atual de receitas públicas impõe a necessidade de se reavaliar o Sistema Tributário Nacional bra164

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sileiro, uma vez que profunda e largamente centrado na utilização do tributo para fins meramente arrecadatórios, isto é, como instrumento de geração de receita para o custeio das despesas públicas.

Quero dizer com isso que é o caso de se refletir se a oportunidade de geração de receita com a exploração econômica do petróleo da camada do pré-sal não possibilitaria pelo menos alguma minimização de nosso oneroso Sistema Tributário Nacional atual, responsável por um impacto sobre os contribuintes que varia entre 35% e 40% do Produto Interno Produto (PIB). E os benefícios, acredito, poderiam ser incomensuráveis. A começar pela própria Reforma Tributária. O impasse sempre gerado nas propostas de uma efetiva simplificação do nosso Sistema Tributário Nacional ocorre, em larga medida, pelo receio de perda de receita pelas unidades que compõem nosso Sistema Federativo.

O repasse efetivo, em sede constitucional, pela União Federal aos Estados e Municípios, de receitas oriundas da exploração do petróleo da camada do pré-sal, talvez pudesse viabilizar a criação de um único tributo sobre a produção e o consumo, a exemplo de quase todos os países, simplificando de vez nosso Sistema Tributário Nacional. Note-se, porém, que estamos falando do repasse de receita, e não da partilha de royalties devidos aos estados em cujo território se encontra as jazidas do petróleo, cujo debate se realiza atualmente no Congresso Nacional. Além disso, a efetiva desoneração do faturamento das pessoas jurídicas poderia contribuir para a geração de mais empregos, maiores investimentos e receita, pública e privada.

O leitor desatento pode achar que a ponderação aqui feita confunde-se com os devaneios de um tributarista de plantão. Ora, se com as jazidas de petróleo da camada do pré-sal o Brasil pode tornar-se um dos países com as maiores reservas desse recurso natural, sua exploração econômica poderá também colocar o Brasil como um de seus grandes comerciantes, a exemplo de outros países, como a Arábia Saudita. E quem alguma vez, em conversa com investidores no Oriente Médio, ouviu críticas de que o regime tributário saudita é complexo e excessivamente oneroso ao exercício da atividade econômica?

O Brasil, de todos os demais países emergentes, parece ser aquele que melhor reúne condições favoráveis a investimentos estrangeiros. Temos regimes político e econômico consolidados, baseados na democracia, na livre iniciativa e na economia de mercado, e somos culturalmente inseridos na civilização ocidental. Em um ambiente propício como esse a investidores estrangeiros ávidos por segurança jurídica, pode-se imaginar quão positivo não seria a simplificação efetiva de nosso Sistema Tributário Nacional, levada a efeito com a garantia de que não faltará receita para o custeio do Estado brasileiro, em face da exploração econômica do petróleo da camada do pré-sal.

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Indústria naval brasileira.

Um setor em expansão.

meio ambiente

Pré-sal: concessão, partilha e poderes de decisão dos contratados As regras que estabelecem a forma de tomada de decisões nas operações de exploração e produção de petróleo poderão ter consequências bem mais surpreendentes do que muitos imaginariam.

A

Antonio B. Sarmento é sócio de Tauil & Chequer Advogados associado a Mayer Brown LLP.

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abrangência dessas normas no desempenho das operações nem sempre se ajusta a certas proposições dos projetos de lei do governo em discussão na Câmara e no Senado. De fato, a abordagem das diferentes possibilidades contidas na complexa interação que se estabelece entre as partes de um contrato para exploração e produção de petróleo parece não fazer parte das cogitações dos autores dos projetos e emendas das leis do pré-sal em debate no Congresso.

A posição da Petrobras como operadora exclusiva do pré-sal não significará que a estatal se investirá automaticamente de poderes de decisão absolutos, ainda que seu comando se estenda além dos 30% de direitos mínimos que lhe são outorgados por lei. É evidente que a Petrobras se verá diante de algumas alternativas, desde a questão do volume de investimentos até a gigantesca rede de operações que deverá conduzir, ou, no mínimo, coordenar, passando pelas dificuldades naturais em todo negócio quando surgem divergências estratégicas e opções técnicas quase sempre divergentes.

Mas, além dessas hipóteses, apenas preliminares, mas já suficientes para provocar tensões nos comitês operacionais de deliberação, é importante levar em consideração o fator determinante representado pelos sócios financeiros, cujo peso específico torna extremamente crítico o poder que lhes advém de sua maior ou menor fração no aporte dos recursos a serem investidos nas operações.

Também é necessário lembrar que, em qualquer regime contratual, seja concessão ou partilha, as relações entre as partes e seu comportamento no dia a dia do projeto seguem métodos de trabalho específicos. Em geral, essas regras são objeto de entendimentos privados, fora do controle dos órgãos reguladores, como tem sido usual em relação aos contratos de concessão com a ANP. No sistema das concessões – por equívoco resultante da inexperiência e impertinência de alguns dos proponentes de textos e emendas para a lei 9.478/97 – foi inserida a exigência de um contrato de consórcio, quando mais de um concessionário fosse titular do contrato. Flagrante confusão, com a participação de estrangeiros nas licitações de serviços públicos reguladas pela lei 8.666/93 e suas alterações, da qual não escapam os projetos atuais de partilha.

Além de inócuo, o consórcio modelado pela Petrobras, e adotado como obrigatório pela ANP, não cobriria o mínimo dos requisitos já consolidados pela indústria do petróleo na estruturação das parcerias de um projeto de exploração e produção. O destino natural desses consórcios tem sido (e

continuará a ser) o total esquecimento nas gavetas dos consorciados, e sua substituição por um modelo de negócio amplamente empregado pela indústria do petróleo em sua experiência mundial.

Consagrado pelo uso, e conhecido como Joint Operating Agreement/JOA, esse contrato foi precipitadamente endossado pela Petrobras desde as primeiras parcerias negociadas antes da aprovação da Lei 9.478/97 e constituídas a partir de 1998, sem uma avaliação criteriosa da eventual inadequação do mesmo ao contexto da lei e ao contrato de concessão aprovado pela ANP, já que, por sua origem, o JOA está impregnado de conceitos estranhos ao direito romano-germânico.

Elaborado na vertente americana da common Law, o JOA não compartilha muitas das peculiaridades do direito civil. Não havendo a Petrobras se preparado para o oferecimento oportuno de um documento alternativo e eficaz, a investidura do JOA como manual de trabalho das associações formadas para contratar com a ANP foi consequência anunciada, já que era prática corrente na cultura jurídica das empresas que acorreram ao chamado das licitações. É certo que o JOA é um detalhado regulamento das atividades operacionais básicas, permitindo que estas ocorram sem maiores questionamentos quanto aos atos que o operador pode ou deve praticar em contrapartida aos direitos e às prestações exigidas dos demais

associados. O JOA confere amplo poder ao operador, porém submetido a limitações que refletem a primazia do principal financiador do projeto (com frequência também operador) e à percepção das partes em relação aos riscos do negócio e sua disposição para assumi-los, fundadas em conceitos econômicos e no estado da arte das tecnologias de exploração.

Daí porque a participação obrigatória da Petrobras nos contratos de partilha e sua posição como operador exclusivo, cumulada com o voto de qualidade atribuído à nova empresa Pré-sal por meio da presidência do comitê de operações, estatuído no art. 25 do projeto de lei do governo, implicar restrições severas ao sistema de decisão em operações conjuntas, já consagrado pela indústria do petróleo. É fácil prever que essas exigências produzirão obstáculos à atração de investidores sérios, domésticos ou estrangeiros, cuja transposição não será obtida sem ampla revisão dos impedimentos legais ao processo de decisão. Junto com a controvertida distribuição dos royalties, a questão das decisões operacionais se tornará um complicador adicional para as dificuldades inerentes aos contratos de partilha, suscetível de determinar atraso imprevisível nos projetos do governo, fora as questões de compatibilidade jurídica do sistema proposto com o modelo republicano federativo, capazes de afetar todo o conjunto.

gestão

O novo ambiente de

negócios

As revoluções gerenciais e tecnológicas têm impactado de forma inimaginável o ambiente de negócios, tornando dramática a luta pela postura estratégica de sobrevivência das instituições em todo o mundo.

O

s avanços da teleinformática, as pesquisas tecnológicas e a demanda por qualidade estão pulverizando paradigmas herdados de períodos de estabilidade. No novo ambiente de negócios, a inovação e a capacidade de adaptação às novas regras do jogo empresarial tornam-se requisitos imperativos para qualquer empresa, independente de seu porte, participar do cenário competitivo.

Macrotendências

Ronald Carreteiro é engenheiro, ex-diretor de gás natural e alternativos energéticos da Petrobras Distribuidora; é membro do Conselho de Tecnologia da Firjan.

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O mundo está sendo mudado por forças incontroláveis, ocasionadas sobretudo pela transformação telemática que não mais permite adotar atitudes passivas, conduzindo o contexto empresarial para a interatividade.

Isso já está produzindo e produzirá impactos em todos os segmentos da sociedade, comércio, serviços, agricultura e indústrias, e deverá criar um mercado eletrônico gigantesco que transformará radicalmente a maneira de as pessoas trabalharem, comprarem, se comunicarem e se divertirem.

E tudo isso está sendo moldado pelo impacto de macrotendências irreversíveis, abaixo comentadas.

Flexibilidade: as indústrias estão repensando a forma como devem operar.

Para competir no mundo da rápida mudança da era da tecnologia de informação, as empresas procurarão, cada vez mais, substituir suas formas tradicionais de negócios por novas concepções que redefinirão a imagem e o papel que exercerão no ambiente global de negócios.

Agregação de valor: em ambiente de elevada competitividade, os consumidores têm alternativas variadas e, na falta de atendimento diferenciado e valor agregado ao produto, o seu critério de decisão é o preço.

A homogeneidade cede lugar à diversidade: negócios serão viabilizados por uma grande variedade de tecnologias, estilo de vida e ideias, oriundas de culturas diferentes.

Estado provedor transforma-se em Estado direcionado para resultados: as cidades e as instituições do governo serão reestruturados segundo a forma privada de negociação (organizações ágeis e enxutas) e orientadas para a busca de resultados. Com o acirramento de suas crises fiscais, os governos serão forçados a buscar novas soluções para cumprir as suas obrigações, abrindo espaço para empreendedores e para a competência.

Prevenção e autopreservação: a frequência e a proximidade de ocorrência de algo perigoso incutem nas pessoas uma demanda por cautela e prevenção. Enfrentar o problema com soluções tradicionais exigiria aumento

de tributos, o que as populações não desejam mais pagar, face ao volume de impostos já existentes.

A competição viverá com cooperação: quanto maior a economia global, mais complexo e dispendioso será o contexto de negócios e mais intensamente a cooperação surgirá, como instrumento estratégico da competição. Mais e mais, as nações contribuirão para que as empresas busquem escala em outros mercados, com o intuito de melhorar a qualidade de vida de seus cidadãos.

A customização: as mudanças determinam e a tecnologia permite o atendimento customizado. O movimento inicial que gerou fusões e aquisições está mudando, norteado pelo atendimento segmentado, à procura de nichos e personalizações.

Automação: apesar da grande barreira ainda existente – as máquinas só fazem o que foi programado –, a automação já está se tornando uma ferramenta fundamental. Grandes inovações e melhor compreensão do relacionamento homem máquina favorecem à automação. A visão de um mundo automatizado parece estar próxima.

Visão multidisciplinar A empresa brasileira teve revelada sua fragilidade ao enfrentar a competição internacional, logo após a abertura da economia experimentada no início da dé-

cada de 1990. Esta fragilidade teve aspectos agravados pela tomada de consciência do cidadão-consumidor, em um mundo em que a qualidade passou a ser um valor intrínseco a qualquer produto ou serviço.

Desta forma, o novo ambiente de negócios exige capacitação e permanente conectividade com cenários internacionais. A empresa atual precisa ter visão multidisciplinar, para aproveitar as oportunidades de mercado pelo uso de seus pontos fortes. Analisar de forma sistêmica as tendências e os dilemas que se apresentam são novas atribuições impostas por este novo ambiente.

Tendências São afirmativas que configuram o futuro das organizações. Observe-as: • a velocidade da tecnologia será cada vez maior; • as áreas de pesquisa e desenvolvimento serão cada vez mais importantes para gerar capacitações inovadoras; • as organizações serão cada vez mais coerentes com a busca das pessoas pelo aprendizado permanente; • sobreviverão as empresas mais ágeis e mais capazes de se adaptarem às mudanças; • o verdadeiro driving force da mudança não será a tecnologia, mas os seres humanos; • as pessoas serão definitivamente a verdadeira diferenciação competitiva das empresas.

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

gestão

Reflexões São afirmativas que representam pensamentos e uma análise geral do contexto futuro das empresas.

Observe-as: • os sistemas de informática não serão os instrumentos para compartilhar o conhecimento. Tal assertiva significa que a capacidade de agir está efetivamente nas pessoas e não nas máquinas; • o sucesso irá depender do relacionamento interpessoal; • as empresas não são um bom lugar para trabalhar.

Dilemas São afirmativas que representam os pontos sobre os quais ainda não há um pensamento mais concreto, restando dúvidas conceituais. Analise-as: • o que irá prevalecer: as mudanças tecnológicas ou a gestão de pessoas?; • as questões psicológicas geradas pela turbulência e pelo fim do emprego tradicional ultrapassarão os níveis suportáveis pelos seres humanos?; • até que ponto os objetivos econômicos darão lugar a propósitos mais nobres, incluindo valores éticos e morais?

A empresa do futuro – agregando valores As grandes corporações tendem a um movimento trasnacional e sua evolução caminhará certamente na direção da construção de países virtuais trasnacionais.

Aos pequenos negócios nesta nova ordem mundial caberá a garantia da geração do emprego e da renda, na formação de cadeias fornecedoras das grandes empresas.

Todos os atores da comunidade empresarial, incluindo os empresários, executivos e os empregados, devem ter consciência da responsabilidade social que as empresas irão assumir neste novo cenário. Antes e acima de tudo, a empresa do terceiro milênio abandonará o cunho 170

TN Petróleo 73

Sentimentos de Hoje

Sentimentos Futuros

Solidão

Solidariedade

Dispersão

Integração

Isolamento

Reciprocidade

Abandono

União

burocrático passivo e adotará os padrões da competitividade ativa; ela estará inteiramente focada e motivada para maximizar, de forma dinâmica, o encantamento de seu cliente atual e futuro e, também, aperfeiçoar a capacidade humana de criar e operar sistemas, produtos e processos.

A empresa tenderá a um aprimoramento do nível de nobreza das relações humanas que a compõem: desconfiança, vaidade e inveja cederão espaço para o desenvolvimento dos fatores fundamentais de sucesso do próprio negócio. Este movimento terá forte consequência na estruturação da necessidade do controle a partir do momento em que a confiança nas pessoas aumentará.

As empresas serão grandes redes, em que um pequeno percentual dos seres humanos a elas ligados terão ainda uma relação de dependência. A organização virtual será uma realidade dominada e o aparato tecnológico permitirá completa interação e comunicação on line, assim como a robótica abrirá caminhos para uma absoluta customização e personalização da produção.

Nova noção de competitividade A competitividade é construída a partir da competitividade das empresas. Se estas são frágeis e defasadas tecnologicamente, há um comprometimento para com o futuro, uma vez que a competitividade é a base para o nível de vida de uma nação.

Estão superadas as visões tradicionais que definiam a competitividade como apenas uma questão de preço,

o novo ambiente de negócios

custos e taxas de câmbio. A competitividade hoje é tratada como sendo determinada por fatores endógenos e exógenos à empresa. É adequada a noção de que o desempenho empresarial depende do resultado de fatores situados no contexto macroeconômico em que as empresas operam.

E, portanto, empresas e nações estão inexoravelmente envolvidas e comprometidas.

A competitividade deve ser compreendida como a capacidade da empresa em formular e implementar estratégias que lhe permitam conservar de forma permanente sua posição de mercado.

O desempenho competitivo de uma empresa está condicionado a um complexo conjunto de fatores. Entretanto, alguns deles precisam estar dominados: estratégia e gestão, capacidade para inovação, capacidade para a produção e talentos humanos. E outros fatores dependem da estrutura do país.

O mapa da competitividade é composto por dois polos: o poder estrutural mundial e o desenvolvimento nacional/regional. A competitividade estaria definida num espaço entre dois polos cujo pano de fundo é dado pelas tendências mundiais da globalização, da transnacionalização e da regionalização. Do lado do polo do poder estrutural mundial, a estrutura da competitividade se manifesta através das fontes de poder atuando num contexto, mediado pela negociação. Do lado do

desenvolvimento nacional/regional, a competitividade é medida pelos subsistemas de inversões, das inovações e, também, das negociações.

No Brasil, o Ecib (Estudo da Competitividade da Indústria Brasileira), coordenado pelo MCT (Ministério de Ciência e Tecnologia), apresenta a definição de competitividade e a divide em fatores internos à empresa, fatores estruturais e fatores sistêmicos. Os fatores estruturais são aqueles sobre os quais a empresa tem pouca influência, ou seja, a concorrência, a configuração do setor e as características dos mercados.

Já os fatores sistêmicos são aqueles que constituem as externalidades para a empresa e dependem do contexto e das políticas nacionais.

A noção de competitividade que está em construção tem como pressuposto básico a ideia de que: 1) as fontes de competitividade mudaram no processo da globalização de capital e regionalização de mercado e, 2) o instrumental de análise baseado nos pressupostos neoclássicos dos fundamentos da competitividade perderam seu poder explicativo na realidade atual.

Assim, o novo ambiente de negócios e a formalização de uma nova noção têm como fulcro os novos determinantes da competitividade no mundo contemporâneo, no qual nações e empresas se confundem e se interligam na busca de melhores condições de vida para as empresa e para seus cidadãos.

crise de 2008

A crise financeira e as lições deixadas pelo setor petrolífero Em um ambiente de negócios caracterizado pela incerteza, a otimização dos processos que adotem as melhores práticas é um fator chave para o desenvolvimento sustentável das operações conduzidas pelas empresas do setor.

A

Sergei Beserra é diretor para o setor de petróleo e gás da SAP Latin America.

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TN Petróleo 73

crise financeira global de 2008 afetou direta e particularmente o setor de petróleo. A sequência de aumentos no preço do barril, iniciada em 2003 quando superou a barreira dos US$ 40, estabilizando-se em meados de 2008 e fixando-se em um valor muito mais elevado, permitiu a viabilização econômica de muitos projetos, dentre os quais iniciativas como a perfuração em águas profundas, pré-sal, aplicação de novas técnicas para recuperação mais efetiva de reservatórios e a implantação de projetos de energia renovável.

Como reflexo da crise, ocorreram restrições imediatas na concessão de novos créditos e elevações nos custos de capitalização das empresas, combinadas com uma queda brusca nas receitas. Impulsionado em parte por uma bolha especulativa, o preço por barril atingiu um pico de US$ 145,29 (no fechamento da Nymex em julho de 2008), despencando para menos de US$ 50 em apenas cinco meses.

Isto forçou as empresas a cortar drasticamente seus custos operacionais, para recuperar o equilíbrio nos fluxos de caixa. Logo em seguida, precisaram rever suas carteiras de investimentos, tornando ainda mais palpáveis os efeitos da crise.

A Agência Internacional de Energia (IEA na sigla em inglês) estima que desde outubro de 2008 até abril de 2009 houve uma redução de 21% nas verbas de capital de investimento pelas empresas do setor mundial de exploração e produção, passando de cerca de US$ 475 bilhões para US$ 375 bilhões.

Uma das áreas mais severamente afetadas foi a de financiamento de projetos de construção de infraestrutura midstream, que abarca oleodutos e instalações de gás natural liquefeito (GNL), alguns dos quais apresentam os maiores riscos para o setor.

Também foram prejudicados os projetos de refinarias, com sete adiamentos e dois cancelamentos. Em termos de energia renovável, a queda foi de 38%, devido à significativa redução nos preços dos combustíveis de origem fóssil.

Na América Latina, o nível do corte nos investimentos foi moderado, inferior a 10%. A região se caracteriza pela concentração do acesso às reservas na mão das empresas de petróleo estatais (NOC na sigla em inglês), que apresentaram um corte médio de 7,5%.

Entretanto, apesar das ‘supercorporações’ (supermajors) apresentarem variações, oscilando entre -3% e 4% sem nunca superar 7%, as estatais chegaram a exceder os 10%, enquanto as empresas internacionais de menor porte, cujos cortes chegaram a 36,7%.

Podemos inferir que essas variações no replanejamento de investimento são frutos diretos da maior facilidade de acesso ao crédito. No entanto, fica

claro também que um dos fatores importantes para estes baixos níveis de variação é o amadurecimento no que se refere às práticas de gestão, exercidas já há muito tempo por estas grandes corporações – e as pequenas variações entre as empresas de petróleo estatais demonstram que este amadurecimento também já vem alcançando este setor.

Esta crise constitui um momento propício para a revisão de estratégias, modelos de negócios e práticas de gestão. A SAP identificou os principais problemas e preparou uma carteira de soluções para dar respostas a um cenário que exige a aceleração e consolidação de certas práticas, para estabelecer uma via sustentável para os negócios.

As empresas necessitam de maior agilidade e confiança na qualidade de informações nos seus processos decisórios, sistemas que façam uma integração endto-end, capacidade de simulação em tempo real, que permitam maior visibilidade e controle financeiro das suas operações, dos seus riscos financeiros, incluindo o atendimento dos novos requisitos de segurança, saúde e meio ambiente. Com este propósito, são fornecidas as funcionalidades descritas a seguir: • Gestão do caixa e da tesouraria. Proporciona uma projeção mais acertada dos fluxos de caixa e riscos financeiros, tornando possível um controle mais efetivo sobre as atividades da tesouraria.

• Serviços financeiros compartilhados. Capacidade para implementar as melhores práticas em processos de escala global, sem perder o controle sobre os custos operacionais, proporcionando portais funcionais para os gerentes das unidades de negócios e controles sobre contratos tipo SLA (em nível de serviço) para os serviços internos.

• Cadeia de valor financeiro. Automatização dos processos financeiros com base na aplicação das melhores práticas, englobando operações de faturamento, contas

a receber, contas a pagar, pagamentos e aprovações de crédito.

• Administração de associações efetivas de risco compartilhado. Sincronização dos processos básicos de negócios da empresa e sua racionalização para as funções de produção, gerenciamento de terrenos, controle de emissões e finanças das empresas de exploração e produção de petróleo.

• Administração do desempenho financeiro e operacional.

Transparência e visibilidade financeira dos processos operacionais, de exploração e produção, de refino e de gás e energia, promovendo a sincronização das atividades inerentes à definição e execução das suas estratégias.

• Administração de riscos e cumprimento das normas legais da indústria com riscos inerentes com a exploração de recursos naturais. O procedimento permite o monitoramento das iniciativas de cumprimento de normas aplicadas como resposta ao volume crescente de obrigações legais fixadas para o setor pelas diversas autoridades reguladoras, governos e nações.

• Aceleração dos fechamentos de demonstrativos financeiros em termos globais. Mais qualidade dos relatórios financeiros, graças à disponibilidade de informações seguras e confiáveis com custos menores.

Por fim, o processo de recuperação da crise já se iniciou, refazendo o patamar econômico existente em 2008, na pré-crise. No entanto, já estamos presenciando uma nova crise no mercado comum europeu. Os cenários projetados apresentam um nível alto de incertezas e grau crescente de competitividade.

As lições aprendidas com a crise são muito úteis se aplicadas à reformulação dos processos financeiros e controle de riscos, em relação aos indicadores estratégicos, à reavaliação e ao estabelecimento de prioridades para as áreas que precisam de melhorias, para reforço da sustentabilidade dos negócios.

capitalização

O preço da

capitalização da Petrobras

Os pontos polêmicos da Lei n. 12.276, sancionada em 30 de junho pelo Presidente da República, prevê a capitalização da Petrobras e a cessão onerosa de 5 bilhões de barris de petróleo na área do pré-sal.

U

Cláudio A. Pinho é advogado. Professor. Mestre em Direito Econômico pela Universidade Federal de Minas Gerais. Membro do Instituto dos Advogados Brasileiros. Vice-presidente da Comissão de Direito Constitucional da Federação Interamericana de Advogados. Ex-membro da Comissão Nacional de Estudos Constitucionais do Conselho Federal da OAB. Ex-vice-presidente da Comissão de Petróleo e Gás da American Bar Association.

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m dos primeiros aspectos a se analisar na regulação que prevê a capitalização da Petrobras e a cessão onerosa é a titularidade do petróleo. No regime de concessão estabelecido pela Lei 9.478/97 a propriedade do produto da extração é da empresa ou consórcio vencedor do leilão.

Um dos principais motivos argumentados pelo Governo para mudar o marco regulatório para o sistema de partilha da produção seria que a titularidade do petróleo ficaria com ele (Governo), todavia a lei sancionada prevê no §1º do artigo 1º que a titularidade seria da Petrobras.

Como a Petrobras segue o regime jurídico das empresas privadas – por força do artigo 173, §1º, II da Constituição Federal – conceder a propriedade do petróleo para ela afronta o princípio constitucional da livre iniciativa.

Outro ponto polêmico é que a Lei sancionada quer fazer crer que a “dispensa de licitação” pelo simples fato de estar determinada em lei daria a legitimidade necessária à Petrobras para assinar a cessão do pré-sal.

Esse argumento é falacioso e esconde uma inconstitucionalidade. O instituto jurídico da dispensa de licitação determina que alguns serviços podem ser contratados sem licitação. Os exemplos disso são os de caráter emergencial. Os 5 bilhões de barris de petróleo são mais do que um simples serviço, eles equivalem a 30% das reservas atualmente conhecidas no país, o que representa por si mesmo um mercado exploratório.

Após a emenda constitucional 9/95, que flexibilizou a exploração do monopólio do petróleo, a Petrobras não pode ter qualquer privilégio, nem negocial, mesmo que por lei. Esse é o entendimento do Supremo Tribunal Federal na Ação Direta de Inconstitucionalidade 3.273-9, que analisou a quebra do monopólio.

Assim, é inconstitucional o tratamento privilegiado sem que houvesse uma emenda constitucional privilegiando a Petrobras nesse particular, tal como acontecia antes da emenda constitucional 9/95.

Direito dos minoritários A capitalização da Petrobras será feita com títulos públicos. No entanto a Lei 12.276 nada fala sobre os acionistas minoritários. Por força do artigo 171 da lei das sociedades anônimas (Lei 6.404/76), os acionistas mesmo minoritários terão direito de preferência na subscrição de ações, na mesma proporção de sua participação no capital social.

Como a União integralizará com títulos públicos, abre-se a possibilidade dos minoritários também subscreverem o aumento de capital com títulos públicos.

Como a lei nada fala, o Judiciário poderá ser acionado para assegurar este direito legalmente previsto.

Também há dúvidas quanto à precificação da cessão.

O § 3º do artigo 1º da lei sancionada prevê que o pagamento do direito de exploração dos 5 bilhões de barris de petróleo vai ser precificado pelo “valor de mercado”.

Como a lei também prevê que a cessão deverá ser assinada no prazo de 12 meses, por força do artigo 8º, resta saber: esse valor de mercado é do barril de ven-

da ou do que se chama “barril enterrado”? Qual será a data da cotação do petróleo para fins de valoração? A data da Lei? A data da assinatura?

Não podemos nos esquecer que se imaginarmos a diferença de 1 dólar que seja por barril cedido estaremos falando num efeito de 5 bilhões de dólares em um único contrato. Faltou transparência neste ponto e a lei é omissa. Resta aguardarmos para ver se vai sair algum decreto regulamentando a questão.

Por último, há as questões ambientais na identificação e delimitação da área. O Governo demonstra muita preocupação em colocar a capitalização da Petrobras na ordem do dia e, mesmo em pleno cenário de desastre do Golfo do México, a questão ambiental foi negligenciada e ficou omissa.

A senadora Marina Silva, relativamente à área cedida, apresentou uma emenda legislativa que previa que deveriam “ser promovidos estudos técnicos que apontem obrigatoriamente todas as informações de cunho ambiental, necessárias ao prévio diagnóstico quanto à vulnerabilidade ambiental das áreas” cedidas. Essa emenda foi rejeitada, pois isso certamente atrasaria a assinatura do contrato de cessão. A área ambiental é preterida mais uma vez.

produtos e serviços

Expro

Presença reforçada no Brasil As oportunidades substanciais que existem no mercado de petróleo e gás do Brasil são muito apropriadas para o portfólio e especialidade de uma companhia internacional e líder em serviços em campos petrolíferos, como a Expro.

A companhia já emprega mais de 200 pessoas no Brasil e está planejando aumentar sua presença operacional em novas e maiores instalações em Macaé (RJ) em 2011, o que irá mais tarde aumentar a sua presença e capacidades nesta fascinante região.

Com a maior parte do petróleo de fácil extração já retirado das reservas em terra e das reservas em águas rasas, exploração e produção em águas profundas se tornaram o enfoque principal para muitas operadoras da indústria mundial de petróleo e gás. Ambientes em águas profundas, tais como o Brasil, trazem novos desafios em termos de avanços tecnológicos.

Líder de mercado em tecnologia de assentamento de landing strings, com um histórico de realizações em regiões de águas profundas no mundo inteiro, incluindo na África, no Golfo do México e no Brasil, os investimentos e as realizações da Expro no desenvolvimento de tecnologia submarina reforçam sua atuação em águas profundas.

Garantir operações seguras se torna mais desafiador à medida que o ambiente de águas profundas apresenta condições de operação mais difíceis em termos de pressão e temperatura, e exige confiabilidade máxima nos equipamentos. Por exemplo, manter o controle do poço através dos processos de comissionamento e intervenção é vital, e sistemas temporários de segurança submarina (posicionamento de colunas) são implementados com esta finalidade.

Para se adequar aos desafios destas operações em águas profundas, a Expro desenvolveu sua linha de tecnologia em Montagem de Assentamento de Coluna Expro (Expro Landing String Assembly /Elsa), incluindo os sistemas de monobore Elsa High debris (HD) e Elsa pressão alta (HP), assim como Elsa dual bore (DB), todos usados em conjunto com os controles Express 7 eletroidráulico

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(EH) para atender as necessidades especificas encontradas em ambientes de águas profundas.

“Os produtos e serviços de gerenciamento de fluxo de poço da Expro complementam as necessidades do Brasil,” disse Hank Glansbeek, gerente de Desenvolvimento Comercial / Técnico da Região – Expro América Latina. “Nossa habilidade para completar poços submarinos usando nossa ampla tecnologia, a qual é apropriada para trabalhos em águas profundas, é a solução ideal para o mercado brasileiro”, diz o executivo, que entrou para a Expro em 1993. Ele é veterano da indústria de gás e petróleo, com larga experiência em teste offshore e de poço, tendo desempenhado posições administrativas no Reino Unido e no Golfo do México.

“Por enquanto, introduzimos apenas uma pequena parte de nosso portfólio de produtos completo no Brasil, mas continuamos a desenvolver novas tecnologias e trazer novos produtos frequentemente.

Esperamos diversas novas oportunidades conforme o nosso portfólio de produtos e serviços aumenta no mercado local”, observa.

Tecnologia submarina – A Expro, que também tem reputação global estabelecida como líder de mercado na produção e fornecimento de tecnologia em conectores e medição submarina, está aumentando continuamente a sua presença no país, para ampliar o nível de serviços e assegurar uma equipe de alto nível para dar suporte aos clientes.

A empresa estará introduzindo em breve um sistema inovador que irá promover uma mudança no modo como os

Foto: Divulgação Expro

Expro quer oferecer um pacote completo de soluções para o maior país da América Latina

operadores podem acessar e intervir nos poços submarinos. “O AX-S da Expro, sistema de intervenção em águas profundas, é uma das mais importantes e inovadoras tecnologias que a indústria submarina já viu”, afirma o executivo. Os métodos atuais para manutenção de poços em geral requerem o uso de plataformas para ser posicionados acima dos poços enquanto o trabalho é realizado, o que é uma atividade que consome tempo e recursos.

AX-S proporciona solução para intervenção de poços submarinos segura, sem dutos e controlada remotamente, que é implementada a partir de um barco.

O sistema, que será lançado este ano, é a primeira tecnologia em intervenção que pode ser operada de forma eficiente em profundidades superiores a 10.000 ft.

(3.000 m), permitindo que os operadores aumentem de modo significativo as taxas de produção e recuperação final de poços submarinos.

A Expro, que está no Brasil desde 1995, com a aquisição da PowerWell Services em 2006 aumentou consideravelmente a área de projeção, fornecendo para a companhia capacidades de teste de poço e submarinas e um forte negócio de aluguel de equipamentos. Isto proporcionou para a empresa uma ampla base comercial e permitiu a introdução de produtos e serviços adicionais.

“Estamos mudando de um modelo comercial que evoluiu com vendas de equipamentos para um que nos permite sermos capazes de oferecer o que os nossos clientes precisam, o que quer que seja necessário”, disse o executivo.

Caterpillar

Caterpillar planeja nova fábrica no Brasil

A Caterpillar, fabricante de equipamentos para construção e mineração, motores a diesel e gás natural e turbinas industriais a gás, anunciou planos para ampliar sua presença industrial no Brasil de forma a se posicionar para melhor atender a demanda crescente dos clientes em toda a América Latina. Os estudos para a escolha do local para a construção da nova fábrica estão em fase avançada e fazem parte da estratégia de manufatura global de longo prazo da Caterpillar no mundo. A expectativa é de que a localização da nova unidade seja anunciada no fim do próximo trimestre.

A nova fábrica produzirá retroescavadeiras e carregadeiras de pequeno porte, produtos atualmente fabricados pela Caterpillar em sua unidade de Piracicaba (SP). O início da produção na nova fábrica permitirá que a Caterpillar aumente sua capacidade de produção dos demais produtos em Piracicaba.

“A decisão estratégica de expandir as operações no Brasil possibilitará que a Caterpillar atenda a demanda dos nossos clientes, considerando, particularmente, a

Foto: Divulgação Caterpillar

A nova fábrica aumentará a capacidade industrial da empresa na América Latina, tendo como base seus mais de 50 anos de história no Brasil.

forte recuperação da economia ocorrida na região no último ano”, declara Luiz Carlos Calil, presidente da Caterpillar Brasil. “Além disso, a fábrica de Piracicaba lidera, de forma consistente, o desenvolvimento e a implantação do Sistema de Produção Caterpillar (CPS), que resultou na construção de uma reputação de qualidade e excelência de manufatura dentro da organização Caterpillar.”

A construção da nova unidade industrial deverá se iniciar no final de 2010 ou co-

meço de 2011, levando-se em consideração as aprovações finais do local selecionado.

“Para que a Caterpillar se mantenha na liderança de mercado, é essencial continuarmos a investir em nossas operações nos mercados emergentes para apoiar nossos clientes”, diz Rich Lavin, presidente de Grupo da Caterpillar com responsabilidade pelos mercados emergentes.

A atual unidade de produção da Caterpillar no Brasil, sediada em Piracicaba, produz carregadeiras de rodas, motoniveladoras, retroescavadeiras, tratores de esteiras, escavadeiras, compactadores, carregadeiras subterrâneas de mineração, grupos geradores e uma variedade de componentes.

White Martins

Estação de compressão de gás natural em Pernambuco A White Martins vai construir, em Caruaru (PE), uma unidade de compressão de gás natural para atender à crescente demanda de indústrias da região por um combustível mais econômico e de menor impacto ambiental. O gás natural será fornecido pela Copergás, que construiu um gasoduto de 150 km de extensão para trazer o combustível do Recife. A previsão é de que a unidade inicie suas operações em outubro de 2010.

Na estação, o gás natural será comprimido e enviado para clientes por meio de carretas. O primeiro contrato de fornecimento foi fechado com a Acumuladores Moura, fabricante de baterias automotivas da América do Sul. A empresa, situada em Belo Jardim, a cerca de 60 km de Caruaru, vai usar o Gás

Natural Comprimido (GNC) em substituição ao Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) e ao óleo combustível usados em seu processo industrial.

Outra indústria da região que também se beneficiará com o GNC é a Galvanisa. O gás natural será usado nos queimadores da cuba de galvanização, que a empresa instalará em sua unidade, situada em Carpina, cerca de 100 km de Caruaru.

“O potencial da região é muito grande, dado o crescimento da economia local e a existência de importantes indústrias”, afirma Marcelo Rodrigues, diretor executivo da White Martins. “Essas empresas podem se beneficiar com o uso do gás natural, que tem vantagens sobre outros combustíveis,

como maior economia e menor impacto ambiental”, diz.

Gasoduto – A White Martins também participou da obra do gasoduto que irá levar o gás natural do Recife para Caruaru. A empresa, por meio de seu Grupo de Serviços Industriais, foi contratada para realizar o serviço de secagem dos dutos, uma das etapas finais da obra.

Para essa operação, a companhia utilizou nitrogênio, que foi bombeado para dentro do gasoduto, de forma a retirar a água usada em testes hidrostáticos, que verificam a existência de vazamentos.

O nitrogênio em forma líquida (mantido em tanques criogênicos a uma temperatura de -180o C) é vaporizado e injetado no duto, promovendo a sua secagem.

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produtos e serviços

Locar

Nova base offshore no Rio de Janeiro

Fotos: Divulgação Locar

Classificada entre as 30 maiores empresas mundiais em movimentação de cargas por meio de guindastes, a Locar Guindastes e Transportes Intermodais inaugurou em agosto um terminal marítimo no Rio de Janeiro, que servirá como base de suas operações offshore.

Percebendo a necessidade de maior intermodalidade em seus serviços, a Locar, que há dois anos entrou no ramo marítimo, inaugurou no Rio de Janeiro sua primeira base offshore, que promete intensificar as atividades da empresa no setor. O terminal, de 25 mil metros, localizado na Ilha do Governador, é um dos projetos previstos no orçamento de R$ 300 milhões em investimentos programados pela empresa para 2010 com o objetivo de ampliar e diversificar seus negócios.

“Estávamos com nossas embarcações paradas e hoje, com essa base offshore própria conseguiremos retomar e agilizar nossos serviços. Pretendemos abrir outras bases offshore para dar apoio às nossas operações no país,

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mas a do Rio de Janeiro será a maior e a principal”, afirma Julio Eduardo Simões, diretor presidente da Locar.

Durante a inauguração, a empresa fez o batismo de duas novas embarcações, que custaram um total de R$ 20 milhões: o barco de apoio Locar II e o rebocador Locar VII, adquiridos, respectivamente, do estaleiros Erin, de Manaus, e do SRD, de Angra dos Reis.

O Locar II é um barco Line Handling, equipado com propulsão azimutal, característica técnica que permite maior mobilidade nas manobras. Considerado o mais moderno da atualidade, ele dá apoio ao manuseio de cabos, amarração e suprimento de plataformas. Já o Locar VII conta com

propulsão em três motores e com sistema de corte nozzlle (tubulação).

“Vamos terminar o ano com 13 embarcações, sendo que já temos dez prontas. Lembro ainda que todas as nossas embarcações são feitas no Brasil, e praticamente 70% dos equipamentos são nacionais”, revela Simões.

Para içamentos e movimentação de materiais pesados a determinadas alturas, a Locar conta com uma ‘balsa guindaste’, composta por um guindaste de 350 toneladas e balsa de 2.500 toneladas de carga. Tal equipamento é preparado para suporte ao içamento de cargas especiais para a indústria offshore, bem como instalações marítimas.

Para o transporte intermodal de cargas de grandes dimensões e pesos, a empresa conta com uma segunda balsa oceânica de carga de 75 m x 25 m, com capacidade para 3.500 toneladas.

Na ocasião da inauguração de sua base offshore, a Locar também apresentou o maior guindaste telescópico do mundo sobre pneus: o LTM 11.200, adquirido por R$ 15 milhões, da Liebher.

O equipamento possui nove eixos, 100 m de lança (além de 100 m de lança complementar) e tem capacidade para levantar 1.200 t de carga.

“Este guindaste é a primeira máquina do Brasil com essa capacidade; é a maior máquina rodoviária de 1.200 toneladas do mundo. Ela é própria para operações de movimentação de cargas nas refinarias, petroquímicas, papel e celulose e energia eólica. Temos projeto para montá-lo em Santa Catarina, mas ainda aguardamos contratos”, finaliza o executivo.

WEG

Primeiros “X BOW” construídos no Brasil receberão equipamentos WEG A fabricante de motores elétricos WEG fechou acordo com a Companhia Brasileira de Offshore (CBO), para fornecimento do pacote elétrico dos quatro navios de apoio a plataformas que a empresa ganhou em recente licitação da Petrobras, realizada em 2009.

O contrato possui em seu escopo os geradores do grupo-diesel, motores de propulsão principal e lateral, todos os painéis elétricos – incluindo os variadores de velocidade refrigerados à água tipo regenerativo – transformadores de distribuição e o sistema de gerenciamento de energia.

“Estas serão as primeiras embarcações com design Ulstein ‘X BOW’ a serem construídas no Brasil. Dos quatro navios, dois serão do tipo PSV 3000, e dois 4500”, explica Marcos Menezes, chefe do departamento naval e tração elétrica da WEG. A WEG foi acionada para participar do projeto por oferecer a mais completa linha de produtos brasileiros para a indústria Naval e Offshore. Além do fornecimento dos equipamentos, a empresa também ficou responsável pela integração dos demais sistemas do navio e pela manutenção dos produtos.

“A exigência do projeto por propulsão diesel elétrica fez com que buscássemos um parceiro capaz de oferecer alta tecnologia. E a WEG é a empresa que além de nos atender tecnicamente, vai nos dar suporte na manutenção da embarcação depois que ela entrar em operação”, enfatiza Alfredo Naslausky, diretor da CBO. Outro fator que levou a CBO a optar por produtos WEG foi o fato de os equipamentos serem produzidos

Foto: Divulgação

Os quatro navios de apoio a plataformas da Petrobras que estão sendo construídos pela CBO receberão propulsão elétrica e sistema de gerenciamento de energia da WEG.

no Brasil, uma política que vem sendo adotada desde o início da renovação de sua frota “Quando a WEG resolveu trabalhar com a área marítima nós não apostávamos que a empresa dedicaria tamanha atenção ao setor, pois esse era apenas mais um segmento, perto de todo o universo que ela atende. Mas ela surpreendeu e está mostrando para o mercado que essa decisão foi planejada e veio para ficar”, declara Alfredo Naslausky.

Os painéis elétricos WEG estão sendo fabricados de acordo com o design do projetista, para atender aos altos níveis de exigência da CBO. Com a utilização dos azimutais com passo fixo, os variadores de velocidade – equipamentos desenvolvidos especialmente para atender às necessidades navais, principalmente no que diz respeito aos níveis dos ruídos harmônicos – acionarão os motores de propulsão principal do navio. Assim que concluídos, os equipamentos seguirão para o Estaleiro da Aliança, onde os navios estão sendo construídos.

“A conquista desse contrato solidifica ainda mais a presença da WEG no mercado marítimo e mostra que a empresa está cada vez mais preparada para atender às necessidades desse segmento, que possui características bem específicas e exige profissionais qualificados que entendam estas aplicações”, acrescenta Menezes.

Há mais de 30 anos no mercado, a CBO é uma empresa de navegação do setor de apoio marítimo às plataformas de petróleo, com capital 100% nacional. Sediada no Rio de Janeiro, a empresa faz parte do Grupo Fischer, um conglomerado brasileiro que atua em diversos segmentos e países.

Atualmente possui uma frota de 17 embarcações de apoio, que hoje operam na costa brasileira, além de oito outras oito em construção.

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produtos e serviços

Shell

Shell desenvolve fluidos de perfuração para operações em águas ultraprofundas

Foto: Cortesia Shell

Com a mudança no perfil de exploração do Brasil com o pré-sal (para águas ultraprofundas) e maior preocupação ambiental no mercado, assuntos relacionados à segurança e meio ambiente ficaram no foco do noticiário sobre o setor de E&P, mas na indústria de petróleo o tema sempre foi prioridade.

É o caso dos fluidos de perfuração da linha Neoflo, desenvolvidos pela Shell para operações em águas ultraprofundas, e que garantem benefícios ao meio ambiente por serem biodegradáveis em condições aeróbicas e anaeróbicas e terem baixo grau de toxicidade na água, além de um desempenho de operação melhor ou equivalente ao de outros óleos.

“O Brasil se configurou como um mercado-chave quanto às vendas desse produto por conta das descobertas no pré-sal”, afirma Vladimir Martín, gerente de desenvolvimento da área comercial de Químicos de campos de petróleo – Shell Chemical LP. Os produtos Neoflo funcionam como óleos à base de fluidos de perfuração sintéticos usados em operações de perfuração da área de exploração e produção.

Eles circulam no poço durante o processo

de perfuração para resfriar e lubrificar o poço, além de ajudar a remover “detritos” — ou o material desenterrado. Foram desenvolvidos para diversos tipos de aplicações, incluindo descarregamento marítimo, terrestre e operações sem descarregamento.

Há três linhas do produto que são oferecidas para atender às diferentes variações do ambiente de perfuração. Cada uma possui um perfil diferente e pode ser selecionada de acordo com condições específicas de operação, regulamentação e performance. Os primeiros produtos Neoflo foram lançados em meados de 1990 com um nome comercial diferente (Neodene).

“O Neoflo oferece diferentes benefícios”, avalia Martín. “Primeiro, está de acordo com os mais altos padrões ambientais. Segundo, oferece alta performance em diferentes situações. Terceiro, a Shell continua desenvolvendo pesquisas para aperfeiçoar os produtos da linha e oferecer suporte técnico de excelência aos seus clientes. Por fim, os investimentos nas instalações de produção nos colocam em uma forte posição para oferecer produtos confiáveis.”

A série de produtos Neoflo 1 é biodegradável sob condições aeróbicas e anaeróbicas. “Isso significa que, mesmo nos níveis de oceano com pouco oxigênio, os produtos ainda conseguem ser biodegradáveis”, explica. Eles também possuem baixa toxicidade aquática e não contêm hidrocarbonetos aromáticos polinucleares. Assim, causam impacto mínimo no ambiente aquático quando descarregados durante as operações de perfuração. Os produtos Neoflo 1 estão de acordo com os padrões da Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos no Golfo do México.

Segundo Martín, os produtos Neoflo também oferecem excelente performance operacional se comparados a outros fluidos, principalmente em ambientes mais desafiadores. “Quando os comparamos a fluidos à base de óleos e à base de água, percebemos que os fluidos com base sintética aumentam a estabilidade do furo da sonda, permitem que o processo de perfuração seja mais rápido e diminuem o desperdício”, comenta.

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Duke Energy

Lucro líquido de R$ 59,7 milhões Refletindo maior faturamento e redução de despesas, Duke Energy obteve um lucro líquido de R$ 59,7 milhões no trimestre – 266,9% superior ao registrado no mesmo período do ano passado.

A americana do setor energético, Duke Energy International, obteve o lucro líquido de R$ 59,7 milhões, 266,9% superior ao registrado no mesmo período do ano passado. Os melhores preços nos contratos bilaterais e maior geração de energia em decorrência da hidrologia favorável também foram fatores que propiciaram os resultados positivos.

Além disso, o desempenho da empresa reflete maior faturamento e redução na despesa operacional, quando comparado ao mesmo período do ano anterior. Já as despesas operacionais reduziram 34,1% em relação a 2009, efeito da revisão dos valores da TUSD-G. “Temos registrado excelente resultado financeiro ao longo do ano de 2010, e isso reflete nossa operação cada vez mais sólida no Brasil. A empresa tem caixa para

seguir com suas operações, e também para avaliar novos projetos, o que temos feito ao longo deste ano. Queremos crescer e contribuir para ampliar a capacidade de geração do país”, afirma Armando Henriques, presidente da Duke Energy no Brasil.

A Duke indicou que sua receita operacional bruta no trimestre foi de R$ 233,9 milhões, crescimento de R$ 21,1 milhões ou 9,9% em relação ao mesmo período do ano anterior. Neste trimestre, a empresa gerou 3.300.624 MWh (excluindo-se a participação da CBA na geração de energia nas usinas Canoas I e II), que é 43,2% a mais

em comparação com o mesmo período do ano anterior.

A empresa informou também que registrou decréscimo de 3,7% nas deduções da receita operacional pela redução do ICMS como efeito da mudança da legislação no estado de São Paulo. A dívida líquida, representada pelos empréstimos e financiamentos e debêntures, deduzidos os recursos em caixa e equivalentes de caixa, totalizou R$ 419,9 milhões, sendo 27,1% inferior aos R$ 576 milhões registrados no mesmo período ano anterior.

Debêntures – Em 16 de julho passado, a Duke Energy International realizou a segunda emissão pública de debêntures simples, não conversíveis em ações, em operação coordenada pelos bancos Santander e BTG Pactual. A emissão foi no valor de R$ 500 milhões e os recursos captados foram destinados ao pré-pagamento imediato do saldo devedor da dívida da companhia com a Eletrobrás e ao pagamento da primeira amortização da série 1 da primeira emissão de debêntures da empresa em setembro próximo.

GE Oil & Gas

Turbinas GE para Parque das Baleias e Roncador A GE Oil & Gas fechou contrato de US$ 160 milhões com subsidiária europeia da Petrobras, para o fornecimento de turbinas a gás para geração de energia e equipamentos de compressão.

Contrato fechado em meados de julho pela GE Oil & Gas e a PNBV/Petrobras Netherlands BV, subsidiária da Petrobras, no valor de US$ 160 milhões, prevê o fornecimento de turbinas a gás para geração de energia e equipamentos de compressão para duas FPSO da estatal.

Previstas no Plano de Negócios da Petrobras, as duas unidades serão instaladas ao norte do campo de Parque das Baleias, no Espírito Santo, e no campo de Roncador, na Bacia de Campos. Quanto entrarem em operação, em 2013, segundo previsões da petroleira, estas unidades vão agregar mais 360 mil barris de petróleo por dia, à produção nacional.

“Com a alta tecnologia da GE, conseguimos projetar um equipamento com pesos e dimensões reduzidos, o que permite melhorar o desempenho e a eficiência de ambas as plataformas marítimas. Estamos

muito satisfeitos em estreitar ainda mais a nossa parceria com esta grande empresa”, disse Joe Mastrangelo, vice-presidente da Turbomachinery, GE Oil & Gas. De acordo com o contrato, a GE Oil & Gas deverá fornecer oito conjuntos geradores compostos de turbinas a gás 31.1 MW PGT25+ e 12 conjuntos de motocompressores (LP ou HP) para as duas plataformas com uma pressão de descarga de 200 bar para reinjeção de gás natural.

A companhia irá fornecer geradores e motores elétricos para os projetos P-58 & P-62 ambos fabricados no mercado brasileiro, contribuindo para o conteúdo local dos projetos. Além disso, a empresa prestará supervisão técnica para a instalação, início das operações e treinamento de suporte para as plataformas. Os equipamentos serão fabricados em Florença, na Itália, sendo que todos

os testes de plena carga e de desempenho serão realizados no centro de produção da GE em Florença e Massa, ambos na Itália.

A GE Oil & Gas é reconhecida por ser uma importante fornecedora global de equipamentos para unidades de produção offshore.

Nos últimos dez anos, a empresa forneceu turbinas a gás, compressores e equipamentos adicionais para projetos em terra firme e flutuantes de produção, armazenagem e descarga em países do mundo todo, como Angola, Brasil, Canadá, China, Nigéria, Noruega, África do Sul e Reino Unido.

Com este contrato, a empresa continua a expandir a sua presença em todo o setor de petróleo e gás da América Latina, com mais de mil turbinas a gás e compressores instalados em toda a região. Além disso, a empresa já inspecionou mais de 50 mil km de dutos para petróleo, gás, água e produtos de refino na região.

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Fotos: Divulgação

fino gosto

Criações do chef

Nhoque de manjericão

Sartu de arroz

Taglioline com vongole e pinole

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Finamore Quem já experimentou, gostou. E saiu de lá convencido de que se trata, realmente, de uma novidade gastronômica por Orlando Santos neste inverno/veranico do Rio. Quem ainda não teve a oportunidade de conhecer o novo menu do Cipriani para esta temporada, não deve perder tempo e reservar já sua mesa no elegante e charmoso restaurante instalado à beira da legendária piscina do Copacabana Palace, e entrar em contato com as criações do homem que está chefiando a cozinha, de forma inovadora, desde o começo deste ano.

De tão criativa, sacudiu a crítica de gastronomia de O Globo, a jornalista Luciana Fróes, que, sempre comedida em suas avaliações gastronômicas, não hesitou, depois de um jantar no Cipriani e de provar algumas criações de Nicola Finamore, em dar-lhe a sua cotação máxima (cinco garfos), o que significa que a casa recebeu a menção de excelente.

Nada mal para quem, como Nicola, tem apenas alguns meses à frente do Cipriani e é o responsável pela mudança radical do cardápio. Tarefa nada fácil para o sucessor de Francesco Carli, que depois de 12 anos à frente da cozinha do restaurante, conferindo nos últimos tempos um caráter de brasilidade aos pratos, misturando clássicas criações italianas com ingredientes brasileiros, largou a chefia e foi ser o diretor-executivo de toda a parte de alimentação do famoso hotel.

Em seu lugar entrou o citado Nicola Finamore. Saíram as pupunhas e mandioquinhas, e entraram os polvos prensados e tantas outras criações. Mais italiano impossível. Mas quem não aprecia a boa culinária da Itália? Agora é só esperar o verão para ver o que o chef Nicola será capaz de aprontar. A julgar pelo menu de inverno, não há o que temer.

O Cipriani Desde a sua fundação, em 1994, o Cipriani é frequentado por pessoas ilustres, gente da sociedade do Rio e de outras regiões do país, personalidades estrangeiras, pois o lugar é uma combinação perfeita do ato de comer bem com um espaço elegante e agradável, à beira da piscina.

E tudo de muito bom gosto.

Logo à entrada, o restaurante

exibe um exuberante arranjo de flores, que combina com o ambiente interno, decorado com pinturas de Dominique Jardy, que retratam o Rio antigo. O serviço utiliza talheres de prata italiana, taças de cristal e toalhas de puro linho. Como ingrediente principal, a alta gastronomia. Resta apenas entregar-se às mãos competentes do italiano Nicola.

Os pratos O menu de inverno assinado pelo chef e elogiadíssimo pela crítica de gastronomia do Rio/Show começa pelas entradas. Entre as mais interessantes estão o polvo prensado ao vinagrete de frutas cítricas e a salada de endívia, a terrine de galinha d’angola e pistache de Bronte ao leve molho de cereja. De prato principal, risoto com xadrez de vieiras ao pesto genovês ou nhoque de berinjela ao molho de tomate e manjericão? Fica difícil escolher entre as diversas e saborosas criações do festejado e inovador menu.

O cardápio reserva ao cliente uma informação no mínimo inusitada: “Pedimos gentilmente que não utilizem telefone celular dentro do restaurante.” Nada mais prosaico, num mundo cada vez mais tecnológico.

Especialidades da Casa Carpaccio com molho clássico Cipriani Talharim verde Cipriani gratinado ao presunto Nhoque de berinjela ao molho de tomate e manjericão Lagostim à Carlina com arroz ao curry Menu Degustação Medalhão de queijo de cabra e crudités de legumes ao vinagre balsâmico da Modena Cannellone gratinado recheado de abobrinha Pequena porção de peixes grelhados com chicória vermelha Bavarese de morango Vinhos Chandon, Brut Sauvignon Blanc Reserve 2007 – Viña Carmen Muller Thurgau 2007, Elena Walck Zibibbo, Cantine Rallo

RESTAURANTE Cipriani Avenida Atlântica, 1702 (Hotel Copacabana Palace). Telefone: 21 2545-8747. www.copacabanapalace.com.br

Sobre Nicola Finamore – Italiano da Cidade de Villa Santa Maria, na região do Abruzzo, Nicola Finamore, 43 anos, vem de temporadas em hotéis e restaurantes da Itália, dos Estados Unidos, do Japão e do Uruguai, sendo esta sua única experiência no continente como chef executivo do St. Tropez, no Conrad Hotel Resort & Casino, em Puntal del Este.

Flunte em espanhol e ainda arranhando o português, Finamore se diz totalmente adaptado, embora sinta falta dos dois filhos, de quatro e de dois anos, que moram na Itália.

Até agora, sua maior preocupação é ser apresentado às frutas brasileiras e aos sabores do Norte e Nordeste. Com os legumes locais demonstra mais intimidade, citando sem dificuldade as incursões que vem fazendo com a batata baroa, que colocou em alguns pratos do cardápio nas versões sauté e noisette.

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coffee break

Sergio Sergio Rodrigues Rodrigues

Fotos: Divulgação

por Orlando Santos

o designer o designer dos Trópicos dos Trópicos A enciclopédia Delta Larousse o define como o criador do móvel moderno no Brasil, citando sua criação famosa, a poltrona mole, um marco no mobiliário nacional. Embora tenha sido o primeiro móvel brasileiro a receber prêmio no exterior, o designer e arquiteto Sergio Rodrigues tem como marca registrada a simplicidade – característica, aliás, das grandes figuras humanas.

Sergio Rodrigues – Um designer dos Trópicos Caixa Cultural Rio de Janeiro – Galeria 3 Av. Almirante Barroso, 25 – Centro (estação do metrô Carioca) Tels.: 2544-4080 / 2544-1099 / 2544-7666 Visitação: de 10 de agosto até 19 de setembro de 2010, de terça a sábado das 10h às 22h; domingo, das 10h às 21h.

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É o conjunto da obra desse artista que a Caixa Cultural, no Centro do Rio, vai apresentar até setembro, com curadoria de Marta Micheli e Verônica Rodrigues, filha do designer, sob o título de Sergio Rodrigues – Um designer dos Trópicos. “A mostra traz ao público um lado pouco conhecido do processo criativo do artista, além de móveis famosos, como a poltrona mole, criada em 1957 e que teve uma versão premiada no famoso Concorso Internazionale Del Mobile”, em Cantú (Itália), em 1961.

Com cerca de 70 obras expostas, o percurso sugerido na mostra permeia e se confunde com histórias do artista e do Brasil, sob o ponto de vista de Sergio Rodrigues, e apresenta pontos bastante lúdicos e pouco

ortodoxos, expondo o móvel por detrás de sua origem, seu contexto e sua história.

Juntamente com Lúcio Costa (urbanismo), Oscar Niemeyer (arquitetura) e Roberto Burle Marx (paisagismo), o moveleiro Sergio Rodrigues, como gosta de ser chamado, veio completar, com seu estilo essencialmente brasileiro, o interior das edificações da capital brasileira.

Em constante atividade e renovação, até os dias de hoje a obra de Sergio Rodrigues está presente em importantes empreendimentos no Rio de Janeiro, desde a antiga Manchete ao moderno Hotel Fasano, entre outros estabelecimentos comerciais, institucionais e residenciais.

A poltrona mole – A história da criação da poltrona mole foi lembrada recentemente pelo designer Sergio Rodrigues em entrevista ao suplemento Eu, do jornal Valor.

Tudo começou quando o fotógrafo Otto Stupakoff pediu que ele criasse um sofá, que depois virou poltrona, na qual Otto pudesse se jogar,

Poltrona DIZ

Poltrona KILIN

quando necessitado de descanso.

E foi assim que a mais impactante e conhecida criação de Sergio Rodrigues veio ao mundo.

A poltrona é constituída por uma almofadona presa engenhosamente por tiras de couro numa sólida armação de madeira, de jacarandá no início (anos 1960) e hoje de madeira certificada. É vendida atualmente por preços bem acima de R$ 10 mil, sem dificuldade em encontrar compradores, bem diferente dos primeiros tempos.

O próprio Otto não tinha dinheiro para comprar a peça solicitada, e só conseguiu tê-la porque Sergio a vendeu a preço de custo. Mas, no início, não foi moleza encontrar mercado

Artista carioca Nascido em 1927, no Rio de Janeiro, na rua Joaquim Nabuco, entre Copacabana e Ipanema, Sergio Rodrigues é um carioca da gema. Em 1947, entrou na Faculdade Nacional de Arquitetura da Universidade do Brasil e, recém-formado, em 1952, participou da equipe que se encarregava do projeto do Centro Cívico, em Curitiba (PR). Trabalhou em São Paulo, na Forma. Um ano depois, voltou ao Rio e fundou a Oca, um misto de loja, galeria de arte e estúdio que, em pouco tempo, se tornou ponto de encontro da inteligência carioca.

Em 1956, abriu uma fábrica, no Rio de Janeiro, batizada de Taba. Além de mobiliário para vários ministérios em Brasília, recebia encomendas do governo para mostrar a cara do móvel brasileiro fora do país. O projeto mais significativo foi para a Embaixada do Brasil em Roma, em 1959.

Na década de 1960, Sergio desenvolveu um sistema de pré-fabricação

para a hoje cobiçada peça, que só se tornaria uma coqueluche da decoração após a premiação italiana.

A poltrona DIZ, preferida da mulher de Sergio Rodrigues, Vera Beatriz, e que esteve exposta em 2009 na exposição Design Contemporâneo Rio França, no Centro Cultural dos Correios, é um dos destaques da exposição na Caixa Cultural. Segundo Vera, esta é a poltrona dura... mas confortável.

A mostra reserva ainda uma surpresa para quem visitar a exposição: um móvel inédito criado por Sergio Rodrigues. Mais um atrativo para não deixar de ir a essa exposição que vai até 19 de setembro.

em madeira tendo, a convite da UNB, montado diversas unidades em Brasília, e mais de 200 módulos em todo o país.

Já em 1961, inscreveu-se com a poltrona mole no IV Concurso Internazionale del Móbile em Cantú, na Itália, sagrando-se vencedor entre 438 concorrentes de 27 países.

Logo após, em 1974, a poltrona mole passou a integrar a coleção de design do MoMa Museu de Arte Moderna de Nova York. Em 1989, o conjunto de sua obra recebeu o prêmio Lápiz de Plata, da Bienal de Arquitetura de Buenos Aires. Em 1993, participou da mostra Convegno Brasile, em Brescia, na Itália.

Em 2004, recebeu do Itamaraty a condecoração Rio Branco, em Brasília.

No mesmo ano, foi tema da exposição individual na galeria R 20th Century, em Nova York, que foi repetida em 2009, devido a seu sucesso. Na mesma época, foi homenageado na Galeria Espasso, na mesma cidade.

O brilho da poltrona mole foi tanto que, por um período, ofuscou o reconhecimento de outras criações, até mais impactantes por suas soluções de design.

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feiras e congressos

Setembro

12 a 16 – Canadá WEC – World Energy Congress Local: Montreal Tel.: + 1 (514) 397-1474 Fax: : +1 (514) 397-9114 www.wecmontreal2010.ca 13 a 16 – Brasil Rio Oil & Gas Expo Local: Rio de Janeiro Tel.: 55 21 2112-900 Fax: 55 21 2220-1596 congresso@ibp.org.br 19 a 22 – Itália SPE Annual Technical Local: Florença Tel.: 972 952 9393 Fax: 972 952 9435 spedal@spe.org www.napeexpo.com 20 a 21 – EUA NPRA Environmental Conference Local: San Antonio, Texas Tel.: 202 457 0480 Fax: 202 457 0486 info@npra.org www.npra.org 27/09 a 1o/10 – Itália IPLOCA Conference Local: Veneza Tel.: +41 22 306 02 30 Fax: +41 22 306 02 39 info@iploca.com www.iploca.com

Outubro

4 a 6 – Qatar Power-Gen Middle East Local: Doha Tel.: +44 (0)1992 656 610 Fax: : +44 (0)1992 656 700 www.power-gen-middleeast.com kelvinm@pennwell.com 5 a 7 – Brasil Usinagem 2010 Local: São Paulo Tel.: +55 11 3824-5300 Fax: +55 11 3666-9585 info@arandanet.com.br www.arandanet.com.br/eventos2010/ usinagem/index.html

5 a 8 – Casaquistão Kazakhstan International Oil & Gas Local: Almaty Tel.: +44 0 207 596 5000 Fax: +44 0 207 596 5106 oilgas@ite-exhibitions.com www.kioge.com/2010/ 10 a 13 – EUA NPRA Q&A and Technology Forum Local: Baltimore Tel.: +1 (202) 457 0480 Fax+1 (202) 457 0486 info@npra.org • www.npra.org 11 a 14 – Barém Petchem Arabia Annual Meeting Local: Manama Tel.: +44 0 1242 529 090 Fax: +44 0 1242 529 060 wra@theenergyexchange.co.uk 11 a 14 – Cingapura Downstream Asia 2010 Local: Manama Tel.: +44 0 1242 529 090 Fax: +44 0 1242 529 060 wra@theenergyexchange.co.uk 19 a 20 – Brasil Endutos Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 11 5586 3197 Fax: +55 11 5581 1164 eventos@abendi.org.br www.abendi.org.br 25 a 29 – Brasil Sobena 2010–Exponaval Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 21 2283-2482 sobena2010@sobena.org.br www.sobena2010.org.br

Novembro

1 a 3 – Emirados Árabes Unidos 2nd World Refining Technology Summit 2010 Local: Abu Dhabi Tel: 0091 98 1102 6635 Fax: 0091 98 1102 6635 m.shah@standardboard.com www.standardboard.com/wrts2010

1 a 5 – Africa do Sul 17th Africa Oil Week Local: Cidade do Cabo Tel: 0044 20 7434 9944 Fax: 0044 20 7439 8975 http://www.petro21.com/events/ index.cfm?id=498&tc=AU 2 a 3 – Casaquistão OilTech Mangystau 2010 Local: Aktau Tel: 00971 4433 2972 Fax: 00971 4438 0255 graeme.coombes@ite-exhibitions.com www.oiltech-mangystau.com/2010 3 a 4 – Estados Unidos Offshore Communications 2010 Local: Houston Tel: 001 301 354 1778 Fax: 001 301 340 7136 lfuller@accessintel.com www.offshorecoms.com/ 08 a 10 – Turquia Natural Gas Distribution Turkey 2010 Local: Ankara Tel: 00971 4 364 2975 Fax: 00971 4 364 2975 enquiry@iqpc.ae www.naturalgasdistributionturkey.com 29/11 a 2/12 – Espanha 11th Annual World LNG Summit 2010 Local: Barcelona Tel: 0044 20 7978 0000 Fax: 0044 207 978 0099 http://world.cwclng.com/ lng@thecwcgroup.com 30/11 a 3/12 – Mônaco DOT Manaco 2010 Local: Mônaco Tel: 0044 0 1992 656 647 Fax: 0044 0 1992 656 700 sneighbors@pennwell.com www.deepoffshoretechnology.com

Dezembro

12 a 15 – Egito Production Optimization North Africa 2010 Local: Cairo Tel: 00971 4 364 2975 Fax: 00971 4 363 1938 enquiry@iqpc.ae www.productionoptimizationafrica.com

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

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opinião

de Guilherme Pires de Melo, diretor de Petróleo e Gás da Abemi (Associação Brasileira de Engenharia Industrial), e diretor de Operações da Techint para o Brasil.

A urgente e necessária expansão da

malha dutoviária brasileira

O

cupando a 16º posição no ranking mundial, o Brasil tem malha dutoviária inferior até mesmo à de países com extensão territorial menor, como México (40 mil km), Argentina (38 mil km) e Austrália (32 mil km) e está distante dos mais de 400 mil km dos norte-americanos e dos 800 mil km de dutos existentes na União Europeia. É verdade: houve incrementos, em especial no caso dos gasodutos, que praticamente dobraram de extensão em relação ao início da década, chegando aos atuais 10 mil km. A expansão foi motivada pelo Plangás (Plano de Antecipação da Produção de Gás), que proporcionou a plena utilização, em várias regiões do Brasil, de recursos oriundos de novas descobertas e do gás associado na Bacia de Campos, antes queimado nas plataformas.

Essa ampliação na malha de gasodutos estava alinhada ao objetivo estratégico do governo de equilibrar a matriz energética nacional, assegurando a alternativa de geração térmica durante os períodos de seca, com a redução no volume de água dos reservatórios usados para geração hidrelétrica.

Ademais, contribuiu para proporcionar a segurança necessária para a utilização de gás para fins industriais e produção de fertilizantes nitrogenados, entre outros usos.

Todos os avanços, porém, não mudam o fato de que malha atual ser deficiente e apresentar gargalos na distribuição de gás no sul do país. Mais

do que isso, que a expansão continue a ser executada de forma ciclotímica, o que gera prejuízos logísticos e instabilidade para a indústria dutoviária.

No primeiro semestre de 2010, por exemplo, o segmento passou pelo fundo do vale, com grande ociosidade na fabricação de tubos e na execução de obras. Na melhor das situações, algumas empresas conseguiram compensar parcialmente a ociosidade no Brasil com encomendas e projetos no exterior, mas a maioria amargou perdas e redução de volume.

Plano de Negócios da Petrobras Não à toa é grande a expectativa de que o Plano de Negócios 2010-2014 da Petrobras reative os investimentos no setor. O plano foi divulgado no final de junho e prevê a aplicação de recursos da ordem de US$ 5,3 bilhões, encerrando o ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural.

Um ponto muito importante – não apenas para o setor de dutos, mas para toda a cadeia produtiva de óleo e gás – e que foi reafirmado no Plano de Negócios da Petrobras, diz respeito à manutenção TN Petróleo 73

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Foto: Divulgação

Com a inauguração recente do Gasoduto Rio de Janeiro-Belo Horizonte, o Gasbel II, o Brasil atingiu 22 mil km de dutos em operação, entre gasodutos, minerodutos e dutos submarinos. Ainda é pouco para um país continental e com produção de peso nos setores do petróleo e da mineração, principais demandadores desse tipo de transporte.

opinião

da política de conteúdo nacional, que estabelece nas contratações da empresa percentuais mínimos de aquisição de bens e serviços do Brasil.

A manutenção dessa política é de vital importância para o desenvolvimento de fornecedores nacionais, incluindo aí a revitalização da indústria de construção naval brasileira.

Limpo e renovável, o combustível é transportado em caminhões (leia-se, queimando-se diesel) que trafegam na congestionada e deteriorada rede viária brasileira. Essa situação, no mínimo contraditória, necessita de correções, principalmente em um país com planos de liderar o mercado mundial de biocombustíveis.

Transporte de etanol

Pré-sal

Atualmente, um dos focos de interesse da indústria de tubos são os dutos para transporte de etanol.

Existem, até o momento, três projetos de implantação desses sistemas: o da PMCC, cujo traçado vai de Uberaba (MG) a Paulínia (SP); o CentroSul, que ligará o Mato Grosso ao litoral paulista; e o da Uniduto, de Serrana (SP) a uma monoboia a ser instalada no Guarujá (SP). Além de discussões relativas à otimização dos respectivos traçados, encontra-se em curso a definição dos projetos básicos e a conclusão dos estudos necessários para o licenciamento ambiental (que recentemente foi outorgado ao projeto do PMCC).

Se para o segmento de dutos esses projetos representam oportunidades de negócios, para o país a formação de infraestrutura de escoamento do etanol produzido no interior do país para os mercados consumidores interno e externo é fundamental.

A indústria de fabricação de dutos instalada no Brasil já responde pelo fornecimento de grande parte das demandas do país – o índice de conteúdo nacional da atividade ultrapassa 90% – e tem sido capaz de superar desafios, como a construção dos dutos do sistema Urucu-Manaus e do Gasduc III (inaugurado em fevereiro, é o maior gasoduto em diâmetro da América do Sul, com 38 polegadas, ou 96,5 centímetros).

Para os projetos do pré-sal está prevista a instalação de dois mil quilômetros de dutos submarinos.

Embora não tenham sido divulgados os valores de investimentos previstos pelas empresas para atendimento dessa demanda, já se observa upgrade não só na capacidade produtiva, como também na qualidade e sofisticação dos produtos e certificação para as condições de alta pressão e baixas temperaturas do pré-sal.

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