opinião
Conteúdo local: fortalecendo a cadeia produtiva de óleo e gás no Brasil, de Manuel Fernandes, sócio-líder da área de Óleo e Gás da KPMG
PETRÓLEO I GÁS I BIOCOMBUSTÍVEIS
no Brasile professor de International Accounting da FGV.
Petroquímica quer crescer com o pré-sal Um rio de energia Maior investimento de Cingapura no Brasil
Ano XIV • set/out 2012 • Nº 85 • www.tnpetroleo.com.br
E&P: prioridade permanente Panorama do setor petróleo no Brasil, por Wagner Freire
Edição especial
Fontes de financiamento e incentivos para a cadeia de E&P no Brasil, por Paulo Buarque e Sérgio Caetano Leite O contexto atual da indústria do petróleo no Brasil, por Claudia Rabello Como o capital de projetos suporta a sustentabilidade, por David Dixon Refino global: como manter a rentabilidade em tempos turbulentos, por José de Sá Supply Chain: mecanismos de financiamento à cadeia de suprimento da Petrobras, por Roberto Alfradique Vieira de Macedo Concessão ou partilha além da semântica, por Antonio Bastos A. Sarmento
Entrevista exclusiva
Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul
Energia offshore a todo gás!
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Replicantes: localização
Pacotes
Plataformas / Módulos
Empresa
Local
FPSO Localização
CASCO
Construção de 8 cascos
Ecovix
RIO GRANDE - RS
1
Lula Alto
2016
I + Integração
Módulos de Automação e Utilidades + InteKeppel Fels gração dos FPSO 1 e 4
Angra dos Reis - RJ
2
Lula Central
2016
3
Lula Sul
2016
I + Integração
Módulos de Automação e Utilidades + InteMendes JR / OSX gração dos FPSO 2 e 5
Barra de São João - RJ
4
Lula Norte
2016
Módulos de Automação e Utilidades + InteJurong gração dos FPSO 3 e 6
5
Lula Extremo Sul
2017
I + Integração
Aracruz - ES
6
Iara Horst
2017
II + V
Módulos de Geração e Tratamento de Gás
DM/TKK
Itajaí - SC
7
Iara Noroeste
2017
III
Módulos de Compressão de Gás
Iesa
Charqueadas - RS
8
Carcará
2018
IV
Módulos de Processamento de O&G
Tomé / Ferrostal
Maceió - AL
1º óleo
Cessão Onero P-74, P-75, P-
• compra dos Ca • conversão dos Consórcio OAS/U no Estaleiro Inha Local de 70% • construção e in módulos com Co de 65% a 71% • localização: P-74 P-75 em Franco 2 NE Tupi (2017) e (2017).
Bacia de Santos - Notificação de Indícios de Hidrocarbonetos Fuel Supply
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Nome Poço ANP
Data
Fluidos
Lâmina d´água (m)
S-M-268
1OGX63ASPS
02/01/2012
Gás e Petróleo
S-M-1289
3BRSA1024SPS
02/01/2012
Petróleo
297
S-M-518
1SHEL26RJS
12/01/2012
Petróleo
1947
PA-1BRSA491SPS-BM-S-9
3BRSA1023SPS
23/02/2012
Petróleo
2150
Petróleo
2160
PA-1BRSA532ASPS-BM-S-8
4BRSA971BSPS
19/03/2012
S-M-417
1BRSA925ARJS
12/04/2012
Petróleo
S-M-314
3OGX74SPS
11/04/2012
Gás e Petróleo
PA-1BRSA532ASPS-BM-S-8
4BRSA971BSPS
08/05/2012
Petróleo
S-M-225
6STAR25PARJS
15/05/2012
Gás e Petróleo
155
1747 196 2160 121
PA-1BRSA532ASPS-BM-S-8
4BRSA971BSPS
31/05/2012
Petróleo
GUARA_SUL
1BRSA1045SPS
05/06/2012
Petróleo
2202
Soluções Integradas para Plantas Industriais
GUARA_SUL
1BRSA1045SPS
19/06/2012
Petróleo
2202
www.a1.ind.br
S-M-518
3SHEL27RJS
02/07/2012
Gás e Petróleo
2011
S-M-518
3SHEL27RJS
11/07/2012
Gás e Petróleo
2011
+55 (41) 3616-3616
2160
*Poços onde foi detectada a presença de hidrocarbonetos através da perfuração. Ressalta-se que a notificação indica apenas a presença de indícios de hidrocarbonetos, que pode não se constituir em uma acumulação comercial.
Bacia de Santos - Declaração de Comercialidade Bloco
Campo
Anexado
Data
S-M-1288
BAÚNA
NÃO
17/02/2012
S-M-1289
PIRACABA
NÃO
17/02/2012
BM-S-9
SAPINHOÁ
NÃO
29/12/2011
BM-S-11
LULA
NÃO
29/12/2010
BM-S-3
GUAIAMÁ
NÃO
01/10/2009
BS-4
OLIVA
NÃO
27/12/2006
BS-4
ATLANTA
NÃO
27/12/2006
BS-500
PIRAPITANGA
NÃO
22/12/2006
BS-500
TAMBUATÁ
NÃO
22/12/2006
BS-500
URUGUÁ
NÃO
29/12/2005
BS-500
TAMBAÚ
NÃO
29/12/2005
BS-500
CARAPIA
NÃO
22/12/2006
BS-400
MEXILHÃO
SIM
22/12/2006
Logística: distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km) Garoupa....................................................... 142 Enchova ....................................................... 114 Pampo .......................................................... 114 Roncador.................................................... 200 Albacora Leste ............................................198 Marlim Leste .............................................. 145 Marlim Sul .................................................. 182 Lula/Tupi .....................................................320 58040_7 SeloAON20x10.indd 1
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Petrobras em números (set/2012) Receita líquida (2011) .........................................................R$ 244,2 bi Lucro líquido (2011) .............................................................. R$ 33,3 bi Investimentos totais (2011)..................................................R$ 72,5 bi Investimentos em P&D ........................................................R$ 13,6 bi Investimentos PN 2012-2016 .......................................US$ 236,5 bi Investimentos E&P no PN 2012 a 2016 .....................US$ 141,8 bi Exportação de petróleo e derivados (bpd)..........................634 mil Valor de mercado (após capitalização) ........................R$ 373,8 bi Royalties e participações governamentais ................... R$ 26,5 bi Contribuição ao país (impostos, taxas e contribuições sociais) ........................................................ R$ 71,1 bi
Empregados próprios .................................................................. Empregados próprios da holding ............................................. Reservas (critério SPE – 31/12/2011) ..............................15,7 Produção média boe/d (Brasil e exterior) .......................2.6 Produção média boe/d (Brasil) ......................................... 2.0 Produção média de GN em boe/d (Brasil) ......................... 3 Recorde de produção bpd (27/12/2010) ..........................2.2 Recorde produção em águas profundas (Lula)...................2 Plataformas de produção em operação ................................. Sondas de perfuração em operação (terra e mar) ............. Poços produtores (Brasil 12 mil e exterior) ..........................
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São José do Rio Preto - SP
Plano de Negócios da Petrobras 2012-2016
osa (FPSOs): -76, P-77
1,4% (US$ 3,0 bi) 1,7% (US$ 3,5 bi) 0,9% (US$ 1,9 bi)
ascos (PNBV) 4 cascos pelo UTC/ODB aúma com Conteúdo
Em implantação
65,8%
24,8%
US$ 51,7 bi
US$ 137,2 bi
ntegração dos onteúdo Local
Todos os projetos de E&P no Brasil e os projetos dos demais segmentos que se encontram em Fase IV*
US$ 208,7 bi 833 projetos
4 em Franco (2016); 2 (2016); P-76 em e P-77 em Franco 3
...83.991 ...60.731 ,7 bi boe 622.000 022.000 355.000 256.000 2.140 m .........136 .........129 ..15.000
1,3% (US$ 3,0 bi) 1,5% (US$ 3,6 bi) 1,6% (US$ 3,8 bi) 2,1% (US$ 5,0 bi) 5,8% (US$ 5,0 bi)
1,8% (US$ 3,7 bi) 3,7% (US$ 7,8 bi)
0% (US$ 0,1 bi) 7% (US$ 1,9 bi) 5% (US$ 1,3 bi)
17%**
50%
Em avaliação
Projetos dos demais segmentos atualmente em Fase I, II e III
147 projetos
21%
= US$ 236,5 bi
**E&P no exterior
US$ 6 bi
RTC
G&E
US$ 65,5 bi
US$ 141,8 bi
US$ 27,8 bi
US$ 4,6 bi
US$ 13,9 bi
E&P
27,7%
60%
+
Petroquímica
Biocombustíveis
980 projetos
Corporativo
Distribuição
*Inclui as verbas já comprometidas dos projetos em avaliação de RTC, G&E, Petroquímica, Distribuição, Biocombustíveis e Corporativo
Pós-sal, Pré-sal, Cessão Onerosa e novas descobertas Participação na curva de produção 5%
1%
Pré-sal (concessão)
12%
Cessão Onerosa
Pós-sal
Pré-sal (concessão)
95%
Novas descobertas*
42%
30%
19% Cessão Onerosa
28%
69%
Pós-sal
Pré-sal (concessão)
Pós-sal
2011
2.022 mbpd
2016
2020
2.500 mbpd
4.200 mbpd
*Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas
Blocos na fase de exploração Concessionária (%)
BM-S-50
7
Petrobras¹ (60)/Repsol (20)/BG Brasil (20)
BS-4
Queiroz Galvão¹ (30)/ Barra Energia (30)/ Petrobras (40)
BM-S-51
7
Petrobras¹ (60)/ Repsol (40)
BM-S-52
7
Petrobras (60)/ BG Brasil1 (40)
BM-S-8
2
Petrobras¹ (66)/Petrogal Brasil (14)/Queiroz Galvão (10)/Barra Energia (10)
BM-S-53
7
Petrobras¹ (100)
BM-S-54
7
Shell¹ (80)/Total E&P Brasil (20)
BM-S-9
2
Petrobras¹ (45)/ BG Brasil (30)/ Repsol (25)
BM-S-55
7
Repsol¹ (40)/ Petrobras (35)/CVRD (12,5)/Woodside (12,5)
BM-S-10, BM-S-11
2
Petrobras¹ (65)/ BG Brasil (25)/ Partex (10)
BM-S-56, 57, 58 e 59
9
OGX¹ (100)
BM-S-12
3
Petrobras¹ (70)/ Queiroz Galvão (30)
BM-S-60
9
Sonangol Starfish¹ (30)/Petrobras (40)/Sonangol P&P (30)
BM-S-17
3
Petrobras¹ (100)
BM-S-61, 62
9
Karoon Petróleo e Gás¹ (100)
BM-S-21
3
Petrobras¹ (80)/ Petrogal Brasil (20)
BM-S-24
3
Petrobras¹ (80)/ Petrogal Brasil (20)
BM-S-63
9
Vanco¹ (30)/Panoro Energy (15)/ Brasoil Round 9 (15)/Ecopetrol (40)
BM-S-68, 69 e 70
9
Karoon Petróleo e Gás¹ (100)
BM-S-71, 72
9
Vanco¹ (30)/Panoro Energy (15)/ Brasoil Round 9 (15)/Ecopetrol (40)
BM-S-73
9
ONCG Campos¹ (43,5)/Petrobras (43,5)/Ecopetrol Óleo e Gás (13)
BM-S-74
9
Petrobras¹ (43,5)/ONCG Campos (43,5)/Ecopetrol Óleo e Gás (13)
Bloco
Legendas Plataforma Fixa ..................
Unidade Flutuante de Produção com Pernas Tensionadas (TLWP)................................
Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO).........
BM-S-29
4
OGX¹ (100)
BM-S-40, 41
5
Petrobras¹ (100)
BM-S-42
6
Petrobras¹ (100)
Unidade de Processamento de Gás Natural .....................
BM-S-44
6
Petrobras¹ (75)/Repsol (25)
BM-S-45
6
Petrobras¹ (60)/Shell (40)
Gasoduto Oleoduto
BM-S-48
7
Repsol¹ (40)/ Petrobras (35)/CVRD (12,5)/Woodside (12,5)
Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) ................
Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (FSO) .................................. Semisubmersível ................
Unidades offshore na Bacia de Santos
Reservas totais1 na Bacia de Santos em milhões de barris
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
%
4,5
4,0
63,0
23,8
42,4
37,7
28,8
116,5
117,6
1.949,3
xxxxxx
Reservas provadas1 na Bacia de Santos em milhões de barris
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
%
4,5
4,0
39,9
19,2
23,8
27,6
23,9
24,2
26,1
384,4
xxxxxx
Reservas provadas1 de gás natural na Bacia de Santos em milhões de m3
2002
2003
2004
2005
3.875
3.508
128.050
41.206
2006
2007
2008
2009
2010
2011
%
67.347
67.088
55.984
60.441
62.946
107.109
70,16
Fonte: ANP/SDP, conforme a Portaria ANP n° 9/2000. 1Reservas em 31/12 dos anos de referência.
PN 2010-2014 Malha dutoviária .......................................................................30 mil km Navios petroleiros próprios .................................................................55 Navios petroleiros afretados .............................................................186 Terminais no Brasil.................................................................................48 Refinarias no Brasil ................................................................................ 13 Refinarias no exterior ... ..........................................................................3 Refino em bpd (Brasil e exterior) .................................. 2,24 milhões Postos de serviço e abastecimento ............................................7.306 Postos de GNV ......................................................................................500 Geração elétrica (termelétricas) ........................................ 5.806 MW Fornecedores cadastrados .............................................................6 mil
Nome
Tipo
Início da operação
Lâmina d’água (m)
Capacidade de produção (bpd)
Capacidade de compressão de gás (m3/dia)
Cidade de Ilhabela
FPSO
2014
Sapinhoá Norte
2.120
150.000
6 milhões
Cidade de Mangaratiba
FPSO
2014
Iracema Sul (piloto)
2.120
150.000
6 milhões
Cidade de Paraty
FPSO
2013
Lula NE (piloto)
2.120
120.000
–
Cidade de São Paulo
FPSO
2013
Sapinhoá (piloto)
2.118
120.000
5 milhões
Cidade de Itajaí
FPSO
2012
Tiro/Sidom (piloto)
277
80.000
–
Dynamica Producer
FPSO
2011
Carioca NE
2.100
30.000
–
Localização
Cidade de São Vicente
FPSO
2011
Lula NE e Cernambi
2.170
–
–
Cidade de Angra dos Reis
FPSO
2010
Lula (piloto)
2.150
100.000
5 milhões
Cidade de Santos
FPSO
2010
Urugua/Tambaú
1.300
35.000
10 milhões
Campos na etapa de desenvolvimento da fase de produção
Campos na etapa de produção da fase de produção
Estado
Campo
Concessionária (%)
Estado
Campo
Concessionária (%)
RJ
Atlanta
Shell¹ (40)/Barra Energia (20)/ Petrobras (40)
PR
Caravela
Petrobras¹ (100)
RJ
Carapiá
Petrobras¹ (100)
PR
Coral
Petrobras¹ (35)/Panoro Energy (35)/ Queiroz Galvão (15)/Brasoil Coral (15)
SC
Cavalo-Marinho
Petrobras¹ (35)/Brasoil Cavalo Marinho (15)/Panoro Energy (50)
SP
Lagosta
Petrobras¹ (100)
PR
Estrela-do-Mar
Petrobras¹ (35)/Panoro Energy (65)
RJ
Lula
SP
Guaiamá
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (65)/ BG Brasil (25)/ Petrogal (10)
SP
Merluza
Petrobras¹ (100)
RJ
Oliva
Shell¹ (40)/Barra Energia (20)/ Petrobras (40)
SP
Mexilhão
Petrobras¹ (100)
SP
Piracucá
Petrobras¹ (63)/Repsol (37)
RJ
Uruguá
Petrobras¹ (100)
RJ
Pirapitanga
Petrobras¹ (100)
Sapinhoá
Petrobras¹ (45)/BG Brasil (30)/ Repsol (25)
Mexilhão
180
–
15 milhões
SP
SS-11/Avaré
Semisub/FSO
2010
Tiro/Sidom
152
30.000
500.000
RJ
Tambaú
Petrobras¹ (100)
Merluza
Fixa
1987
Merluza
130
5.000
2,2 milhões
RJ
Tambuatá
Petrobras¹ (100)
SC
Tubarão
Petrobras¹ (100)
Mexilhão
Fixa
2010
Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 85
Áreas da Cessão Onerosa, 2010 Florim, Franco, Guará Sul, Iara Entorno, Peroba, Lula NE e Lula Sul
Petrobras1 (100%)
Fonte: Petrobras
PN 2012-2016: total de investimentos US$ 236,5 bi, sendo US$ 131,6 no E&P
Revista Brasileira de TECNOLOGIA e NEGÓCIOS de Petróleo, Gás, Petroquímica, Química Fina e Biocombustíveis www.tnpetróleo.com.br
Rodada
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Bacia de Santos 2012 Oportunidades e novos negócios
Fonte: MME, ANP, IBP, Petrobras, BG, Shell, Karoon, OGX, Queiroz Galvão Óleo e Gás, Statoil, Sonangol Starfish, Mäersk Oil, Repsol Sinopec
sumário
42
edição nº 85 set/out 2012
Entrevista exclusiva
Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul
entrevista exclusiva
ENERGIA OFFSHORE A TODO GÁS!
com Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para a América do Sul
por Rodrigo Miguez
Com os contratos assinados no final do ano passado, em torno de US$ 650 milhões, para fornecimento de 32 turbogeradores com turbinas a gás RB211, a Rolls-Royce vai garantir energia para mais de 50% das plataformas offshore da Petrobras na costa brasileira.
PARA MANTER ESSA POSIÇÃO e atender às exigências de conteúdo local, a empresa irá investir US$ 100 milhões em uma nova planta fabril, no Rio de Janeiro. “A Rolls-Royce está comprometida a continuar expandindo sua presença de tecnologia, bem como a capacitação de sua produção no Brasil”, afirma Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul. A nova fábrica, prevista para entrar em operação no primeiro semestre de 2013, vai produzir e testar os equipamentos adquiridos pela Petrobras, e que vão somar 62 unidades com turbinas industriais a gás RB211 instaladas no Brasil ao longo dos últimos dez anos. A energia total combinada, gerada por essas unidades é equivalente a 1,8 gigawatt de energia elétrica – suficiente para atender uma cidade com sete milhões de habitantes. TN Petróleo – O que representou para a empresa o contrato firmado com a Petrobras, para fornecimento dos 32 turbogeradores a serem montados na nova fábrica carioca? Francisco Itzaina – O contrato com a Petrobras – cuja parceria com a Rolls-Royce tem mais de 30 anos – mostra o nosso comprometimento com o desenvolvimento das atividades no pré-sal brasileiro, além de reforçar o nosso alinhamento com as exigências de conteúdo local do Brasil. Para atingir essas metas, a Rolls-Royce já mapeou empresas locais com potencial para fornecer os componentes dos primeiros 32 equipamentos, dando suporte ainda para o desenvolvimento dessa cadeia de fornecedores nacionais.
NOSSO PRINCIPAL FOCO NO PAÍS ESTÁ NOS PROPULSORES E MOTORES
Como está a carteira de pedidos da companhia no Brasil no setor de petróleo e gás? Primeiro, é importante destacar que as atuais turbinas a gás da Rolls-Royce, somadas às 32 que serão entregues à Petrobras, serão responsáveis por mais de 50% de toda a energia gerada nas plataformas offshore da estatal. Nosso crescimento no país se deve em grande parte à nossa posição de liderança nesse tipo de exploração, graças às nossas unidades de Energia e Marítima. Nosso principal foco no país está nos propulsores e motores para as sondas de perfuração, além de projetos e pacotes de equipamentos para embarcações de suporte às plataformas. Já comercializamos cerca de cem turbinas e compressores para gás natural na América do Sul, sendo mais de 40 turbinas RB211 e Avon no Brasil. A maioria desses equipamentos destina-se às atividades offshore, sendo que grande parte dos geradores industriais RB211 está instalada em aplicações oceânicas da Petrobras. 42
PARA AS SONDAS DE PERFURAÇÃO, ALÉM DE PROJETOS E PACOTES DE EQUIPAMENTOS PARA EMBARCAÇÕES DE SUPORTE
Foto: Divulgação
ÀS PLATAFORMAS.
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Energia offshore a todo gás! 43
Especial E&P
E&P:
Foto P-53: Divulgação Consórcio Quip
especial: E&P
por Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez
prioridade permanente
E&P: prioridade permanente 58 Desenvolvimento da produção
Com investimentos previstos de US$ 131,6 bilhões na área de exploração e produção no Brasil, nos próximos quatro anos, a Petrobras continua empenhando seus esforços na pesquisa e prospecção para agregar novas reservas e assegurar o aumento da produção de petróleo e gás, em especial nos campos do pré-sal, onde estão as maiores jazidas da empresa. 48
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Petroquímica
petroquímica
PETROQUÍMICA quer crescer com o pré-sal
Reestruturado na última década, quando recebeu expressivos investimentos – inclusive em decorrência da retomada dessa atividade pela Petrobras –, o setor petroquímico vê oportunidade de expansão em função da oferta de matérias-primas provenientes do pré-sal, como nafta, gás, condensado, entre outros, ao mesmo tempo que estabelece metas para reduzir impacto ambiental. por Maria Fernanda Romero
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A ABIQUIM (Associação Brasileira da Indústria Química) divulga que, em 2011, o faturamento da indústria química alcançou US$ 158,5 bilhões. Levando-se em consideração o Produto Interno Bruto (PIB) do ano passado, a participação da química foi de 2,6%, valor ligeiramente superior ao do ano anterior, de 2,5%. A manutenção dessa curva de crescimento, ainda que pequena, reflete a consolidação do setor petroquímico no país, que passou por uma reestruturação e vem recebendo investimentos contínuos, sobretudo em função da retomada dessa atividade por parte da Petrobras, a principal fornecedora de matéria química dessa indústria. O presidente executivo da Abiquim, Fernando Figueiredo, assegura que o segmento petroquímico, apesar de todas as dificuldades, foi o que mais realizou investimentos nos últimos dez anos no Brasil. De acordo com o executivo, se forem considerados os investimentos em ampliação de capacidade de petroquímicos básicos e resinas termoplásticas, a oferta de produtos mais do que dobrou. “As perspectivas são também muito promissoras graças à enorme presença desses produtos em praticamente todas as cadeias industriais. Vale lembrar que o consumo per capita brasileiro de resinas termoplásticas é significativamente inferior ao de outros países, inclusive alguns vizinhos, o que pode se traduzir como oportunidade de crescimento”, afirma.
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Capital da Energia - Rio de Janeiro
rio capital de energia
Um rio
de energia Maior produtor de petróleo e gás do país, o Rio de Janeiro tornou-se não somente o epicentro da indústria petrolífera brasileira como também do setor energético, abrigando projetos emblemáticos que refletem a diversidade da matriz energética brasileira. Mais do que isso, o estado fluminense tem atuado como um verdadeiro ‘gerador’ de novos empreendimentos – estes vão mais além da área energética –, alavancando a indústria nacional e contribuindo para o aquecimento da economia. por Beatriz Cardoso e Maria Fernanda Romero
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O RIO DE JANEIRO é o ponto de partida de uma nova série de reportagens que a TN Petróleo
principais polos industriais do Brasil relacionados ao setor de petróleo e gás, mostrando, assim, o ‘mapa da energia’ da economia brasileira. 80
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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
vai veicular com o objetivo de fazer uma radiografia dos
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om quase 48 mil km², o estado do Rio de Janeiro confirma o dito popular de que ‘tamanho não é documento’, mesmo em um país de dimensões continentais como o Brasil. Terceiro menor estado brasileiro em área territorial – à frente apenas de Alagoas e Sergipe –, mas com uma área pouco maior do que a Dinamarca, o Rio de Janeiro é responsável por 75% do petróleo e 45% do gás natural produzido no país. Terceiro estado mais populoso do Brasil, com 8,4% da população total (de acordo com o censo 2010) e, consequentemente, com a maior densidade demográfica (não contabilizando o distrito federal), o Rio de Janeiro tem a segunda maior economia nacional e a quarta da América do Sul, com um Produto Interno Bruto (PIB) de R$ 353,9 bilhões (menor apenas que o de São Paulo), com uma participação
no PIB nacional de aproximadamente 16%. Capital brasileira do petróleo, com uma produção diária superior a 1,5 milhão de barris e quase 28,5 milhões de m3 de gás natural, o estado abriga a maioria absoluta das companhias petrolíferas em operação no Brasil, o maior número de estaleiros em atividades e o maior e mais moderno parque tecnológico com foco no desenvolvimento e inovação para a cadeia produtiva de óleo e gás, na área da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Embora grande parte da economia fluminense se baseie na prestação de serviços, é cada vez maior a participação da indústria (hoje respondendo por cerca de 40% do PIB), sobretudo em função da expansão da cadeia produtiva de óleo e gás, que tem unidades industriais em atividade no estado e bases de serviços instaladas na região costeira do estado, em es-
pecial no litoral Norte. De forma pioneira, o governo do estado criou o Centro de Informações sobre o Petróleo e Gás Natural (Cipeg), para monitorar a produção fluminense de petróleo e gás que é transportada para outras unidades federativas para produção de derivados de petróleo (incluindo fertilizantes).
Capital da energia “O Rio de Janeiro é o berço da indústria naval e a capital da energia do Brasil”, afirma o secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços (Sedeis), Julio Bueno, destacando que o estado abriga quase 80% da produção de petróleo, cerca de 40% da produção de gás natural e 70% das reservas já descobertas de petróleo na camaTN Petróleo 85
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Petroquímica quer crescer com o pré-sal
76 Braskem: um gigante brasileiro
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Capital da energia - Rio de Janeiro
Um rio de
energia
da Chevron poderia 92 Vazamento ter sido evitado investimento de Cingapura 96 Maior no Brasil ‘Inovar e crescer com responsabilidade’ é o tema deste ano da Rio Oil & Gas Expo and Conference, organizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que vai reunir 1.500 expositores, 200 a mais que na última edição, em 2010. Criada há 30 anos, a ROG chega à sua 16ª edição como a maior do setor na América Latina e referência internacional no debate e exposição da indústria de petróleo e gás natural. São três décadas acompanhando e contribuindo com o desenvolvimento da indústria brasileira de petróleo e gás natural e com a inserção do país no cenário por Maria Fernanda Romero internacional.
TRÊS DÉCADAS
de reconhecimento internacional
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Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel André Gustavo Garcia Goulart Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro 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
Especial Prévia Rio Oil & Gas
Prévia Rio Oil & Gas 2012
eventos
CONSELHO EDITORIAL
A
expectativa dos organizadores é de que pelos 38 mil m² de área da feira passem 55 mil visitantes – dois mil a mais do que na edição anterior do evento. Nesta 16ª edição, a Rio Oil & Gas estará ainda maior porque, além de ocupar os cinco pavilhões do Riocentro, terá tendas adicionais e ainda ganhará um novo bloco temático na conferência – Gestão e cenários da indústria – que vai tratar com
mais profundidade temas relevantes para o setor. A iniciativa permitirá aos congressistas ampliar discussões de algumas questões, como novas fronteiras de exploração, segurança operacional, conteúdo nacional, qualificação profissional, novas tecnologias, responsabilidade associada aos acidentes ambientais e mobilidade sustentável. Sobre o tema da conferência este ano, Álvaro Teixeira, secretário executivo do IBP, explica que a escolha se deu porque o setor de petróleo e gás vem mostrando uma crescente preocupação com a melhoria da sua performance, inovando
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e desenvolvendo novas tecnologias, aperfeiçoando procedimentos com vistas a aumentar a segurança operacional. “Isso é fundamental para a sustentabilidade das atividades de exploração e produção em águas cada vez mais profundas. A indústria é consciente dos seus riscos, mas também da importância da sustentabilidade do planeta para as futuras gerações. Quanto a crescer, isso é um imperativo para a indústria, frente ao crescente aumento da população emergente no mundo e sua demanda por energia. O lema ‘Inovar e crescer com responsabilidade’ traduz essa perspectiva”, afirma. Segundo o executivo, a cada edição, o IBP tem procurado ampliar as facilidades oferecidas aos participantes, para enriquecer a TN Petróleo 85
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Três décadas de reconhecimento internacional
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108 Cadeia produtiva em peso 116 Empresas de diversos países buscam reforçar presença no mercado brasileiro
Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa
artigos 26
Panorama do setor petróleo no Brasil, por Wagner Freire
30 Fontes de financiamento e incentivos para a cadeia de E&P no Brasil, por Paulo Buarque e Sérgio Caetano Leite 34 O contexto atual da indústria do petróleo no Brasil, por Claudia Rabello 154 Dez dicas para tornar seu negócio mais sustentável, por Enio De Biasi 156 Ainda em busca da desejada segurança jurídica, por Erika Breyer 160 Como o capital de projetos suporta a sustentabilidade, por David Dixon 200 Boas práticas de soldagem em aços inoxidáveis austeníticos, por Rodrigo Fernandes R. Eyer P. da Cunha, Lincoln Silva Gomes e Ramon Fonseca Ferreira
204 Refino global: como manter a rentabilidade em tempos turbulentos, por José de Sá
212 Concessão ou partilha além da semântica, por Antonio Bastos A. Sarmento
Ano XIII • Número 85 • set/out 2012 Foto: Rodrigo Rosa, Consórcio Quip opinião
214 Avaliação de riscos do sistema Dual-Gradient Drilling, por Bibek Das,
PETRÓLEO I GÁS I BIOCOMBUSTÍVEIS
Conteúdo local: fortalecendo a cadeia produtiva de óleo e gás
no Brasil, de Manuel Fernandes, sócio-líder da área de Óleo e Gás da KPMG no Brasile professor de International Accounting da FGV.
Petroquímica quer crescer com o pré-sal
Jorge Ballesio e Marco Figoni
Um rio de energia Maior investimento de Cingapura no Brasil
220 Supply Chain: mecanismos de financiamento à cadeia de suprimento da Petrobras, por Roberto Alfradique Vieira de Macedo
E&P: prioridade permanente
seções 10 editorial 12 hot news 18 indicadores tn 138 perfil profissional 141 caderno de sustentabilidade 162 pessoas
168 184 226 228 230 232
perfil empresa produtos e serviços fino gosto coffee break feiras e congressos opinião
Ano XIV • set/out 2012 • Nº 85 • www.tnpetroleo.com.br
Panorama do setor petróleo no Brasil, por Wagner Freire
Edição especial
Fontes de financiamento e incentivos para a cadeia de E&P no Brasil, por Paulo Buarque e Sérgio Caetano Leite O contexto atual da indústria do petróleo no Brasil, por Claudia Rabello Como o capital de projetos suporta a sustentabilidade, por David Dixon Refino global: como manter a rentabilidade em tempos turbulentos, por José de Sá Supply Chain: mecanismos de financiamento à cadeia de suprimento da Petrobras, por Roberto Alfradique Vieira de Macedo Concessão ou partilha além da semântica, por Antonio Bastos A. Sarmento
Entrevista exclusiva
Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul
Energia offshore a todo gás!
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O MER C ADO OFFS H O Construcap, McDermott e Orteng se associaram para a formação da CMO, empresa direcionada a construção offshore, para participar ativamente da exploração das recentes descobertas petrolíferas no Brasil, notadamente o pré-sal. A criação da CMO associa a tradição histórica e a tecnologia acumulada em 200 anos de experiência das três sócias. São 70 anos da Construcap, 100 anos da McDermott e 30 da Orteng que garantirão o altíssimo padrão de qualidade, a competência técnica e expertise para participação no mercado offshore. É o know how necessário para deixar a construção offshore brasileira em boas mãos.
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RE EM B OAS MÃOS LOCALIZAÇÃO E ESTÁGIO DE IMPLANTAÇÃO Com sede no Rio de Janeiro e Estaleiro em construção no Complexo Industrial Portuário de Suape (PE), a CMO desenvolveu uma planta de 400.000 m2 que agrega o que há de mais moderno nas práticas internacionais. As obras, já iniciadas, estão a todo vapor e, atualmente, no desenvolvimento das atividades de terraplanagem e fundações. No ano de 2013 serão executadas as obras civis e do cais de atracação. O início das operações do estaleiro será em 2014.
FACILIDADES INDUSTRIAIS Processamento de aço: 12 mil ton/ano Cais de atracação: 1.000 m de extensão Área administrativa: 4.000 m² Área de oficinas: 30.000 m² Área de construção: 180.000 m² com 10.000 m2 de coberturas deslizantes Pórtico com capacidade de 1.600 toneladas para lifting e integrações de semis, sondas e FPSO’s
www.cmoffshore.com.br TN Petróleo 85
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editorial
Grandes oportunidades à vista!
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ivemos um momento especial para a indústria de óleo e gás, não somente pelos numerosos desafios tecnológicos que nos permitem ir mais além das novas fronteiras exploratórias, mas também pelo fato de o Brasil ser o foco da atenção da indústria mundial nesse setor. Um momento, portanto, instigante, que pode nos levar a um novo patamar do conhecimento. E de desenvolvimento econômico e social. É esta oportunidade que o Brasil não pode perder: a de aproveitar o interesse no país e nas riquezas do pré-sal, os investimentos crescentes nos diversos segmentos da cadeia produtiva, a qualificação de pessoas e a geração de conhecimento a que esse processo pode levar para se tornar um país melhor, em todos os sentidos – com mais justiça social, mais educação, saúde, emprego. E mais políticas públicas, obras de infraestrutura... e menos corrupção! Na realidade, as oportunidades são múltiplas, como o leitor poderá conferir no conjunto de matérias desse número especial preparado para a 16ª edição da Rio Oil & Gas, que completa três décadas (praticamente o dobro da ‘idade’ da TN Petróleo, que em 2013 vai comemorar 15 anos de existência). Ambas, a Rio Oil & Gas e a TN, refletem a evolução da indústria petrolífera brasileira que participará da exposição e da conferência (pois a maior parte dos trabalhos foi gestada dentro das empresas), ao lado dos principais players da cadeia produtiva internacional de óleo e gás. Essa participação global tem relação direta com o volume de investimentos projetados até 2016 – US$ 236,5 bilhões somente da Petrobras, dos quais em torno de US$ 142 bilhões nas atividades de exploração e produção, onde estão os maiores desafios, como explica nossa reportagem de capa. Este grande volume de recursos, ao qual se somarão os investimentos de outras operadoras no país, está alavancando uma imensa cadeia produtiva local, como o leitor vai ver na primeira matéria da série As capitais da energia, na qual vamos retratar os principais polos econômicos que estão sendo consolidados a partir da expansão da indústria de óleo e gás. Como não podia deixar de ser, o Rio de Janeiro é o primeiro contemplado, por ser não somente a capital brasileira do petróleo como também um grande gerador de conhecimento e inovação no setor energético. A petroquímica da sustentabilidade está presente nesta edição, que traz ainda artigos sobre refino, o mercado livre de gás natural, conteúdo local, entre outros temas relevantes deste mercado que cresce e se consolida como um dos principais segmentos da economia. Razão pela qual reiteramos, mais uma vez, a importância de aproveitar esse momento para começar a ‘escrever’ uma nova história. Não mais do país do futuro, mas do país do presente, que quer construir um futuro diferente. Eu quero e, acredito, você também, leitor.
Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo
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)
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REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolyna Gomes (55 21 7589-7689) karolyna@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
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Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.
Technip investe no Brasil
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Canal de Navegação
A Technip está construindo a mais moderna fábrica de tubos exíveis do Grupo, no Porto de Açu, para atender o mercado nacional e os desaos do pré-sal Além da nova fábrica de Açu, para realizar suas atividades no Brasil, a Technip conta com: mais de 3.500 prossionais um centro de engenharia no Rio de Janeiro um centro tecnológico para desenvolvimento e testes de linhas exíveis
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uma base operacional em Macaé um centro logístico para apoio offshore no Porto de Angra dos Reis
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uma frota de navios de instalação e construção submarina uma fábrica de tubos exíveis em Vitória
technip-brasil@technip.com Tel. +55 (21) 2139-7000
www.technip.com
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hot news
Alstom e Toshiba serão parceiros em negócios de redes inteligentes A Alstom Grid e a Toshiba Corporation anunciaram no dia 3 de setembro a assinatura de um Memorando de Entendimento segundo o qual irão discutir uma parceria complementar no negócio de redes inteligentes. As duas empresas irão iniciar uma cooperação e colaboração abrangentes, com base em suas respectivas capacidades em tecnologias e experiência de redes inteligentes. O objetivo é realizar soluções de gestão de eletricidade de amplo alcance que possam ser aplicadas em diversas regiões e ambientes, a fim de atingir resultados e apoiar o fornecimento de energia segura. A Alstom Grid é líder reconhecida em soluções de gestão de redes elétricas, capaz de fornecer equipamentos de transmissão ponta a ponta e de distribuição, e de apoiá-los com controles avançados, como EMS (Energy Management System) para gerenciar o equilíbrio entre geração de energia e deman-
da. A Toshiba tem pontos fortes em equipamentos de distribuição de energia para os clientes e uma linha de produtos que inclui medidores inteligentes e baterias de armazenamento avançado. Essas capacidades fornecem a base para sinergias entre as empresas.
Mendes Júnior fecha acordo com OSX para construir plataformas A construtora mineira Mendes Júnior, em parceria com a OSX, assinou em agosto um contrato para construir e montar duas plataformas para extração de petróleo em alto-mar para um consórcio integrado pela Petrobras. O negócio faz parte dos planos da construtora de passar a disputar contratos relacionados à exploração da camada de pré-sal. A empresa, que nos últimos anos vem trabalhando em projetos de refinarias e oleodutos, está em busca de um terreno para construção de um estaleiro. O empreendimento, ainda sem local definido, 12
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seria para a construção de plataformas, que atenderiam principalmente à demanda da Petrobras. A previsão de investimentos é de R$ 800 milhões a R$ 1 bilhão. Embora a imagem da companhia seja associada, muitas vezes, a grandes obras de engenharia – como a rodovia Anhanguera, em São Paulo; a ponte Rio-Niterói; a hidrelétrica de Itaipu; metrôs em São Paulo e Rio –, a Mendes Júnior tem o setor de petróleo e gás como seu principal negócio no momento. Em 2010, 61% de sua receita operacional já vinha de negócios
Através dessa colaboração, as companhias esperam desenvolver sistemas que apoiem a integração em grande escala de fontes renováveis à rede e ajudem a reduzir custos. Elas também irão considerar como melhor promover o conceito Smart Grid em escala global. relacionados a petróleo. No ano passado o peso do setor saltou para 70%. A receita líquida da empresa em 2011 foi de R$ 1,25 bilhão – uma queda em relação aos R$ 1,44 bilhão de 2010. A previsão para este ano é de crescimento. A empresa não divulga suas projeções para 2012. Pelo contrato firmado em parceria com a OSX, a Mendes Júnior vai construir parte dos módulos e montar duas unidades flutuantes de armazenamento e transferência (FPSO, na sigla em inglês), a P-67 e a P-70. Os projetos, de US$ 900 milhões, foram encomendados por um consórcio formado pela Petrobas, BG Group e Petrogal Brasil e devem ficar prontos em 60 meses.
Brasil sobe cinco posições em ranking de competitividade Entre os países que compõem o Brics (Brasil, Rússia, Índia, China e África do Sul), o Brasil foi o único que conseguiu subir posições no ranking de competitividade global elaborado pelo World Economic Forum (WEF) e divulgado no dia 5 de setembro pelo Movimento Brasil Competitivo. No ano passado, o país ocupava o 53º lugar entre os países mais competitivos do mundo e ocupa agora a 48ª posição. Entre os mercados emergentes, a República Popular da China continua a liderar o grupo do Brics, mas caiu três posições em relação a 2011, passando da 26ª para a 29ª posição. A África do Sul ocupa, atualmente, o 52º lugar, seguida pela Índia (59º) e pela Rússia (67º). O líder do ranking continua sendo a Suíça, seguida por Cingapura, Finlândia, Suécia, Holanda, Alemanha, Estados Unidos, Reino Unido, Hong Kong e Japão. Os países do Sul da Europa continuam a sofrer por causa da crise econômica, entre eles, a Grécia, que ocupava o 90º lugar no ano passado e caiu seis posições este ano. Já as economias asiáticas têm demonstrado grande desempenho. Além de Hong Kong e Japão, Taiwan (13º) e República da Coreia (19º) aparecem entre os 20 países mais competitivos do mundo. Na África Subsaariana, a África do Sul (52º) e as Ilhas Maurício (54º) apresentam as melhores colocações, o que demonstra, segundo o ranking, que a maioria dos países
ABS aprova novo emprego para a ferramenta Pelikelo, da MCS Engenharia
da região continua a demandar esforços para melhorar sua competitividade. Na América Latina, o país com melhor posição é o Chile, que aparece em 33º lugar. O ranking do Relatório Global de Competitividade é baseado no Índice de Competitividade Global, desenvolvido para o Fórum Econômico Mundial, e engloba 12 categorias, chamadas de pilares de competitividade, entre elas, instituições, infraestrutura, ambiente macroeconômico, saúde e educação primária, capacitação e educação superior, eficiência no mercado de bens, eficiência no mercado de trabalho, desenvolvimento do mercado financeiro, prontidão tecnológica, tamanho de mercado, sofisticação de negócios e inovação. O relatório completo pode ser acessado no endereço online: www. weforum.org/gcr.
Governo eleva imposto de importação de cem produtos Em nova medida para ajudar o setor industrial a enfrentar a crise internacional e a concorrência dos produtos estrangeiros, o governo brasileiro elevou, no tia 4 de setembro, a alíquota do Imposto de Importação de cem produtos, incluindo siderúrgicos e petroquímicos. As alíquotas foram elevadas para em média 25%, atendendo
a decisão interministerial tomada pela Câmara de Comércio Exterior (Camex) e ficando abaixo do teto de 35% estabelecido pela Organização Mundial do Comércio (OMC). Uma segunda lista contendo mais cem produtos que também terão o imposto de importação elevado será anunciada em outubro.
A MCS Engenharia, especializada em instalações de unidades marítimas, obteve importante aprovação junto à ABS para a ferramenta Pelikelo – desenvolvida a pedido da Petrobras em 2004 para lançamento de estaca torpedo (tipo de âncora), que faz ancoragem de unidades marítimas do tipo Floating, Production, Storage and Offloading (FPSO) e Floating, Storage and Offloading (FSO). Com a certificação, a tecnologia pode ser usada como elemento permanente de linhas de ancoragem, permitindo a desconexão das linhas caso as unidades estejam sujeitas a intempéries, como furacões no Golfo do México, ou icebergs no Mar do Norte. “Um novo emprego para o acessório Pelikelo é seu uso na linha de ancoragem de plataformas de perfuração, pois facilita a desmobilização (DMA) da unidade para outras áreas de perfuração”, afirma Mario Jorge, diretor da MCS. Sua capacidade é de: carga de teste (Proof load) = 7076 kN e carga de ruptura ( Breaking load) = 9001 kN. A ferramenta estará exposta, em escala real, na Rio Oil & Gas 2012, que acontece de 17 a 20 de setembro no Riocentro, Rio de Janeiro. TN Petróleo 85
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Liberty fecha parceria com a Norwegian Hull Club para seguro de navios A unidade brasileira da LIU (Liberty International Underwriters), divisão de grandes riscos da Liberty Seguros, empresa do grupo Liberty Mutual, fechou acordo com a seguradora norueguesa Norwegian Hull Club/NHC para ofertar apólices para navios no mercado brasileiro. O objetivo das duas companhias é atuar no segmento de embarcações especializadas no atendimento à indústria do petróleo da costa brasileira. Segundo estudos da Liberty, com as atividades na área do pré-sal haverá forte aumento na utilização de navios dedicados em operações de pesquisas e suportes às plataformas. “Estimamos que até 2015 haverá cerca de 1.500 embarcações em operação na costa para atender o segmento”, avalia Maurício Aguiar Giuntini, superintendente da Divisão de Marine da Liberty Seguros. “São navios altamente especializados, com muita tecnologia embarcada e que estarão submetidos ao uso intensivo”, diz o executivo. Para atender a este mercado, a Liberty e a Norwegian desenvolveram um novo clausulado, já aprovado pela Superintendência de Seguros
Privados (Susep). “Estruturamos uma nova abordagem que resultará em menor tempo de parada dos equipamentos no caso de ocorrência de sinistro, por exemplo”, diz Giuntini. Uma das inovações está em permitir que o próprio segurado realize a apuração dos danos em caso de acidentes, ao contrário das apólices tradicionais hoje existentes no mercado local. “Este tipo de flexibilidade vai imprimir maior velocidade aos processos”, assegura. Para garantir maior competitividade, a duas empresas também terão um time próprio de engenharia para acompanhamento dos clientes. “Hoje as seguradoras dependem de terceiros para realizar inspeções e dar atendimento aos clientes. Optamos por ter uma equipe própria para garantir maior agilidade nas demandas”, diz. Os primeiros negócios da parceria já foram fechados. A Liberty emitiu no início de agosto uma apólice que cobre US$ 200 milhões em riscos para três navios que operam na Bacia de Campos. O objetivo é conquistar cerca de 700 contratos nos próximos três anos. O acordo com a Norwegian prevê aprovação automática para riscos de até US$ 75 milhões por navio. “Vamos atuar em risco de casco, mas também faremos seguros de operação, cobrindo preju-
ízos com interrupções das atividades das embarcações, riscos ambientais e de responsabilidade civil.” Segundo Giuntini, a escolha da Norwegian para compor esta operação baseou-se na experiência – a empresa é uma das maiores companhias de seguros da Noruega em cobertura de ativos navais. O mercado norueguês, por sua vez, é o segundo maior do mundo no segmento. “A Norwegian tem mais de oito mil navios segurados no mundo e atua neste segmento há 175 anos, o que aporta um knowhow importante para a operação e para os clientes no Brasil.” Além de seguros, a parceria vai transferir aos clientes brasileiros a expertise da companhia em treinamento de tripulação e de pessoas e suporte para atuação em caso de sinistros. “A capacitação para enfrentar os riscos é um dos pontos fortes do acordo”, diz Giuntini. O ingresso nesse segmento é mais um passo na consolidação da divisão de grandes riscos e riscos especiais da Liberty no país. A unidade começou a operar no mercado local em 2009 e atua na proteção de grandes ativos industriais, equipamentos e também na oferta de seguros financeiros como garantia, responsabilidade civil de executivos (D&O) e de erros e omissões (E&O).
Venezuela espera começar produção em Orinoco ainda em 2012 A Venezuela espera começar a produção da Petrocarabobo, empreendimento conjunto com a espanhola Repsol, até dezembro. A informação foi divulgada nesta quarta-feira (5) por Ruben Figuera, diretor executivo de novos projetos na faixa de petróleo do Orinoco, no norte do país. Ele falou durante um seminário de energia na cidade de Puerto la Cruz. Figuera, porém, garantiu que não pode projetar a quantidade 14
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de petróleo que vai ser extraída na fase inicial da joint venture. Ele afirmou que a primeira rede de poços já foi construída com 32 sondas chinesas no local. A maior parte dos equipamentos é operada pela estatal Petroleos de Venezuela (PDVSA). Quanto a outras parcerias, o diretor disse que o projeto com a americana Chevron também pode começar a produtividade ainda em 2012. No entanto, três
dos poços construídos vão se atrasar um pouco na exploração, o que deve adiar o início efetivo das operações. A Venezuela está priorizando ao máximo os projetos na região de Orinoco, considerada uma das maiores e menos exploradas reservas de petróleo bruto do mundo. Projetos no local vão precisar de investimentos de cerca de US$ 120 bilhões ao longo dos próximos anos.
TN Petr贸leo 85
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hot news
Flowserve inaugura fábrica no Rio de Janeiro A Flowserve, um dos líderes mundiais no fornecimento de bombas, válvulas, selos mecânicos, sistemas de selagem e serviços para as áreas de petróleo, gás e química, inaugurou no dia 30 de agosto sua segunda fábrica na cidade do Rio de Janeiro. Os investimentos nessa nova unidade chegam a US$ 40 milhões, gerando mais de 350 empregos diretos. O empreendimento, que tem 15 mil metros quadrados de área construída, foi uma das ações mais significativas da empresa no mundo e o maior investimento já feito na América Latina. A fábrica fica em Campo Grande, importante área industrial do Rio de Janeiro, e será especializada na produção de bombas, além de uma bancada de testes com mais de 6 megawatts (MW) de potência disponíveis, com possibilidade de expansão, e ainda suporte para fabricação de peças, serviços pós-venda e treinamentos em diversos setores. Além disso, a capacidade atual de fabricação será elevada em três vezes com a unidade. “A nova fábrica amplia as possibilidades de atuação da Flowserve no setor de bombas e confirma a
confiança da companhia no desenvolvimento do Brasil. A expectativa é preparar o país para novos produtos e aumentar o market share. As bombas fabricadas na nova unidade do Rio de Janeiro irão abastecer vários mercados da América Latina”, disse Marcelo Alves, gerente-geral da Flowserve no Brasil. A companhia, com mais de 70 anos de atuação no país, tem mais de 20 mil bombas instaladas em todas as refinarias, plataformas, estações de tratamento, plantas químicas e petro-
químicas e na indústria em geral do Brasil. E conta com 500 funcionários em todas as operações no país. “Temos o objetivo de aumentar ainda mais nossa participação no mercado e nossa presença no mercado de offshore. Por todo potencial que o país apresenta e com os investimentos públicos e privados para os próximos anos, a Flowserve considera o Brasil uma das regiões de maior crescimento no mundo e uma de suas prioridades”, disse Alves.
Brasil é um dos países com energia mais barata A tarifa final para o consumidor brasileiro é uma das mais caras do mundo. Entretanto, o custo da energia é um dos mais baixos. A precificação do insumo energia, porém, é feita com base em uma metodologia inadequada, pois não reflete o equilíbrio econômico do sistema, revela avaliação realizada pela Trade Energy. Isso ocorre porque a elasticidade-preço da carga no curto prazo é pequena, ou seja, o Preço da Liquidação das Diferenças (PLD) afeta o consumo total em proporções menores do que outros fatores. “Para melhorar a formação de preços no Brasil, as alternativas 16
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variam desde a consideração de despacho por oferta, ao contrário da decisão de mínimo custo hoje adotada, até a total desvinculação do preço de curto prazo do Custo Marginal de Operação (CMO), por meio de leilões compulsórios com a finalidade de atender a demanda ainda exposta no processo de liquidação”, afirma Regina Pimentel, assessora de gestão de risco da Trade Energy. Nos últimos 10 anos, outras iniciativas foram analisadas. De acordo com a executiva, o PLD acaba introduzindo uma artificialidade no mercado, refletindo as condições pontuais de
afluência energética mais que o equilíbrio entre oferta e demanda, sem esquecer que, no setor elétrico brasileiro, o termo oferta significa uma garantia física no longo prazo. Segundo a Trade Energy, o PLD é eficiente apenas na sinalização da quantidade de geração térmica flexível, que decide a geração com base na comparação entre o custo variável de operação e o CMO. Entretanto, a substituição térmica não é a rigor uma figura de mercado, mas sim uma decisão de operação que deveria ter tarifa específica, esta sim, baseada pelo CMO.
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A produção média de petróleo e gás natural da Petrobras, em julho, no Brasil e no exterior, foi de 2.554.263 barris de óleo equivalente por dia (boed). Nos campos localizados no Brasil foram produzidos 2.314.871 boed. A produção total teve uma redução de 1,12% quando comparada ao mês anterior. A produção no exterior foi de 239.392 boed, correspondendo a um recuo de 2,13% em relação a junho. Do total produzido no Brasil, 1.940.409 barris/dia foram exclusivamente de petróleo. A parada programada para manutenção na plataforma P-8 (campo de Marimbá, na Bacia de Campos) foi um dos fatores responsáveis pela
Foto: Agência Petrobras
Petrobras: 2,5 milhões de boe em julho
redução de 1% na comparação com o mês anterior. A produção de gás natural, sem liquefeito, alcançou em julho 59 milhões 535 mil m3, indicando uma redução de 1,2%. No exterior, a produção média exclusiva de petróleo, no mês, chegou a 147.014 barris/dia, correspondendo a um recuo de 1,06% na comparação
com o mês anterior. A produção de gás natural chegou a 15 milhões 695 mil m3/dia, com um declínio de 3,94% em relação a junho. A diminuição ocorreu em função da menor demanda pelo gás boliviano, parada do compressor de gás em Santa Cruz I e redução da produção no campo de El Tordillo, ambos na Argentina.
Setor químico apresentou alta em julho A indústria química brasileira dá sinais de que a economia nacional ensaia uma retomada no início do segundo semestre. Fornecedor de insumos para a maior parte da indústria nacional, o setor químico registrou expansão de mais de 10% nas vendas internas e na produção em julho, na comparação com junho. O resultado preliminar foi divulgado no dia 3 de setembro, pela Associação Brasileira da Indústria Química (Abiquim). O Relatório de Acompanhamento Conjuntural (RAC) da entidade aponta que a produção nacional de produtos químicos de uso industrial cresceu 10,82% em julho frente ao mês anterior. No mesmo período, o indicador de vendas internas cresceu 10,37%. “Após um segundo trimestre atípico, de resultados negativos no setor, os números do último mês de análise trazem algum alento”, destaca o relatório da Abiquim. “Aparentemente, os clientes que estavam com estoques baixos, porque tinham expectativas de que os preços cairiam 18
TN Petróleo 85
no mercado interno, como vinham caindo no mercado externo, voltaram a comprar”, completa a entidade. A pesquisa também aponta expansão consistente do setor em relação a julho de 2011. A produção nessa base comparativa cresceu 6,74% e as vendas internas tiveram alta de 5,90%. Com isso, a taxa de utilização do setor atingiu 83% em julho, uma expansão de nove pontos porcentuais em relação ao nível de junho. O número também é um ponto porcentual superior à marca de julho de 2011. Os dados de julho impulsionaram o resultado da Abiquim em 2012. No acumulado dos sete primeiros meses do ano, a produção cresceu 4,91% ante o mesmo intervalo do ano passado. No caso das vendas internas, a taxa de expansão foi de 8,26%. Ambos os indicadores apresentam o melhor resultados dos últimos cinco anos, segundo a Abiquim. A má notícia é que nesse mesmo período o consumo aparente nacional
(CAN), indicador que dimensiona a demanda local, cresceu apenas 0,48% em relação a igual período de 2011. O número mostra que uma parte das vendas locais de químicos de uso industrial tem origem na substituição do produto importado pelo nacional. As importações do setor encolheram 12,4% no período. Ou seja, o crescimento da demanda doméstica ainda não atingiu números mais condizentes com a previsão de que a economia brasileira possa crescer ao redor de 2% em 2012. De acordo com a entidade, embora nos últimos meses as importações tenham encolhido, há no setor muita preocupação com a desaceleração da economia mundial, especialmente a China e alguns países europeus. Esse momento adverso pode ser uma das razões para a queda de 1,49% no índice de preços do setor entre julho e junho deste ano. No acumulado de janeiro a julho, porém, os preços apresentam elevação de 7,29% em relação a 2011.
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Demanda por petróleo em 2012 e 2013 sofre revisão para cima A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) revisou ligeiramente para cima sua previsão sobre a demanda por petróleo no mundo em 2012 e 2013, para 88,72 milhões e 89,52 milhões de barris diários (mbd), respectivamente. Em seu relatório mensal, a entidade aumentou em 30 mil barris diários suas próprias estimativas de há um mês. Com isso, acredita em um crescimento anual da demanda de 1,02% e de 0,91% para este ano e o próximo. No entanto, os analistas da organização advertem que as estimativas para 2013, baseadas em um crescimento da conjuntura mundial de 3,2% e um nível de preços do petróleo como o atual, estão rodeadas de muita incerteza, devido a, segundo a Opep “uma imagem econômica vaga e um horizonte cheio de turbulências”. No relatório da organização, o valor do barril referencial subiu em julho quase 6% em relação a junho, ao ser vendido a uma média de US$ 99,55, e continuou em alta em agosto, até ser cotado a US$ 108,36. A commodity está com sua média anual em US$ 110,03, um recorde histórico que supera a média anual máxima registrada no ano passado, de US$ 107,46. Entre os fatores que impulsionaram esta tendência de alta estão, em primeiro lugar, as tensões geopolíticas, como com o Irã, que vem sofrendo sanções econômicas por razão de seu contestado programa nuclear. Além disso, os preços foram pressionados também por outras razões, como a onda de calor no
Produção de países-membros da Opep e não membros – agosto/10 a julho/12
hemisfério Norte e uma maior demanda nas economias emergentes da Ásia, assim como por problemas de produção no Mar do Norte. Estes elementos compensaram a pressão em baixa causada pela crise na Europa, a única região da qual a Opep não espera um aumento do consumo petroleiro, mas uma queda. De acordo com o relatório mensal, a oferta dos países não pertencentes à Opep deverá aumentar em 0,7 mb/d em 2012, após um ajuste para cima, para o nível absoluto, devido principalmente a revisões históricas, bem como uma melhoria das perspectivas e da tão esperada produção dos Estados Unidos, Austrália, e Iêmen.
Em 2013, essa oferta de petróleo da organização deverá crescer em 0,9 mb/d, mantendo-se inalterada em relação ao relatório anterior, apoiado pelos projetados aumentos nos Estados Unidos, Canadá, Brasil e Cazaquistão. Já o LGN e óleos não convencionais da Opep têm uma projetação para aumentar em 0,4 mb/d em 2012 e de 0,2 mb/d em 2013, mantendo os números do último relatório. Em julho, o total de produção de petróleo bruto da Opep ficou em uma média de 31,19 mb/d, de acordo com fontes secundárias, o que representa uma queda de 0,16 mb/d do mês anterior.
Consumo de energia cresce 1,4% em julho O consumo nacional de eletricidade na rede atingiu 35,9 mil gigawatts-hora (GWh) em julho de 2012, registrando um crescimento de 1,4% em relação ao mesmo período do ano anterior. Segundo os números divulgados pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE), enquanto a classe residencial apresenta desempenho modesto (+1,7%), o segmento de comércio e serviços mantém ritmo forte de crescimento (+6,6%). O documento mostra que a indústria registrou queda pelo segun20
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do mês consecutivo, com -1,6%. A edição destaca ainda o desempenho
da demanda por eletricidade nos estados da região Nordeste. O relatório mostra que, desde o início do ano, o consumo de energia elétrica nesta região – que responde por 17% do total do país – expandiu 5,8%, superando o desempenho nacional no mesmo período, que foi de +3,8%. O mesmo ocorreu nas classes industrial, residencial e comercial, cujas taxas para o conjunto do país foram, respectivamente, de 0,9%, 4,6% e 7,3%, e, para a região Nordeste, de 1,2%, 6,2% e 9,1%.
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Importação de gasolina e diesel vai aumentar até 2014 As importações de gasolina e óleo diesel vão aumentar até 2014 com a entrada em operação de novas refinarias. A partir de 2014, com o início de operação da Refinaria Abreu e Lima, as importações de óleo diesel ficarão em torno de 280 mil barris por dia. A afirmação foi feita no final de agosto pelo diretor de Abasteci-
mento da Petrobras, José Carlos Cosenza, durante o detalhamento da área de abastecimento do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016 da estatal. Segundo o diretor, as importações de gasolina este ano chegam a uma média de 70 mil a 80 mil. Até 2014, deverão passar para cerca de 90 mil barris diários. E já no próximo ano, as importações de óleo diesel irão dobrar, passando de 150 mil barris por dia para cerca de 300 mil barris diários.
Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural
dow jones (%)
Período de 02/2012 a 07/2012
03/julho
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Fev
Mar
Abr
Mai
Bacia de Campos
1.758,7
1.641,2
1.612,1
1.989,2
Outras (offshore)
130,0
142,6
142,8
147,0
160,7
159,5
Total offshore
1.888,8
1.783,8
1.754,9
1.628,2
1.584,1
1.569,1
Total onshore
209,3
209,4
206,2
214,0
214,9
211,8
2.098,1
1.993,2
1.961,0
Total Brasil
Jun
Jul
1.959,7 1.940,4
2.139,0 2.108,3 2.087,4
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Fev
Mar
Abr
Bacia de Campos
23.946,8
22,784,8
22,753,8
22.599,9 22.484,3 22.698,3
Outras (offshore)
17.782,3
17.712,9
17.127,2
19.014,6 21.659,8 21.337,8
Total offshore
41.729,2
40.497,7
39.880,9
41.613,6
44.144,1 44.036,1
Total onshore
15.120,3
15.665,6
14.867,1
15.823,1
16.127,9 15.498,7
56.849,5
56.163,3
54.748,1
57.436,7 60.271,9 59.534,8
Fev
Mar
Abr
Total Brasil
Mai
Jun
Jul
Mai
Jun
Jul
149,7
148,6
147,0
16.314,0
15.695,1
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior
145,2
151,1
149,9
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior
16.983,1
17.400,3
16.430,8
17.161,1
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior
2.700,8
2.599,9
2.551,9
2.601,2
2.583,4 2.554,3
(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).
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TN Petróleo 85
“O diesel responde por quase um terço da receita da Petrobras. Suas importações continuarão tendo impacto no balanço da Petrobras, caso não seja reduzida a defasagem nos preços internos em relação aos internacionais”, afirmou Cosenza.
Fonte: Petrobras
03/setembro
0,56 -0,69 bovespa (%) 03/julho
03/setembro
1,99 -0,39 dólar comercial* 03/julho
03/setembro
2,018 2,325 euro comercial * 03/julho
03/setembro
2,516 2,562 *Valor de venda, em R$
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“Enquanto não tem todo aquele álcool acompanhando o crescimento da frota, nós vamos estar certamente precisando importar gasolina para atender ao mercado nacional. O que eu escuto ser dito pelos usineiros, com os quais eu tenho pouco contato, é que há uma expectativa positiva de que o álcool esteja de volta ao longo do ano que vem, e que em 2014 ele esteja presente.” Graça Foster, presidente da Petrobras, 07/08/2012 - Agência Brasil
“O governo não tem a intenção de intervir nas concessionárias de energia elétrica, mas tem o dever de garantir a qualidade do fornecimento energético. Onde a concessão for mal gerida, devemos estar presentes.”
País registra crescimento de 0,3% na produção industrial A produção industrial brasileira cresceu 0,3% em julho deste ano, em relação ao mês anterior. O dado é da Pesquisa Industrial Mensal, divulgada no dia 4 de setembro pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Em relação a julho do ano passado, no entanto, houve uma queda de 2,9%. No ano, a indústria acumula uma perda de 3,7% na produção. Nos últimos 12 meses, a queda acumulada chega a 2,5%. Entre as 27 atividades industriais pesquisadas pelo IBGE,
ações ações ações ações ações ações ações ações ações
petrobras
ON
Dilma Rousseff, presidente do Brasil, 30/08/2012 - Folha de São Paulo
“As perspectivas do setor de energia eólica no país são muito boas. Ela tem tido um crescimento muito expressivo, uma vez que o seu preço hoje, no Brasil, caiu a um terço do que era há três ou quatro anos – e já é bastante competitivo em relação às outras fontes.” Maurício Tolmasquim, presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). 29/08/2012 Agência Brasil
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03/julho
03/set
3,91
-0,47
R$ 19,69
PN
R$ 21,40
03/julho
03/set
3,43
-0,34
03/julho
03/set
1,87
-0,03
R$ 18,99
R$ 20,68
VALE
Edison Lobão, ministro de Minas e Energia, 31/08/2012 - Agência Brasil
“Eu considero que seria muito oportuno que nós, no Congresso Nacional, aprovássemos o uso dos royalties do petróleo e uma parte do Fundo Social para garantir que esses recursos sejam investidos na educação.”
a principal contribuição para o resultado positivo da indústria na passagem de junho para julho veio da produção de veículos automotores, com alta de 4,9%. Na comparação de julho deste ano com o mês anterior, entre as categorias de uso, a maior alta foi registrada na produção de bens de capital (1%), seguida pelos bens de consumo duráveis (0,8%). Os bens intermediários tiveram crescimento de 0,5%. A única queda foi observada nos bens de consumo semi e não duráveis (-0,6%).
03/julho
ON
03/set
-0,68 PNA
1,89
R$ 41,00
R$ 33,55
OGX
R$ 33,38
BRASKEM
03/julho
ON
R$ 39,86
03/set
03/julho
-0,79 PNA -0,84
3,17
R$ 6,10
R$ 6,25
R$ 12,99
03/set
-0,94 R$ 12,92
petróleo brent (US$) 03/julho
100.65
03/set
115.78
petróleo WTI (US$) 03/julho
03/set
87.68
97.04
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Panorama do setor petróleo no Brasil O Brasil tem, sem dúvida, grande potencial de petróleo, como comprovam a evolução das reservas provadas e a produção de petróleo e gás natural entre 1997, quando foi introduzida a Lei n. 9478, a chamada Lei do Petróleo, e 2011.
N
Wagner Freire foi diretor de E&P da Petrobras e presidente da Braspetro (1985 a 1990). Tem longa carreira na Petrobras (1958 a 1992). Em 1987, foi agraciado com o título de Eminente Engenheiro do Ano do Instituto de Engenharia (SP) e, em 1995, com a Special Commendation Award da Society of Exploration Geophysicists.
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esses 14 anos, as reservas passaram de 8,54 para 17.95 Bboe, um pouco mais do que o dobro, enquanto a produção passou de 0,97 para 2,48 MM boe/d, um aumento significativo, que permitiu ao país tornar-se praticamente autossuficiente em petróleo. Esse período se caracterizou pelo grande número de companhias, nacionais e estrangeiras, que passaram a atuar na área de Exploração e Produção (E&P) no Brasil, que deixou de ter a exclusividade que a Petrobras manteve por 44 anos. Com a Lei do Petróleo, foi instituída a Agência Nacional do Petróleo (ANP), com a finalidade de promover a regulação, contratação e fiscalização das atividades econômicas integrantes da indústria de petróleo do gás natural, mais tarde estendida ao gás natural e biocombustíveis. Essas atividades foram conduzidas pela ANP com o nível de competência esperado, particularmente com as licitações anuais para concessões de novas áreas de exploração e produção. Entretanto, a partir de 2003, passou-se a observar certa ingerência do governo federal, com viés estatizante, que se acentuou com as ações que motivaram a suspensão da Oitava Rodada, com leilões em curso em novembro de 2006, decorrente de ações judiciais populares, que, embora com decisão do STF favorável à ANP, jamais foi retomada. Na verdade, no segundo semestre de 2006, a descoberta no pré-sal no campo, então batizado de Tupi, já começava a ganhar manchetes e isso deve ter motivado a ação protelatória do governo, por razões não esclarecidas. No ano seguinte, em novembro de 2007, com a Nona Rodada em curso, o governo resolveu remover da rodada, pouco mais de duas semanas antes do leilão, 47 blocos situados na área do pré-sal, acentuando mais uma vez sua disposição de excluir essas áreas do processo licitatório. A Décima Rodada, em dezembro de 2008, como era de se esperar, limitou-se à oferta de blocos em bacias sedimentares terrestres. Essas ações culminaram com o envio pelo governo ao Congresso Nacional, em 1º de setembro de 2009, de diversos Projetos de Lei, eventualmente aprovados pelo Congresso e sancionados pelo presidente Lula, essencialmente:
Foto: Agência Petrobras
1) conferindo à Petrobras direitos de exploração-produção, sem licitação, em áreas por ela escolhida, mediante acerto de preços entre a companhia e o governo, no polígono do pré-sal, onde poderá produzir até 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo – Lei n. 12.276 de 30/10/2010; 2) introduzindo o modelo de partilha da produção para futuros contratos em áreas não concedidas do pré-sal, e em áreas estratégicas, a critério do governo, e que venham a ser, por sua decisão, concedidas à Petrobras ou submetidas a processo licitatório – Lei n. 12.351 de 22/12/2010; e 3) criando uma empresa pública sob a forma de sociedade anônima, para fins de gerir os contratos de partilha da produção celebrados pelo governo – Lei n. 12.304 de 02/08/2010. Dessas leis, somente a chamada de Cessão Onerosa, que incluiu o aumento de capital da Petrobras está, de fato, em implantação. A que introduziu o modelo de partilha da produção, foi objeto de veto do presidente Lula, a dois artigos, um deles, o mais crítico, altera a distribuição dos royalties e da participação especial, extensível às concessões atuais e, portanto, ferindo direitos adquiridos, garantidos pela Constituição. A questão está em discussão no Congresso há mais de um ano, não se vislumbrando qualquer acordo ainda. E, o que é pior, muito embora a pendência não atinja o direito dos concessionários tem sido arrolada como fator de instabilidade que justificaria a postergação das rodadas de licitação para concessões de novas áreas! A mudança do marco regulatório para introdução do modelo de partilha da produção tem sido duramente criticada pela indústria, nem tanto pelo modelo em si, comum a países em desenvolvimento e com o qual as empresas de petróleo estão familia-
rizadas, mas pelas peculiaridades introduzidas no modelo brasileiro: a obrigatoriedade de participação da Petrobras, como operadora, em todos os contratos, com o mínimo de 30%, mesmo nos contratos decorrentes de licitação, em que a proposta da empresa não tenha sido vencedora, situação em que teria que assumir as condições da proposta vencedora, com óbvia desvantagem para a empresa. Mas a questão básica é que o modelo de concessões brasileiro, pela instituição da participação especial (que hoje arrecada tanto quanto os royalties), incidente nos campos com grande volume de produção ou de grande rentabilidade, reguladas por decreto do Presidente da República e, portanto, passíveis de alteração por decreto presidencial, traz inúmeras vantagens não presentes em contratos dessa natureza nos países que adotam esse sistema. A participação especial praticamente elimina qualquer vantagem que possa ser obtida para o país com o modelo de partilha. Por outro lado, a participação da empresa estatal criada para gestão dos contratos de partilha, sem qualquer responsabilidade financeira, com direito para designação de metade dos integrantes dos comitês operacionais e de seu presidente, com poder de veto e voto de qualidade, é, em si, uma inovação fora dos padrões usuais da indústria, que diminui a atratividade para as empresas de petróleo. O modelo de partilha brasileiro também praticamente elimina o fator de competitividade e concorrência, requisitos básicos da indústria, com desafios cada vez maiores, na medida em que se envolve, cada vez mais, com situações de maior risco exploratório e de desenvolvimento dos campos. Cabe aqui observar que há boas indicações de que houve precipitação e falha na avaliação do pré-sal pelo governo, sobretudo no cluster de Santos, a área mais atrativa. Além das questões logísticas, como distância da costa e a lâmina d’água, há particularidades, como a instabilidade das propriedades críticas dos reservatórios, como permeabilidade e porosidade, a proximidade dos reservatórios a espessa camada de sal, dificultando a perfuração de poços horizontais, como seria conveniente nessas circunstâncias, e a presença de CO2, que requer descarte e proteção das instalações contra corrosão. Por tudo isto, a contabilização das reservas provadas de acordo com os padrões da indústria, os investimentos e o tempo necessário para colocá-las em produção, torna a viabilidade de muitos projetos problemática. A propósito, por ocasião da CesTN Petróleo 85
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são Onerosa, em setembro de 2010, os consultores contratados pelo governo (ANP) e pela Petrobras apresentaram relatórios bastante objetivos em relação à avaliação das áreas e valoração aos volumes recuperáveis estimados, para fins de fixação do preço por barril a ser acertado entre a Petrobras e o governo. Um dos consultores, a Gaffney Cline & Associates, foi bem além dessas estimativas e chegou a se pronunciar por uma avaliação dos volumes estimados no polígono do pré-sal em algo como 15 a 20 B de boe. Apenas duas descobertas do cluster de Santos foram objeto, até agora, de Declaração de Comercialidade, Lula (“Tupi”) em dezembro de 2010 e Sapinhoá (“Guará”), em dezembro de 2011, e o total de reservas provadas efetivamente contabilizado pelo critério da SEC são da ordem de 2,5 B boe, bem menores que as reservas provadas originais do campo de Roncador, no pós-sal de Campos, próximo aos 4 B boe. Na verdade, a falta de qualquer vantagem de natureza econômica ou estratégica bem recomenda que se reveja a introdução do modelo de partilha da produção no país. Mas não são apenas as questões do modelo de partilha da produção, a falta de rodadas de licitações para as áreas sujeitas ao modelo de concessões, as dificuldades para avaliação e desenvolvimento das reservas do pré-sal que preocupam a indústria. Os requisitos de ‘conteúdo local’ e os temas associados com o complexo e elevado sistema tributário, a burocracia, custos de energia, infraestrutura deficiente, sistema educacional precário afetam, por excelência, a indústria de petróleo. O destaque é para o Conteúdo Local porque pela regulação ele afetou diretamente a atividade de E&P. Primeiro como pré-requisito mal equacionado no processo licitatório e segundo no atendimento dos níveis razoáveis de custos, prazos de entrega e até mesmo desvios dos aspectos técnicos, acabam tornando os projetos inviáveis e desencorajando os investimentos. Também preocupante é a utilização da Petrobras como instrumento do governo para controle de inflação, via subsídios dos preços da gasolina e do diesel – vendidos pela empresa, já há bastante tempo, abaixo dos preços de mercado –, em contraponto aos preços da matéria-prima, do óleo cru, que é vendido ou referenciado, para fins de pagamento de royalties ou participação especial, aos preços internacionais, atrelados à cotação do Brent e do dólar. Procedimento idêntico prevaleceu com relação à venda dos derivados, segundo disposições da Lei do Petróleo, que conduziram a vinculação 28
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dos preços de realização dos refinadores aos preços vigentes na Costa do Golfo americano e à cotação do dólar, em decorrência da falta de um mercado competitivo no Brasil. Tratava-se de disposições legais transitórias, estabelecidas na presunção do desenvolvimento de um mercado competitivo no país, que de fato não veio a ocorrer, extinta em janeiro de 2002, permitindo ao governo, a partir dessa data, a manipulação dos preços, já mencionado. Essa instabilidade não só gera desinteresse de investimentos das companhias de petróleo no refino, como cria dificuldades para as fontes alternativas de energia, particularmente o etanol e o biodiesel, por ausência de um referencial de mercado para desenvolvimento dessas fontes de energia. A nosso ver, a situação poderia ser facilmente contornada pelo restabelecimento do critério anterior para regulação do preço de venda dos derivados, uma vez que a clareza das regras aplicáveis é fundamental para a atratividade de investimentos. Voltando à questão da falta de licitações para concessões de novas áreas de E&P, cabe ressaltar que as atuais concessões, em franca fase de declínio de investimentos para cumprimento dos programas exploratórios previstos, ainda assim, sempre originam descobertas, numa ou noutra bacia, que mostram o potencial a que nos referimos no início. As descobertas encorajadoras recém-anunciadas em águas profundas da Bacia de Sergipe-Alagoas, no Bloco Seal-M-426 (Petrobras e associada da Bharat, controlada pelo governo indiano) e Seal-M-419 (100% Petrobras), em turbiditos do Terciário, fazem lembrar as excelentes descobertas em Gana, no oeste africano ou na vizinha Guiana Francesa. Igualmente encorajadora é a descoberta, também recente, em águas profundas do Ceará, no Bloco BM-CE-2 (Petrobras e BP), de novo em situação semelhante aos modelos não relacionados ao sal, no oeste africano. É interessante observar que ambas as situações são decorrentes de antigas rodadas, no Ceará, à Terceira Rodada, de junho de 2001, e as de Sergipe, à Sexta Rodada, de agosto de 2004. De algum modo, estamos falando do potencial da Região Equatorial Brasileira, com blocos considerados para inclusão na Décima Primeira Rodada, aprovada preliminarmente pelo Conselho Nacional de Política Energética, em abril de 2011, até hoje não formalizada. Nem só de pré-sal sobrevivem as reservas de petróleo brasileiras. É necessário dar curso imediato a novas rodadas de licitações em outras áreas.
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Fontes de financiamento e incentivos para a cadeia de E&P no Brasil
Existem várias instituições que oferecem linhas de financiamento à atividade de E&P e sua cadeia de fornecedores. No entanto, a maioria destas linhas demonstra pouca aptidão para o financiamento da exploração propriamente dita, concentrando-se no financiamento à cadeia de fornecedores. Os bancos privados, em geral, não disponibilizam nenhuma linha específica para a atividade de E&P.
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Paulo Buarque é superintendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e professor assistente do Departamento de Geologia da Universidade Federal Fluminense (UFF). Anteriormente trabalhou como secretário executivo da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip). Na Onip também já atuou na área de TI. Graduado em Física pela Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC), possui mestrado em Geofísica, pela Universidade Federal do Pará. Sérgio Caetano Leite é CEO da Praxis Consultoria de Investimentos e diretor da Expetro Consultoria de Recursos Naturais. Mestrando em Economia, Economista pela Ufba (Universidade Federal da Bahia), bacharel em Marketing pela Universidade Fernando Pessoa (Portugal), MBA Pela Universidade Madrilheña (convênio com a Devolpment System).
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odemos começar destacando as linhas do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), que conta com uma área destinada a financiar este setor. A instituição financia desde a exploração e produção, até o refino e transporte, passando pelo desenvolvimento da produção. O BNDES, ao conceder um financiamento, mescla as linhas e produtos que melhor atendam a necessidade do empresário. Por esta razão, somam-se às linhas destinadas ao E&P outros produtos que o banco oferece, como por exemplo linhas destinadas à importação ou leasing de bens de capital. A linha do BNDES específica para o financiamento da atividade de E&P apoia desde a execução de estudos e projetos, levantamentos sísmicos, até a perfuração de poços exploratórios, e vem desmentir a afirmação de que a atividade de E&P não é alvo de financiamentos no país. Outras instituições se propõem a financiar a atividade de E&P e sua cadeia, sem, no entanto, oferecer linhas específicas para este fim. O Banco do Nordeste disponibiliza uma linha chamada Giro Petro que é específica para fornecedores da Petrobras, que operem na região de atuação do banco. Esta linha oferece o financiamento ao capital de giro puro e simples em até R$ 1 milhão e para o capital de giro para insumos até R$ 4.860.000,00. As taxas variam de operação para operação, e atualmente rondam 1,3% ao mês. A garantia exigida pelo Giro Petro a vinculação do contrato de fornecimento ou de prestação de serviços com a Petrobras, travando os seus recebimentos em uma conta no BNB. Os números divulgados pelas instituições federais são impressionantes. Somados, a Caixa Econômica Federal, o BNDES e o Banco do Brasil divulgam uma carteira de R$ 90 bilhões, considerando
Foto BNDES: Cortesia Riotur
ções mais favoráveis e com prazo para pagamento durante a vigência do contrato. A operação adianta até 50% do valor do contrato. O custo é, em média, de 1,25% ao mês e a operação não é considerada endividamento, e necessita da cessão da trava bancária pela Petrobras. O desconto de notas é feito pela própria Petrobras a uma taxa média de 1,96% ao mês. Esta prática tende a ser extinta no curto prazo. O Crédito Bancário através do Progredir consiste numa transação realizada entre as instituições financeiras e o fornecedores da Petrobras, através de uma plataforma eletrônica, com a qual o segundo recebe um empréstimo sob condições de juros e encargos negociados com a instituição financeira.
Orgãos de fomento A Sudene, por sua vez, tem, pelo menos, três linhas que podem ser acessadas por empresas do setor de E&P. As empresas podem ter a redução de 75% do IRPJ por dez anos, renováveis por mais dez, para implantação ou ampliação de indústrias, incluindo as atividades de E&P, ou a redução 12,5% do IRPJ para indústrias que já estejam em operação ou ainda a possibilidade de reinvestimento de 30% do IRPJ. operações em análise e contratadas. Da carteira do BNDES, de R$ 34 bilhões, 82% destinam-se à construção de petroleiros da Transpetro e a embarcações privadas de apoio às plataformas. O Banco criou ainda um programa de suporte aos fornecedores no valor de R$ 1,48 bilhões. A CEF anunciou recentemente o interesse de acumular R$ 20 bilhões em financiamentos para os setores de petróleo e gás e indústria naval. Já o Banco do Brasil divulgou que até o final do primeiro trimestre contava com uma carteira de R$ 25,2 bilhões, e que trabalha com uma perspectiva de contratar R$ 14 bilhões com recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM).
Programa de Apoio ao fornecedor da Petrobras O programa é formado por três iniciativas: antecipação de recebíveis, o desconto de notas, e o Progredir. A antecipação de recebíveis são transações com Fundos de Investimento em Direitos Creditórios (FIDCs), criados especificamente para financiar o capital de giro da cadeia de suprimentos da Petrobras. Desta forma, os fornecedores antecipam as receitas do contrato de fornecimento em condi-
Regimes especiais O Repetro é um regime especial de tributação que visa reduzir a carga fiscal sobre os investimentos para pesquisa e lavra de campos de petróleo e gás natural, onshore e offshore, com suspensão total do pagamento dos tributos federais incidentes. Para beneficiar-se do Repetro, é obrigatório que o candidato seja um concessionário autorizado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ou um prestador de serviços contratado por uma concessionária. A exportação ficta, o drawback e a admissão temporária são os tratamentos aduaneiros admitidos. A adesão ao Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura (Reidi) suspende a exigência da Contribuição para o PIS/Pasep e da Cofins nas aquisições e importações de bens e serviços vinculadas a projetos de produção e processamento de gás natural. Após o enquadramento do projeto pelo Ministério de Minas e Energia (MME), a pessoa jurídica deve se habilitar junto à Secretaria da Receita Federal. TN Petróleo 85
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indicadores tn Outro regime, o Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento de Infra estrutura da Indústria Petrolífera nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste (Repenec), atende apenas o upstream, com a suspensão de IPI, PIS/Cofins e Imposto de Importação nas compras ou importação de novas máquinas, equipamentos e materiais de construção para implantação de obras de infraestrutura nas regiões Norte, Nordeste e Centro-Oeste.
Financiamento de pesquisas O Fundo setorial do petróleo e gás natural (CT-Petro) tem por objetivo estimular a inovação, na cadeia produtiva do setor de petróleo e gás natural, a qualificação de recursos humanos e o desenvolvimento de projetos entre empresas e instituições de ciências e tecnologia. A fonte dos recursos é a arrecadação de royalties: 25% da parcela que exceder a 5% da produção de P&G. O CT-Petro é gerenciado pela Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e mantém programas de capacitação de recursos humanos com o Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq) e com a ANP – Programa de Recursos Humanos/PRH. É previsto em lei que 28% da arrecadação da Participação Especial sejam destinados à ANP para o financiamento de estudos e serviços de geologia e geofísica. Ao MME são destinados 15% para o planejamento energético e 15% para levantamentos geológicos básicos. A maior parte desses recursos nunca foi devidamente aplicada, devido ao seu contingenciamento. Com a promulgação em 2010 da lei que instituiu o regime de contrato de partilha de produção, os recursos com essa finalidade provenientes da área do pré-sal,
assim como aqueles destinados ao CT-Petro, foram alocados ao Fundo Social. Como essa área abrange também a maior parte dos grandes campos já existentes, mesmo aqueles com produção originária do pós-sal, essas fontes de financiamento tendem a se extinguir. Como fonte adicional de recursos para a pesquisa e desenvolvimento, os Contratos de Concessão celebrados entre a ANP e as empresas de petróleo preveem, desde a Rodada Zero, que 1% da receita bruta dos campos de alta produtividade, sujeitos ao pagamento de participação especial, deve ser aplicado em despesas qualificadas de P&D no país. Um valor equivalente a 50% do montante poderá ser utilizado nas instalações dos próprios concessionários ou contratado com empresas nacionais. O restante, ou seja, um mínimo de 0,5% da receita bruta, deve ser investido em universidades e centros de pesquisas nacionais credenciados. Recursos dessa fonte financiam, ainda, o programa de qualificação de recursos humanos (PNQP) do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp). De 1998 a 2011 foram arrecadados com essa finalidade R$ 6.263.150.719,49 pela Petrobras e demais concessionários. Esses recursos também podem ser reduzidos no futuro, caso os Contratos de Partilha não contemplem um dispositivo equivalente. Ficaria então configurado o paradoxo do pós-sal financiar o P&D necessário para desenvolver o pré-sal. Em paralelo a essas fontes, a Finep mantém diversas linhas de financiamento e subvenção econômica para pesquisa, desenvolvimento e inovação nas empresas e ICTs.
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O contexto atual
da indústria do petróleo no Brasil O novo marco regulatório: perspectivas, oportunidades e desafios Há quase cem anos dizia-se que as reservas de petróleo no mundo só durariam mais 40 anos; há menos de 50 anos acreditava-se que o Brasil não tinha grande potencial petrolífero; há menos de 20 anos entendia-se que descobertas de gás natural não eram economicamente viáveis; há menos de dez anos o pré-sal não era explorado no Brasil e acreditava-se que a Bacia de Santos não teria o mesmo potencial da Bacia de Campos...
Q Claudia Rabello é formada em Comunicação Social pela PUC – Rio, pós-graduada em Administração e Marketing pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (Ibmec) e pós-graduada em Gestão de Petróleo e Gás pela UFRJ/Coppe. Atua no setor de Energia há 13 anos e atualmente é a superintendente de Promoção de Licitações da ANP, área responsável pelas Rodadas de Licitações e pela qualificação das empresas interessadas em atuar no E&P no Brasil, por meio de Licitações ou Cessão de Direitos.
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uantos mitos ainda cairão por terra diante da evolução das tecnologias e da continuidade das atividades de exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural? Atividades exploratórias em blocos concedidos nas Rodadas de Licitações promovidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) permitiram chegar aos reservatórios do pré-sal; descobertas de magnitude raramente vista no mundo e que alçaram o Brasil a novo patamar na geopolítica internacional. Não por acaso, o país vive hoje um momento tão particular da sua história ligada à indústria de petróleo e gás natural. Esse novo paradigma colocou o Brasil no centro das atenções mundiais e trouxe a necessidade de revisão do Marco Regulatório para óleo e gás – iniciada em 2008. Mas, por se tratar de riqueza nacional e de temas de grande complexidade, somente em 2010 as leis relativas ao novo modelo foram promulgadas. Porém, ainda não há definição sobre a forma de distribuição dos royalties do Pré-sal entre a União, estados e municípios. Nem sempre é fácil perceber os motivos que têm levado o Brasil a não promover novas Rodadas de Licitações desde 2009, e entender o porquê de o novo Marco Regulatório ainda não estar totalmente definido. É fato que a ‘freada de arrumação’ que o Brasil precisou dar não deve ofuscar o enorme potencial energético do país e Figura 1: Bacias sedimentares brasileiras
Figura 2: Evolução institucional da indústria de E&P no Brasil.
nem as oportunidades de negócios que se apresentam hoje e as que surgirão nos próximos anos. O Brasil é um país com 8,5 milhões de km², quase 200 milhões de habitantes e ocupa hoje o sexto lugar no ranking das maiores economias do mundo. Com US$ 377 bilhões em reservas internacionais e condição de Investment Grade, tem estabilidade econômica e, ainda, vocação para diferentes fontes de energia. Considerando a experiência brasileira na produção de etanol, desde os anos 1970, e a área disponível para agricultura, as perspectivas com relação aos biocombustíveis (biodiesel e etanol) são bastante positivas. Com dimensões continentais e a extensão da costa litorânea, o país abre possibilidades para outras energias renováveis, como solar, eólica, das marés e das ondas. Sem falar na área sedimentar: são cerca de 7,5 milhões de km² – 5 milhões onshore e 2,5 milhões offshore. Uma área gigantesca na qual estudos e as descobertas na camada do pré-sal indicam enorme potencial para hidrocarbonetos. Além de sua situação geográfica e geológica privilegiada, o Brasil não tem guerras, terrorismo, nem conflitos religiosos, raciais ou políticos, e ainda ostenta um ambiente regulatório reconhecidamente confiável: as regras são claras e os contratos assinados para E&P são respeitados. O contexto institucional é estável e bastante favorável. Desde a flexibilização do monopólio da Petrobras, em 1995, a ANP promoveu dez Rodadas de Licitações e, como resultado, há hoje 77 concessionários na indústria brasileira de E&P responsáveis pela produção diária de mais de 2 milhões de barris de petróleo e de cerca de 70 milhões de m³ de gás natural. Importante ressaltar que 50% dos concessionários que hoje atuam no Brasil são de 20 diferentes nacionalidades – o que reforça o fato de o país ser consi-
derado um excelente destino para investimentos. No entanto, apenas 4,5 % da área sedimentar brasileira estão em concessão para E&P. Atualmente, há 295 blocos em fase de exploração e 418 campos em produção. O Brasil tem reservas provadas de cerca de 15 bilhões de barris de petróleo e de cerca de 450 bilhões de m³ de gás natural. As reservas de petróleo podem saltar para 30 bilhões de barris levando-se em conta as atuais descobertas no pré-sal – o que representa um novo paradigma para o Brasil. O alto potencial e o baixo risco exploratório observados no Polígono do Pré-sal levaram o Brasil a promulgar três novas leis, dentro do Marco Regulatório para a indústria de óleo e gás: a Lei 12.351/10, que introduziu o Contrato de Partilha de Produção para o Polígono do Pré-sal e Áreas Estratégicas e também criou o Fundo Social; a Lei 12.304/10, que criou a Pré-sal Petróleo S/A; e a Lei 12.276/10, que definiu a Cessão Onerosa à Petrobras. Serão consideradas Áreas Estratégicas aquelas que apresentarem as mesmas características do Polígono do Pré-sal: grande potencial e baixo risco exploratório. A Câmara dos Deputados ainda discute o Projeto de Lei 2.565/11, relativo à distribuição de royalties – último ponto em aberto para a total definição do novo Marco Regulatório. O novo modelo prevê diferentes tipos de contratos: Partilha de Produção para futuros contratos no Polígono do Pré-sal, localizado no sudeste do país e representando apenas 2,3% das bacias sedimentares brasileiras; e Contrato de Concessão para os blocos já concedidos naquela região – um bom exemplo de respeito aos contratos – e para o resto das áreas sedimentares, quase 98% das bacias brasileiras. TN Petróleo 85
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Figura 3: Polígono do Pré-sal: 2,3% da área sedimentar brasileira.
Figura 4: Mapa estrutural de Franco e Libra.
Neste novo modelo também foi previsto o Contrato de Cessão Onerosa, especificamente para 5 bilhões de barris de petróleo, assinado com a Petrobras. As atribuições da ANP, da Pré-Sal Petróleo S/A e da Petrobras estão absolutamente claras no modelo de partilha: a ANP mantém suas funções de promover Rodadas de Licitações, acompanhar os contratos e fiscalizar as atividades; a Pré-Sal Petróleo S/A será a representante da União em consórcios, principalmente para os aspectos econômicos – e vai aprovar o custo em óleo; e a Petrobras será operadora única, com mínimo de 30% de participação. Este modelo concilia os interesses do governo federal, das companhias de petróleo e da sociedade brasileira tendo em vista que o Polígono do Pré-sal fica aberto para participação de diversas empresas, tanto brasileiras quanto estrangeiras, e a União e a Petrobras têm participações garantidas. 36
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Com vistas a valorizar o Pré-sal brasileiro, em 2010, foram perfurados dois poços com base em estudos da equipe técnica da ANP. Como resultado o Brasil chegou a descobertas gigantes: Franco e Libra. Curiosamente, os blocos exploratórios que abrangem Franco e Libra foram devolvidos à ANP na Rodada Zero e ofertados pela Agência na Sexta Rodada, porém, nenhuma empresa se interessou. Hoje, essas duas descobertas representam reservas estimadas de 10 bilhões de barris de petróleo, o que corrobora a teoria de que a Idade da Pedra não acabou por falta de pedras e a Era do Petróleo não vai terminar por falta de hidrocarbonetos. A evolução das tecnologias em E&P permite novas descobertas e o melhor aproveitamento das reservas. Franco foi utilizada para a Capitalização da Petrobras e Libra deverá ser a área oferecida na primeira Rodada de Licitações do Pré-Sal. O Leilão de Partilha terá como critério de oferta somente o percentual de óleo destinado à União. O Bônus de Assinatura, o Conteúdo Local e o Programa Exploratório estarão definidos em Edital. A Primeira Rodada de Licitações do Pré-sal é ansiosamente aguardada pelo mercado. Porém, vale lembrar que as oportunidades no Brasil vão muito além do Pré-sal. A Décima Primeira Rodada de Licitações (com áreas fora do Polígono do Pré-sal) foca a Margem Equatorial Brasileira e inclui 174 blocos; metade onshore e metade offshore, em bacias maduras e de novas fronteiras, uma forma de pulverizar os benefícios das atividades de óleo e gás entre muitos estados e municípios brasileiros. Há oportunidades para empresas de pequeno, médio e grande porte. Uma das razões da Rodada focar a Margem Equatorial é a analogia entre as costas do Brasil e da África (Schiefelbein et al.2000). Como houve descobertas gigantes ao longo da costa oeste da África, como Jubilee Field em Gana, acredita-se que a Margem Equatorial brasileira tenha grande potencial. Esta Rodada foi aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) em 2011, porém a Resolução de governo que autoriza a ANP a lançar a Licitação não foi assinada. O Projeto de Lei 2.565/11, atualmente em discussão no Congresso Brasileiro, não se refere apenas a Contratos de Partilha, mas também à distribuição de royalties relativos a Contratos de Concessão. Considerando que as discussões não terminaram e que o processo envolve vários estados e municípios, novas questões podem surgir e, por isso, novos Contratos deverão ser assinados somente após a completa definição do novo Marco Regulatório. É importante ressaltar que a interrupção das Rodadas de Licitações foi uma consequência das descober-
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Figura 5: Décima Primeira Rodada de Licitações.
Figura 6: Analogias entre as costas da África e do Brasil.
tas do Pré-sal, que tornaram necessária a revisão do Marco Regulatório. As Rodadas de Licitações são um caminho para repor áreas exploratórias no Brasil. Considerando os contratos atuais, em 2016 não deverá haver blocos em fase de exploração. A ANP vem contratando atividades exploratórias em todo o país com o objetivo de conhecer melhor o potencial brasileiro em óleo e gás – estratégico para todos os países – e também para descentralizar os investimentos de E&P, atualmente concentrados na região Sudeste. O Plano Plurianual de Exploração da ANP (PPA) é parte do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), do governo federal. O Plano prevê investimentos de quase US$ 1 bilhão em 22 bacias sedimentares, em mais de 15 estados. Paralelamente às maravilhas do potencial energético brasileiro, há desafios a enfrentar para fomentar o desenvolvimento da indústria de petróleo e gás. São eles: infraestrutura, mão de obra, ino38
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vação tecnológica, fornecimento de bens e serviços e segurança operacional, entre outros. A demanda por bens e serviços no Brasil pode chegar a US$ 400 bilhões até 2020. O Brasil terá que investir pesadamente em infraestrutura, não só plataformas e FPSOs, mas também barcos de apoio, gasodutos, portos, estaleiros, siderurgia etc. De acordo com a Política de Conteúdo Local no Brasil, definida pelo governo federal e executada pela ANP, os concessionários devem assumir o compromisso de contratar um percentual mínimo de bens e serviços com a indústria nacional, por consequência, parte siginificativa desta infraestrutura deverá ser produzida pela indústria brasileira, o que será, simultaneamente, um desafio e uma grande oportunidade para o Brasil. O Compromisso de Conteúdo Local foi exigido em todas as Rodadas de Licitações como um dos três critérios de ofertas para definir os vencedores. Até a Quarta Rodada, eram permitidas ofertas livres de Conteúdo Local; na Quinta e Sexta, foram estipulados limites mínimos de oferta; e a partir da Sétima, a ANP passou a definir também limite máximo, necessário para evitar que empresas ofereçam percentuais de Conteúdo Local inatingíveis objetivando garantir o arremate de blocos. Em casos de preços e prazos mais elevados no Brasil do que no mercado internacional, o concessionário pode ser liberado pela ANP de atingir o Conteúdo Local relativo a um item específico, mas ainda precisará cumprir o percentual global comprometido no Leilão. Para fazer parte da indústria brasileira de óleo e gás as empresas devem estar comprometidas com a Política de Conteúdo Local. Cabe observar que com a flexibilização do monopólio da Petrobras, muitos novos entrantes vieram para a indústria brasileira de E&P. Naquele tempo, a infraestrutura e os fornecedores de bens e serviços não eram suficientes para atender à demanda, não havia mão de obra especializada e nem mesmo regulação madura. Apesar disso, as empresas superaram tão bem as dificuldades que a indústria brasileira de óleo e gás cresceu muito e o volume de produção praticamente triplicou desde 1995. Levando-se em conta o desenvolvimento das atividades de E&P, incluindo o Pré-sal, o ganho de escala permitirá às empresas contratarem bens e serviços no Brasil de forma bastante competitiva. Há 15 anos a indústria naval estava praticamente falida e, como consequência das atividades de E&P, atualmente está em plena expansão. O conteúdo local pode ser uma oportunidade para o país, para os fornecedores e para as companhias de petróleo comprometidas com o desenvol-
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indicadores tn
Figura 8: Bacias sedimentares incluídas no PPA.
vimento do Brasil – que está preparado para plantar hoje e colher os benefícios no futuro. Comparando o Brasil a outros países, a conclusão é que se trata de um parceiro estratégico; o potencial do país em óleo e gás é indiscutível, existe demanda e imenso mercado. Adicionalmente, o contexto econômico e o ambiente institucional são estáveis, as regras são claras e os contratos são respeitados. Considerando que investimento em pesquisa e desenvolvimento contribui para o desenvolvimento da indústria brasileira, em 1998 a ANP incluiu a Cláusula de P&D nos Contratos de Concessão. Ela obriga concessionários de campos com alta rentabilidade
Foto: Agência Petrobras
Figura 7: Evolução da área exploratória.
a investirem 1% da receita bruta desses campos em pesquisa e desenvolvimento no Brasil. Entre 1998 e 2011, esse percentual representou cerca de US$ 3,5 bilhões. P&D contribui não só para o desenvolvimento da indústria nacional, mas a inovação tecnológica pode trazer também segurança para as operações de E&P. Importante destacar que o mundo está enfrentando o desafio de conciliar desenvolvimento com meio ambiente. Segurança Operacional é uma questão importante nesse contexto, é preciso que haja regras claras e sistemas de fiscalização inteligentes para evitar que o aumento global das atividades de E&P venha a causar mais acidentes. Planejamento e parcerias também são muito importantes: a ANP assinou acordos com a Marinha que lhe permitiram aumentar o número de inspeções em plataformas e FPSOs. Hoje é possível realizar até 90 perícias técnicas por mês. Ciente de que treinamento de mão de obra contribui para a segurança operacional e também para o desenvolvimento da indústria, em 1999, a ANP criou o Programa de Recursos Humanos (PRH/ANP). Os recursos do PRH são oriundos da Cláusula de P&D e do CT-Petro, Fundo Setorial baseado em receita de royalties. Em 1998 a arrecadação de royalties foi de US$ 142 milhões e no ano de 2011 atingiu US$ 6,5 bilhões, um crescimento de mais de 4.000%. Como consequencia, o PRH já investiu mais de US$ 120 milhões em desenvolvimento de recursos humanos no Brasil, incluindo quase seis mil bolsas de estudo. Outra oportunidade no contexto atual da indústria de óleo e gás no Brasil é o gás não convencional. Sua exploração já é uma realidade no Brasil e suas peculiaridades precisam ser refletidas na regulação. Atualmente a ANP está promovendo estudos em quatro bacias sedimentares: Parecis, Parnaíba, Recôncavo e São Francisco. Por todo o exposto, fica claro que o país precisará de grande volume de dinheiro nesse novo contexto, portanto investimentos são bem-vindos, tanto nacionais como estrangeiros. A espera pela conclusão do novo Marco Regulatório pode trazer ansiedade para o mercado, porém, ao analisar as perspectivas do Brasil, é possível perceber que os desafios são grandes, mas as oportunidades são enormes e os resultados deverão ser ainda maiores.
Helidecks
Pré-inspeções de helidecks • Gerenciamento de inspeções da DAerM (Diretoria de Aeronáutica da Marinha) • Consultoria sobre NORMAM-27 • Inspeções de “Gap Analysis” e de “Condition Surveys” Plataformas e embarcações de apoio offshore
Pré-inspeções navais • Gerenciamento de inspeções de PSC (Marinha) • Consultoria em normas e procedimentos da Autoridade Marítima (Marinha) 40
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entrevista exclusiva
Energia offshore a todo gás! por Rodrigo Miguez
Com os contratos assinados no final do ano passado, em torno de US$ 650 milhões, para fornecimento de 32 turbogeradores com turbinas a gás RB211, a Rolls-Royce vai garantir energia para mais de 50% das plataformas offshore da Petrobras na costa brasileira.
Para manter essa posição e atender às exigências de conteúdo local, a empresa irá investir US$ 100 milhões em uma nova planta fabril, no Rio de Janeiro. “A Rolls-Royce está comprometida a continuar expandindo sua presença de tecnologia, bem como a capacitação de sua produção no Brasil”, afirma Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul. A nova fábrica, prevista para entrar em operação no primeiro semestre de 2013, vai produzir e testar os equipamentos adquiridos pela Petrobras, e que vão somar 62 unidades com turbinas industriais a gás RB211 instaladas no Brasil ao longo dos últimos dez anos. A energia total combinada, gerada por essas unidades é equivalente a 1,8 gigawatt de energia elétrica – suficiente para atender uma cidade com sete milhões de habitantes. TN Petróleo – O que representou para a empresa o contrato firmado com a Petrobras, para fornecimento dos 32 turbogeradores a serem montados na nova fábrica carioca? Francisco Itzaina – O contrato com a Petrobras – cuja parceria com a Rolls-Royce tem mais de 30 anos – mostra o nosso comprometimento com o desenvolvimento das atividades no pré-sal brasileiro, além de reforçar o nosso alinhamento com as exigências de conteúdo local do Brasil. Para atingir essas metas, a Rolls-Royce já mapeou empresas locais com potencial para fornecer os componentes dos primeiros 32 equipamentos, dando suporte ainda para o desenvolvimento dessa cadeia de fornecedores nacionais. Como está a carteira de pedidos da companhia no Brasil no setor de petróleo e gás? Primeiro, é importante destacar que as atuais turbinas a gás da Rolls-Royce, somadas às 32 que serão entregues à Petrobras, serão responsáveis por mais de 50% de toda a energia gerada nas plataformas offshore da estatal. Nosso crescimento no país se deve em grande parte à nossa posição de liderança nesse tipo de exploração, graças às nossas unidades de Energia e Marítima. Nosso principal foco no país está nos propulsores e motores para as sondas de perfuração, além de projetos e pacotes de equipamentos para embarcações de suporte às plataformas. Já comercializamos cerca de cem turbinas e compressores para gás natural na América do Sul, sendo mais de 40 turbinas RB211 e Avon no Brasil. A maioria desses equipamentos destina-se às atividades offshore, sendo que grande parte dos geradores industriais RB211 está instalada em aplicações oceânicas da Petrobras.
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Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce para América do Sul
Foto: Divulgação
Nosso principal foco no país está nos propulsores e motores para as sondas de perfuração, além de projetos e pacotes de equipamentos para embarcações de suporte às plataformas.
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E quanto ao fornecimento para os barcos de apoio? Em relação a embarcações de apoio offshore, na última semana foi entregue o primeiro navio oriundo do contrato com o estaleiro Navegação São Miguel. Ele é destinado a combater derramamentos de óleo no mar. Atualmente, mais de cem Embarcações de Suprimento de Plataformas e Rebocadores de Suprimento e Manuseio de Âncoras (AHTS / Anchor Handling Tug Supply, em inglês) são equipadas com a tecnologia Rolls-Royce, sendo que mais de 40 dessas embarcações foram construídas em estaleiros brasileiros. No Brasil, nossa
A unidade de Santa Cruz, no Rio de Janeiro, garantirá um nível gradativamente maior de conteúdo local. Por exemplo: em cada pacote de turbina a gás entregue à Petrobras, cujos componentes serão, em parte, produzidos por fornecedores brasileiros.
tecnologia também está presente em mais de 15 sondas e navios de perfuração, além de numerosos FPSOs e navios de transporte de petróleo (shuttle tankers).
A necessidade do conteúdo local de mais de 60% nos projetos de petróleo e gás foi um impulsionador para a empresa construir a fábrica no Rio de Janeiro, ou ela já estava nos planos da companhia? O compromisso em expandir nossa presença no Brasil vai muito além da assinatura de um contrato. Por isso, muito antes do primeiro acordo com a Petrobras – para ser mais exato, seis meses antes – já havíamos comprado o terreno em Santa Cruz. A escolha do local deve-se ao fato de o município do Rio de Janeiro ter colocado em prática um programa de melhoria para a região. Mas, sem dúvida, a necessidade de aumentar nosso índice de conteúdo local no país – não só em nossos equipamentos, mas também por meio de nossos serviços – também propiciou os investimentos na abertura da fábrica. A unidade garantirá um nível gradativamente maior de conteúdo local. Por exemplo: em cada pacote de turbina a gás entregue à Petrobras, cujos componentes serão, em parte, produzidos por fornecedores brasileiros. Quando começam a ser entregues os primeiros turbogeradores e quantos poderão ser
Cada vez mais brasileira Empresa global de sistemas de energia, a Rolls-Royce está presente no Brasil há mais de 50 anos, atuando também no mercado aeronáutico. Os 32 turbogeradores com turbinas a gás RB211, incluindo unidades de recuperação de calor, visam atender aos requisitos de geração de energia de oito embarcações FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), que vão operar nos campos petrolíferos de Lula e Guará, localizados na área do pré-sal da Bacia de Santos, ao largo do litoral brasileiro. 44
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Os novos turbogeradores serão fornecidos em grupos de quatro, sendo que a entrega das primeiras unidades está prevista para o primeiro semestre de 2013. Cada uma das oito plataformas flutuantes (FPSO) serão equipadas com quatro turbogeradores com turbinas a gás. Para assegurar que as embarcações FPSO operem em níveis de desempenho máximo, a Rolls-Royce fornecerá à Petrobras serviços de manutenção, suporte técnico e treinamento na próxima década.
De acordo com Francisco Itzaina, para atender a esses contratos, a empresa pretende mobilizar uma cadeia local de fornecedores no Brasil para prover componentes críticos para os equipamentos de geração de energia com turbinas a gás.
energia offshore a todo gás!
construídos simultaneamente na nova planta? Cada lote será composto por quatro turbogeradores. O primeiro será entregue em março de 2013, e os sete restantes distribuídos em intervalos definidos por contrato até o início de 2016. A fábrica terá capacidade para produzir até três conjuntos de turbinas ao mesmo tempo. Na construção da fábrica, a Rolls-Royce está investindo R$ 200 milhões. Quanto será o investimento total em 2012, e nos próximos anos, no Brasil? Em um primeiro momento, a Rolls-Royce está investindo R$ 200 milhões na fábrica de Santa Cruz. Porém, esse valor pode dobrar, caso sejam aprovados os projetos de
construção de uma segunda fábrica – dedicada à montagem de propulsores e geradores a diesel – e de um Centro de Treinamento (CT) – que seria o quarto da companhia no mundo. A empresa já tem o aval para o aporte de mais R$ 200 milhões no Centro de Treinamento e de montagem de propulsores, junto à unidade fabril? Ainda não temos esse aval para o projeto, pois depende da aprovação do Conselho em Londres. Caso se concretize, o CT incluirá um sistema de e-learning, treinamento de instrutores e um simulador de última geração. Além das encomendas da Petrobras, a planta de Santa Cruz irá atender outras companhias do setor?
Sim. A fábrica será dedicada, inicialmente, à montagem e testes de pacotes de turbinas industriais para o setor de petróleo e gás, mas também atenderá às demandas de empresas de outros setores por sistemas de geração de energia. Quanto a empresa calcula que deixará de ser gasto em importação a partir da entrada em operação da unidade do Rio de Janeiro? O que posso adiantar é que a Rolls-Royce poderá vir a substituir o equivalente a US$ 1,5 bilhão em importação de produtos e serviços ao longo da próxima década. Quando a nova instalação de reparo e revisão de turbinas industriais a gás RB211 na unidade de São Bernardo do Campo entra em funcio-
A BRASILAMARRAS está completando 35 anos, e cada vez mais brasileira. Não é mera coincidência termos quase a mesma idade da Bacia de Campos, nascemos e crescemos juntos. Já temos o Brasil no nome e agora temos o Brasil na cor, uma empresa brasileira de corpo e alma.
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namento? Quais os benefícios que ela trará para a Rolls-Royce? Ainda não há uma data para a nova instalação de serviço entrar em funcionamento. Caso haja a decisão de se fazer a manutenção dos geradores que já operam em plataformas da Petrobras no Brasil, a ampliação pode acontecer em 2013. Porém, se for decidido que a manutenção será apenas para os equipamentos encomendados recentemente pela estatal, a nova instalação só começará a funcionar em 2016 e 2017. Quanto aos benefícios, podemos dizer que a capacidade de manutenção e revisão desses equipamentos no Brasil demonstram nosso comprometimento com o crescimento do país, já que nos mantemos cada vez mais próximos de nossos clientes nacionais – lembrando que as turbinas RB211 são usadas nas plataformas de petróleo da Petrobras. Qual a perspectiva da empresa para os negócios na área de óleo e gás nos próximos anos? O mercado de óleo e gás vem, ano após ano, crescendo em representativdade no faturamento geral da Rolls-Royce no Brasil,
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Números
Fábrica da Rolls Royce em Santa Cruz, no Rio de Janeiro
devendo chegar a 30% nos próximos dez anos. A empresa também tem forte presença no setor de energia. Como a Rolls-Royce vê o mercado brasileiro, em especial o de energia eólica, que está em pleno crescimento no país? A Rolls-Royce está sempre atenta a todas as oportunidades relativas aos setores em que atua, mas no momento não tem planos de desenvolver projetos com energia eólica. Como está o andamento das encomendas da Brasil Supply e da Navegação São Miguel? Em relação às encomendas da Navegação São Miguel à Rolls-Royce, os contratos somaram investimentos da ordem de R$ 71
Área: 103.000 m 2 Investimento: R$ 200 milhões Início das operações: março de 2013 Especialidade: montagem e testes de pacotes de turbinas industriais para o setor de petróleo e gás Localização: Santa Cruz, Rio de Janeiro
milhões. A primeira embarcação, o navio Mar Limpo II, oriunda do acordo, foi entregue no mês de julho. As outras cinco serão entregues até 2014. Já as encomendas da Brasil Supply serão entregues em 2013. Como estão as negociações com relação às sondas da Petrobras? Para apoiar o crescimento da indústria offshore no país, a divisão Marítima da Rolls-Royce está comprometida em aumentar o conteúdo local e a participar das várias rodadas de licitações para navios-sonda e embarcações de serviços e abastecimento. Pretendemos investir para fornecer propulsores e equipamentos para as futuras 33 sondas do pré-sal que serão fabricadas no Brasil.
O crescimento sócio-econômico de um país está baseado no fortalecimento dos segmentos estratégicos. Inserida neste cenário, a Villares Metals, maior produtora de Aços Especiais de Alta Liga não planos da América Latina, tem como missão prover soluções inovadoras em produtos e serviços de forma sustentável, agregando valor ao longo de toda a cadeia produtiva. Comprometidos com a necessidade de aumento do conteúdo local no segmento de Óleo e Gás, oferecemos uma completa linha de produtos em Aços Especiais resistentes à usos em condições severas que associados aos serviços agregados garantem um desempenho superior. A Villares Metals chega mais fundo através de barras e peças forjadas para fabricação de Árvores de Natal, Manifold, Cabeça de Poço e Risers. Acesse nosso site para mais informações sobre produtos e aplicações: www.villaresmetals.com.br Através de processos sustentáveis e proossionais capacitados, inovamos em cada projeto para oferecer a solução que você precisa.
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especial: E&P
E&P:
por Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez
prioridade permanente
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Foto P-53: Divulgação Consórcio Quip
Com investimentos previstos de US$ 131,6 bilhões na área de exploração e produção no Brasil, nos próximos quatro anos, a Petrobras continua empenhando seus esforços na pesquisa e prospecção para agregar novas reservas e assegurar o aumento da produção de petróleo e gás, em especial nos campos do pré-sal, onde estão as maiores jazidas da empresa. TN Petróleo 85
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especial: E&P
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íder mundial em águas profundas, responsável por 63% das descobertas nos últimos cinco anos, o Brasil mantém-se no foco das atenções da indústria mundial de óleo e gás e, obviamente, da petroleira que consolidou essa posição no cenário mundial, a Petrobras. Diante do interesse internacional no pré-sal, as apostas em novas tecnologias e processos, projetos e soluções de ponta para “farejar” novos campos, delimitar reservas já declaradas e reprocessar dados sísmicos das mais promissoras bacias brasileiras são essenciais para a estatal cumprir suas ousadas metas e elevar as reservas provadas de 15,28 bilhões (valor atual) de barris de óleo equivalente (boe) para cerca de 30 bilhões de boe nos próximos anos. Daí os investimentos massivos não somente nos projetos de desenvolvimento da produção das novas descobertas, como também na exploração e ainda na revitalização de campos maduros. Para otimizar a produção de petróleo e gás natural, a Petrobras vai precisar investir em sísmica, construção de poços, caracterização de reservatório, unidades de produção, risers e equipamentos subsea, para que o crescimento das reservas se perpetue nas próximas décadas. Nos últimos oito anos, os investimentos da Petrobras só fizeram aumentar, confirmando o que é a razão de ser de uma petroleira: a área de exploração e produção continua a ser prioridade permanente nos planos de negócio da companhia, que tem preservado para essas atividades a maior parte de seus recursos. 50
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Pretendemos trabalhar pesado em novas fronteiras, sempre equilibrando o risco de nossa carteira exploratória. Não partiremos para locações de altíssimo risco” José Formigli, diretor de Exploração e Produção da Petrobras
Comparando seus planos de investimento desde 2005, observa-se um aumento gradativo e substancial dos recursos aplicados no setor de exploração e produção, acompanhando as novas descobertas e os avanços tecnológicos por ela desenvolvidos. Para se ter uma ideia dessa evolução, em 2006, a Petrobras planejava investir 34,1 bilhões de dólares em E&P até 2010.
Só no primeiro semestre deste ano, seus investimentos totais já totalizaram R$ 38,6 bilhões, com destaque para E&P de petróleo e gás natural que consumiu 53% desse valor. O salto maior aconteceu do plano 2008-2012 para o plano 2009-2013, quando os recursos destinados à E&P pularam de US$ 65,1 bilhões para US$ 104,6 bilhões – ou seja, quase que dobraram, impulsionados pela confirmação, no final de 2008, do enorme potencial do hoje denominado campo de Lula. Para o período 2012-2016, os investimentos da companhia na etapa de exploração, atividade inicial dessa cadeia produtiva, são altos: US$ 25,4 bilhões. Dentro deste valor, as prioridades revelam que a Petrobras não vive somente dopor pré-sal: a maiorRomero fatia Maria Fernanda vai para o pós-sal, US$ 17,5 bilhões (68,7%), enquanto o pré-sal receberá US$ 6 bilhões (23,6%) e a cessão onerosa US$ 2 bilhões (7,6%). “Os investimentos totais em 2012 vão bater a casa dos US$ 45 bilhões”, garantiu a atual presidente da Petrobras, Graça Foster. Nas dez bacias produtoras do país existem cerca de 200 poços exploratórios (que visam à descoberta de novos campos ou jazidas) em atividade – 107 deles pioneiros (baseados em indicadores obtidos por métodos geológicos e/ou geofísicos) –, com perfuração iniciada em 2011, de acordo com a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Do total de poços, os que estão localizados em unidades offshore representam, pelo menos, 132 – 58 deles na Bacia de Campos, que responde por algo em torno de 83% da produção nacional de petróleo e quase 38%
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especial: E&P
Investimentos em E&P - Período 2012-2016 US$ 131,6 bilhões* 8%
12%
US$ 16,3 bi
US$ 16,3 bi
Exploração
24%
69%
US$ 25,4 bi
US$ 89,9 bi
US$ 25,4 bi
19%
Pré-sal
US$ 25,4 bi
Pós-sal
68%
18%
US$ 16 bi
US$ 89,9 bi
49%
US$ 43,7 bi Desenvolvimento da Produção
Desenvolvimento da Produção 34%
*Não inclui investimentos em E&P da Área Internacional
Infraestrutura e suporte
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US$ 89,9 bi
US$ 30,2 bi
Exploração
do gás natural. “Pretendemos trabalhar pesado em novas fronteiras, sempre equilibrando o risco de nossa carteira exploratória. Não partiremos para locações de altíssimo risco”, salientou o diretor de Exploração e Produção da Petrobras José Formigli, complementando que os investimentos na exploração são suportados pelos resultados da empresa e também pela ascendência da curva de produção. Atualmente, o custo de descobertas da estatal está em torno de US$ 1,5 por boe, com perspectiva de chegar a US$ 2 nos próximos anos, bem abaixo da média da indústria que varia de US$ 3,2 a US$ 4,5 por boe. Detentora da maioria dos poços em exploração – mais de 150 –, somente este ano a Petrobras confirmou indícios de hidrocarbonetos em 54
Cessão Onerosa
deles, a maior parte em mar – sendo sete na Bacia de Santos (maior profundidade: 2.202 m), nove no Espírito Santo (maior profundidade: 1.301,8m), e 11 na Bacia de Campos (maior profundidade: 2.270 m) – três deles em Marlim Leste, campo descoberto em 1987. O potencial de Campos, cuja extensão vai do sul do Espírito Santo, no alto de Vitória, até o sul do Rio de Janeiro, no Alto Cabo Frio, foi revisado recentemente pelo Projeto Varredura, elaborado em 2009. A partir dos dados obtidos foi possível realizar trabalhos de análise exploratória detalhada das principais bacias. Os resultados foram animadores, e hoje projeta-se que, até 2015, 67 poços possam ser perfurados nas bacias de Campos e Espírito Santo – dependendo da
análise de ativos nos próximos anos. A partir desse projeto foi possível até mesmo aumentar em torno de 60 mil a 70 mil barris por dia, a produção somada de campos como Marlim Sul, Marlim, Marlim Leste e Albacora Leste. Com mais de 30 anos de produtividade, e por isso mesmo considerada madura, a Bacia de Campos ainda consegue comprovar potenciais tanto no pré quanto no pós-sal, tendo a Petrobras agregado 2,2 bilhões de volumes recuperáveis no pós-sal (Marimbá, Marlim Sul e Pampo) e no pré-sal (Barracuda, Caratinga, Marlim, Marlim Leste, Albacora e Albacora Leste).
Exploração contínua Com ações exploratórias em praticamente todas as bacias, offshore e onshore, a ANP inten-
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Ilustração: Agência Petrobras
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sifica suas atividades sísmicas em áreas de pouco conhecimento geológico, principalmente nas bacias do Solimões, Parnaíba e São Francisco, exploradas por empresas como Petrobras, OGX e HRT. De acordo com o diretor da agência reguladora, Florival Rodrigues Carvalho, as ações acontecem em regiões já licitadas ou não. “Existem sísmicas sendo feitas em áreas de novas fronteiras (para adquirir informações para futuros leilões), em áreas já leiloadas, além daquelas realizadas por empresas que disponibilizam informações 54
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tanto para a ANP quanto para o mercado. Isso mostra que existem boas campanhas acontecendo pelo país”, afirma o diretor. Para adquirir dados que indicarão áreas de futuros leilões, as ações da agência não param. “Realizamos os estudos para conhecer as bacias e poder colocar áreas em licitação. Temos em ação todas as etapas, desde os estudos geoquímicos (coletas e amostras), geofísicos (magnotelúrico ou gravimétricos – que delimitam campos e bacia) e depois a sísmica (2D e 3D). Após a reunião dessas informações acontece a decisão sobre novas rodadas”, disse Florival. As grandes apostas da agência estão nas margens leste e equatorial. Segundo Carvalho, a Décima
Primeira Rodada terá boa parte de suas áreas, nessa região. “É uma área que colocamos entre as novas fronteiras, apesar de não ser tão nova por já ter participado de três ou quatro rodadas. Acreditamos no bom potencial dessas reservas. Ficamos muito animados com a notificação de descoberta da Petrobras no BM-CE-2, em águas profundas, agora estamos na expectativa da delimitação deste campo, aguardando os estudos, que devem durar, pelo menos, mais dois anos, para termos uma ideia mais precisa do reservatório, qualidade e comercialidade desse óleo. Se os resultados esperados se confirmarem, isso valorizará muito as margens leste e equatorial, tanto para a 11ª rodada quanto para as futuras”, afirma o diretor. Com uma área que vai da Foz do Amazonas até a Bacia do Jequitinhonha, a região tem questões ambientais delicadas em função dos sistemas costeiros sensíveis. No Maranhão, por exemplo, há os lençóis e reservas de manguezais. No Ceará, a pesca de lagostas, entre outras áreas e atividades turísticas. “Há o desafio ambiental, e ele tem que ser desenvolvido”, afirma Carvalho, que já negocia com universidades locais a existência de um planejamento e estruturação conjunta de recursos humanos, laboratórios e outras necessidades para o desenvolvimento do setor na região. “Fora isso, teremos que negociar muito com o Ministério do Meio Ambiente, e desenvolver técnicas de exploração seguras, comprovando principalmente para o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) que lá pode haver
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Foto: Agência Petrobras
especial: E&P
atividades exploratórias sem danos ambientais.” Dos poços previstos para perfuração em 2012, a Petrobras reservou cinco na margem leste (sendo dois na Bacia do Jequitinhonha e três em Camamu/Almada) e sete na margem equatorial (dois na Bacia de Barreirinhas, três na do Potiguar, um na Foz do Amazonas e outro na do Ceará). Segundo a Petrobras, a ênfase de investimentos na área de exploração também vai para as novas fronteiras (pós-sal) das margens equatorial e leste, visando garantir reserva e produção, além de delimitar áreas do pré-sal e da sessão onerosa – que tem plano de desenvolvimento de suas áreas (Florim, Franco, Guará Sul, Iara Entorno, Peroba, Lula NE e Lula Sul) programado para durar 40 anos, prorrogáveis por mais cinco. Hoje, apenas 30% da área do pré-sal estão em exploração. Segundo Mauro Yuri, gerente de Planejamento de E&P do 56
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Pré-Sal da Petrobras, o índice de sucesso na perfuração de poços no pré-sal da Bacia de Santos tem sido de 80%, com uma média de 50%, o que é um número incrível para o mercado mundial, que tem médias de 30%. Isso quer dizer que de dez poços explorados, oito foram bem-sucedidos. “Porém, é muito pouco provável que esse fator de sucesso se mantenha pelos próximos anos”, afirmou. Segundo o gerente, o país está diante de uma nova fronteira exploratória, que poderá dobrar a reserva total brasileira. No último plano de negócios da companhia estavam programadas para 2012 perfurações em 75 poços exploratórios – que não entram na conta de poços de campos que já estão em desenvolvimento ou em produção –, dos quais 19 na Bacia de
Cessão Onerosa: P-74, P-75, P-76, P-77 • compra dos Cascos (PNBV) • conversão dos 4 cascos pelo Consórcio OAS/UTC/ ODB no Estaleiro Inhaúma com Conteúdo Local de 70% • construção e integração dos módulos com Conteúdo Local de 65% a 71% • localização: P-74 em Franco (2016); P-75 em Franco 2 (2016); P-76 em NE Tupi (2017) e P-77 em Franco 3 (2017). Campos, 22 na de Santos, 11 no Espírito Santo, e o restante em regiões de maior potencial, como a margem equatorial brasileira, ao norte do país. O índice atual de reposição de reservas, de 100%, é uma grande conquista para a empresa. “Isso é algo extremamente importante para uma empresa que tem, ao longo do tempo, produção crescente. Nossas reservas saíram de um patamar de 9,7 bilhões de boe, em 2000, para 15,71 bilhões hoje”, disse José Formigli. Ele lembra que esses números não contabilizam a maior parte dos volumes que a companhia ainda irá apropriar na medida em que faz o desenvolvimento da produção e declara comercialidade das áreas do pré-sal sob concessão. Também não estão na soma os 5 bilhões de boe que a Petrobras tem direito pela cessão onerosa. O atual nível de Reserva sobre Produção (R/P) da estatal (que indica o horizonte de produção com volume de reservas) é de 19,2 anos, e a meta é manter esse nível acima de 15 anos.
An煤ncio UTC
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especial: E&P
Desenvolvimento da produção
D
eterminante para o avanço da produção de petróleo no país, os projetos de desenvolvimento no pré-sal vão consumir a maior parte (49%) dos US$ 89,9 bilhões destinados a essa área, ficando o pós-sal com 34% e as áreas de cessão onerosa, com 18%. A companhia já adiantou que os investimentos a serem realizados pelas suas empresas parceiras nas atividades de E&P serão de US$ 34 bilhões no período de 2012-2016. Ainda assim, no cômputo geral de E&P, o pós-sal continuará recebendo a maioria dos recursos da companhia, pois é de lá que vem a maior parte da produção de petróleo no Brasil. A previsão é de que até 2020 essa participação, que hoje é de 95%, deve cair para 42% com o aumento da produção do pré-sal, da cessão onerosa e das novas descobertas. Segundo o Anuário estatístico brasileiro de petróleo, gás natural e biocombustíveis 2012, divulgado pela ANP, a produção de petróleo e gás no pré-sal em 2011 foi de 71 mil barris/dia de petróleo, o equivalente a 3,4% da produção nacional, que foi de 2,1 milhões de barris/ dia. Porém, esse número já avançou muito, para 140 mil barris por dia, alcançando 7% da produção no primeiro semestre desse ano. Para melhorar esses índices, um dos focos da companhia nos próximos anos é o aumento da eficiência operacional da Unidade 58
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Foto: Agência Petrobras
Dos US$ 236,5 bilhões do Plano de Negócios da Petrobras, 60% serão destinados à exploração e produção entre 2012 e 2016, com 69% voltados para o desenvolvimento da produção, 19% para exploração e 12% em infraestrutura. Enquanto os investimentos no pré-sal correspondem a 51% do valor total do E&P.
de Operação da Bacia de Campos (UO-BC) que compreende ativos importantes do portfólio da Petrobras, como Maromba, Papa-Terra, Namorado, Garoupa e Xerelete. Para tanto, a estatal criou o Programa de Aumento da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), com objetivo de melhorar a confiabilidade de entrega da curva de óleo, através de 15 iniciativas com foco na recuperação da produção e aumento da disponibilidade operacional de poços, sistemas submarinos e plataformas. Dentre as ações que serão aplicadas pela empresa estão a padronização dos equipamentos, a substituição de sistemas de produção e projetos de revitalização de plataformas. A Petrobras terá dispêndios da ordem de US$ 5,1 bilhões (US$ 1 bi de investimentos e US$ 4,6 bi de custeio) no programa, com uma previsão de lucro entre US$ 1,6 bilhão e US$ 3,3 bilhões. Nesse contexto, a petrolei-
ra vai adquirir mais três Unidades Marítimas de Manutenção e Segurança (UMS), que podem ficar próximas às plataformas e realizar reparos e trocar de equipamentos. A expectativa é de aumento gradual da eficiência operacional, começando este ano com 74% e chegando em 2016 com 90%, alcançando os resultados obtidos entre 2005 e 2009, quando o índice médio era de 89% – até que começou a cair e chegou a 71% em 2011, com perdas de 25 mil barris por dia.
Meta realista A partir da revisão de seu plano de negócios, a Petrobras começa a trabalhar com metas de produção mais realistas, ou seja, as expectativas anteriores estavam acima da capacidade real da companhia, de acordo com Graça Foster. Em 2020, a Petrobras espera produzir 4,2 milhões de barris de petróleo por dia, uma redução de 710 mil barris
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especial: E&P
Curva de produção no Pós-sal, Pré-sal e Cessão Onerosa Produção de óleo e LGN Pós-Sal
Piloto Sapinhoá
Cidade de São Paulo Piloto Lula NORDESTE
Cidade de Paraty Baleia Azul
Papa-Terra
P-63
Norte Parque Baleias
Franco 4 Lula ExtERNO Sul
P-58 Roncador IV
Lula Alto Lula Central Lula Sul
Sapinhoá Norte
P-61 (TLWP)
Baúna e Piracaba
Roncador III
Cessão Onerosa
Total de 19 plataformas instaladas até 2016 e mais 38 até 2020
P-62 Cidade de Anchieta 1º óleo: ago/2012
Pré-Sal
Franco 1 Carioca 1
Cidade de Ilhabela IracemA SUL
IracemA Norte
Lula Norte
Sul de Guará Júpiter
Maromba
Iara Horst
Carcará
Bonito
NE Tupi
Sul Parque Entorno das Baleias de Iara
Carimbé Aruanã Iara NW
Espadarte III Florim
4.200 mbpd
Franco 5 Espadarte I
Franco 3
Franco 2
Cidade de Cidade de Itajaí P-55 Mangaratiba 1º óleo: out/2012 1º óleo: set/2013
2.022 mbpd
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Ilustração: TN Petróleo
2.500 mbpd
2018
2019
2020
Pós-sal, Pré-sal, Cessão Onerosa e novas descobertas Participação na curva de produção 5%
1%
Pré-sal (concessão)
30%
Pré-sal (concessão)
95% Pós-sal
2011
2.022 mbpd
12%
Cessão Onerosa
69% Pós-sal
2016
2.500 mbpd
Novas descobertas*
42% Pós-sal
19% Cessão Onerosa
28%
Pré-sal (concessão)
2020
4.200 mbpd
*Inclui novas oportunidades em blocos onde já existem descobertas
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Pacific Mistral – Coreia do Sul; Schain Amazônia – China; Ocean Rig Mykonos – Coreia do Sul; Schahin Cerrado – China; Etesco Takatsugu J – Coreia do Sul; Deepsea Metro II – Coreia do Sul; Ocean Rig Corcovado – Coreia do Sul; ODN Delba III – Emirados Árabes; Schahin Sertão – Coreia do Sul; ODN Tay IV - Coreia do Sul; Sevan Brasil – China; ODN I – Coreia do Sul; ODN II – Coreia do Sul; Amaralina Star – Coreia do Sul
Etesco Takatsugu (17%) em relação ao planejamento anterior, que previa 4,910 milhões. Com a revisão da curva de produção de óleo, em 2016, a produção chegará ao patamar de 2,5 milhões de barris, bem menos que os 3,070 milhões estimados para 2015 no plano de negócios 2011-2015. Graça Foster afirma que a preocupação com a curva de produção da Petrobras não é de hoje. “Essa preocupação vem de muito tempo, quando eu ainda era diretora de Gás e Energia. Nossos compromissos são enormes”, afirmou. O maior crescimento da produção é esperado a partir de 2014, com expectativa de crescimento entre 5% e 6% ao ano para o período 2014-2016, segundo a curva de produção apresentada pela Petrobras. Para os anos de 2012 e 2013, a expectativa é de manutenção da produção em linha com o nível de 2011, próximo de 2%. Essa nova curva de produção está baseada na revisão da efici-
Fotos: Divulgação
Sondas contratadas no exterior para LDA acima de 2.000 m
Sevan Brasil
Pacific Mistral
Deepsea Metro ência operacional dos sistemas em operação na Bacia de Campos e no cronograma de entrada de novas unidades ao longo do período do plano de negócios. “Acreditamos que a recuperação da eficiência é absolutamente possível. E já teremos resultados a partir de 2012”, confirmou Formigli. No período 2012 a 2015, 12 novas unidades de produção (UEPs), já em construção, entram em operação, representando um acréscimo de 1,2 milhão de barris de capacidade diária da Petrobras. Já no período 2016-2018, sete novos sistemas por ano vão agregar mais 2,3 milhões bpd (barris de petróleo por dia), resultando em um novo patamar de crescimento. Projeções indicam que, com o desenvolvimento das reservas recém-descobertas, o Brasil será o país com maior crescimento de produção fora da Organização dos Países Produtores de Petróleo (Opep) até 2030. A média da
Renovação. Feita para o Brasil. twitter.com/sete_brasil facebook.com/setebrasil www.setebr.com
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Foto: Divulgação
especial: E&P
Sondas contratadas no Brasil* Sete Brasil (Estaleiro EAS): 7 Status: contratos assinados; em negociação com o parceiro tecnológico IHI Marine United Inc.(IHIMU) da IshikawajimaHarima Heavy Industries Sete Brasil: 21 Status: licitação concluída; realizando auditoria nos estaleiros para assinatura dos contratos; previsão de aprovação dos contratos: julho/12, agosto/12 e setembro/12 Distribuição: EEP – Estaleiro Enseada Paraguaçu: 4 naviossonda operados pela Odebrecht, 2 navios-sonda operados pela Etesco; EJA – Estaleiro Jurong Aracruz: 3 navios-sonda operados pela Odfjell, 3 navios-sonda operados pela Seadrill; BrasFELS – Estaleiro BrasFELS: 3 sondas semissubmersíveis operadas pela Queiroz Galvão, 2 sondas semissubmersíveis operadas pela Petroserv, 1 sonda semissubmersível operadas pela Odebrecht; ERG2 – Estaleiro Rio Grande 2: 3 navios-sonda operados pela Etesco Ocean Rig: 5
Foto: Divulgação
Estaleiro Enseada Paraguaçu
Foto: Divulgação
Estaleiro Rio Grande
Foto: Divulgação
*Serão 33 novas sondas entregues a partir de 2016 com conteúdo local entre 55% e 65%.
Estaleiro Jurong Aracruz produção mensal de petróleo, LGN e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior este ano está em torno de 2,6 milhões de barris de óleo equivalente por dia (Mboe/d). 62
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Dentre importantes descobertas ressaltadas pela Petrobras estão as recentes Dolomita Sul, Sul de Guará, Pão de Açúcar e Carcará. A descoberta de Pão de Açúcar é vista como uma nova fronteira na província petrolífera do pré-sal com volume recuperável de petróleo acima de 700 milhões de barris.
Principais projetos A Petrobras espera iniciar ainda nesse semestre a produção do Projeto Baleia Azul, que compreende os campos de Baleia Azul, Jubarte e Pirambu, utilizando o FPSO Cidade de Anchieta, com capacidade de produzir 100 mil barris de petróleo por dia e 3,5 milhões de m3/dia de gás natural. A embarcação está sendo construída no estaleiro da Keppel, em Cingapura. O Projeto Baleia Azul prevê o desenvolvimento do pré-sal nesses campos através da perfuração, completação e interligação submarina de dez poços. Além do FPSO
Cidade de Anchieta, que será afretado junto à empresa SBM, o gás explorado será escoado através do gasoduto Sul-Norte Capixaba. Outro projeto para 2012 é o Baúna e Piracaba, com foco no desenvolvimento dos campos Baúna (prospecto Tiro) e Piracaba (prospecto Sídon), a perfuração, completação e interligação de 11 poços submarinos. No local será instalado o FPSO Cidade de Itajaí, que será afretada junto à OOG-TK (Odebrecht e Teekay), com capacidade de processamento de 80 mil barris de petróleo por dia (mbp/d) e dois milhões de m3/d de gás, para atender ambos os campos. A expectativa é que o primeiro óleo desse projeto seja extraído em outubro, com pico de produção da unidade em janeiro de 2014. Já em janeiro de 2014 entra em operação o piloto de Sapinhoá (FPSO Cidade de São Paulo), que está sendo construída em Angra dos Reis (RJ). Com capacidade de produção de 120 mil bpd de petró-
leo e 5 milhões m3/d de gás natural. Em fevereiro deste ano, o avanço físico das obras da embarcação já estava bem próximo do esperado pela estatal, com 30,6% dos trabalhos realizados. Talvez um dos mais comentados projetos da Petrobras seja o da plataforma P-55, maior semissubmersível construída no Brasil, que será uma das impulsionadoras dessa retomada de crescimento da produção de petróleo. Em julho, a empresa Quip realizou o deck mating da plataforma, que consiste no acoplamento entre o deckbox da plataforma, parte superior, com o casco, parte inferior, também chamada de lower hull. A operação foi realizada por meio do içamento do deckbox, técnica inédita no Brasil, e que pode ser considerado o maior realizado em todo mundo até hoje. Apesar de alguns atrasos, a Petrobras vem trabalhando para que o primeiro óleo da P-55 seja extraído em setembro de 2013. A petroleira brasileira tem cerca de 65% da área de seus blocos exploratórios offshore em profundidades de água de mais de 400 m. As maiores reservas de petróleo, hoje, estão na plataforma continental, em águas profundas e ultraprofundas. Por isso, a entrega e o início de operação de sondas e plataformas são de suma importância.
Sondas e plataformas De acordo com Mauro Yuri, gerente de Planejamento de E&P do Pré-Sal da Petrobras, até os anos de 2008 e 2009, a Petrobras estava explorando o pré-sal com apenas duas sondas. Hoje, a companhia atua com 14 sondas na região. Pelo cronograma divulgado, a Petrobras terá 33 novas sondas nacionais que serão entregues a partir de 2016,
com conteúdo local entre 55% e 65%. Essas sondas fazem parte do pacote de 21 sondas negociadas com a Sete Brasil, e que se destinam à perfuração de poços no pré-sal da Bacia de Santos e poderão operar em profundidade d’água de 3.000 m, com capacidade de perfurar poços de até 10.000 m. Além dessas 21, a Sete Brasil tem contrato com a Petrobras para outras sete sondas de perfuração. Hoje, a estatal tem em operação 65 sondas flutuantes, quatro jackups, nove sondas marítimas (perfuração ou produção) e 119 unidades terrestres. Recentemente, a companhia aprovou a assinatura dos contratos com a empresa Sete Brasil para o afretamento e operação de sondas de perfuração do tipo semissubmersível, que serão construídas no Brasil, nos estaleiros Brasfels, Atlântico Sul (EAS), Jurong, Enseada do Paraguaçu e Rio Grande. Ainda para o pré-sal, a Petrobras assinou dez contratos no valor de US$ 4,5 bilhões, para a construção e integração dos primeiros seis módulos topside (planta de processo, utilidades e alojamento) das oito plataformas replicantes do tipo FPSO (unidade que produz, armazena e transfere óleo e gás). Essas unidades, que estão sendo construídas no Brasil, serão utilizadas no desenvolvimento dos projetos do pré-sal nos blocos BM-S-9 e BM-S-11, localizados na Bacia de Santos. Os FPSOs replicantes serão utilizados na primeira fase de desenvolvimento definida pelos parceiros desses blocos. Além disso, o Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), que prevê a inserção de 49 novos petroleiros, está em andamento. Até agora foram lançados cinco navios, sendo um
Pioneirismo. Feito para o Brasil. twitter.com/sete_brasil facebook.com/setebrasil www.setebr.com
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especial: E&P
Replicantes: construção dos cascos, construção e integração dos módulos Pacotes
Plataformas / Módulos
Empresa
Local
CASCO
Construção de 8 cascos
Ecovix
RIO GRANDE - RS
I + Integração
Módulos de Automação e Utilidades + Inte- Keppel fels gração dos FPSO 1 e 4
Angra dos Reis - RJ
I + Integração
Módulos de Automação e Utilidades + Inte- Mendes Jr / OSX gração dos FPSO 2 e 5
Barra de São João - RJ
I + Integração
Módulos de Automação e Utilidades + Inte- Jurong gração dos FPSO 3 e 6
Aracruz - ES
II + V
Módulos de Geração e Tratamento de Gás
DM/TKK
Itajaí - SC
III
Módulos de Compressão de Gás
Iesa
Charqueadas - RS
IV
Módulos de Processamento de O&G
Tomé / Ferrostal
Maceió - AL
Replicantes: localização FPSO Localização
1º óleo
1
Lula Alto
2016
2
Lula Central
2016
3
Lula Sul
2016
4
Lula Norte
2016
5
Lula Extremo Sul
2017
6
Iara Horst
2017
7
Iara Noroeste
2017
8
Carcará
2018
construído no estado de Pernambuco e quatro no Rio de Janeiro. Os navios Celso Furtado, João Cândido e Sérgio Buarque de Holanda foram entregues e estão em operação. Uma quarta embarcação, o navio de produtos Rômulo Almeida, começará a operar ainda este ano, enquanto outros dois navios, o suezmax Zumbi dos Palmares e o navio de produtos José de Alencar vão entrar em operação no primeiro trimestre de 2013
Infraestrutura Para servir de suporte para os trabalhos nas plataformas, a área de infraestrutura tem papel fundamental na exploração e produção 64
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de petróleo e gás, por isso, até 2016 a Petrobras vai investir US$ 16,3 bilhões, o que corresponde a 12% dos recursos que serão aplicados em E&P. De acordo com o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, os recursos destinados a essa área serão investidos em gasodutos, portos, upgrade de sondas e aeroporto. Dentre as ações da companhia no setor de infraestrutura, a Petrobras negociou com o concessionário do aeroporto de Cabo Frio a sua ampliação para atender às demandas do pré-sal. A empresa alugou o serviço de armazenagem e transporte de materiais do Carbopark, complexo de logística localizado no Rio de Janeiro para os barcos de apoio no cais do Porto do Rio. A Wilson Sons é uma das empresas que oferece infraestrutura para as companhias de petróleo, entre elas a Petrobras. Atuando nos segmentos de apoio marítimo às plataformas de E&P de petróleo e gás, transportando equipamentos, lama de perfuração, tubos, cimento e alimentos, entre outros materiais. Para a realização desses serviços, a companhia possui uma frota com 14 PSVs (platform supply vessels), todos a seu serviço,
e mais de 70 rebocadores. Em agosto, entrou em operação o PSV Batuíra. Para o diretor executivo de Tecnologia da Abimaq, João Alfredo Delgado, a discussão sobre o conteúdo local tem relevância em toda a cadeia produtiva do petróleo e gás. “Por isso, falar de conteúdo local também é falar da recuperação da indústria de máquinas e equipamentos”, afirmou João. Ele informou que o déficit do setor de máquinas foi de US$ 17 bilhões em 2011. Pensando em aumentar a competitividade entre as empresas do setor, o BNDES tem diversas linhas de crédito de apoio à cadeia produtiva de óleo e gás, com destaque para o BNDES P&G. De acordo com Rodrigo Bacellar, superintendente da área de Insumos Básicos do BNDES, as rotas tecnológicas prioritárias para o banco são Top Side, Subsea e Poços, ligados ao segmento de exploração e produção de petróleo e gás, e que concentram a maior demanda de inovações tecnológicas. Em agosto, a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) lançou,
Foto: Divulgação FMC
Equipamento de Separação Submarina de Água e Óleo (SSAO) da FMC juntamente com o BNDES, o Inova Petro, programa de R$ 3 bilhões voltado para o desenvolvimento de fornecedores brasileiros para a cadeia produtiva da indústria de petróleo e gás natural. A iniciativa tem o objetivo de fomentar projetos que contemplem pesquisa, desenvolvimento, engenharia, absorção tecnológica, produção e comercialização de produtos, processos e/ou serviços inovadores ligados ao tema. Previsto para ir até 2016, o programa vai oferecer recursos para o desenvolvimento de tecnologias relacionadas a processamento de superfície (tecnologias aplicáveis no processamento que acontece em plataformas e embarcações); instalações submarinas e instalações de poços.
Tecnologias No início deste ano, a FMC Technologies e a Petrobras assinaram um acordo de US$ 900 milhões para fornecimento de tecnologias para o pré-sal. Inicialmente, o negócio envolve o fornecimento de 78 árvores de natal molhadas (ANM), que atuarão em profundidades de 2.500 m. Mas, de acordo com a FMC, a encomenda
pode chegar a 130 equipamentos, levando o negócio a alcançar a marca de US$ 1,5 bilhão. Além disso, o equipamento de separação submarina de água e óleo (SSAO) também desenvolvido pela FMC em parceria com a Petrobras já está instalado no campo de Marlim, na plataforma P-37. José Formigli, adiantou que já existe petróleo passando pelo equipamento, e a empresa aguarda apenas a estabilização do fluxo de água e de óleo para começar a operar com a unidade como separador. A tecnologia empregada permite que no mínimo 70% da água produzida através do equipamento sejam reinjetados. Assim, o equipamento vai liberar a capacidade da planta de processo na plataforma, anteriormente ocupada pela água produzida, aumentando a produção de óleo e do fator de recuperação. Já a Aker Solutions entregou no ano passado à Petrobras o maior equipamento utilizado para escoamento da produção de gás natural já fabricado no Brasil. O manifold, estrutura de grande porte que serve para interligar diversos campos produtores de gás natural, localizados no fundo do mar, foi instalado junto à plataforma P-57, na Bacia do Es-
Crescimento. Feito para o Brasil. twitter.com/sete_brasil facebook.com/setebrasil www.setebr.com
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especial: E&P
Manifold da Aker Solutions
pírito Santo, no campo de Jubarte, a uma profundidade de 1.193 metros. A Technip vai fabricar 24 km de linhas flexíveis de injeção de gás de 6 polegadas para os campos de Guará e Lula Nordeste, no pré-sal da Bacia de Santos, em lâmina d’água de 2.250 m, que serão usadas para reinjeção do gás produzido no reservatório. A previsão é de que tudo esteja entregue à Petrobras até o primeiro trimestre de 2013. Enquanto isso, a Oceaneering vai fornecer quase 400 km de umbilicais termoplásticos de controle de produção para a Petrobras para o desenvolvimento de projetos na Bacia de Santos e Espírito Santo. Até 2015, serão entregues 200 km para Lula e Sapinhoá e 135 km para o Parque das Baleias. Está previsto ainda para setembro o início dos testes do primeiro sistema submarino de injeção de água no fundo do mar, que tem o objetivo de aumentar a capacidade de produção das plataformas. Esses investimentos em novas tecnologias pela Petrobras e parceiros já estão dando resultados, como no caso da instalação da bomba multifásica, que utiliza energia do próprio reservatório para aumentar a pressão, que 66
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Umbilicais termoplásticos de controle de produção da Oceaneering possibilitou o aumento de produção do poço BR-73, no Campo de Barracuda (Bacia de Campos), de 15 mil para 23 mil barris por dia.
Desafios futuros No relatório ‘Oportunidades e desafios da agenda de competitividade para construção de uma política industrial na área de petróleo: propostas para um novo ciclo de desenvolvimento industrial’, a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) faz uma radiografia das demandas do cenário atual.
Os desafios são inúmeros. Entre eles está a implementação de políticas, recursos humanos qualificados, engenharia nacional, indefinições no marco regulatório, entre outros. Mas uma das questões principais, segundo o superintendente da instituição, Paulo Buarque, passa por decisões do governo. “A grande questão que deixa uma lacuna no futuro da exploração de petróleo e gás no Brasil é a realização de novas rodadas. Sem elas, em 2016 não haverá blocos a serem explorados em mar ou em terra. Somente teremos áreas em produção”, afirmou. Para Glauco Arbrix, presidente da Finep, os desafios do pré-sal são uma oportunidade única para transformar a pesquisa de materiais nas empresas brasileiras e melhorar a qualidade da engenharia dentro do país.
O que é ser feito para o Brasil? É ser o primeiro a viabilizar a construção de sondas de perfuração em águas ultraprofundas no País. É viabilizar a construção não de apenas uma, mas 28. É confiar no ressurgimento da indústria naval. É reconhecer a qualidade e capacidade do trabalhador brasileiro. É contribuir ativamente para que o Pré-Sal gere riquezas para o Brasil. É permitir que US$ 27 bilhões sejam investidos aqui. A Sete Brasil é a primeira empresa de serviços a contratar a construção de sondas de perfuração de última geração no Brasil, utilizando mão de obra local, gerando 150 mil empregos diretos e indiretos. O desafio está apenas começando, mas já temos o maior orgulho em dizer: somos feitos para o Brasil.
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petroquímica
Reestruturado na última década, quando recebeu expressivos investimentos – inclusive em decorrência da retomada dessa atividade pela Petrobras –, o setor petroquímico vê oportunidade de expansão em função da oferta de matérias-primas provenientes do pré-sal, como nafta, gás, condensado, entre outros, ao mesmo tempo que estabelece metas para reduzir impacto ambiental. por Maria Fernanda Romero
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A Abiquim (Associação Brasileira da Indústria Química) divulga que, em 2011, o faturamento da indústria química alcançou US$ 158,5 bilhões. Levando-se em consideração o Produto Interno Bruto (PIB) do ano passado, a participação da química foi de 2,6%, valor ligeiramente superior ao do ano anterior, de 2,5%. A manutenção dessa curva de crescimento, ainda que pequena, reflete a consolidação do setor petroquímico no país, que passou por uma reestruturação e vem recebendo investimentos contínuos, sobretudo em função da retomada dessa atividade por parte da Petrobras, a principal fornecedora de matéria química dessa indústria. O presidente executivo da Abiquim, Fernando Figueiredo, assegura que o segmento petroquímico, apesar de todas as dificuldades, foi o que mais realizou investimentos nos últimos dez anos no Brasil. De acordo com o executivo, se forem considerados os investimentos em ampliação de capacidade de petroquímicos básicos e resinas termoplásticas, a oferta de produtos mais do que dobrou. “As perspectivas são também muito promissoras graças à enorme presença desses produtos em praticamente todas as cadeias industriais. Vale lembrar que o consumo per capita brasileiro de resinas termoplásticas é significativamente inferior ao de outros países, inclusive alguns vizinhos, o que pode se traduzir como oportunidade de crescimento”, afirma. TN Petróleo 85
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petroquímica
Ele aponta, ainda, que existem enormes perspectivas com relação ao crescimento da oferta de matérias-primas provenientes do pré-sal, que poderão ser disponibilizadas à petroquímica nacional, como nafta, gás, condensado, etc. Por fim, ressalta que o Brasil possui também um enorme potencial no que diz respeito à produção de produtos de origem renovável. Para Fátima Giovanna Coviello Ferreira, diretora de Economia e estatística da Abiquim, a expectativa para o setor petroquímico nos próximos anos vai depender do desempenho da economia brasileira e também dos reflexos da crise internacional sobre o país. De modo geral, afirma, acredita-se que a demanda final por produtos químicos, dentre os quais os petroquímicos, deverá manter a elasticidade entre uma e meia a duas vezes o crescimento do PIB. Então, caso se confirmem as projeções de crescimento para o próximo ano entre 3,5% e 4%, a demanda por esses produtos poderá crescer entre 5% e 8%. “O que não podemos perder é a oportunidade de transformar esse crescimento da demanda em agregação de valor ao país. Há uma expectativa bastante positiva com relação ao Conselho de Competitividade Químico-Petroquímico, principalmente pela competência e profissionalismo dos representantes de Governo envolvidos no trabalho. Caso tenhamos também uma solução em relação ao gás, as perspectivas serão bastante promissoras“, comenta. Fátima lembra ainda que a química está presente em prati70
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camente todas as cadeias e com um peso bastante expressivo na construção civil, que deverá ter bom desempenho nos próximos anos em razão dos investimentos necessários em infraestrutura.
Inovação
As perspectivas são também muito promissoras graças à enorme presença desses produtos em praticamente todas as cadeias industriais. Vale lembrar que o consumo per capita brasileiro de resinas termoplásticas é significativamente inferior ao de outros países.” Fernando Figueiredo, presidente executivo da Abiquim
Mas para que esse desempenho se mantenha, a indústria petroquímica terá que vencer alguns desafios, relacionados principalmente com sua sustentabilidade, a questão das matérias-primas renováveis, além de processo e produtos inovadores, para um mercado cada vez mais exigente. A Abiquim estima que 1,5% do faturamento do setor químico deverá ser aplicado em pesquisa e desenvolvimento no ano de 2020, com um crescimento gradual até essa data. Segundo a executiva, as empresas químicas são fortemente baseadas em conhecimento e em tecnologia, mas as oportunidades e os desafios são muito mais amplos do que qualquer empresa pode enfrentar de modo isolado. Por isso, as grandes petroquímicas estão buscando cada vez mais colaborações, seja com outras empresas ou com instituições de ensino e pesquisa. “As universidades estão cada vez mais preparadas para as colaborações no plano científico. Os investimentos dependem de cada empresa, das suas áreas de negócios e das suas trajetórias. É possível dizer que todas estão cada vez mais conscientes do tema inovação e possuem algumas preocupações comuns”, ressalta Fátima. Em virtude dos elevados valores de investimentos requeridos no setor, um dos pontos também fundamentais e cruciais para o seu pleno desenvolvimento é a disponibilidade de matérias-primas competitivas em preço, em volu-
Com o Faturamento: ranking mundial 2º EUA US$ 720 bi
7º Brasil US$ 130 bi
6º França US$ 137 bi 10º Reino Unido US$ 94 bi
9º Itália US$ 105 bi
8º Índia US$ 125 bi 4º Alemanha US$ 229 bi
5º Coreia do Sul US$ 139 bi
1º China US$ 903 bi
sua obra vai mais longe
3º Japão US$ 338 bi
Total mundial: US$ 4,2 tri Fonte: ACC, Cefic e Abiquim (2010)
Onze maiores
empresas de química e petroquímica
Braskem Refap Basf Bayer Heringer Du Pont Syngenta Bunge Dow White Martins Akzo Nobel Fonte: Exame Melhores e Maiores, 2011
mes necessários e com prazos de fornecimento estabelecidos em contrato. A decisão do investimento seria agilizada por essa garantia.
Além disso, a solução de distorções do sistema tributário, com a desoneração da cadeia produtiva e a aplicação do princípio da isonomia tributária com produtos sucedâneos, bem como a firme defesa contra a concorrência desleal, é uma importante ação para o fortalecimento da indústria instalada no país. “O Brasil precisa acelerar os investimentos para a melhoria da infraestrutura logística, especialmente no que se refere à distribuição de gás e à disponibilidade de portos, rodovias e outras soluções modais, aumentando, assim, a eficiência do sistema e, por extensão, a competitividade dos produtos aqui fabricados“, pontua.
Reestruturação Os dois últimos anos foram importantes para o setor petroquímico brasileiro. Em 2010, a Braskem concluiu as negociações para a aquisição da Quattor por meio de um Acordo de Investimento celebrado entre Odebrecht, Petrobras, Braskem e Unipar. O entendimento permitiu à Petrobras consolidar seus principais ativos petroquímicos na Braskem, que se tornou o veículo preferencial de
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71
petroquímica
Cadeia petroquímica Refinarias
1ª Geração
2ª Geração
3ª Geração
Petroquímico Básico
Resinas
Transformadores
nafta/gás GáS NATURAL Etano
1ª Geração Eteno
petroquímicos básicos
2ª Geração
PETRÓLEO Nafta
Butadieno
Cloro Dicloretano / PVC
Tubos, conexões, filmes, calçados, frascos, fios e cabos
Polipropileno
Autopeças, sacarias e embalagens
Látex - SBR
Borrachas, papel e celulose, auxiliar têxtil e calçados
Borracha de estireno - Butadieno
Benzeno Paraxileno
Etilbenzeno
Poliestireno
DMT
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TN Petróleo 85
Fibras sintéticas e borrachas para automóveis, eletroeletrônicos Embalagens e fibras têxteis de poliéster
PET
Ácido tereftálico
sua atuação no setor, e ampliar a aliança estratégica entre as empresas, com o consequente aumento da participação societária na Companhia. A consolidação dos ativos transformou a Braskem na maior empresa petroquímica das Américas em capacidade de resinas termoplásticas, colocando-a em um novo patamar de escala e eficiência para fazer
Eletrônicos e embalagens
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3ª Geração Filmes, embalagens, garrafas, utensílios domésticos, fios e cabos
Polietileno
Buteno
Propeno
RESINAS/OUTROS
frente aos desafios do mercado Consumo per capita internacional. Com capacidade de produção de produtos plásticos de cerca de 7,5 milhões de toneladas de resinas plásticas (Polietileno, Polipropileno e PVC), EUA: 130 kg/hab/ano sendo 5,5 milhões só no Brasil, a Braskem é o 90 terceiro maior proEuropa: kg/hab/ano dutor global de Polipropileno e está na sexta no ranking Brasil: 24posição kg/hab/ano petroquímico mundial. As capacidades de produção globais
Fonte: Abiquim
destas três resinas somem cerca de 170 milhões de toneladas. Na produção de biopolímeros (polímeros produzidos através de fontes renováveis), a Braskem é líder em capacidade mundial através de sua unidade de produção de Polietileno Verde produzido a partir da matéria-prima etanol. Além disso, em janeiro deste ano, a Petrobras anunciou a incorporação da Petroquisa e a
Da primeira à terceira geração Organizada em produtores de primeira, segunda e terceira geração com base na fase de transformação de várias matérias-primas ou insumos, a cadeia petroquímica representa a transformação de subprodutos do refino do petróleo bruto, em especial nafta ou gás natural, em bens de consumo e industriais utilizados para diversas finalidades. No Brasil, a nafta é a principal matéria-prima da cadeia petroquímica, seguida do gás natural, sendo a Petrobras praticamente a única produtora desses insumos, atendendo por décadas a demanda nacional com produção própria e com importações. Com a quebra desse monopólio em 2002, centrais petroquímicas começaram a importar matéria-prima por conta própria, para complementar suas necessidades. A nafta e/ou gás passam de início por um processo chamado ‘craqueamento’, que resulta nos petroquímicos básicos, tais como eteno, propeno e aromáticos. O tipo de matéria-prima empregado tem rendimentos variados e determina um mix diferenciado de produtos. A história da petroquímica no Brasil começa no início dos anos 1950, quando um novo produto passou a ter uma demanda intensiva no Brasil: o plástico. Em meio ao clima desenvolvimentista e modernizador do período, o consumo crescia com rapidez, sinalizando a necessidade de es-
tabelecer uma indústria nacional capaz de atendê-lo. Até então, o país supria suas necessidades com importações. Hoje, os principais polos petroquímicos no país são localizados em três diferentes regiões: Nordeste (Camaçari-BA), Sul (Triunfo-RS) e Sudeste (Capuava/Mauá-SP e Duque de Caxias-RJ). Dentre os grupos de produtos químicos que são produzidos nos polos, os mais expressivos são: petroquímicos básicos, intermediários para fibras sintéticas, intermediários para detergentes, intermediários para plásticos, cloro e álcalis, resinas termoplásticas, resinas termofixas, elastômeros, solventes industriais, intermediários para fertilizantes, intermediários para plastificantes, plastificantes e outros produtos químicos orgânicos.
cisão parcial da BRK Investimentos Petroquímicos – empresa que integra o bloco de controle da Braskem – com versão da parcela cindida na Petrobras. Com a operação, Odebrecht e Petrobras iniciam o processo de concentração da totalidade de suas ações ordinárias de emissão da
Braskem na BRK. Como resultado, a BRK passou a ser a titular de ações ordinárias de emissão da Braskem correspondentes a 93,3% do seu capital votante. Na Petrobras, os investimentos em petroquímica até 2016 serão de R$ 5 bilhões, 2,1% dos US$ 236,5 bilhões previstos para este
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Brasil: faturamento líquido em 2011 Total: US$ 160 bilhões Outros
US$ 2,2
Participação na indústria de transformação (%) 18,5%
Fibras artificiais e sintéticas Tintas, esmaltes US$ 1,3 e vernizes
15,6%
US$ 4,5
10,4%
Defensivos agrícolas
10,1%*
US$ 8
Produtos de limpeza e afins
5,8% 4,4% 4,3%
US$ 8,7
Higiene pessoal, perfumaria e cosméticos
Fertilizantes
US$ 16,9
Produtos químicos de uso industrial
US$ 76,2
Produtos farmacêuticos
US$ 15,4
Total geral
US$ 25,3
Fonte: Abiquim e outras associações
Balança comercial de produtos químicos 1991/2011 2011/2010
a.a 2011/1991
Total em US$ bi
Importação
+ 25%
+ 13,1%
42,3
Exportação
+ 21%
+ 10,6%
15,8
Saldo/Déficit
+ 28,3%
+ 15,3%
26,5
Fonte: MDiC/Secex - Sistema Alice Web / Janeiro 2012
Participação no
PIB
Empresas brasileiras atuando na indústria de transformação do plástico
2,6% 12 mil Fonte: Abiquim, 2011
período. O Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), um dos projetos mais importantes da estatal, deverá ter o primeiro trem de refino do Comperj, atual74
TN Petróleo 85
40% em São Paulo
mente em construção, concluído até abril de 2015. O complexo petroquímico em sua primeira etapa terá capacidade de processar 165
1
2
3
4
5
6
7
1. Alimentos e bebidas; 2. Coque, produtos derivados do petróleo; 3. Veículos automotivos, reboques e carrocerias; 4. Produtos químicos; 5. Metalurgia; 6. Máquinas e equipamentos; 7. Produtos de metal (exceto máquinas e equipamentos). * Produtos químicos: inclusive farmoquímicos e farmacêuticos Fonte: IBGE, 2009
mil barris de petróleo por dia, abastecendo o mercado com óleo diesel 10 ppm (42,9% da produção), nafta petroquímica (22%), querosene de aviação (16%), coque (10%), GLP (5,5%) e óleo combustível (4,1%). O segundo trem de refino do Comperj encontra-se em Fase de Avaliação e será idêntico às refinarias Premium I (MA) e Premium II (CE), com capacidade para processar 300 mil barris de petróleo por dia, e sua operação deve ser iniciada em janeiro de 2018. Além dos trens de refino, o projeto Comperj ainda contará com unidades de produção de lubrificantes e aromáticos, bem como unidades de processamento do gás natural produzido no pré-sal, que também será utilizado como matéria-prima para as plantas petroquímicas.
Volatilidade dos preços de produtos petroquímicos Os preços dos produtos petroquímicos são formados pelo mercado internacional, ou seja, pelo balanço de oferta x demanda. O equilíbrio entre esses fatores é um importante regulador dos preços mundiais, resultando em um mercado cíclico, no qual a forte demanda aumenta os preços e gera oportunidades de investimento; esses investimentos em grande escala geram ‘saltos’ na oferta e na capacidade ociosa temporária; os preços caem em função do excesso de oferta e os investimentos cessam, até que a oferta e a demanda estejam equilibradas. Carlos Alberto Lopes, sócio diretor da Gas Energy, consultoria brasileira de gás, petroquímica e energia no Brasil e América Latina, explica que essa volatilidade dos preços de produtos petroquímicos dá-se em função do desbalanceamento entre a oferta e a demanda ou por fatores exógenos à economia, causando a ciclicalidade e reduzindo as margens das petroquímicas. De acordo com o executivo, os ciclos estão se tornando cada vez mais irregulares, afetados
por contingências externas do setor (guerras, crises políticas e econômicas, desastres naturais, etc.), e as empresas precisam entender que os empreendimentos petroquímicos são de longa maturação. A América Latina, e particularmente o Brasil, são nesse mercado price taker, ou seja, o Brasil acompanha a formação dos preços no mercado internacional, desses produtos que são tipicamente tradables. Na ponta da Cadeia Produtiva Ampliada, onde se encontra uma acirrada competição, os preços são rigorosamente feitos pelo mercado, não é possível impor preços em commodities tradables. “Como as principais matérias-primas da indústria petroquímica são o nafta e o gás natural, os preços dos petroquímicos são totalmente afetados pelo preço internacional desses insumos”, comenta. Segundo Lopes, a precificação adequada tecnicamente para o gás natural de uso em matérias-primas, como metanol e seus derivados e amônia e ureia, deveriam seguir uma paridade de preços internacionais, sem artificialismos locais. TN Petróleo 85
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petroquímica
Braskem:
um gigante brasileiro
No Brasil, a Braskem tem 68% do mercado e, nos seus principais segmentos, concorre apenas com empresas estrangeiras que exportam para o Brasil. Entretanto, sua margem de lucro caiu em 2011 e 2012, em decorrência do ciclo de baixa do setor petroquímico internacional, reflexo da crise financeira externa e agravada por efeitos locais que diminuíram a competitividade das empresas brasileiras.
D
e acordo com Luciano Guidolin, vice-presidente de Poliolefinas e renováveis da Braskem, o ciclo de baixa do setor petroquímico internacional ocorre em períodos nos quais a oferta de resinas supera a demanda, por conta das novas capacidades surgidas a partir de investimentos feitos no período positivo do ciclo, e esse desequilíbrio gera compressão de margem e rentabilidade para os produtores. Entre 2010 e 2011, enquanto a demanda global ainda sofria com os efeitos da crise financeira, houve aumento de produção significativo e no Oriente Médio e nos EUA com base em matéria-prima altamente competitiva, levando a esse excesso de oferta. Dado esse efeito global, a mesma diminuição de resultado da Braskem foi observada nas demais empresas petroquímicas internacionais, especialmente na Europa e Ásia. 76
TN Petróleo 85
Luciano informa que as perspectivas de curto prazo – ano de 2012 – para o mercado de resinas termoplásticas e petroquímico brasileiro são de um pequeno crescimento de demanda, aquém da expectativa do setor, e de baixa rentabilidade pelas menores margens internacionais. “No longo prazo, as perspectivas são positivas pelo potencial de crescimento do PIB e consumo do Brasil e pelas oportunidades de novos investimentos de expansão
a partir das matérias-primas a serem produzidas no pré-sal”, complementa. Entre as principais dificuldades encontradas pela cadeia petroquímica brasileira, Guidolin destaca o alto custo da matéria-prima, a elevada carga fiscal incidente sobre o processo de produção industrial no Brasil, o alto custo e baixa capacitação da mão de obra local, a deficiências na infraestrutura (custo de energia elétrica, logística) e
soluções ambientais o alto custo de capital no país. “Esses fatores, costumeiramente chamados de ‘Custo Brasil’, afetam a competitividade tanto da operação de plantas atuais, como também o custo de novos investimentos”, ressalta.
Crescimento contínuo Para o executivo, o Brasil tem o potencial de crescer sua produção de petroquímicos e se tornar líder global na química verde. Para tanto, tem que aproveitar as oportunidades de novas matérias-primas petroquímicas competitivas que serão produzidas a partir do desenvolvimento do pré-sal e implementar um programa de Governo que incentive a economia verde e os investimentos industriais em petroquímica. No que se refere a inovação e tecnologia do setor, o executivo afirma que o governo brasileiro, a exemplo do que ocorre em outros países, poderia apoiar o desenvolvimento tecnológico na química verde por meio de programas de financiamento de pesquisa e redução de carga tributária para projetos com este perfil. Tais propostas, entre outras, foram discutidas e apresentadas ao Governo no âmbito do Conselho de Competitividade da Indústria Química, criado neste ano para identificar as ações necessárias no sentido de incrementar a competitividade e investimentos em vários setores brasileiros. “O Conselho de Competitividade da Indústria Petroquímica, criado e coordenado pelo Governo com a participação dos vários segmentos da indústria, já apresentou suas proposições quanto ao REIQ (Regime Especial da Indústria Química) nas áreas de desoneração dos
investimentos, desoneração das matérias-primas e incentivos ao desenvolvimento tecnológico da química renovável”, afirma Guidolin, acrescentando que a adoção das propostas contidas no REIQ é ponto fundamental para a aceleração dos investimentos e do desenvolvimento do setor. Desde o início de junho, a Braskem acelerou o ritmo da construção da nova fábrica de butadieno localizada no Polo Petroquímico de Triunfo (RS), que entrou em operação 50 dias antes da data prevista. Com 103 mil toneladas adicionais do produto por ano, a nova planta atenderá o mercado automobilístico e de borrachas em geral. Luciano Guidolin explica que essa aceleração é decorrência da carência internacional por esta matéria-prima petroquímica e da possibilidade de a Braskem antecipar a partida deste investimento executando-o dentro dos custos planejados. “A nova unidade de butadieno é um exemplo da estratégia da Braskem de continuar a investir no fortalecimento da cadeia petroquímica no Brasil e em sua capacidade de ser um fornecedor de qualidade”, conclui o executivo. Com investimento de R$ 300 milhões, a planta entrou em operação 14 meses após o início das obras, que gerou 1,8 mil empregos e já está operando na sua capacidade máxima de produção, que atenderá basicamente ao mercado externo, com exportações voltadas para os Estados Unidos, México e Argentina.
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petroquímica
Braskem: grandes números Receita bruta: R$ 39,8 bilhões/ US$ 23,8 bilhões Receita líquida: R$ 33,2 bilhões/ US$ 19,9 bilhões Ebitda: R$ 3,7 bilhões/ US$ 2,2 bilhões Receita com exportações: US$ 5,8 bilhões Dispêndio em inovação e tecnologia: R$ 155 milhões/ US$ 92 milhões Investimentos: R$ 2,07 bilhões/ US$ 1,2 bilhões Número de colaboradores: 7.600 Laboratórios e plantas-piloto: 19 laboratórios de controle de qualidade e mais 9 plantas-piloto Escritórios internacionais: 10 Patentes: Mais de 445 patentes no Brasil, Estados Unidos e Europa Inovação: Duas modernas unidades do Centro de Inovação & Tecnologia e cerca de 300 profissionais especializados apoiam as pesquisas e desenvolvimentos de produtos e processos da Braskem. Capacidade de produção: Mais de 16 milhões de toneladas/ ano de resinas termoplásticas e outros produtos químicos Fábricas: 35 unidades industriais, 28 instaladas no Brasil, nos estados de Alagoas, Bahia, Rio de Janeiro, Rio Grande do Sul e São Paulo. Cinco nos Estados Unidos, nos estados da Pensilvânia, West Virginia e Texas e duas na Alemanha nas cidades de Wesseling e Schkopau. ciadas e a terraplenagem está em fase de conclusão, objetivando a partida das operações em 2015. Além disso, nos Estados Unidos, onde possui cinco plantas de polipropileno, a Braskem adquiriu em julho os ativos de separação de propeno, splitter, da refinaria de Marcus Hook na Pensilvânia, assegurando o fornecimento de matéria-prima de diversas fontes, e dessa forma, garantindo a continuidade da operação de sua planta na região. De acordo com Guidolin, o projeto Etileno XXI está com a etapa de terraplenagem praticamente concluída e com o cronograma em dia, sendo o início de operação previsto para 2015. A montagem da equação de financiamento também está bem encaminhada, 78
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com aportes já aprovados pelo BNDES, pelo Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) e Banco Mundial. Segundo o executivo, o grupo de instituições financeiras também será composto pelo banco de desenvolvimento do México, Bancomext e Nacional Financeira e por bancos comerciais,cuja participação encontra-se em fase final de aprovação. “O investimento total previsto no projeto é superior a US$ 3 bilhões. O complexo integrado produzirá um milhão de toneladas/ano de eteno e igual volume de polietileno a partir de gás natural a ser fornecido pela Pemex através de contrato de longa duração”, afirma. E explica que a escolha do México deveu-se a uma combinação de fatores: disponibilidade
de gás a preços competitivos; o fato de o país ser importador líquido de polietileno; sua proximidade com o mercado americano e complementaridade com as plantas de PP da Braskem nos EUA; e a estratégia da companhia de ampliar a participação do gás na sua matriz de matérias-primas. “No curto prazo, a Braskem não pretende implantar outros projetos greenfield no mercado internacional (no Brasil, vai liderar a implantação da parte petroquímica do Comperj), mas analisa projetos para médio e longo prazo no Peru, Venezuela, Bolívia e América do Norte“, ressalta.
Petroquímica verde Com os elevados preços do petróleo e por se tratar de um recurso finito, as petroquímicas mundiais estão, cada vez mais, procurando o desenvolvimento de produtos com base em matérias-primas não convencionais. A Braskem tem utilizado insumos renováveis como a produção de polipropileno verde e atualmente é líder global na produção de polímeros verdes, criados a partir de matérias-primas renováveis, através de seu investimento na produção de Polietileno Verde no Rio Grande do Sul. O polipropileno, em sua versão petroquímica é a segunda resina termoplástica mais consumida no mundo. O vice-presidente de Poliolefinas e Renováveis da Braskem conta que a adoção das resinas verdes tem sido crescente pelas empresas preocupadas em reduzir sua ‘pegada de carbono’ e representa uma grande oportunidade para o Brasil alavancar sua competitividade e potencial
de produção de etanol para se tornar líder mundial da química verde. “Além do Polietileno Verde, a Braskem tem projetos de investimento de expandir sua capacidade atual e de novos produtos, em particular uma nova unidade de Polipropileno Verde e outros químicos renováveis a serem definidas e implementadas nos próximos anos“, pontua. Recentemente, a alemã Tecnaro, especialista em biocompostos, fechou contrato com a Braskem para uma nova linha de aplicação de polietileno (PE) verde. A Tecnaro produzirá compostos com PE ‘verde’ da Braskem, biopolímero feito a partir do etanol de cana-de-açúcar, em uma série especial chamada Arboblend, um composto de biopolímero que pode ser processado, dependendo da fórmula, por meio de moldagem por injeção, extrusão (filme) ou termoformagem. Com a nova linha renovável, a Braskem quer ampliar a penetração do biopolímero no mercado europeu.
Capacitação Apesar de não ser uma indústria intensiva em mão de obra, a química emprega pessoas altamente qualificadas e com um nível salarial bem maior do que a média nacional. Em 2011, a Abiquim criou a Comissão de Recursos Humanos, que terá como uma das missões estudar essas e outras questões relativas à mão de obra, espe-
cialmente a melhora contínua da qualificação profissional e a demanda futura por profissionais na área química. Para esse fim, essa Comissão está trabalhando em parceria com entidades sindicais, governo e também o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial – Wikipédia (Senai) da Confederação Nacional da Indústria (CNI). “Caso sejam eliminados os principais gargalos que afetam hoje o crescimento da indústria química no Brasil, a procura por mão de obra especializada e altamente qualificada deverá aumentar expressivamente nos próximos anos”, explica Fátima Giovanna Coviello Ferreira, diretora de economia e estatística da Abiquim. A realização das oportunidades de investimento de US$ 167 bilhões em dez anos, de acordo com as projeções do Pacto Nacional da Indústria Química, deve permitir a criação de mais de dois
milhões de empregos diretos, indiretos e efeito renda. Tais empregos seriam propiciados pelo aumento da atratividade para investimentos externos diretos, pelo aumento da importância do Brasil no comércio internacional, pelo estímulo ao desenvolvimento do setor de bens de capital, pelo fortalecimento do mercado de capitais e pela redução da vulnerabilidade externa. Além disso, destaca-se o potencial de aproveitamento da biomassa e o estímulo ao desenvolvimento de tecnologia, com a criação de uma cultura de inovação e pesquisa. Nesta direção, a Gas Energy, maior consultoria brasileira de gás, em parceria com a Abiquim promove também diversos cursos de capacitação em petroquímica. Segundo Luciano Guidolin, a indústria petroquímica trabalha com mão de obra de qualificação elevada para operação de suas unidades e na preparação de seus integrantes. A Braskem tem contribuído de forma positiva para o contexto nacional por meio de programas de treinamentos internos ou cursos de capacitação com parceiros externos (a exemplo do Senai para a área técnica e do Insper para o MBA Executivo). Estas iniciativas devem se aprofundar nos próximos anos em função das futuras necessidades de pessoas para as oportunidades de crescimento dos setores de petróleo e petroquímica“ enfatiza.
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rio capital de energia
O Rio de Janeiro é o ponto de partida de uma nova série de reportagens que a TN Petróleo de fazer uma radiografia dos principais polos industriais do Brasil relacionados ao setor de petróleo e gás, mostrando, assim, o ‘mapa da energia’ da economia brasileira. 80
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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
vai veicular com o objetivo
Capital da Energia - Rio de Janeiro
Um rio
de energia Maior produtor de petróleo e gás do país, o Rio de Janeiro tornou-se não somente o epicentro da indústria petrolífera brasileira como também do setor energético, abrigando projetos emblemáticos que refletem a diversidade da matriz energética brasileira. Mais do que isso, o estado fluminense tem atuado como um verdadeiro ‘gerador’ de novos empreendimentos – estes vão mais além da área energética –, alavancando a indústria nacional e contribuindo para o aquecimento da economia. por Beatriz Cardoso e Maria Fernanda Romero
C
om quase 48 mil km², o estado do Rio de Janeiro confirma o dito popular de que ‘tamanho não é documento’, mesmo em um país de dimensões continentais como o Brasil. Terceiro menor estado brasileiro em área territorial – à frente apenas de Alagoas e Sergipe –, mas com uma área pouco maior do que a Dinamarca, o Rio de Janeiro é responsável por 75% do petróleo e 45% do gás natural produzido no país. Terceiro estado mais populoso do Brasil, com 8,4% da população total (de acordo com o censo 2010) e, consequentemente, com a maior densidade demográfica (não contabilizando o distrito federal), o Rio de Janeiro tem a segunda maior economia nacional e a quarta da América do Sul, com um Produto Interno Bruto (PIB) de R$ 353,9 bilhões (menor apenas que o de São Paulo), com uma participação
no PIB nacional de aproximadamente 16%. Capital brasileira do petróleo, com uma produção diária superior a 1,5 milhão de barris e quase 28,5 milhões de m3 de gás natural, o estado abriga a maioria absoluta das companhias petrolíferas em operação no Brasil, o maior número de estaleiros em atividades e o maior e mais moderno parque tecnológico com foco no desenvolvimento e inovação para a cadeia produtiva de óleo e gás, na área da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Embora grande parte da economia fluminense se baseie na prestação de serviços, é cada vez maior a participação da indústria (hoje respondendo por cerca de 40% do PIB), sobretudo em função da expansão da cadeia produtiva de óleo e gás, que tem unidades industriais em atividade no estado e bases de serviços instaladas na região costeira do estado, em es-
pecial no litoral Norte. De forma pioneira, o governo do estado criou o Centro de Informações sobre o Petróleo e Gás Natural (Cipeg), para monitorar a produção fluminense de petróleo e gás que é transportada para outras unidades federativas para produção de derivados de petróleo (incluindo fertilizantes).
Capital da energia “O Rio de Janeiro é o berço da indústria naval e a capital da energia do Brasil”, afirma o secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços (Sedeis), Julio Bueno, destacando que o estado abriga quase 80% da produção de petróleo, cerca de 40% da produção de gás natural e 70% das reservas já descobertas de petróleo na camaTN Petróleo 85
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rio capital de energia da do pré-sal – que se estende por toda a costa fluminense, uma vez que essa área vai desde Pelotas, no Rio Grande do Sul até o sul do Espírito Santo. Ele lembra ainda que é no estado do Rio de Janeiro que se concentra a maior parte da mão de obra qualificada da indústria naval e também o maior polo de tecnologia ligado à indústria do petróleo – em construção na Ilha do Fundão. “O estado tem uma vocação natural na área de energia que está sendo expandida com o Programa Rio Capital da Energia, o qual incentiva as empresas, entidades e associações ligadas ao setor, com sede no estado, a desenvolver projetos na área de inovação tecnológica, eficiência energética e economia de baixo carbono”, destaca Bueno. “O Rio de Janeiro quer ser no futuro um centro de referência mundial na área de energia e usar a energia do século XX para pensar a energia do século XXI”, agrega. Ao fazer um balanço dos últimos anos, ele destaca os avanços expressivos, sem precedentes na história estadual (e do país) em três áreas: indústria naval e offshore, cadeia produtiva de óleo e gás e setor de energia. “Nas três áreas o estado tem consolidado sua posição na dianteira dos negócios, investimentos e inovação tecnológica”, frisa o titular da Sedeis. Na área naval, ele destaca que os 22 estaleiros e canteiros instalados no estado – dos quais 19 na Baía de Guanabara – estão com um volume inédito de encomendas e planejando expansão. “Tivemos a retomada do Estaleiro Inhaúma, com a Petrobras, e de lá sairão quatro FPSOs (Floating Production Storage Offloading, unidades de produção, armazenamento e escoamento de petróleo e gás) já contratados, que serão responsáveis por produzir 82
TN Petróleo 85
Rio de Janeiro em números: Capital: Rio de Janeiro População 2010: 15.993.583 Área (km²): 43.780,157 Densidade demográfica (hab/km²): 365,23 Número de municípios: 92 PIB (2009): R$ 353,9 bilhões PIB per capita: R$ 2.2127,62 Espectativa de vida: 74 anos Mortalidade infantil: 18,9% nasc. Analfabetismo: 4,4% IDH (2005): 0,832 Produção de petróleo: 1.522.279 bbl/d (74,9%) Produção de gás natural: 28.489 Mm³/d (39,6%) Estaleiros: 16 Cidade do Rio de Janeiro • 6 milhões de habitantes • segunda maior cidade do Brasil e a terceira da América Latina • 5 portos e 3 aeroportos (2° maior do país e um dos únicos com capacidade de expansão) • 56% do PIB brasileiro se encontram em um raio de 500 km da cidade • segunda maior economia do Brasil • A cidade representa 50% do PIB do Estado (USD 60 bi) e absorve um quarto do investimento externo direto no país • possui a menor taxa de desemprego e a maior taxa de investimento • sede das principais empresas do Brasil e capital de importantes setores como Óleo e Gás, Tecnologia da Informação e Comunicação, Pesquisa e Desenvolvimento e Turismo
metade do volume esperado para o pré-sal em 2020”, comemora. “Também está sendo costurada no momento a saída para revitalização do Estaleiro Caneco, muito importante para a indústria naval fluminense. Além disso, teremos novos estaleiros de grande porte, como o OSX, o estaleiro da Marinha e a base da BR Offshore em Barra do Furado, que vai contar com áreas de manutenção de
grandes embarcações”, aponta Júlio Bueno. Na cadeia produtiva de óleo e gás, ele destaca duas linhas importantes em consolidação. “A primeira delas é a de excelência tecnológica: o Parque Tecnológico da Ilha do Fundão tem hoje a maior concentração de centros de estudos do setor de petróleo. Estão lá a excelência do pensamento da indústria do petróleo, e outras mais estão chegando e buscando áreas porque não querem ficar de fora desse movimento”, afiança. Bueno lembra também que está em formação no estado um polo de navipeças que aguarda apenas a dragagem da Baía de Guanabara. “A ideia é formar um grande condomínio de fornecedores do setor naval, que esteja localizado próximo aos estaleiros, facilitando o relacionamento entre eles, e diminuindo custos e prazos para tornar a indústria naval nacional mais competitiva”, explica o secretário. “Na área de energia, além de ser a capital da Energia do Século XX, o Rio de Janeiro caminha para se tornar mentor da energia do século XXI. Temos o maior parque de geração térmica do país, com mais uma unidade a ser inaugurada (Paracambi), e as duas únicas usinas nucleares do país”, enumera Julio Bueno, lembrando que em breve será instalada a terceira usina. Ele aponta o estado como pioneiro e sede do principal programa de uso de gás natural veicular (GNV) das Américas. “E vamos nos tornar um centro de referência mundial em energia com o Programa Rio Capital da Energia, que pretende estimular projetos ligados à inovação tecnológica, eficiência energética e economia de baixo carbono”, acrescenta.
Expectativas de expansão O secretário da Sedeis assegura que o estado do Rio de Janeiro de-
TN Petr贸leo 85
83
rio capital de energia
Investimentos entre 2012-2014 no Rio de Janeiro 0,9% Outros
US$ 1,9 bi 4,1%
0,8%
Turismo
US$ 1,8 bi
Instalações olímpicas
US$ 8,6 bi
19,2%
Indústria de transformação
24,1%
Infraestrutura
50,9%
Petrobras (P&G)
US$ 107,7 bi Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
US$ 40,5 bi
US$ 51,0 bi Total: R$ 211,5 bilhões ver receber investimentos da ordem de R$ 15,4 bilhões até 2013 no setor naval. A estimativa é da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), divulgada em junho no estudo anual Decisão Rio. “Dos recursos que serão aportados no estado, R$ 6 bilhões serão aplicados na construção de novos estaleiros”, salienta. “Mas esse volume não inclui, por exemplo, a totalidade de investimentos do estaleiro OSX, que será concluído em 2015, não inclui parte dos investimentos no Estaleiro da Marinha, e nada também sobre os investimentos no Estaleiro Inhaúma, no Caneco, e nem em Barra do Furado”, pondera Julio Bueno, afirmando que ainda há muito por vir. “Acreditamos que até 2020 pelo menos 20 mil 84
TN Petróleo 85
Investimentos: R$ 211,5 bi (2012-2014) Setor industrial (70%): R$ 148,2 bilhões (Petrobras: R$ 107,7 bilhões + indústria de transformação*: R$ 40,5 bilhões) *indústria naval com 38% do total (R$ 15,4 bi) Infraestrutura: R$ 51 bilhões Transporte/logística: R$ 21,3 bilhões Energia: R$ 14,8 bilhões Desenvolvimento urbano: R$ 10,6 bilhões Saneamento básico: R$ 4,3 bilhões
novos empregos serão gerados na indústria naval fluminense com ampliações e novas instalações.” O titular da Sedeis lembra o papel que a secretaria vem tendo em todo esse processo de expansão da
economia fluminense. “A Secretaria de Desenvolvimento Econômico está presente em praticamente todas as etapas do empreendimento, desde o momento da decisão pelo investimento até o início da produção”, esclarece. Segundo ele, o Governo do Estado acompanha, por meio da Sedeis, todas as etapas do processo de instalação de uma empresa ou mesmo sua modernização, auxiliando na busca do terreno ideal, com linhas de financiamento e estudos que identifiquem as melhores oportunidades para o negócio, além, é claro de cuidar de perto para minimizar os impactos sociais e ambientais do empreendimento. “Em grandes projetos, como o Complexo Portuário do Açu, e a instalação do Polo Petroquímco do
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rio capital de energia
Maiores investimentos na Indústria de Transformação Investimento
Município
1 Siderúrgica da Ternium
Siderurgia
São João da Barra
8,8
2 Comperj
Petroquímico
Itaboraí
5,3
3 Prosub
Construção Naval
Itaguaí
5,2
4 UCN Açu – OSX
Construção Naval
São João da Barra
3,0
5 Fábrica da Renault-Nissan
Automotivo
Resende
2,6
6 Fábrica da PSA Peugeot Citroën Automotivo
Porto Real
1,7
7 Estaleiro Mauá
Construção Naval
Niterói
1,5
8 Estaleiro Ilha S.A.
Construção Naval
Rio de Janeiro
1,3
9 Siderúrgica Gerdau (Cosigua)
Siderurgia
Rio de Janeiro
1,2
Construção Naval
Niterói
1,1
10 Grupo Fischer - CBO
Localização dos investimentos na Indústria de Transformação
1 4
3
8
2
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7
Rio de Janeiro (Comperj), a ação estadual se faz mais presente pela complexidade e pelo tamanho da obra.” No caso do Açu, ele observa que a Companhia de Desenvolvimento Industrial do Rio de Janeiro (Codin), vinculada à Sedeis, está instalando um distrito industrial na retroárea do porto, que deverá receber os investimentos de empresas agregadoras de valor ao produto que apenas passaria por ali para ser exportado. “O próprio estado do Rio de Janeiro, sua localização privilegiada próxima aos campos produtivos de petróleo e gás, sua mão de obra TN Petróleo 85
de Desenvolvimento é a porta de entrada dessas empresas junto ao Poder Público no Estado”, finaliza Julio Bueno.
Indústria é decisiva no desenvolvimento do Rio
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86
Valor do investimento no período 2012-2014 (R$ bilhões)
Setor
10 qualificada, acesso a fornecedores e estaleiros experientes já são, por si, um grande atrativo para que o investidor procure o estado”, afirma Bueno. “Além disso, a Secretaria de Desenvolvimento Econômico, e suas empresas vinculadas, a Codin e a Investe Rio (agência de fomento do estado), criam um ambiente favorável para o negócio, seja buscando as melhores áreas para a instalação do empreendimento, seja criando linhas de crédito favoráveis a essa cadeia”, diz ele, afirmando que há total parceria hoje entre fornecedores do setor e o governo do estado. “A Secretaria
Quem afiança isso é Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, presidente do Sistema Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro), ao falar do impulso que a indústria de petróleo e gás tem dado à economia de todo o país, principalmente para o Rio de Janeiro. “A economia aquecida possibilita o aumento de investimentos, auxiliando, assim, no desenvolvimento de toda a indústria”, observa. O empresário acrescenta que a ampliação de soluções logísticas para o estado, a capacitação da mão de obra local, as políticas de incentivo a inovação e desenvolvimento tecnológico, trazem novas oportunidades, facilidades,
um rio de energia
e geram conhecimento agregado para a sociedade local. “Tudo isto reflete em uma cadeia produtiva de petróleo & gás mais eficiente pronta a enfrentar novos desafios”, frisa Gouvêa Vieira. E este acúmulo de recursos, continua ele, também permite desenvolver a indústria nacional, incrementando o percentual de conteúdo local, reduzindo a dependência das importações, auxiliando assim o equilíbrio da balança comercial. “Observa-se também que a economia forte tem proporcionado interesse do investidor externo, trazendo para o país e, mais ainda para o Rio, grandes empresas do setor de petróleo e gás, gerando empregos e aumento de renda local”, diz o dirigente da Firjan. Ele salienta que a indústria de petróleo e gás possui um peso crescente dentro do Sistema Firjan, que criou uma gerência focada no acompanhamento e desenvolvimento da cadeia produtiva, o que tem nos auxiliado a impulsionar o desenvolvimento da indústria fluminense. “Podemos perceber facilmente a importância do setor de petróleo e gás e o impulso que representa quando nos deparamos com os valores de investimento no
estado, superiores a R$ 200 bilhões até 2014”, diz ele, pontuando que o setor responde por mais da metade deste montante, conforme estudo inserido no documento Decisão Rio, publicado anualmente pelo Sistema Firjan. “Temos completa consciência de que o futuro do Rio estará calcado no desenvolvimento deste setor. Por isso, o Sistema Firjan tem realizado diversas ações que possibilitem ao estado aproveitar esta oportunidade, não apenas momentaneamente, mas sim como ferramenta para consolidação do Rio de Janeiro como uma das principais capitais do petróleo mundial. E que todo este desenvolvimento possa ser refletido em melhorias gerais para o estado e sua população.“ Mas o presidente do Sistema Firjan reconhece que ainda há grandes desafios a serem superados. “Um dos principais fatores que ainda travam o pleno crescimento do setor é a reduzida disponibilidade de mão de obra especializada. O Sistema Firjan, por meio da atuação do Senai (Serviço Nacional da Indústria), vem contribuindo imensamente para prover a resposta de que a indústria necessita, para que este desafio possa ser vencido nos próximos anos.”
Ele lembra ainda que a política de Conteúdo Local se apresenta como um dos principais desafios para a indústria. “Ao mesmo tempo, trata-se de uma grande oportunidade incentivadora para a indústria fluminense, que deverá se adaptar rapidamente a um novo cenário, como novas normas técnicas, busca por parcerias tecnológicas, adequação de sua linha de produção, alcance de menor custo de produção e investimentos pesados em inovação e desenvolvimento tecnológico.” O dirigente afiança que a Firjan tem se empenhado para criar mecanismo e contribuir para a melhoria continua da indústria fluminense, de forma a criar novos parâmetros de competitividade e excelência. E faz um balanço positivo da evolução consolidada nos últimos anos. “Certamente, a indústria evoluiu nos últimos anos, diminuindo a defasagem em relação a competidores internacionais. O país, tradicional exportador de commodities, vem se tornando um novo alvo estratégico para investimentos estrangeiros”, diz ele. Especialmente no estado do Rio, ele destaca a chegada de novas empresas, que trazem be-
TN Petróleo 85
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rio capital de energia
Investimentos previstos 2012-2014 (exceto Petrobras e parceiros) Total: R$ 103,8 bilhões 0,5% 9,2%
Construção de embarcações
Centro de pesquisa
US$ 0,6 bi
US$ 9,5 bi
US$ 22,0 bi
Foto: Agência Petrobras
21,2%
Expansão/ modernização
69,1%
Implantação
US$ 71,7 bi
nefícios relacionados a novas tecnologias e métodos, que estão sendo absorvidos pelas empresas nacionais. “Por outro lado, os empresários também percebem que o mercado extrapolou as fronteiras territoriais e buscam utilizar os benefícios oriundos da exploração e produção do petróleo para disputar em pé de igualdade no mercado internacional”, avalia Gouvêa Vieira, agregando que a Firjan tem se esforçado para continuar a ser um parceiro fundamental da indústria, na capacitação de mão de obra e “na busca por soluções tecnológicas que possam auxiliar a indústria a atingir padrões internacionais, especialmente por meio da atuação de nossos Centros de Tecnologia, focados em solda, 88
TN Petróleo 85
automação e simulação e área ambiental”. No que diz respeito ao setor naval, que passou por mais de duas décadas de estagnação, ele aponta uma evolução significativa. “A indústria naval e seus fornecedores vêm mostrando um aumento considerável em sua competitividade, aproveitando uma vocação natural do estado e a carteira de encomendas que possui, permitindo grandes investimentos nesta área”, diz o dirigente. “Precisamos ainda desenvolver a indústria em processos mais tecnológicos, que envolvam soluções de ponta e aplicação de técnicas inovadoras. Produtos que possuam maior índice de tecnologia e valor agregado”, conclui Gouvêa Vieira.
Não vão faltar recursos O estado do Rio de Janeiro, por sua vocação natural, vem recebendo grandes investimentos públicos e privados no setor de energia, petróleo e gás. Muitas empresas estão se instalando, inclusive construindo centros de pesquisa, como por exemplo, no Parque Tecnológico da UFRJ. Segundo Mauricio Alves Syrio, chefe do Departamento de Petróleo, Gás e Indústria Naval (DPGN) da Finep (Financiadora de Estudos e Projetos), a retomada econômica fluminense e este movimento aliado aos investimentos pú-
um rio de energia
blicos cria o ambiente propício para o fortalecimento da cadeia de fornecedores desta indústria e, por consequência, contribui para a política de aumento do conteúdo local. “Os recursos de financiamento da Finep se destinam a todos os estados da federação, entretanto há uma expectativa natural de que as empresas fluminenses tenham relevante participação na carteira de projetos apoiados pela financiadora, uma vez que o Rio de Janeiro é o maior polo de petróleo e gás do país”, afirma Syrio. A Finep tem operações em análise e contratadas com as empresas destinadas ao desenvolvimento de diferentes equipamentos submarinos, sistemas de controle, sensores, serviços offshore e absorção tecnológica. O executivo explica que a entidade trabalha em todo o Brasil junto a parceiros estratégicos como Petrobras e federações das indústrias, visitando empresas,
construindo programas temáticos como o Inova Petro, participando de feiras e exposições, no intuito de captar novos projetos de desenvolvimento tecnológico nas indústrias de petróleo, gás e naval. Além disso, a Finep apoia projetos de pesquisa e desenvolvimento tecnológico em universidades, institutos de pesquisa, com recursos do CT-Petro, fundo setorial do petróleo e gás natural, que visa aumentar a produção e a produtividade do setor, a redução de custos e preços e a melhoria da qualidade dos produtos do setor. No Rio de Janeiro, as principais entraves que a instituição encontra para os financiamentos são as garantias – mais isso não só no estado mas em todo o país. De acordo com Syrio, o custo das cartas de fiança bancária, por exemplo, estão muito elevados. Muitas empresas não apresentam, de forma estruturada, um núcleo de engenha-
ria. “Estamos trabalhando para o fortalecimento destes núcleos de engenharia, fundamentais para a inovação contínua nas empresas”, finaliza o chefe do DPGN da Finep.
Inovação Recentemente, em parceria com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), a Finep lançou o programa Inova Petro, que vai destinar R$ 3 bilhões para desenvolver a cadeia de fornecedores para a indústria de petróleo e gás e, com isso, melhorar o conteúdo local da indústria. O programa tem duração prevista até o ano de 2017, oferecendo recursos para o desenvolvimento de tecnologias relacionadas às seguintes linhas temáticas: processamento de superfície – tecnologias aplicáveis no processamento que acontece em plataformas e embarcações; instalações submarinas – tecnologias aplicáveis aos diversos
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Foto: Estaleiro Mauá
rio capital de energia
equipamentos e dutos que ficam abaixo da lâmina d’água; instalações de poços – tecnologias aplicáveis ao poço no fundo do mar. O primeiro edital de seleção de empresas interessadas em participar do Inova Petro, que está previsto para setembro, já despertou o interesse de diversas empresas do estado do Rio de Janeiro. Já o BNDES possui atualmente em sua carteira do Programa BNDES Petróleo e Gás (P&G), 27 ope-
rações de financiamento, das quais 15 são relacionadas a empresas que se localizam no estado do Rio de Janeiro. “O volume total dos pedidos de financiamento alcançam R$ 3,1 bilhões, sendo que 34% destes destinam-se ao Rio de Janeiro”, lembra Ricardo Cunha, chefe de Departamento da Cadeia Produtiva de Petróleo e Gás da Área de Insumos Básicos do BNDES. O Programa BNDES P&G foi lançado em agosto de 2011, como um instrumento do Plano Brasil Maior para apoio financeiro a projetos de empresas da cadeia de fornecedores do setor de petróleo e gás natural. O Programa tem prazo de vigência até dezembro de 2015 e seu orçamento é de R$
4 bilhões. Para 2012, estão previstos desembolsos na faixa de R$ 750 milhões. Ainda na direção de ampliar os recursos investidos no setor de óleo e gás, em especial no Rio de Janeiro, o banco está trabalhando para ampliar o apoio a pequenos e médios fornecedores de bens e serviços da cadeia produtiva de P&G. “Recentemente, a diretoria do banco aprovou a modalidade automática dentro do Programa BNDES P&G. Assim, as empresas terão mais agilidade em acessar os recursos disponíveis”, afirmou Ricardo Cunha, observando que o fato da produção de petróleo e gás estar concentrada no Rio de janeiro contribui para que grande parte dos fornecedores da cadeia se localize próximo aos seus clientes.
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frade
Vazamento da Chevron poderia ter sido evitado
S
egundo a diretora-geral da ANP, Magda Chambriard, o acidente da Chevron no Campo de Frade, na Bacia de Campos, que resultou no vazamento de 3.700 litros de óleo no mar, poderia ter sido evitado caso a companhia tivesse cumprido todos os procedimentos requeridos pela agência e o manual da própria companhia. Esta é a conclusão do relatório da agencia reguladora, divulgado no final de julho. Magda pontuou que a avaliação que resultou no relatório também levou em consideração o fato de a Chevron não ter sido capaz de interpretar a geologia local, ter elevado artificialmente a pressão do reservatório e ainda ter desconsiderado dados, não executando a análise de riscos e demorando a descobrir a origem do acidente, o que aumentou ainda mais o vazamento.
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Foto: Divulgação ANP
O relatório final da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sobre o vazamento de óleo no campo de Frade, na Bacia de Campos, em novembro do ano passado, apontou negligência por parte da Chevron. A empresa não conduziu suas operações de acordo com a regulamentação da ANP, com seu próprio manual de procedimentos e em conformidade com as boas práticas da indústria. A Chevron continua por Maria Fernanda Romero impedida de perfurar no campo de Frade.
“A Chevron não foi capaz de interpretar a geologia local, apesar de já ter 62 poços perfurados ali, e foi isso que culminou com o kick (vazamento) e com a chegada do óleo ao mar (underground blowout)”, afirmou a diretora da ANP, informando que apesar de o poço estar selado, ainda vazam cerca de 20 litros por dia de óleo – o que ficou retido em rachaduras e fissuras nas rochas.
A investigação da ANP apurou que a Chevron não usou os resultados de testes de resistência em rocha em três poços perfurados antes. “Se tivesse usado esses dados, o projeto no qual houve o vazamento teria se mostrado inviável”, ressaltou. A diretora disse que não foi identificada qualquer falha da parte da Transocean, por isso, ela não é responsabilizada no evento.
Volta da produção sem definição Chambriard explicou, ainda, que estuda o pedido da Chevron para voltar a produzir no campo de Frade. De acordo com ela, o pedido não é inconveniente uma vez que foi a própria empresa que decidiu suspender a produção após um segundo vazamento em março de 2012, que ainda está sendo investigado pela ANP. Ela disse que em breve a ANP divulgará a decisão. De acordo com Magda, a Chevron precisará admitir falhas para voltar a perfurar. “A produção no país pode até ser liberada, mas a Chevron só poderá voltar a perfurar poços no Frade quando provar que pode evitar erros como o de novembro de 2011”, comentou. A multa ainda a ser calculada não poderá ser maior que R$ 50 milhões – valor limite estipulado
Frade respondeu por 96% do óleo vazado no país em 2011 Durante a apresentação do relatório final do incidente da Chevron, o superintendente de Segurança Operacional da ANP, Rafael Moura, afirmou que o acidente da petroleira no campo de Frade foi responsável por 96% do óleo vazado no país em 2011. “No entanto, os níveis de vazamento no país são menores que no exterior”, apontou a diretora da agência, Magda Chambriad. pela legislação atual. Entretanto esta decisão está ‘aquém’ do que a ANP gostaria: a ANP havia proposto ao Ministério de Minas e Energia (MME), em junho, que as multas por vazamento sejam elevadas para até R$ 150 milhões.
O relatório e as multas da reguladora versam apenas sobre segurança operacional. O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e o Ministério Público também terão relatórios próprios. Multas pela parte ambiental do vazamento ficam a cargo do Ibama. O relatório, de 68 páginas, está disponível no website da agência. Magda explicou que a ANP não levou oito meses somente para elaborar a investigação (relatório), o período levou em conta toda a elaboração do processo administrativo.
Chevron vai recorrer Consultada pela TN Petróleo, a Chevron Brasil informou que está confiante de que sempre atuou de forma diligente e apropriada, de acordo com as
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melhores práticas da indústria do petróleo, assim como em conformidade com o Plano de Desenvolvimento aprovado pela agência reguladora. Segundo eles, a resposta da empresa ao incidente foi implementada seguindo a lei, os padrões da indústria e em tempo hábil. O plano de emergência da empresa foi executado conforme as leis e os padrões da indústria. “O poço foi selado e abandonado com sucesso. Respeitamos o relacionamento com o Brasil e esperamos ser um parceiro do país no desenvolvimento de seu potencial como uma superpotência energética. Estamos trabalhando com a ANP em relação a todas as questões referentes ao campo de Frade, incluindo o retorno à produção”, indicou a companhia. Em relação ao relatório divulgado, a empresa esclarece que perfurou mais de 62 poços no referido campo e realizou 19 perfurações que chegaram até o reservatório N560, com a aprovação completa das agências regulatórias. “As melhores práticas foram utilizadas na modelagem do subsolo para estimar a geologia e a pressão. O modelo adotado para o planejamento do poço foi totalmente calibrado de acordo
Foto: Divulgação Chevron
frade
com todos os dados disponíveis”, observa a Chevron. A petroleira ressaltou que utilizou corretamente os dados dos poços perfurados no campo para estabelecer os parâmetros para a modelagem do poço, de acordo com as melhores práticas da indústria, e que os dados não indicaram que uma pressão menor deveria ter sido considerada. “A Chevron possui processos de Gerenciamento de Risco e de Gestão de Mudanças (MOC) que estão em conformidade com a regulamentação da ANP. A empresa tem aplicado estas práticas de forma apropriada incluindo neste poço”, comentou. Sobre o critério da tolerância ao kick utilizado no plano
do 9-FR-50DP-RJS, a Chevron disse que também foi consistente com as melhores práticas da indústria. “Considerando a previsão da margem de pressão no reservatório, o modelo do poço e o peso da lama empregados neste poço cumpriram ou excederam os padrões praticados pela indústria”, afirmou. Com relação ao assentamento da sapata numa profundidade de mais ou menos 600 m utilizado no Frade, eles comentaram que também foi compatível com outros desenvolvimentos de poços na Bacia de Campos. “Foi aprovado pela agência reguladora para este e todos os outros poços de desenvolvimento anteriores”, esclareceu a multinacional americana. A Chevron disse ainda que na comparação de seu desempenho na segurança de operações com seus parceiros na indústria, é considerada líder na cultura de segurança. E acrescentou que trabalha continuamente para aperfeiçoar essa cultura de segurança, com o objetivo de atingir sua meta de operações sem incidentes. “A segurança e a saúde dos seus empregados, além da proteção ao meio ambiente estão entre as maiores prioridades da empresa”, finalizou.
Petrobras vai apoiar ação das empresas penalizadas A Petrobras informou que vai usar seu departamento jurídico para ajudar a Chevron e a Transocean na tentativa de cassar na Justiça Federal a liminar que determina a suspensão das operações das duas companhias no país até o final de agosto, devido ao acidente ocorrido no campo de Frade. “Vamos ajudar a Transocean e a Chevron nesse trabalho de mostrar à Justiça que na nossa visão não há razão para o embargo delas aqui no Brasil. Nossa intenção é ajudar sim, até porque temos oito sondas contratadas da Transocean. Vamos 94
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respeitar a decisão da Justiça, claro, mas vamos tentar ajudar na suspensão da liminar”, disse o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, José Formigli, durante apresentação do detalhamento do plano de E&P da estatal. Ele adiantou que das oito sondas que a Petrobras mantém sob contrato com a Transocean, sete estão em operação. “Várias dessas sondas estão sendo utilizadas nos trabalhos de exploração e a paralisação dessas sondas, é claro, trará impacto para a companhia. É por isso que nosso
Jurídico já está trabalhando junto com a Transocean e, na medida do possível, de forma articulada também com a ANP.” Para o diretor, a paralisação das atividades da operadora comprometeriam no curto e médio prazo as metas de produção estipuladas pela companhia. Por determinação do Tribunal Regional Federal da 2ª Região, atendendo à solicitação do Ministério Público Federal, a Transocean e a Chevron deverão, até o fim de agosto, suspender suas atividades no país.
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Maior investimento de Cingapura no Brasil
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s obras já começaram no Espírito Santo. O EJA estará operacional a partir de meados do próximo ano (junho de 2013), e estará concluído em 2014. Atualmente está em fase de terraplenagem e contratação das obras de construção do quebra-mar, cais e dique seco. Os guindastes e galpões estão em fase final de engenharia. Segundo Luciana Sandri, diretora institucional do Estaleiro Jurong Aracruz, o Grupo escolheu a Barra do Sahy, no município de Aracruz, a 84 km de Vitória (ES), por ser uma área estratégica do ponto de vista logístico, já que conta com a integração da malha ferroviária, de portos, rodovias e aeroporto. A executiva informa que o local tem uma geografia privilegiada para o estaleiro e a região já tem uma vocação para a área portuária naval. “Existe mão de obra qualificada na região tanto pelo fato de ali ser um polo metal-mecânico, como pela desmobilização de outros empreendimentos. Estamos capacitando pessoal, inclusive criamos um plano de transferência de tecnologia no qual alunos do Instituto Federal do Espírito Santo (Ifes) farão o intercâmbio de um ano em Cingapura”, comenta. 96
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Foto: Divulgação Estaleiro Jurong Aracruz
O Grupo Sembcorp Marine e a Jurong Shipyard irão construir seu maior estaleiro na América Latina. O projeto, de R$ 1 bilhão, consiste na construção do Estaleiro Jurong Aracruz (EJA), em Barra do Sahy, Aracruz, no Espírito Santo. Este é o maior investimento que Cingapura já fez no Brasil. por Maria Fernanda Romero
Apesar de estar há 15 anos no Brasil, só agora o Grupo Jurong terá o primeiro estaleiro no país. O Grupo SembCorpmarine (SCM), do qual o Jurong Shipyard faz parte, possui 17 estaleiros em vários países e cinco em Cingapura. Sandri explica que as discussões sobre a construção do estaleiro começaram a partir do pré-sal, que fez a indústria naval brasileira entrar em franca expansão, e, consequentemente, com que os estaleiros passassem a operar em capacidade máxima para atender à demanda do óleo e gás. “Então, a partir de 2008 começamos a procurar o local para a instalação do projeto, e em 2009 já estava escolhido o Espírito Santo”, esclarece. O compromisso da empresa é capacitar e priorizar a contratação de trabalhadores locais, que residam na área de influência direta do empreendimento. Com
isso, o Grupo fez parcerias com escolas e entidades da região para o programa, que envolve a formação dos interessados. O plano de capacitação profissional já está em ação para a fase de instalação. O projeto de R$ 1 bilhão será feito com capital próprio, e vai gerar 2.500 empregos na fase de instalação, e cerca de seis mil empregos diretos na fase de operação. O estaleiro terá capacidade de processamento de 4.000 toneladas/aço/mês. De acordo com a diretora do Jurong Aracruz, o objetivo do estaleiro é oferecer os subsídios necessários para a exploração do petróleo na camada pré-sal. O empreendimento vai trabalhar com o que há de mais moderno na área de construção de embarcações e reparos, seguindo o mesmo padrão internacional do Jurong Shipyard.
Luciana ressalta ainda que o dique seco do estaleiro terá uma especificação feita exclusivamente para atender à demanda nacional. Suas dimensões foram pensadas visando eventuais demandas da Petrobras. A largura do dique, 120 m, é suficiente para a maioria das unidades flutuantes existentes, tais como SS (Steam Ship) e plataformas tipo TWLP. O Grupo Jurong é líder mundial na construção de plataformas
semissubmersíveis e navios-sonda de perfuração para águas profundas, em construção de jack-up e possui ainda em seu currículo o maior número de conversões realizadas até hoje. “No momento possuímos contratos para a construção de seis navios-sonda e participamos ainda de outros processos licitatórios junto à Petrobras, além de negociações de outras encomendas com outros potenciais clientes”, finaliza Sandri.
Cingapura-Brasil: intercâmbio estratégico De acordo com dados do Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC), o comércio entre Brasil e Cingapura atingiu US$ 3,6 bilhões em 2011. Além de projetar aumento nessa relação para os próximos anos, o governo do país asiático projeta incremento dos investimentos no Brasil, e nos vê como “porta de entrada para a América Latina”. Em função da capacidade tecnológica de Cingapura, especialmente na indústria naval e no setor de petróleo e gás, e da necessidade de modernização da infraestrutura de portos e aeroportos do Brasil, o país asiático tem muito interesse nestes setores. Com a expectativa de o Brasil figurar entre os cinco maiores produtores de petróleo até 2020, e a demanda para OSV (offshore supply vessel) – de acordo com avaliação da própria Petrobras em tornar o mercado offshore brasileiro um dos mais interessantes e significativos do mundo – o interesse aumentou. “Apesar dos desafios no que se refere às dificuldades técnicas para a produção em profundidades nunca antes exploradas, não se pode ignorar o tamanho do mercado brasileiro. Cingapura possui uma experiente tecnologia offshore
que pode contribuir para o desenvolvimento desse setor”, afirma Anchit Sood, diretor para as Américas da agência econômica de Cingapura, IE Singapore – responsável por identificar oportunidades de negócio para empresas de Cingapura no Brasil e outros países da região. Segundo Sood, os investimentos no setor de estaleiros, com sondas e plataformas, abriu caminho para que outras empresas do segmento passem a atuar no país. De acordo com ele, duas áreas em que a IE Singapore está bastante ativa são com as empresas que começaram a explorar o mercado brasileiro no segmento de pátios (Yards) com topside modules, OSVs e reparadores de navios, e a cadeia de fornecimento para o setor de construção de navios. “Empresas de Cingapura com capacidade tecnológica e um histórico de fornecimento para os pátios domésticos estão interessados em oferecer instalações (oficinas, fábricas) para suprir as necessidades dos estaleiros brasileiros. Nós vemos a possibilidade de diversas dessas parcerias na forma de joint ventures, o que irá possibilitar uma geração de empregos e transferência de tecnologia para o Brasil”, comenta. O executivo informou ainda que a IE Singapore está explorando no Rio Grande do Sul, onde o investimento da Jurong pode auxiliar no aumento do desenvolvimento econômico da região através de investimentos downstream por parte dos fornecedores. TN Petróleo 85
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indústria naval
Wärtsilä em Cingapura No Brasil, Cingapura também se tornou um mercado estratégico para a multinacional Wärtsilä, empresa fornecedora de motores e prestação de serviços para navios e usinas termelétricas. Em abril deste ano, a Wärtsilä Brasil firmou um acordo de transferência de tecnologia e de knowhow com a Wärtsilä Cingapura. A boa relação entre as duas unidades da multinacional representa uma vantagem competitiva, pois os projetos ganham flexibilidade e contam com uma equipe qualificada em um local que concentra os comissionamentos. “Olhando para a Wärtsilä como um todo, vimos que existe uma equipe forte de eletroautomação em Cingapura. E esta região nos interessa pelo fato de ser um dos polos de estaleiros e de comissionamento de plataformas que a Petrobras e seus fornecedores mais usam. Apesar da distância geográfica, existe uma sinergia natural entre essa região e o Brasil”, explica George Wootton, gerente de Elétrica & Automação, área nova na companhia, que se beneficia muito desse intercâmbio. Com o acordo, a equipe de Elétrica & Automação da Wärtsilä no Brasil tem à sua disposição certo volume de horas e de pessoas da Wärtsilä em Cingapura, para somar com o acervo de conhecimento e experiência que a empresa brasileira já possui. Wootton afirma que o acordo a ser registrado no Instituto Nacional 98
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da Propriedade Industrial (Inpi) vai ser um dos subsídios para aumentar a gama de produtos dentro do Certificado de Registro de Classificação Cadastral (CRCC) que a Wärtsilä já tem com a Petrobras. “No Brasil, temos projetos muito extensos, de uma plataforma inteira por exemplo; enquanto em Cingapura predominam os menores. Então também estamos levando para Cingapura nossa expertise de gerenciamento de projetos de grande porte”, detalha o executivo. “Se somarmos os anos de conhecimento em elétrica e automação dos seis profissionais de nossa equipe, temos mais de 130 anos de experiência”, brinca. O executivo explica que o acordo não significa uma transferência de projetos, mas sim uma sinergia a favor de um projeto em comum entre as duas unidades. “Para os nossos clientes, esse acordo é muito vantajoso, pois estamos oferecendo soluções globalizadas”, complementa. Andreia Valenzuela, gerente de Logística e Suprimentos da Wärtsilä, que visitou a unidade da empresa
em Cingapura recentemente, além de dois estaleiros no país, observou que a região está vivendo momentos muito parecidos atualmente no Brasil. Nos dois locais, a empresa vem desenvolvendo projetos de uma fábrica própria e aproveita boas oportunidades de mercado, com muitas encomendas de petróleo e gás. “Tanto a Wärtsilä de lá, quanto os estaleiros, fabricantes e clientes demonstraram muito interesse em fazer negócios e desenvolver soluções no Brasil. Estamos nesse momento aprendendo e começando um intercâmbio com todos”, afirmou. No Brasil, a empresa atua há 20 anos e em Singapura, há 30, onde possui mais de mil profissionais em quatro locais diferentes, para atender os clientes em diversas áreas, como serviços para a indústria marítima, usinas de energia, manutenção de motor, serviços elétricos e de automação.
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Prévia Rio Oil & Gas 2012
Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
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Três décadas
de reconhecimento internacional
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‘Inovar e crescer com responsabilidade’ é o tema deste ano da Rio Oil & Gas Expo and Conference, organizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que vai reunir 1.500 expositores, 200 a mais que na última edição, em 2010. Criada há 30 anos, a ROG chega à sua 16ª edição como a maior do setor na América Latina e referência internacional no debate e exposição da indústria de petróleo e gás natural. São três décadas acompanhando e contribuindo com o desenvolvimento da indústria brasileira de petróleo e gás natural e com a inserção do país no cenário por Maria Fernanda Romero internacional.
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expectativa dos organizadores é de que pelos 38 mil m² de área da feira passem 55 mil visitantes – dois mil a mais do que na edição anterior do evento. Nesta 16ª edição, a Rio Oil & Gas estará ainda maior porque, além de ocupar os cinco pavilhões do Riocentro, terá tendas adicionais e ainda ganhará um novo bloco temático na conferência – Gestão e cenários da indústria – que vai tratar com
mais profundidade temas relevantes para o setor. A iniciativa permitirá aos congressistas ampliar discussões de algumas questões, como novas fronteiras de exploração, segurança operacional, conteúdo nacional, qualificação profissional, novas tecnologias, responsabilidade associada aos acidentes ambientais e mobilidade sustentável. Sobre o tema da conferência este ano, Álvaro Teixeira, secretário executivo do IBP, explica que a escolha se deu porque o setor de petróleo e gás vem mostrando uma crescente preocupação com a melhoria da sua performance, inovando
e desenvolvendo novas tecnologias, aperfeiçoando procedimentos com vistas a aumentar a segurança operacional. “Isso é fundamental para a sustentabilidade das atividades de exploração e produção em águas cada vez mais profundas. A indústria é consciente dos seus riscos, mas também da importância da sustentabilidade do planeta para as futuras gerações. Quanto a crescer, isso é um imperativo para a indústria, frente ao crescente aumento da população emergente no mundo e sua demanda por energia. O lema ‘Inovar e crescer com responsabilidade’ traduz essa perspectiva”, afirma. Segundo o executivo, a cada edição, o IBP tem procurado ampliar as facilidades oferecidas aos participantes, para enriquecer a TN Petróleo 85
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temática da conferência e aumentar a presença de congressistas e palestrantes do exterior. “Por exemplo, nas plenárias da conferência contamos com a presença confirmada de CEOs e especialistas de empresas estrangeiras. Na
feira, teremos expositores de 24 países com tradição no setor de petróleo e gás”, observa o dirigente. Sua expectativa é ter novo recorde de público, acima dos 53 mil visitantes que a ROG recebeu na edição de 2010.
Além das já tradicionais exposições, conferência e rodadas de negócios, há outra novidade: a Arena+10, um espaço montado especialmente para abrigar um amplo debate sobre responsabilidade socioambiental, no ambiente da exposição. A Rio Oil & Gas terá quatro plenárias e seis blocos temáticos compostos de 27 painéis sobre os segmentos de Exploração e Produção, Abastecimento e Petroquímica, Gás Natural, Biocombustíveis, Meio Ambiente e Segurança Operacional, Perspectivas Jurídicas e Econômicas e Gestão e Cenários da Indústria. Os organizadores asseguram que, neste último, será promovida uma discussão particularizada sobre diferentes temas empresariais. Durante as palestras serão debatidos os desafios da indústria petroleira e apresentadas as inovações do setor. A intenção é aumen-
Três décadas de muita história Sob o título de I Feira Industrial de Petróleo e Gás, foi realizado entre os dias 3 a 7 de outubro de 1982, um evento que reuniu fornecedores de óleo e gás. Posteriormente, ele ganhou reconhecimento internacional e foi intitulado como Rio Oil & Gas. Na ocasião, com o país ainda sob o regime militar e o monopólio estatal da indústria de óleo e gás, o encontro provocava os fornecedores locais de máquinas e equipamentos a aproveitarem a oportunidade de promover os seus produtos junto à Petrobras, a única operadora atuante no mercado interno. Passou a ser realizado a cada dois anos, acompanhando os congressos de petróleo e de petroquímica, que se intercalavam a cada edição. De lá para cá, vieram a redemocratização, a descoberta de gigantescas reservas de hidrocarbonetos no litoral brasileiro, o fortalecimento da indústria local, a abertura do mercado, o pré-sal e o investimento crescente em fontes renováveis de energia, entre tantas outras transformações. 102
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Cerimônia de abertura da Rio Oil & Gas de 1982 e 17 th World Petroleum Congress (WPC) e Rio Oil & Gas 2002
Segundo o IBP, o grande salto na concepção do evento, no entanto, aconteceu em 2002, ano que sediou o World Petroleum Congress (WPC), maior conferência mundial sobre o setor, realizada a cada três anos em um país produtor de petróleo, pois a Rio Oil & Gas contou com a presença das maiores empresas petroleiras do mundo e um pavilhão internacional que abrigou delegações diversos países.
“Foi uma grande vitória para o Brasil e um marco na profissionalização da feira”, lembra Ana Guedes, gerente de eventos do IBP. Para Álvaro Teixeira, secretário executivo do IBP, foram muitas as conquistas durante esses anos de realização, dentre elas a inclusão, cada vez maior, de discussões sobre segurança operacional e responsabilidade socioambiental. “Nessas três décadas melhoramos em organização, profissionalismo e resultados. Aumentamos o tamanho da exposição, de dois pavilhões na década de 1980 para a ocupação total dos cinco pavilhões do Riocentro, além de montagem de tendas para atender à demanda de novos expositores. Também conseguimos ampliar a inclusão na conferência de temas de alta relevância para a indústria, bem como trazer importantes conferencistas estrangeiros para as principais plenárias”, complementa.
tar o conhecimento dos congressistas sobre práticas e tecnologias operacionais, além de proporcionar a reflexão sobre o futuro do setor de energia e auxiliar na capacitação da indústria nacional. “A Rio Oil & Gas nasceu como um evento de integração da cadeia do petróleo no Brasil e vem se fortalecendo, a cada ano, com esta característica. Ela é reconhecida pelas empresas como um congresso internacional de referência para discussões técnicas e tecnológicas”, ressaltou Carlos Eugênio Ressurreição, coordenador do Comitê Técnico da ROG. Todas as plenárias terão participação de pelo menos um palestrante estrangeiro, dando mais um reforço internacional. O primeiro dia terá apresentações dos CEOs de cinco operadoras de gran-
de porte; no segundo, outra plenária abordará a questão da segurança operacional; a terceira plenária tratará do tema energia e contará com palestrantes considerados ícones no mundo nessa área; a última plenária vai trazer uma apresentação de executivos da Petrobras. Como nas edições anteriores, também haverá sessões técnicas no período da manhã, quando está prevista a apresentação dos 628 trabalhos selecionados pelo Comitê Técnico. Além das sessões presenciais, haverá ainda sessões pôsteres digitais, com a apresentação dos trabalhos em vídeo. Com este formato espera-se que o maior número de interessados tenha acesso às informações, ao mesmo tempo que os pesquisadores têm mais chance de demonstrar os seus trabalhos.
Rodadas de Negócios Coordenadas pela Organização Nacional da Indústria de Petróleo
e Gás (Onip) e o Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), as rodadas promoverão oportunidades entre petroleiras e fornecedores. A Onip identifica e convida grandes empresas do setor para que informem suas demandas e, em parceria com o Sebrae, identifiquem fornecedores capazes de atender às necessidades do mercado. Com esta parceria já foram realizadas as seguintes rodadas: Rio Oil & Gas (2004, 2006, 2008, 2010), Vitória Oil & Gas (2005, 2007), Brasil Offshore (2005, 2007, 2009, 2011), Fenashore (2005, 2007, 2009), Protection Offshore (2006, 2008, 2010, 2012) e Pernambuco Petroleum Business (2011). Bruno Musso, superintendente da Onip, salienta que as rodadas constituem um
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instrumento fundamental, sendo parte do Programa de Desenvolvimento de Fornecedores/MultiFor, criado pela entidade. Nesta edição da Rio Oil & Gas, participarão 30 empresas âncoras, entre elas, oil companies, epcistas, estaleiros e grandes empresas prestadoras serviço e fabricantes de produtos. “Para este ano estamos prevendo a participação de 200 fornecedores.” No ano passado foram estimados R$ 138 milhões em geração de negócios nas reuniões, 16% superior a 2008. Musso comenta que a expectativa para este ano é de ampliação do número de âncoras e também de fornecedores. “Para este ano, esperamos resultados
maiores considerando que o mercado continua com investimentos crescentes”, explica o superintendente da Onip.
Arena+10 O nome dado ao evento paralelo marca o período de dez anos da criação de um espaço específico para discutir o tema ‘sustentabilidade na indústria de petróleo e gás’, quando o Brasil sediou, em 2002, o 17º Congresso Mundial de Petróleo (WPC) em conjunto com a Rio Oil & Gas. O espaço contará com apresentações e debates sobre os temas mais relevantes para o setor de petróleo, gás e biocombustí-
veis no contexto da responsabilidade social como caminho para sustentabilidade. “Na verdade, a Arena+10 é o nome que demos esse ano ao já consagrado Seminário de Responsabilidade Social do IBP, como forma de homenagear os dez anos da iniciativa que levou efetivamente para dentro do Congresso Mundial de Petróleo a temática do Desenvolvimento Sustentável”, explica Carlos Augusto Victal, gerente de Responsabilidade Social do IBP.
Oportunidade para empreendedores A Associação Brasileira de Private Equity & Venture Capital (ABVCap) promoverá, no primeiro dia da Rio Oil & Gas 2012, o Venture Forum Setorial de Óleo e Gás. As inscrições foram até o dia 19 de agosto, no Centro de Convenções da Bolsa do Rio, e as empresas selecionadas passarão por treinamento e capacitação empresarial. Criado para atender à demanda de numerosos empreendedores que procuram a ABVCap, o Venture Forum é um processo estruturado de aproximação entre empresas e potenciais investidores, interessados em participar do capital de organizações em fase de expansão e de reestruturação. Clovis Meurer, presidente da ABVCap, observa que durante a Rio Oil & Gas circularão pelo Rio de Janeiro praticamente todos os operadores do mercado de óleo e gás com interesse no mercado brasileiro que, neste momento, passa por uma aceleração muito forte, além de representantes de toda a cadeia produtiva do Brasil e do exterior. 104
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Como o objetivo do Venture Forum é apresentar empresas inovadoras, formadas por excelentes equipes, com grande potencial de crescimento, num mercado forte e necessitando de investimento para atender à demanda, é uma boa oportunidade realizar este foro setorial de óleo e gás durante o período da ROG. O executivo explica que a associação acompanha com frequência o setor de óleo e gás e inclusive já realizou vários seminários sobre este tema. “E em todos os anos, durante o Congresso ABVCap, que reúne cerca de 600 participantes nacionais e internacionais, temos levado à plateia essa discussão nos painéis setoriais. Inclusive fui convidado a representar a organização no painel sobre capitalização de empresas deste setor produtivo, a se realizar dentro da Rio Oil & Gas”, lembra Meurer. De acordo com o dirigente, o mercado de óleo e gás é estratégico para a associação, pois é um setor em intenso desenvolvimento, principalmente devido à exploração do pré-sal, que está demandando empresas fornecedoras de toda a cadeia com a exigência de compo-
nente nacional. Há, portanto, uma enorme oportunidade de investimentos para atender a essa demanda. “Neste setor, nos procuram tanto empresas como investidores. As empresas buscam caminhos para alcançar investidores que viabilizem seus planos de negócios, e os investidores, por sua vez, buscam boas oportunidades para fazer bons negócios”, indica Meurer. A expectativa da associação é divulgar ainda mais a atividade de PE/VC (Private Equity & Venture Capital) no Brasil, mostrando a importância desses investimentos para a economia real, geração de renda, empregos e crescimento econômico sustentável do país. “Essa será uma grande oportunidade para acelerar negócios, capturando investimentos que resultem no fortalecimento e capitalização das empresas com recursos de investidores de private equity”, diz o dirigente. Ele frisa ainda que, para as empresas que forem selecionadas no Venture Fórum, será proporcionado um momento único para apresentarem seus planos a importantes investidores associados à ABVCap.
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A Arena+10 acontecerá no auditório do pavilhão 4 da área de Exposição da Rio Oil and Gas. Dentro do auditório serão realizadas somente palestras e debates. Segundo Victal, a participação no espaço é livre: “Não haverá inscrições e a limitação será a própria capacidade do auditório estimado em 300 lugares. Depois de dez anos estamos fazendo o caminho de volta, nos aproximando novamente do público que frequenta a Rio Oil and Gas para que a interação seja de fato efetiva”, comenta. Com o lema ‘Avanços e desafios do desenvolvimento sustentável na indústria de petróleo, gás e biocombustíveis’, o seminário tem o objetivo de fomentar a discussão e reflexão sobre as diferentes relações que o capital financeiro inerente à indústria de petróleo e gás mantém com os aspectos sociais e ambientais que fazem parte do dia a dia das pessoas. Entre os principais temas estão a relação entre concentração de renda e desenvolvimento e cadeia produtiva e desenvolvimento local. O novo paradigma é continuar estimulando o crescimento econômico e ao mesmo tempo migrar para uma economia de baixo carbono, criando assim uma oportunidade para se discutir também o papel dos consumidores, que demandam 106
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cada vez mais produtos derivados de petróleo, ao mesmo tempo que assumem uma posição crítica quanto às atividades de exploração, produção, refino e distribuição desses produtos. “Nesse contexto, aparentemente, há muito mais desafios do que avanços e é justamente essa expectativa que queremos estimular nos participantes da Arena+10”, pontua Victal. O gerente de Responsabilidade Social do IBP enfatiza que além do compromisso de continuar atuando com a segurança, confiabilidade, eficiência e ética em suas operações, há uma série de iniciativas realizadas ou que estão sendo pesquisadas por organizações do setor que são fundamentais para o progresso do desenvolvimento econômico e social global.”
Profissional do Futuro A qualificação de mão de obra, uma das grandes entraves do setor, será o tema principal do programa Profissional do Futuro, voltado para jovens universitários, iniciativa do IBP com apoio do seu Comitê Jovem. Além de possibilitar aos participantes desenvolver sua criatividade e originalidade, o objetivo do programa é estimular o envolvimento dos jovens com temas atuais e importantes para a área em que
pretendem atuar dentro do setor de petróleo e gás. O Profissional do Futuro promove, desde 2002, a interação entre o mercado de petróleo e gás e jovens universitários. As universidades são convidadas a participar durante o evento em um espaço próprio destinado ao programa. Nesta edição, terá capacidade para 2.500 estudantes e estrutura para a realização de palestras e mesas-redondas. Em 2010 foram mais de 1.735 alunos inscritos, de cerca de 25 diferentes universidades e centros técnicos com cursos relacionados à área de petróleo e gás. Puderam participar da competição daquele ano estudantes de cursos de graduação, pós-graduação, mestrado ou doutorado residentes no Brasil. Os alunos que se inscreveram no Profissional do Futuro 2012 puderam participar da competição De Olho no Futuro, que premiará o melhor vídeo criado sobre o tema do programa: Desenvolvendo a capacitação nacional para a indústria do petróleo e gás. Outro pré-requisito fundamental para poder participar foi o nível avançado na língua inglesa. Os finalistas passaram por uma etapa final de avaliação pelo Comitê Jovem do IBP. O vencedor ganhará uma inscrição para o Youth Forum do World Petroleum Congress (WPC), a ser realizado em Calgary, no Canadá, no período de 23 a 25 de outubro de 2013. O prêmio inclui uma passagem aérea (ida e volta) e despesas com hospedagem no Canadá, de acordo com a escolha da organização. Alguns temas a serem abordados no Programa Profissional do Futuro 2012 serão: Mulheres na indústria do petróleo; Inovações na indústria do petróleo; Pré-Sal na indústria de óleo e gás; SMS na indústria de petróleo; Carreiras quentes. Os temas serão apresentados por representantes da Chemtech; OGX, FMC, BG, Petrobras, Baker Hughes, dentre outras.
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Cadeia produtiva em peso Reunindo a maioria dos players da cadeia produtiva de petróleo e gás mundial e os principais fornecedores – de todos os portes – e da indústria, a exposição da Rio Oil & Gas é uma oportunidade para os participantes, além de estreitarem relacionamentos e conhecerem novos contatos, apresentarem seus últimos lançamentos e serviços.
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om o foco em tecnologia, simulação, educação profissional e inovação, a Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro) participa da Rio Oil & Gas 2012. Novas tecnologias, segurança do trabalho e meio ambiente serão os principais assuntos tratados pela instituição na feira, que, na visão de Alexandre dos Reis, diretor de óleo e gás do Sistema Firjan, são atualmente os três eixos críticos do setor de óleo e gás. “Iremos abordar na Rio Oil & Gas a questão da qualificação e especialização voltada para a área de simulação, meio ambiente, a importância do SMS (Segurança, Meio Ambiente e Saúde) para o setor e as inovações tecnológicas, que são três vertentes muito discutidas no momento em óleo e gás. Também iremos participar da conferência com a palestra de alguns de nossos executivos sobre automação, solda, metalurgia e meio ambiente”, afirma Reis. O principal objetivo da instituição na feira é a mobilização de levar empresas e indústrias para a rodada de negócios. “Além de
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participarmos com nosso estande, também vamos organizar para a feira, de forma organizada, visitas guiadas com empresas do setor metalmecânico, metalúrgico e naval, que buscam negócios em óleo e gás. Trabalharemos em média com 2000 empresas para visitar a feira”, aponta o executivo.
Mercado de óleo e gás é estratégico A Brafer, fabricante de estruturas metálicas que recentemente entrou no mercado de óleo e gás, participará pela primeira vez da ROG. A empresa há 36 anos fabrica estruturas em aço para empreendimentos da indústria brasileira e da América do Sul, e irá apresentar na feira sua recém-composta Divisão de Óleo e Gás, para fornecer ao mercado estruturas offshore e subsea e também a pré-fabricação de tubulação (spools). “A Rio Oil & Gas é o maior evento da América Latina neste segmento, e a Brafer não poderia deixar de ter a possibilidade de apresentar ao mercado a sua capacidade e potencial de fornecimento”, comenta Carlos Tavares, diretor da Divisão de Óleo e Gás da Brafer. De acordo com o executivo, a companhia irá mostrar que já
está fornecendo ao mercado óleo e gás, atendendo aos requisitos de qualidade e projeto que o setor exige e pretende demonstrar também que já está apta a prover os serviços de seu novo escopo de fornecimento. “Esperamos que durante a feira possamos efetuar visitas programadas à nossa fábrica do Rio, visando demonstrar aos nossos potenciais clientes a capacidade de produção instalada”, pontua Tavares. A fábrica da Brafer no Rio de Janeiro está preparada para atender à demanda do segmento na fabricação de estruturas offshore/subsea, equipamentos e pré-fabricação de tubulação (spools) e conta com uma área total de 73.000 m², área industrial de 30.000 m² e capacidade de ponte rolante de até 100 toneladas. Tavares explica ainda que devido à ampla capacidade fabril da empresa, eles podem atender também ao mercado na fabricação de perfis soldados e em função de seu amplo estoque de matéria-prima (chapas, perfis, etc.); podem atuar no beneficiamento de aço, em atividades como o corte e pintura ou galvanização por encomenda.
Atualmente, a Brafer está fabricando estruturas offshore e fornecendo pancakes, superestruturas e outfittings para o FPSO Cidade Ilhabela, da SBM Offshore, que atuará no pré-sal. A companhia também possui contrato com a joint venture MTOPS (Modec/Toyo) para fornecimento de helideck, flare tower, pipe racks, manifold, riser e 2.000 toneladas de estruturas offshore para o FPSO Cidade de Mangaratiba. Além disso, a Brafer ainda irá iniciar no final deste ano a pré-fabricação de spools para o Estaleiro Brasa, fabricando tubulação para o FPSO Cidade Ilhabela. “Nossa expectativa é de realizarmos contatos com os diversos players do mercado neste momento importante de consolidação da companhia, como um fornecedor estratégico para os diversos desafios e projetos do setor”, finaliza o diretor da Divisão de Óleo e Gás da Brafer.
Equipamentos Já a Solaris, locadora de equipamentos para os segmentos da construção e indústria, por exemplo, irá destacar para os visitantes da feira o grupo gerador Easypower de 1563KVA ultracompacto em contêiner de 20 pés, máquina projetada para atender o mercado offshore para fornecimento de energia spot e/ou emergencial. O diretor da Solaris, Paulo Esteves, afirma que a empresa está apostando muito no desenvolvimento do negócio de petróleo e gás no Brasil, por isso tem participado de grandes projetos voltados para este
segmento. “A Rio Oil & Gas é uma grande oportunidade para estamos em contato com esse público e fornecedores, além de reforçar nossa marca e expertise para este mercado”, comenta. O executivo explica que o Easypower, que a Solaris irá apresentar em seu estande na feira, atende a todas as normas operacionais e de segurança da Petrobras e das multinacionais que atuam na região, além de ser desmontável e flexível para atender aos requisitos de limites logísticos das plataformas de petróleo. “O conjunto motor-gerador é de última geração, contando com todos os avanços tecnológicos de baixa emissão de poluentes, eficiência energética, alta confiabilidade, além de controles e proteções eletrônicas programáveis”, pontua Esteves. Devido a um portfólio abrangente de produtos, serviços e soluções, a Solaris pretende atrair na ROG todo tipo de empresa que necessite de energia, ar comprimido, trabalhos em altura, iluminação independente e isolada, manipulação de carga e movimentação de terra para atender à demanda por infraestrutura na região.
Tratamentos químicos Também presente na Rio Oil & Gas 2012, a Veolia Water Brasil apresentará as tecnologias empregadas em seus principais projetos do setor. As obras são da Petrobras, principal cliente da companhia: a expansão da planta de tratamento de água e reuso de efluentes da Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), a expansão da planta de tratamento de água da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), e produtos e soluções para a Estação de Tratamento de Despejos Industriais no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Adriano Longo, diretor Comercial da Veolia, afirma que o principal intuito é mostrar a expertises da empresa no Brasil e no mundo de modo a estreitar o relacionamento com clientes do segmento e propor soluções para este público. A Veolia Water Brasil é a responsável pelos negócios de óleo e gás da companhia na América Latina. “O setor de petróleo e gás é destaque da nossa estratégia de crescimento TN Petróleo 85
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e representa parte substancial do nosso faturamento”, complementa o executivo. Na Repar, Longo explica que a Veolia responde pelos projetos das Unidades de Tratamento de Águas e Tratamento de Condensado (Utra/UTC) e sistemas auxiliares das carteiras de Gasolina e Coque/HDT. De acordo com ele, a expansão está 98% concluída. Na RNEST, em Ipojuca (PE), os projetos da Veolia já estão em nível avançado – 87% concluídos. A empresa responde pela planta de tratamento de água, reuso e tratamento de condensado para produção de água filtrada e desmineralizada. “A Veolia atua na clarificação da água captada das barragens de Utinga e do Bita e do rio Ipojuca, para flotofiltração, Eletro-Diálise Reversa (EDR); filtros de carvão e desmineralização para produção de diversas qualidades de água; clarifloculação com lamelas (Multiflo), filtros multimedia e filtros de carvão para reuso da purga da torre; e filtros de carvão para reuso do efluente tratado da ETDI”, especifica Adriano Longo. O executivo comenta ainda sobre o projeto do Comperj, para o qual fornece produtos e serviços para as Estações de Tratamento de Água Desmineralizada (Etac), Condensado (ETC) e de Despejos Industriais (ETDI). O diretor da empresa destaca que o Comperj será a primeira planta de refino da Petrobras a ser abastecida pelo reuso com efluentes municipais tratados a partir de uma das estações de tratamento, ao invés do usual abastecimento de águas de superfície. “A água da Etac será pré-tratada e desmineralizada em um sistema de osmose reversa, com capacidade de produzir 980 m3/h 110
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de água e receberá polimento em leito misto. O sistema terá oito módulos, sete para operação e um de reserva. O projeto contempla ainda um sistema de tratamento de condensado composto por uma sequência de filtração (filtros coalescedores, pré-capa e de carvão ativado) e leito misto polidor”, explica. Ainda segundo ele, a ETDI terá tecnologias agregadas visando o reuso da água. O projeto prevê ainda a desidratação dos lodos oleosos e biológicos produzidos pela ETDI.
outros players e fortalecer ainda mais a marca Carbinox no setor”, afirma Maurício Moura Júnior, gerente Comercial da Carbinox. De acordo com ele, a expectativa é grande diante da oportunidade de novos relacionamentos, conhecimento e envolvimento nos projetos e, consequentemente, na geração de novos negócios.
Materiais especiais
A Air Liquide Brasil, unidade da multinacional francesa Air Liquide – líder mundial na produção de gases para indústria, saúde e meio ambiente –, estreia sua participação na feira Rio Oil & Gas apresentando suas soluções para a indústria offshore junto com suas unidades Medal e Air Liquide Global E&C Solutions (Soluções Globais de Engenharia & Construções). O estande da ALB estará no pavilhão da Ubifrance. A Air Liquide atua há muitos anos na atividade offshore e hoje detém um foco maior no setor em razão das necessidades cada vez maiores dos diversos players. “Vamos apresentar uma oferta ‘one stop shop’ de produtos, equipamentos e serviços para o setor offshore. Conhecemos suas necessidades, a importância e a responsabilidade de fornecer produtos que preencham e superem todas as especificações requeridas”, diz José Antonio Cunha, gerente de Negócios da Air Liquide Brasil. “Isso significa que o clien-
Pela terceira vez consecutiva, a Carbinox, especializada em aço inoxidável, aço carbono e ligas especiais, levará para a Rio Oil & Gas 2012 todo o portfólio de produtos que fornece ao setor, inclusive para o segmento do pré-sal. A empresa é uma das poucas habilitadas para atender este mercado com equipamentos e materiais resistentes à pressão e à corrosão, além de outras particularidades. Há 28 anos no mercado, a empresa, que têm fornecido seus produtos para os grandes projetos da Petrobras como a RNEST e o Comperj, trabalha no setor com tubos, chapas, barras e conexões em aço inoxidável, aço ligas e ligas especiais e eletrodutos rígidos e conexões em aço carbono, produtos de extrema qualidade, que passam por testes e aferições técnicas por especialistas. “A Rio Oil & Gas é uma das feiras mais importantes do setor e a Carbinox tem a perspectiva de gerar grandes negócios. Além disso, é uma oportunidade de relacionamento com engenheiros e compradores destes grandes projetos da Petrobras, de conhecer
Gases industriais
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te conseguirá tudo o que está relacionado a gases para o setor offshore em um só local, de uma só vez”, explica. “Nossa oferta para o setor é completa e por isso abrange todas as atividades envolvidas, como soldagem, inertização, análise, mergulho, medicinal, resfriamento e uma linha de gases dedicada a aplicações offshore, entre outros. Nossos produtos e equipamentos estão em conformidade com os mais altos padrões de qualidade, atendendo a todas as normas do setor de óleo e gás”, acrescenta Cunha. O gerente de Negócios enfatiza ainda que a Air Liquide Brasil possui especialistas localizados regionalmente para atendimento técnico das empresas e um time comercial para o suporte ao usuário no dia a dia do trabalho. “A Air Liquide tem a capacitação da aplicação e do manuseio dos produtos e equipamentos, por exemplo, de gases de solda e para inertização, nitrogênio, hélio, gás para mergulho, cilindros, tanques criogênicos, isocontêineres, quadros DNV, entre outros”, diz Cunha. 112
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A divisão Medal fabrica unidades geradoras de gases com uma das melhores tecnologias que alia eficiência e economia. A E&C oferece projetos de plantas, engenharia e construção, que incorporam processos limpos e energeticamente eficientes para a produção de gases industriais, projetos limpos de conversão, instalações de limpeza de gás de refinaria e instalações para a produção de petroquímicos e polímeros. William Keller, gerente de Vendas dos módulos de membranas N2 da Medal, em Newport, Delaware (EUA), diz que a tecnologia empregada ajudará plataformas offshore a ter uma fonte constante de gás e a economizar tempo em logísticas, evitar “dores de cabeça” no manuseio de materiais, e dinheiro. Os módulos de membranas N2 de separação de gás, os mais avançados do mundo, geram gases inertes para recuperação de hidrocarbonetos terciários e para remover o dióxi-
do de carbono (CO2), a partir do gás natural. Os módulos também recuperam hidrogênio a partir de processos de refino e geram biogás a partir de fontes renováveis. O diretor-geral da Air Liquide Global E&C Solutions para a América Latina, Gunnar T. Nilsson, explica que as tecnologias para refino da divisão atendem tanto os processos convencionais quanto os integrados para conversão de matérias-primas como hidrocarbonetos em combustíveis. Essas tecnologias incluem oxidação parcial e soluções completas na gestão do enxofre, entre outros, e uma vasta experiência na implementação de hidrocraqueamento, hidrotratamento e projetos de craqueamento catalítico fluido. Ainda, oferece soluções de tecnologia na petroquímica e segmentos de negócios renováveis. “Temos boas expectativas quanto aos resultados que poderão ser obtidos com a feira, pois a Air Liquide detém toda a expertise para o mercado offshore, que está aquecido diante da expansão da atividade do pré-sal e de outros investimentos no setor, fora do país”, observa Cunha.
Engenharia e construção Comemorando os 65 anos de atividades no país, a Techint Engenharia e Construção no Brasil levará para a feira toda a experiência e know-how adquiridos ao longo desses anos e também aproveitará para apresentar os projetos que estão desenvolvendo no momento. Um dos destaques é a Unidade Offshore Techint/UOT, instalada na cidade de Pontal (PR), com capacidade
A Skanska comemora, neste ano, 125 anos de atuação global. No Brasil, com mais de 5.000 colaboradores, a empresa é referência na prestação de serviços em engenharia e construção e em operação e manutenção, nos segmentos de petróleo e gás, energia, infraestrutura e indústria em geral. Dentre suas grandes realizações, orgulha-se pelo projeto de engenharia, fornecimento e construção para a implantação da Usina Termelétrica Baixada Fluminense. Uma das mais importantes termelétricas do Brasil que fornecerá energia para mais de 370 mil habitantes.
Skanska. 125 anos transformando a vida das pessoas.
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de construção de diversos tipos de unidades, completamente controlada pela Techint. A empresa oferece serviços de engenharia, fornecimento de equipamentos, construção, operação e gerenciamento de projetos de grande porte e alta complexidade desde o desenho até a operação em nível global. Tem o setor de óleo e gás como um dos principais segmentos de mercado dos últimos anos. “Consideramos esse setor de suma importância para o desenvolvimento de nossas atividades, que nos últimos anos representou a maior parcela de venda de nossa empresa”, comentou Ricardo Ourique, diretor-geral da Techint Engenharia e Construção no Brasil. A companhia desenvolve diversos projetos para o setor, como a construção de gasodutos, ampliação e construção em refinarias de petróleo, manutenção de plataformas de petróleo na Bacia 114
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de Campos, além de construção de plataformas offshore. Ourique comenta que o objetivo da participação da Techint Engenharia e Construção na Rio Oil & Gas 2012 é ter a oportunidade de apresentar ao público externo a história da empresa. “No segmento de engenharia e construção, somos, seguramente, se não a mais antiga, uma das maiores neste segmento, além, é claro, de poder estar em contato com nossos clientes, parceiros, fornecedores e futuros prestadores de serviço”, diz. “Todos os anos a feira é um sucesso pelo grande número de visitantes em busca de novidades. Acreditamos que esse ano não será diferente, esperamos receber muitas visitas nacionais e internacionais atraídas pela expectativa deste mercado que só cresce em nosso estande e, quem sabe, aproveitar o momento para novos negócios”, finaliza Ourique.
Transporte A Locar, uma das maiores empresas da América Latina no segmento de transportes especiais e a maior em içamentos de
cargas por meio de guindastes, irá apresentar na feira a Locar Pipe, a primeira balsa de lançamento de dutos do Brasil, que ficará pronta em oito meses. O casco da Locar Pipe foi fabricado em Belém com a Rio Maguari Shipyard e agora está na Ilha do Governador, para que seja feita a integração da estrutura com os equipamentos. A embarcação será equipada com cinco geradores elétricos para movimentar os guindastes elétricos. Ao todo são dois guindastes, sendo um principal com 47,76 m de altura e capacidade de 250 MT (modelo Manitowoc 4100w – Ringer) e outro auxiliar, com capacidade de 150 MT e altura de 42,767 m (modelo Fushun QUY150 – Crawler Crane). Além de outros equipamentos para alinhamento dos dutos, tensionadores e um sistema de posicionamento da embarcação para a instalação dos dutos por toda a extensão do projeto. Depois de pronta, a balsa vai ter capacidade para uma tripulação de 160 pessoas e contará com um heliponto. Terá comprimento de 87,5 m, 30 m de largura, 6 m de profundidade. O investimento total é de R$ 75 milhões. “Vamos apresentar a Locar Pipe ao mercado durante a feira e também todo o investimento que tem sido feito na Divisão Marítima da Locar nos últimos quatro anos”, disse Ricardo Alves, diretor da Divisão Marítima da empresa. Segundo ele, o mercado de óleo e gás é muito promissor no Brasil e na América Latina e a Locar vem investindo pesado para participar deste bom momento.
A empresa vem registrando um crescimento expressivo na área marítima. A divisão já conta com 25 embarcações, um time de quase 300 colaboradores e uma principal base na Ilha do Governador / RJ, e outras duas em Macaé / RJ, e em Itajaí /SC. A Locar terá um estande de 100 m² na ROG e pretende estar mais perto dos clientes já atendidos e fazer novos contatos.
Setor estratégico Por ser uma feira com escopo técnico e tecnológico, a Ernst & Young Terco, especializada em auditoria, impostos, transações corporativas e assessoria, não manterá um estande na Rio Oil & Gas 2012, mas estará presente com todos os seus técnicos da área de forma a esclarecer todo o tipo de suporte para a indústria. A empresa, que irá patrocinar o
evento, dele participará pela primeira vez, mas espera que esta ação se torne uma realidade constante nas futuras edições. Embora recente, a estrutura do centro de óleo e gás da Ernst & Young Terco já presta serviços para a quase totalidade das operadoras no país e para uma relevante porção das empresas que constituem a cadeia de suprimentos da indústria. Além de auditar algumas das maiores empresas de petróleo, eles também atuam fortemente nos segmentos de consultoria tributária e empresarial, também incluídos os serviços de suporte, a instalação de empresas no país e o desenvolvimento de seus negócios via suporte a aquisição de novos investimentos e desinvestimentos. Beth Ramos, sócia líder da Ernst & Young Terco para o mer-
cado de petróleo e gás, explica que o diferencial da empresa está na formação, no Rio de Janeiro, de um centro de excelência em óleo e gás – a exemplo de outros já existentes em locais chaves como Houston, Londres, Moscou, Aberdeen, entre outros. “A estrutura globalizada dos centros de óleo e gás, agora com a participação brasileira, permite que nossos clientes tenham uma assessoria integrada na qual equipes de vários países atuam em conjunto, garantido um perfeito alinhamento das expectativas de nossos clientes”, afirma. A executiva comenta que a Ernst &Young Terco vem investindo fortemente no mercado
O Catálogo Navipeças é um portal de divulgação e relacionamento integrado por fornecedores nacionais qualificados e destinado a contratantes globais de bens e serviços da indústria naval. O Catálogo oferece, além da gratuidade, as seguintes vantagens às empresas participantes: confirmação da qualificação da
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de óleo e gás por entender não somente sua presente importância, mas também seu potencial futuro. “Os serviços que prestamos e a parceria com os clientes fazem com que a Ernst & Young Terco se veja como parte da indústria e, como tal, reconhece a importância de apoiar um evento como a Rio Oil & Gas”, diz Beth Ramos, pontuando que a questão regulatória, o desenvolvimento da indústria local e a carência de mão de obra especializada são hoje os maiores desafios do setor de óleo e gás no país. “Temos de cuidar para que as medidas de fomento à indústria não tragam uma complexidade tal que criem obstáculos ou riscos às operações e/ou se assemelhem a uma reserva de mercado que desestimulem os investimentos”, salienta a sócia da Ernst & Young Terco. Com relação à mão de obra, Beth Ramos comenta que o país tem de enfrentar a necessidade de importação de mão de obra especializada em um primeiro momento. Entretanto, é importante que saibamos utilizar esta fase para fazer a adequada transferência de know how des116
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tes estrangeiros para nosso time local. “Treinamento e desenvolvimento de recursos precisam ser parte importante no Project Management da indústria. Por outro lado, se sabemos que precisamos desta mão de obra que está no exterior, temos que trabalhar, junto com o governo, para a maior flexibilização dos processos de visto de trabalho. A Ernst & Young Terco, por ser a única ‘Big 4’ a possuir serviços próprios de imigração, está participando ativamente desta discussão”, finaliza.
Gestão de energia A expectativa da francesa Schneider Electric, especializada em produtos e serviços para distribuição elétrica, controle e automação industrial, para esta edição da Rio Oil & Gas é estabelecer e reforçar parcerias comerciais e tecnológicas com clientes, potenciais clientes, parceiros e fornecedores nacionais e internacionais. A companhia apresentará as soluções elétricas e de automação, voltadas para a área offshore e de refino. “Desta-
caremos os dois projetos em execução de módulos elétricos de distribuição no subsea (entre 400 m e 1.000 m), o projeto Pase para o Comperj e a incorporação da empresa Telvent. Apresentaremos ainda a solução de PMS (Power Management System) para plataformas offshore”, comenta Marcello Martins, diretor da Divisão de óleo e gás da Schneider Electric Brasil. De acordo com Martins, atualmente a empresa trabalha nos projetos dos módulos de distribuição elétrica no subsea, em fornecimento para Statoil e Shell no Mar do Norte a 1.000 m e 400 m de profundidade; no Comperj, a Schneider Electric trabalha no fornecimento de todos os painéis, CCM (Centro de Controle de Motores) e inversores de média tensão, bem como o sistema de automação e integração elétrica de toda a planta, conhecido como Pase. “Neste sistema integraremos cerca de 2.000 relés de diversos fornecedores numa única rede IEC 61.850”, reforça o executivo. Para o setor de óleo e gás, a Schneider Electric fornece soluções de distribuição elétrica de alta, média e baixa tensão, como sistemas de automação para aplicações em FPSO (Módulos Elétricos e cascos), FLNG, navios sondas, WHP, petroleiros, barcos de apoio, E&P onshore, terminais, óleo e gasodutos, petroquímicas, refinarias e distribuidora de gás.
Empresas de diversos países buscam reforçar presença no mercado brasileiro Uma das principais conquistas da Rio Oil & Gas durante esses 30 anos é o seu contínuo crescimento internacional, que acompanha o cenário positivo e promissor do país no setor de óleo e gás.
A
edição deste ano da Rio Oil & Gas terá 16 pavilhões internacionais: Alemanha, Argentina, Áustria, Bélgica, Canadá, China, Dinamarca, Estados Unidos, Finlândia, França, Holanda, Itália, Noruega e Reino Unido. Áustria e Finlândia são os países que participarão pela primeira vez com um pavilhão. Na Rio Oil & Gas 2012, 35 companhias estarão expondo no pavilhão da Noruega, organizado pela Innovation Norway. “Devido ao crescente interesse no mercado brasileiro, além de ocupar uma área maior no Pavilhão 4, diversas empresas norueguesas estarão reunidas no Anexo 4 do Riocentro”, conta Helle Moen, nova diretora da Innovation Norway. Está confirmada a participação de delegações de duas cidades norueguesas, importantes polos da indústria naval
Modelo 1
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e offshore: Stavanger – que tem memorando de entendimento assinado com o Governo do Estado do Rio de Janeiro – e Bergen – que tem compromisso similar com o Espírito Santo. A França também terá uma presença importante na feira, com 48 empresas, dois polos de competitividade e dois centros técnicos em seu pavilhão, organizado pela Ubifrance Brasil, que estarão no Brasil a fim de estabelecer acordos bilaterais de
etal
ênix
cooperação. Para os organizadores, essa será a maior missão comercial francesa já organizada no setor de energia no Brasil. Como parte do progressivo fortalecimento dos laços comerciais franco-brasileiros, foi assinado, em 2011, um Memorando de Entendimento em São Paulo, entre o Ministério da Indústria francês e o Ministério do Desenvolvimento brasileiro para o desenvolvimento de parcerias tecnológicas e comerciais. Já
Metal Fênix TN Petróleo 85
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em maio de 2012, no âmbito do Salão Mecânica e com o apoio da Ubifrance, diversos acordos também foram estabelecidos entre polos de competitividade franceses no setor da mecânica e atores brasileiros e espera-se que na ROG 2012, seja assinado um acordo global de cooperação baseado em projetos conjuntos de inovação. Esse acordo permitirá aumentar os laços entre o Brasil e a França e garantir o desenvolvimento de uma parceria estratégica importante para os Apoios Produtivos Locais (APL) e seus homólogos franceses, os Polos de Competitividade Mer Paca, Mer Bretagne e Novalog, que serão acompanhados por uma dezena de pequenas empresas inovadoras, conhecidas mundialmente como start-ups. As 38 empresas francesas expositoras terão a oportunidade de demonstrar seus avanços tecnológicos, assim como o seu know-how, entrar em contato com inúmeros atores nacionais e internacionais do setor do petróleo e gás e, evidentemente, aumentar sua visibilidade em um dos maiores eventos de negócios do mundo. Com o objetivo de aproximar o aquecido setor de petróleo e 118
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gás brasileiro a fornecedores britânicos em busca de novos negócios, o Pavilhão Britânico marca forte presença nesta edição, com a participação de 33 empresas. Dentre as várias oportunidades, os grandes investimentos feitos pela Petrobras e outros operadoras em desenvolvimento offshore, incluindo contratos multibilionários para a construção de FPSOs, são os principais atrativos para as empresas que compõem a delegação. Além disso, projetos em refinarias e gasodutos também se apresentam como oportunidades de negócios, tornando a missão comercial ainda mais relevante nesse momento. “O Brasil é, sem dúvida, um dos mercados-chave de energia para os nossos membros – inclusive temos um escritório no Rio que está crescendo bastante, onde a nossa equipe tem um grande histórico em ajudar as empresas do Reino Unido a encontrar parceiros locais – e estamos muito satisfeitos por estarmos mais uma vez com o Pavilhão do Reino Unido. Consideramos a Rio Oil & Gas
um encontro importante no calendário mundial de energia e estamos ansiosos para a edição deste ano”, afirmou Ian Stokes, CEO do Energy Industries Council (EIC). Já a participação do Canadá tem crescido a cada edição. Em 2006 foram cerca de oito expositores, em 2008 foram 12, em 2010 houve um aumento muito significativo para 33 expositores e, este ano, estão batendo o recorde de 2010 trazendo um total de 43 expositores. A delegação desta edição é composta de fornecedores de bens, serviços e tecnologias muito interessados em conhecer as oportunidades e entrar no mercado de forma estruturada, com base em estratégias bem planejadas, sempre levando em conta as exigências de conteúdo local e a cultura de negócios no Brasil. De acordo com a gerente de Desenvolvimento de Negócios da área de óleo e gás do consulado canadense, Nadine Lopes, eles esperam um público seleto de profissionais focados e interessados em conhecer novas soluções para a indústria. “Hoje no Brasil atuam mais de 60 empresas canadenses do setor em diferentes estágios do desenvolvimento de seus negócios. E a tendência é que este número cresça a cada ano. Sabemos da importância de se fazer parcerias com empresas locais como forma de entrar no mercado e atender às exigências de conteúdo local. As empresas canadenses estão atentas às oportunidades do setor e procuram identificar parceiros no país”, afirma.
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Navalshore 2012
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Indústria naval mapeia
oportunidades Aquecimento do setor na última década atrai público recorde para o maior evento da América latina nessa área, a Navalshore 2012
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adeia produtiva do setor naval e offshore e estaleiros atraem mais de 16 mil visitantes à Navalshore 2012: Feira e Conferência da Indústria Naval e Offshore, realizada de 1º a 3 de agosto, no Centro de Convenções Sulamérica, no Rio de Janeiro. O evento teve 122
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por Karolyna Gomes, Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez
recorde de participação: mais de 350 empresas expositoras e 17 delegações estrangeiras. Entre os países que trouxeram novidades em produtos e serviços estavam China, Estados Unidos, Finlândia, Canadá, Coreia do Sul, Reino Unido, Turquia, Itália, Suécia e Espanha. A programação também reuniu uma série de workshops técnicos,
palestras, além do lançamento da Conferência Workboat South América. Durante a cerimônia de abertura, o diretor do Departamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM), Gustavo Lobo, citou o aumento na liberação de recursos. “Em 2005, o FMM liberou para investimentos R$ 465 milhões. Esse ano até junho
já foram liberados R$ 1,7 bilhão”, comparou. Na carteira, o fundo tem, atualmente, R$ 21 bilhões contratados e R$ 24,5 bilhões a contratar. Segundo Lobo, os números tendem a aumentar ainda mais. “Há uma demanda crescente de recursos para investimento”, concluiu. O vice-presidente do Sindicato Nacional das Indústrias da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), Franco Papini, chamou a atenção para a modernidade das embarcações que estão sendo lançadas e citou o aumento de oportunidades de emprego. “É importante a reflexão sobre o sucesso do setor. Mais de 62 mil famílias estão sendo
beneficiadas por essa indústria. Temos que agradecer o apoio do Governo Federal e dos estados.” De acordo com o diretor da Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (Abdi), Clayton Campanhola, de 2007 a 2010 houve crescimento no número de empresas cadastradas no catálogo de Navipeças. Isso exigirá novos formatos na apresentação de serviços. “Estamos trabalhando para concluir o projeto da embarcação virtual. Com essa ação, poderemos conferir online os tipos de embarcação e, ao clicar em cada parte dela, visualizar informações das empresas que fornecem os devidos materiais.”
O diretor executivo da Associação Brasileira de Soldagem (ABS), Daniel Almeida, destacou que a soldagem é um caminho fundamental na área naval. De acordo com ele, é necessário aumentar a eficiência e produtividade no setor. Outro desafio a ser vencido é a escassez de mão de obra. “Não dispomos de soldadores nem na qualidade e nem na quantidade necessária.” O assunto também foi abordado pelo vice-presidente do Sindicato Nacional das Empresas de Navegação de Apoio Marítimo (Syndarma) e presidente da Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), Ronaldo Lima. “Com essa falta de profissionais, precisamos fazer uma verdaTN Petróleo 85
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Foto: Banco de Imagens TN Petróleo
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deira ginástica para operar as embarcações”, disse ele, sobre a reduzida oferta de oficiais da Marinha Mercante. “Com apoio da Marinha, já conseguimos um aumento substancial de alunos em formação, mas ainda é insuficiente para atender à demanda.” Investir na navegação brasileira e assim diminuir o afretamento foi uma das questões abordadas pelo diretor da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), Tiago
Lima. Mas, para isso, afirma ele, é necessário um maior número de estaleiros no país. “Hoje temos uma carteira em análise de R$ 6 bilhões para a construção de novas unidades.” Buscando atender essa demanda de mercado, a Antaq criou um instrumento visando à otimização para a ocupação temporária
dos portos brasileiros. “Foi uma forma de compensar a falta dos estaleiros”, afirmou. A ce rimônia d e abe rt ura d a Navals hore 2 0 1 2 cont ou, t ambé m, com a p art icip ação d e : Augusto Mend onça, p re s id e nt e d a As s ociação Bras ile ira d as Emp re s a s d o Se t or Na val e Offs ho re (Abe nav); Alexand re Gurg e l, d ire t or d a áre a Naval d a Comp anhia d e De s e nvolvime nt o Ind us t rial d o Rio d e Janeiro (Cod in) e com o d ire t or d e Trans p ort e Marít imo d a Pe t robras , A genor Junq ueira.
Caixa Econômica anuncia crédito para a indústria naval O superintendente da Caixa Econômica, Antônio Gil, anunciou durante a Navalshore 2012 o Programa Melhor Crédito, que visa dar apoio a empresas do setor naval, com soluções financeiras como antecipação de recebíveis, capital de giro, financiamento a investimentos e operações de mercado. Para essa indústria, o banco possui uma carteira com 50 projetos, somando R$ 15 bilhões. Desses projetos, 25 se encontram em estágio avançado de negociações com os clientes e outros 15 já contam com parecer da área de engenharia. “Do valor total, queremos disponibili124
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zar, até o fim do ano, R$ 8 bilhões”, afirmou Gil, que explica que a caixa pretende dobrar os financiamentos à indústria do petróleo em 2012. “Em 2011, essas operações feitas pelo banco para o setor somaram R$ 10 bilhões. Este ano, apenas os projetos em análise, da indústria naval, já chegam a R$ 15 bilhões.” Não há limite para a concessão de financiamentos ao setor, assegurou. “A Caixa não tem problemas de ‘funding’ (fonte de recursos). Os recursos concedidos pela Caixa às empresas de petróleo, gás e construção naval no país provêm da própria instituição, do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) e do Fundo da Marinha Mercante (FMM).” Antonio Gil Silveira salientou que os financiamentos às empresas
do setor procuram estar atrelados também a soluções sociais. “Como a missão da Caixa é atuar na direção da cidadania e do desenvolvimento sustentável, em cada região onde aquele empreendimento vai ser implementado, analisa todo o impacto social, de geração de emprego e renda, para que esse projeto possa gerar cidadania e bem-estar social, não visando apenas ao retorno do investimento.” O principal produto da Caixa, no portal Progredir, é a Antecipação de Recebíveis Petrobras, que permite às empresas a mobilização de seus contratos, financiando despesas iniciais para cumprimento de obrigações assumidas. Este crédito é, em média, 40% mais barato que em linhas convencionais.
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Novidades em produtos e serviços
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Megatherm apresentou em seu estande um novo sistema de revestimento de isolamento térmico, fruto da parceria da empresa com a inglesa Ulva, responsável pela produção do item e que está chegando este ano no mercado brasileiro. Feito de borracha, mais leve do que os revestimentos metálicos e compatível com qualquer isolante térmico, o sistema substitui o revestimento metálico sobre isolamento térmico, além de ser mais seguro para trabalhar, pois evita cortes. Tem uma grande vantagem na sua manutenção no futuro, pois não permite a penetração de água e umidade nas suas juntas, evitando que a água penetre no isolamento e provoque corrosão na tubulação que está sendo isolada. O produto pode ser aplicado em plantas onshore e offshore, nos módulos de plataformas e FPSOs, por exemplo. Para Sérgio Mattozo, diretor da Megatherm, o lançamento do produto na feira foi muito positivo. “Estamos tendo uma boa receptividade”, afirmou. Além do produto da Ulva, a empresa mostrou um novo material chamado Ultimate, que é usado em anteparas classificadas para até 60 minutos de resistência ao fogo, ou seja, o fogo fica contido por até 60 minutos antes de atingir outra área do navio. Já 126
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está prevista na norma Petrobras para isolamento térmico, o produto traz benefícios, como deixar o navio mais leve e ter uma aplicação rápida devido à sua maleabilidade. Com um crescimento de 150% no primeiro semestre, a Danica apresentou alguns de seus principais equipamentos para o setor naval e offshore, como suas portas B15, A30 e A60. Especialista em equipar de forma completa o interior de navios e plataformas, a empresa diversificou seus produtos para atender as carências do mercado. “Essa é a quarta participação da Danica na Navalshore. A feira está muito movimentada, estamos achando muito positivo, pois conseguimos contatos com todos
os nossos clientes”, afirmou o engenheiro Rodrigo Episcopo, gerente da Unidade Naval & Offshore da Danica. Outra companhia no ramo de mobiliário é a Telelok, que trabalha com o aluguel de móveis e tem contratos com empresas de porte como Petrobras, Transpetro e Sotreq-Caterpillar. Na opinião de Erika Porcaro, gerente de Marketing da empresa, o evento foi bastante positivo para apresentar a Telelok ao mercado. “Tivemos a oportunidade de apresentar a Telelok para importantes players do setor, o que nos deixou bastante satisfeitos. Somos novos e esperamos, no curto prazo, colher os frutos dos investimentos realizados”, concluiu.
Em sua primeira participação na Navalshore, a Edra mostrou suas tubulações para plataformas de petróleo. Há cerca de dez anos no mercado de óleo e gás, já possui tubulações instaladas em plataformas como P-40, P-52, P-53. Além da Petrobras, a companhia também tem sido procurada por outras empresas como as epecistas. Atuando em múltiplas áreas, a Edra está presente em plataformas offshore, refinarias, terminais marítimos e navios. Arnaldo Gatto, gerente de Desenvolvimento da empresa, assegura que o último contrato assinado pela Edra foi com a Modec, em Cingapura, para atender ao navio Cidade de Mangaratiba vai ser afretado para a Petrobras.
Outra empresa participante da Navalshore, a MTU chamou a atenção de quem passava pelos corredores do Centro de Convenções Sulamérica, com um motor inteiro exposto em seu estande. “Trouxemos o equipamento real para que os visitantes tenham acesso ao equipamento e uma ideia de como ele é”, disse Paulo Afonso da Silveira, gerente de Vendas de Motores Marítimos da MTU. Com boa parte do motor fabricado na Alemanha, a empresa pensa em pouco tempo ter um conteúdo local mais significativo. “Ampliamos nosso parque fabril, que fica em São Paulo, em 60%, na parte de montagem e serviços. Com esse aumento de área, teremos condições de atender melhor as nossas demandas”, com-
pletou Paulo. Ele adiantou que um PSV com o motor da MTU está previsto para entrar em operação em outubro deste ano, para servir a plataformas da Petrobras. Sisgraph lança Centro de Excelência em Marinha A Sisgraph, uma das principais fornecedoras do mercado offshore e naval, lançou durante almoço com executivos na Navalshore 2012, o seu Centro de Excelência em Marinha (CEM). O projeto tem por objetivo ser um novo canal entre fornecedores e clientes dos mercados naval e offshore para difundir e melhorar as tecnologias atualmente empregadas no Brasil. Fernando Schmiegelow, diretor de Marke-
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eventos ting da empresa, afirma que os três pilares com os quais o novo CEM vai atuar são: C (de Conhecimento), que vai se dedicar aos programas de capacitação de alunos por meio de acordos com escolas técnicas e universidades; E (de Equipe), que responderá por suporte, treinamentos, realização de workshops e consultoria à tecnologia SmartMarine 3D. E M (de Melhorias), com o qual pretende aproximar os clientes das tecnologias Intergraph / Sisgraph do processo de melhoria contínua. “Com acesso direto aos Centros de Desenvolvimento da Intergraph nos Estados Unidos e na Coreia, eles vão participar ativamente do processo da introdução de características que tornem a tecnologia SmartMarin e 3D ainda melhor e mais adaptada ao cenário brasileiro”, afirmou. Este ano, a empresa apresentou no evento as novas características integradas à solução de gestão de projeto de construção de navios, o SmartMarine 3D, que tornarão ainda mais eficientes os aspectos da diminuição de tempo de projeto, automatização de atividades de produção, cumprimento de prazos e, principalmente, controle de gastos de todo o ciclo de vida do projeto.
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Wärtsilä apresenta seu conceito de perda mínima para navios A finlandesa Wärtsilä, líder global em soluções energéticas de ciclo de vida completo para mercados marítimos e de geração de energia, apresentou durante o evento o Conceito de Perda Mínima (em inglês, Low Lost Concept/LLC), que oferece um sistema elétrico mais eficiente para embarcações. O gerente de Vendas da divisão de Ship Power da multinacional finlandesa, Rodrigo Brito, demonstrou com diagramas como o LLC pode tornar o sistema de propulsão elétrica para navios mais eficiente, em comparação com o sistema padrão das embarcações. “Ao invés de gerar energia em média tensão, os geradores que operam segundo o LLC entregam em baixa tensão, a 690 volts, diminuindo a quantidade de transformado res e reduzindo a perda das embarcações”, explicou. Segundo o gerente da Wärtsilä, o LLC oferece um sistema de distribuição de propulsão elétrica para navios
com tecnologia patenteada pela empresa. Com o auxílio de transformadores especializados, o sistema permite que a energia seja transmitida diretamente dos geradores para os inversores de frequência da propulsão, diminuindo distorções de harmônicas e algumas perdas oriundas da transformação. Ele comenta ainda que a preocupação em maximizar o desempenho ambiental e econômico das embarcações e usinas de energia de seus clientes faz com que a Wärtsilä estabeleça maneiras sustentáveis de trabalho. O sistema é composto por partes menores, mais leves e com melhor eficiência que facilitam sua instalação. “A Perda Mínima se encaixa em todos os segmentos onde a propulsão elétrica é aplicável, oferecendo economias nos custos de instalação e funcionamento. Possui melhor disponibilidade e redundância de propulsão, permitindo um menor consumo de combustível influenciando diretamente na diminuição das emissões de poluentes”, conclui Brito.
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eventos
Cummins lança motor e amplia parque produtivo Com 1,1 milhão de motores produzidos em 2011, 112 mil somente na América do Sul, a Cummins Marine, divisão de Negócios Marítimos da Cummins, fez dois lançamentos durante a feira: o QSK95-M, motor de maior potência em alta rotação já produzido em nível global, e um novo gerador de bordo projetado exclusivamente para atender às exigências das aplicações marítimas, o QSM 11-CP.
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om as apostas voltadas para o crescimento do mercado offshore, a empresa apresenta o motor QSK95-M, com rotação de 1.800 rpm. Em aplicações marítimas, o novo produto, de 95 litros e 16 cilindros em V, desenvolve de 3.200 até 4.000 cavalos de potência, ou seja 2.400 kwm a 3.000 kwm. O equipamento chega para atender às demandas de maior potência, ou seja, empurradores de embarcações em rios, rebocadores portuários, todo tipo de embarcação de suporte a produção e extração de petróleo, geração de energia para as plataformas FPSO (FloatingProduction Storage and Offloading), cuja função é extrair e/ou armazenar o petróleo. Além do mercado marítimo, o QSK-95 pode ser aplicado nos segmentos de óleo e gás, mineração, locomotivas, geradores, entre outros. Projetado e desenvolvido na fábrica de motores Cummins Seymour, em Indiana (EUA), o QSK-95 foi apresentado oficialmente no final de 2011 e sua produção está prevista para o início de 2015. O investimento
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total para o desenvolvimento do motor e adequação da planta,
de acordo com Waldemar Marchetti, diretor Global de Estratégia Offshore, foi de US$ 110 milhões. Entre as vantagens do novo produto, destacam-se o menor tamanho e peso quando comparado com outros motores de média rotação e um custo de investimento significativamente menor. “Ao nascer 100% eletrônico, o QSK-95 permite
que todas as suas características e funções sejam facilmente gerenciadas e, para as aplicações marítimas, o novo motor já sairá com o painel C-Command de série.” Também voltado para atender às demandas desse setor, a empresa coloca no mercado o novo gerador de bordo, modelo Cummins QSM 11-CP, disponível nas potências de 250 kWe e 300 kWe. Desenvolvido, integrado e montado no Centro de Excelência da companhia, nova instalação localizada em Cingapura, construída para atender especificamente aos produtos e/ou equipamentos do mercado offshore, o novo gerador amplia a linha de produtos de geração de energia auxiliar da Cummins. Fábricas em São Paulo14:30 – A comTN_setembro_2012.pdf 1 20/08/12 panhia, que considera o Brasil
seu quarto mercado, com vendas totais de US$ 1,6 bilhão em 2011, está trabalhando no deslocamento da unidade de geradores, que irá para Itatiba, São Paulo. “Faremos isso pela facilidade de distribuição e logística, já que é próximo ao aeroporto de Viracopos e da fábrica de Guarulhos”, afirma Marchetti, complementando que a fábrica de motores continuará em Guarulhos. A previsão é de que a nova planta industrial, localizada às margens da Rodovia Dom Pedro I, Km 97,5, fique pronta em março de 2014, com a geração de 250 empregos diretos, podendo chegar a 700 colaboradores nos anos subsequentes à inauguração da unidade fabril. A fábrica vai receber primeiramente a unidade de grupos geradores e o centro de distribuição de peças e equipamentos da Cummins.
Quando a nova fábrica estiver em pleno funcionamento, terá capacidade anual para produzir cerca de 12 mil unidades de geradores de energia e 1,2 milhão de componentes ou subconjuntos. O terreno da nova planta da Cummins tem 436 mil m² e, inicialmente, terá uma área construída de cerca de 50 mil m². Guarulhos também terá investimentos. De acordo com Marchetti, a planta de motores receberá US$ 50 milhões para renovação da infraestrutura, entre escritórios e parte estrutural de edificações, que tem previsão de término para 2015. “Temos capacidade para 130 mil motores instalados – 110 mil fabricados em 2011 –, e estamos adequando a linha para melhorar produtividade e reduzir custos.”
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eventos
Estaleiros ganham destaque A edição 2012 da Navalshore teve como novidade o Pavilhão Estaleiros do Brasil. Dentre as empresas presentes estava o novo Estaleiro Seaport, da Seaport Serviços Marítimos, que iniciou suas atividades em 2009 e participou pela primeira vez de uma edição da Navalshore. Com clientes como Petrobras, Brasbunker e Wilhelmsen, a companhia tem nos serviços de apoio marítimo, portuário, e de logística de terra seus principais trunfos para avançar cada vez mais no mercado offshore.
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diretor-presidente da Seaport, César Uchôa, esclarece que a empresa tem investido para acompanhar o crescimento do setor. “Com a descoberta de novos poços de petróleo no litoral cearense, e a crescente demanda de embarcações de apoio a plataformas, nosso propósito é sermos uma empresa parceira e atuante no mercado”, afirmou. O novo estaleiro está preparado principalmente para realizar serviços diversos e docar embarcações (tais como rebocadores) de até 35 m de comprimento e 12 m de boca. Presente há mais de 50 anos no Brasil, a WSS tem em destaque no seu portfólio equipamentos de segurança e proteção individual, equipamentos e consumíveis de solda e refrigeração, gases industriais, além de produtos químicos de manutenção e limpeza. Entre 132
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as inovações trazidas para a feira, estava o seu serviço de agenciamento marítimo (Ships Agency Re-defined), com procedimentos padronizados que asseguram a simplificação dos canais de comunicação e transações financeiras, reduzindo custos e aumentando a eficiência operacional. “A Wilhelmsen Ships Service (WSS) veio para esta edição da Navalshore visando consolidar sua já tradicional oferta de produtos e serviços e promover soluções inovadoras em segurança, agenciamento marítimo e operações offshore com cilindros de gases”, afirmou Álvaro Moraes, gerente geral para a Costa Leste da América do Sul da Wilhelmsen. No campo da segurança, a empresa também se prepara para anunciar em breve a implantação de seu sistema de aluguel de balsas infláveis
para unidades dedicadas ao tráfego em águas nacionais. Formação de mão de obra – No segundo dia de evento, a formação de recursos humanos foi tema de discussão no painel ‘Impacto na formação de RH nos estaleiros e a curva de aprendizagem’. Com o bom momento vivido pela indústria naval, o número de empregados nos estaleiros só cresce, mas a formação desses trabalhadores tem preocupado as entidades e as empresas do setor. Atualmente, o mercado tem cerca de 62 mil trabalhadores, muitos deles vindos de outras profissões e tendo que ser qualificados dento dos próprios estaleiros. A grande maioria desses profissionais está no Rio de Janeiro, que se mantém como líder no setor naval brasileiro. “O estado é o grande empregador do país e ainda fornece muita mão de obra para outros”, afirmou Marcelo Carvalho, gerente de Recursos Humanos do Sinaval, lembrando que Amazonas e Rio Grande do Sul estão em segundo e
Foto Estaleiro Alian;a: Divulgação
terceiro lugares, respectivamente, no ranking de contratação de trabalhadores para o setor. Segundo Marcelo, os operários são a grande maioria dos profissionais nos estaleiros (70%), seguidos pelos que atuam na área de apoio (10%),
técnicos (8%), administração (7%) e engenheiros (5%). Muitas vezes, os cursos oferecidos Brasil afora não preparam corretamente as pessoas interessadas em ingressar no mercado de trabalho naval. “Há muitas pessoas se aproveitando desse
boom da indústria para criar cursos sem a mínima estrutura e sem seguir nenhuma norma técnica, o que prejudica o mercado”, afirmou. De acordo com Marcelo Carvalho, estaleiros como Atlântico Sul, Rio Grande, Quip e Aliança Offshore vêm realizando cursos de formação profissional para adequar esses profissionais ao mercado e ensinar corretamente cada função. Ele lembrou também que os estaleiros estão investindo cada vez mais na modernização de suas plantas, o que beneficia tanto as empresas quanto os trabalhadores da indústria naval. “O aperfeiçoamento tecnológico dos estaleiros abre uma oportunidade importante para uma maior qualificação profissional”, concluiu.
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Formação de oficiais Os desafios e as perspectivas para a formação de oficiais da Marinha do Brasil foi um dos debates do último dia da Navalshore 2012. O vice-almirante Ilques Barbosa, diretor de Portos e Costas da Marinha, descartou a possibilidade de apagão de mão de obra do setor e enfatizou que as perspectivas nesta direção são boas. “Até 2015, teremos demanda equilibrada de oficiais, entretanto o principal desafio ainda será a qualidade deles”, afirma. As condições de trabalho nesta área, segundo ele, mudaram e os salários melhoraram, motivo de atração e menor evasão dos oficiais.
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Foto: Agência Petrobras
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Marinha Mercante no Brasil forma oficiais nos Centros de Instrução Almirante Graça Aranha (Ciaga) e Almirante Braz de Aguiar (Ciaba), que fazem parte da Escola de Formação de Oficiais da Marinha Mercante (Efomm). Atualmente, a Marinha possui cem cursos adicionais, com 180 alunos. Barbosa assegura que, desde o ano 2000, mais de 720 novos oficiais estão entrando no mercado. Já foram formados 1.440 alunos e há no momento 620 praticantes embarcados. “Além de formar oficiais, nossos principais desafios na Marinha, são: manter o estudo atualizado de demanda x oferta, atender às ementas e às demandas da comunidade marítima com qualidade, valorizar o corpo docente e ter instalações de qualidade”, apontou o vice-almirante. O gerente Executivo de Transporte Marítimo da Transpetro, Eduardo da Cunha Bastos, confirmou essa promissora expectativa de formação de oficiais durante sua palestra sobre a Academia Marítima da Transpetro (AMT).
A expectativa da subsidiária da Petrobras, que hoje emprega 2,2 mil oficiais em seus 57 navios em operação, é formar 1,6 mil alunos até 2016. Parte desses oficiais formados poderá trabalhar nos 49 novos navios construídos em estaleiros brasileiros sob encomenda da Transpetro, por meio do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), com investimentos de R$ 10,8 bilhões. Na ocasião, o gerente da Transpetro indicou que os principais objetivos da AMT são aperfeiçoar os oficiais de náutica e máquinas da Transpetro e ajudar a Marinha na formação de novos profissionais. O executivo explicou que devido ao convênio assinado com a Marinha do Brasil, através da Fundação de Estudos do Mar (Femar), a Academia Transpetro vai custear a formação de 400 oficiais por ano. “As primeiras turmas da AMT
foram abertas em agosto e setembro deste ano, tendo 400 alunos, 200 no Rio de Janeiro (com duas turmas de náutica) e 200 em Belém/PA (com duas de naútica e duas de máquinas). Assim, em vez de 800 novos oficiais por ano, em breve o mercado contará com 1.200”, exultou. A AMT possui dez cursos em andamento, dentre eles: fator humano e SMS, preparação do navio para docagem, seguro e gerenciamento de riscos, sistemas de manutenção, operação de carga e descarga a bordo, e shipping – gerenciamento de contrato de afretamento. Ele ressaltou ainda que dos 195 oficiais da frota da Transpetro, 67 são mulheres. Eduardo Bastos finalizou informando que até o primeiro trimestre de 2013 mais cinco ou seis navios deverão ser lançados ao mar pela Transpetro.
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eventos
Estrangeiros apostam no mercado brasileiro Com cinco pavilhões internacionais, a Navalshore sinalizou com mais força o interesse das empresas estrangeiras em participar do mercado brasileiro, tanto por meio de instalações no país como também de parcerias locais. Noruega, Japão, Alemanha, Argentina e Holanda optaram pelo formato de pavilhão para apresentar um número maior de expositores, além de disponibilizar espaço para atender a delegações e comitivas, que vieram ao evento para fazer contatos com empresas e autoridades.
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maior pavilhão estrangeiro foi o da Noruega, organizado pela Norwegian Maritime Exporters (NME), associação de comércio exterior naval daquele país, com forte tradição no setor naval. Com o apoio da agência governamental norueguesa, Innovation Norway, o pavilhão conseguiu reunir desde gigantes como a STX OSV, a empresas como Tamrotor Marine Compressors, Sperre, Eltorque e Clayton Scandinavia, que querem reforçar a presença no país, inclusive estabelecendo parcerias locais. É o caso da Eltorque, fornecedora de atuadores elétricos e sistemas de controle de fluxo para a indústria naval e offshore mundial. “Estamos atentos às oportunidades e também à legislação de conteúdo local”, afirma o diretor executivo, Brynjar Balstad, sem detalhar quais são as
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ações que pretende desenvolver. As soluções da Eltorque já estão presentes nos PSVs CBO Atlântico e CBO Pacífico, navios de apoio do grupo Aliança, que são projetos de outra norueguesa, a Ulstein, participante da feira com estande próprio. A STX OSV Electro também busca oportunidades no mercado local. Segundo Eduardo Melo, diretor de Automação, a empresa do grupo STX, que tem ampla linha de soluções elétricas e pacotes completos de para o setor naval e offshore, vai fornecer equipamentos elétricos para uma embarcação que será construída no novo estaleiro do grupo, em implantação no polo de Suape (PE). Já a Tamrotor Marine Compressors AS (TMC) vem sendo representada no Brasil pela Vision Marine. “Esperamos aumentar consideravelmente a nossa atuação no
país nos próximos dois ou três anos”, diz o diretor de gestão, Per A. Kjellin. A empresa é líder global na fabricação de compressores para o setor de óleo e gás e indústria naval e promove treinamentos para operação e instalação de seus equipamentos nas instalações da Vision Marine. Para Helle Moen, diretora da Innovation Norway, existe muita similaridade entre o modelo de desenvolvimento do mercado naval e offshore brasileiro e o norueguês. Por isso, há uma tendência natural para a formação de parcerias e transferências de tecnologias, avalia a executiva, que assumiu recentemente o comando da agencia norueguesa, mas que tem vasta experiência de Brasil. Além dos pavilhões internacionais, também participaram do evento 17 delegações estrangeiras, empresários e especialistas de mais de 40 países.
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perfil profissional
Uma trajetória
de longo curso Há mais de duas décadas no percurso Rio-Cingapura – das quais cerca de 12 anos trabalhando e vivendo no país asiático –, o engenheiro naval e oficial da Marinha Mercante Paulo Elias Mendonça, vice-presidente de Óleo & Gás da Forship Engenharia S/A e gerente executivo da subsidiária Forship Ásia, ‘mantém o curso’ de uma trajetória bem-sucedida, nas águas da indústria naval. por Maria Fernanda Romero
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Fotos: Divulgação
arioca, formado em engenharia naval pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ) e pós-graduado em engenharia de equipamentos de óleo e gás pela Petrobras, Paulo Elias começou sua carreira como piloto da Marinha Mercante na antiga Companhia de Navegação Lloyd Brasileiro – estatal que completava 103 anos de atividades quando foi extinta, em 1997. “Sempre gostei do mar. Quando criança queria ser marinheiro. Tanto é que fiz prova para o Centro de Instrução Almirante Graça Aranha (Ciaga), onde concluí o curso de oficial da Marinha Mercante. Após cinco anos, decidi ir um pouco mais além, ingressando na UFRJ para cursar engenharia naval”, lembra o executivo. Como engenheiro naval, iniciou a carreira em um dos gigantes do setor, no Estaleiro Ishibras, do grupo japonês Ishikawajima, onde ficou um ano, antes de ingressar na Petrobras. Observando que sempre esteve vinculado à área de comissionamento, Paulo Elias lembra com carinho os 20 anos na petroleira brasileira, onde acumulou sólida experiência em engenharia, tanto na coordenação como em funções gerenciais. Projetos emblemáticos – “Fiz parte do Grupo Especial do Sistema de Produção Antecipada (Gespa), na Petrobras, que alavancou a produção de petróleo no Brasil”, lembra o Paulo Elias, que ainda atuaria por dois anos como gerente de comissionamento da Marítima Overseas Inc., até entrar para o Grupo Forship. “Comecei aqui como gerente, e enfrentei vários desafios em projetos específicos. Mas a instalação e operacionalização da Forship Ásia foi, sem dúvida, o maior deles”, assegura. Desde 2006 residindo em Cingapura, o executivo conta que sua primeira missão de longa duração no exterior foi em 1991, quando trabalhava na Petrobras: coincidência ou não, ele foi morar no país asiático para acompanhar a fabricação e testes da P-18. Participou assim da construção de um dos marcos da indústria petrolífera na-
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cional: foi a maior plataforma semissubmersível do mundo, na época de sua construção (década de 1990); a primeira desse tipo a produzir petróleo no Brasil e em águas com 1.000 m de profundidade. Foi também a primeira plataforma desenvolvida totalmente pelo corpo técnico da Petrobras, e recordista de produção: 100 mil barris/dia. Na Forship, ele aponta, entre os projetos mais marcantes, o comissionamento das plataformas P-43 e P-48, cujo cliente era a Halliburton, e a P-50, cujo cliente era o Estaleiro Jurong. Paulo Elias nunca passou por nenhum entrave legal para viver e trabalhar em Cingapura, onde obteve visto de trabalho por quatro vezes. Em sua opinião, o principal benefício de atuar em outro país é a experiência adquirida. A desvantagem é a distância dos amigos e familiares; no caso dele, um problema atenuado pelo fato de sua família ter sempre o apoiado e acompanhado nas quatro missões de longa duração no exterior, no mesmo local. “Cingapura é um país maravilhoso; impossível não apreciá-lo. Já morei aqui diversas vezes desde 1991. Totalizando, tenho mais de 12 anos de Cingapura”, contabiliza, confessando que hoje fica mais tempo no Brasil: “Saudades da terrinha.” Sobre o atual mercado naval, Paulo Elias garante que nada se compara com o momento vivido pelo setor no Brasil, onde há inú-
Idade: 62 Principal cargo: vice-presidente de Óleo & Gás da Forship Engenharia Hobby: fazer reformas em sua casa de campo, em Petrópolis e assistir a filmes em DVD. Música preferida: What a wonderful world, de Louis Armstrong Livros: Já leu todos os livros de Jorge Amado e atualmente está lendo a coleção de Dan Brown (Código da Vinci, Anjos e demônios, etc.) Um bom lugar para descansar: no Brasil, gosta de Petrópolis, Itaipava; na região Sul, principalmente Florianópolis. No exterior, recomenda as praias da Costa Brava espanhola, ou Siem Reap, no Camboja, onde os templos budistas e hinduístas trazem muita paz. Filmes que mais gostou: Golpe de mestre e O sexto sentido.
meras oportunidades. Segundo o engenheiro, manter a Forship
na posição de liderança na área de comissionamento, acompanhando o desenvolvimento dessa indústria, sem perder a eficiência e segurança, é sua grande meta como vice-presidente de O&G da Forship. À frente da subsidiária Forship Ásia, no entanto, o maior desafio é conquistar a confiança do cliente estrangeiro, tanto asiático, como europeu e americano. “Apesar dos ótimos trabalhos que a Forship vem realizando no exterior e no Brasil, muitos ainda optam por dar preferência a seus compatriotas.” Atualmente, a Forship Ásia acompanha, em Cingapura, os projetos do FPSO OSX-2 e OSX3, da OGX, e o TLWP P-61, da Floatec, que será afretado para a Petrobras. Na China, acompanha a fabricação e testes de diversos navios da Vale Shipping; e na Coreia do Sul, acompanha a construção das plataformas de perfuração Amaralina Star e Laguna Star, da Queiroz Galvão Óleo e Gás (QGOG) e dos navios sondas PDC-05, PDC-06 e PDC07, no estaleiro da Samsung. Com cinco anos na Marinha Mercante e 34 como engenheiro, Paulo Elias afirma que a Forship foi um marco em sua carreira. Sempre buscando a perfeição, o executivo pondera que a despeito de ter superado grandes desafios, ter passado por bons e maus momentos, e ter orgulho de sua trajetória, ainda não se sente realizado profissionalmente. “Queria ter feito muito mais”, afirma.
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Ano 3 • nº 23 • setembro de 2012 • www.tnsustentavel.com.br
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial
Juntos, justos e conscientes Estamos na Rio Oil & Gas 2012. Durante quatro dias iremos aprender, ensinar, trocar experiências, aprimorar conhecimento e alavancar negócios, nesse que é o maior evento de petróleo & gás da América Latina. A Benicio Biz, como empresa de comunicação, fará o seu papel ouvindo, apurando, analisando e devolvendo para o nosso leitor o que de mais importante aconteceu. Garantimos que o melhor dessa informação chegará a todos de forma profissional e isenta. Não seremos meros espectadores, fazemos parte do show. E isso só é possível para nós porque há 14 anos vivemos exclusivamente o dia a dia desse mercado. O consumo consciente é o tema da nossa entrevista com Estanislau Maria, coordenador de Conteúdo do Instituto Akatu, que é referência para muitas empresas quando se trata de consumo consciente e sustentabilidade.
Consumir conscientemente é também sinônimo de sabedoria na comunicação das empresas. Os números dos investimentos num evento do porte da Rio Oil & Gas são grandiosos. E saber onde aplicar cada centavo de sua verba de comunicação e marketing é um bom momento para exercitar o consumo consciente, fazendo as escolhas mais acertadas, minimizando erros e gastos equivocados. No mais, nesses quatro dias assistiremos pessoas se relacionando, oferecendo o seu melhor em termos de conhecimento, produtos e serviços. Todos juntos protagonizando o que iremos ver e viver no futuro de forma consciente, justa e transparente. Boa leitura e bom evento para todos! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo
Sumário
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Economia fóssil x consumo consciente
Light apresenta carro elétrico i-MiEV
Natural Resources Industry Solutions Lab
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IBM
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suplemento especial
Entrevista especial com Estanislau Maria, coordenador de Conteúdo do Instituto Akatu
Economia fóssil x consumo consciente Enquanto o mercado de combustíveis fósseis continua em alta e ainda se sobrepõe à utilização das energias alternativas menos poluentes, o setor deve ser um grande estimulador do consumo consciente até que se reinvente. por Maria Fernanda Romero
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TN Petróleo – De que forma o setor de petróleo e gás pode estimular o consumo consciente? Estanislau Maria – Contribuindo de todas as maneiras que puder com educação e campanhas de sensibilização do consumidor. O Akatu trabalha em duas linhas, chamando a atenção do consumidor para o poder transformador que ele tem e estimulando sua prática. Quanto mais consciente for o consumidor, mais ele contribui para aumentar a qualidade de vida de todos. E o setor produtivo também tem que pensar como cidadão, contribuindo com a sensibilização para o problema, conscientizando a 142
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Foto: Divulgação
ssa é a opinião de Estanislau Maria, coordenador de Conteúdo do Instituto Akatu, que nesta entrevista à TN Petróleo, fala sobre a visão do Akatu sobre a importância do consumo consciente neste setor. população e estimulando um consumo mais consciente. Em sua opinião, o Programa Nacional da Racionalização do Uso de Derivados do Petróleo e do Gás Natural (Conpet), colabora para isso? De que forma? Sim. Quanto mais racionalizarmos o uso dos derivados de petróleo, mais vamos colaborar com o consumo consciente. Entretanto, o fato é que a idade do petróleo tem que ser superada antes que acabem com o petróleo. O homem tem que descobrir coisa melhor e abandonar o petróleo. O petróleo tem seu uso ainda, e pode durar, mas em outros produtos como o plástico, que foi uma excelente
descoberta do ser humano . Por exemplo, devemos usar o petróleo e seus derivados cada vez menos para gerar energia elétrica. Temos de focar nas energias alternativas. Acho que o petróleo cumpriu o seu papel – sua época já passou! O século XX foi o século do petróleo e o XXI tem que ser o século do bem-estar e das energias renováveis. Atualmente, a adesão das montadoras ao programa é voluntária e renovável a cada ano. Você acha que o programa deveria ter um peso maior ou ser uma obrigatoriedade? O percentual de racionalização e troca de combustível deveria ser crescente.
Qualquer movimento do consumidor no sentido de valorizar e mostrar para as empresas que elas devem oferecer opções cada vez mais sustentáveis é bem-vindo. É preciso também políticas públicas para que as empresas aumentem a adesão a ações sustentáveis. Quanto mais esse programa atingir mais empresas, melhor. É válido que a adesão das empresas seja voluntária. Elas vão caminhando... mas no seu tempo de negócio, que não é mais compatível com a urgência da sustentabilidade. Segundo o relatório do instituto americano Pew, o Brasil é o décimo país que mais investe em energia limpa. Qual sua avaliação: ainda é uma posição tímida e há muito a melhorar, ou já é uma conquista? Por quê? Acho que o Brasil está indo bem e que é uma conquista. O problema é que o país tem investido muito nas hidrelétricas, e deveria investir mais em outras fontes de energias limpas. Nosso desafio é investir em fontes de energia com impacto cada vez menor, e avançar em novas tecnologias. Você acredita que o Brasil está caminhando bem em relação ao investimento em energias renováveis? O que você acha que ainda falta para o país subir nesse ranking? Precisamos avançar mais na geração de outras energias renováveis, ainda mais com o enorme potencial solar e eólico que temos e do qual pouco usufruímos. Não podemos ficar atrás de países inovadores, como os nórdicos (Dinamarca e Noruega) e as grandes potências, como Alemanha, Estados Unidos e China. Temos que investir em pesquisa nesta direção para não ficarmos atrás desses países.
Expandir as energias renováveis não é sinônimo de esbanjar energia no futuro, já que ela é renovável. Estaria claro para a sociedade que existe uma cultura de transição das fontes fósseis para as renováveis? Na área do transporte, sim. O consumidor pensa muito mais pelo lado econômico do que pelo lado ambiental, no caso do abastecimento dos veículos. Mas ainda que seja por isso, ele está participando dessa transição. Os combustíveis fósseis ainda são uma grande fonte de emissão de gases de efeito estufa. Como o setor de petróleo e gás pode contribuir para a minimização do efeito estufa? Inovando. O setor tem que migrar do campo de petróleo para os biocombustíveis, a biomassa, etc. Precisamos descobrir coisas melhores para utilizar como fonte de energia e o próprio setor de petróleo pode contribuir com essa mudança. A indústria de petróleo e gás é grande consumidora de energia e água. Já há práticas nessa indústria para a redução de consumo desses dois insumos, ou ainda há muito a se caminhar, principalmente no que diz respeito à água? Os dois. Já há boas práticas de redução de consumo de energia e água, mas ainda temos muito a caminhar. Para as empresas é uma questão econômica, inclusive, pois quando ela economiza nesse consumo, gasta menos. Assim, o processo passa a ser mais sustentável. Em 2011, o Akatu completou dez anos de existência. Quais foram s u a s m a i o re s co n q u i s t a s n e s t e período?
A principal conquista do Akatu foi colocar na pauta da sociedade brasileira as questões do consumo consciente e alertar a população para a ligação de consumo e sustentabilidade. As pessoas não percebiam que nossos atos de consumo têm impacto na sociedade e no meio ambiente. Com isso, o Akatu se tornou referência para muitas empresas no conceito de consumo consciente e sustentabilidade. Quais os desafios para os próximos anos? Ampliar. Como falei, tenho esperança de que o ser humano descubra tecnologias cada vez mais sustentáveis; por isso, estamos fazendo nossa parte para aumentar nossos impactos sobre a sociedade, as empresas e as políticas públicas. Precisamos chegar mais rápido para mobilizar mais brasileiros para o consumo consciente. Temos que aumentar a conscientização nas empresas, além de influenciar políticas públicas a apresentar inovações na área da administração pública que contribuam para a sustentabilidade. Como você vê o Brasil nos próximos cinco anos no que se refere ao consumo consciente? Sou otimista. Em 2006, o Akatu fez a primeira pesquisa para medir e avaliar o perfil dos consumidores e, apesar da explosão do consumo no país observamos que o número de consumidores conscientes e engajados se manteve. E isso deve melhorar daqui há cinco anos, quando acredito que teremos mais políticas públicas voltadas para a sustentabilidade, mais inovações neste sentido em país muito mais mobilizado.
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suplemento especial
Brazil Windpower
Vento a favor Com estimativa de mercado de R$ 25 bilhões nos próximos cinco anos, o setor de energia eólica vem se consolidando como uma das principais fontes de energia do país. Em três anos, o setor atingiu o patamar de R$ 100/MWh, ficando atrás em competitividade apenas das hidrelétricas. por Rodrigo Miguez
O
s corredores do Centro de Convenções Sulamérica (RJ) lotados de empresas e participantes durante a terceira edição do Brasil Windpower foi uma demonstração do avanço que o setor eólico vem apresentando no mercado energético no Brasil. O evento contou com 150 expositores de 22 países e um público estimado em três mil pessoas durante os três dias de sua realização. “Vamos dar conta de tudo que foi prometido, com certeza”, afirmou Otávio Ferreira da Silveira, presidente do Conselho Administrativo da Associação Brasileira de Energia Eólica (ABEeólica). “Tenho certeza de que a eólica será uma das principais fontes da matriz energética brasileira nos próximos anos. É um caminho sem volta”, completou. Hoje, a energia eólica tem uma participação de 2% na matriz elétrica brasileira, com uma capacidade instalada de 2 gigawatts (GW), sendo que os parques leiloados em 2009 iniciam a operação este ano. Até 2016, vão entrar em operação mais 6,7 GW, alcançando os 8 GW. Estima-se que o potencial eólico brasileiro seja de 300 GW, e mais de 20 GW de energia eólica serão adicionados à rede a partir deste ano.
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Outro dado importante é com relação aos fabricantes de produtos instalados no país. Em 2008, eram apenas dois fabricantes de aerogeradores e em 2012 já há 11 empresas dedicadas à indústria.
Bons ventos Ponto positivo da indústria eólica nacional, a qualidade dos ventos brasileiros é um dos garantidores de uma fonte segura e sustentável, já que são melhores em quantidade e qualidade do que os demais países da Europa e dos Estados Unidos. O fator de capacidade de geração de energia é de 40% a 50%. Os leilões de energia A-3 e A-5 (este último
que contrata energia a ser entregue a partir de 2017) estão marcados para outubro, sendo que 14 GW de eólicas estão cadastrados para participar do primeiro e 12 GW para o segundo. Hoje, o Brasil conta com 71 usinas eólicas e perto de mil aerogeradores instalados. A expectativa do setor é de contratar pelo menos 2,5 gigawatts (GW) por ano até 2020, movimentando cerca de US$ 50 bilhões, incluindo os investimentos em projetos, engenharia e obras civis. Com base no cenário de capacidade instalada do Plano Decenal de Expansão de Energia 2020, a energia eólica pode gerar cerca de 280 mil postos de trabalho, principalmente empregos locais nas atividades de construção dos parques eólicos até 2020.
Tecnologias Com 300 aerogeradores já instaladas no país e 600 unidades a serem instaladas até 2014, a GE anunciou no Brazil Windpower, seu novo aerogerador projetado para atender às condições dos ventos do Brasil. A turbina eólica 1.85-82.5, que foi desenvolvida para locais com velocidades mais altas de vento, típicas de regiões brasileiras, é a mais recente evolução de tecnologia de turbinas eólicas da companhia, oferecendo aumen-
Engenharia w w w. a 1 . i n d . b r
Gerenciamento:
Gerenciamento e Planejamento de Projetos Supervisão de Campo, Comissionamento e Start-up Gestão de Suprimentos Fornecimentos em Regime EPC
Projetos de Engenharia:
Processos Tubulação (PDMS Global - Caesar) Equipamentos (PDMS - Inventor - Solidworks) Estruturas Metálicas (Tekla) e de Concreto Armado Elétrica, Instrumentação e Automação
Fabricações Metálicas:
Pórticos Estruturais e Pipe Racks Plataformas e Passarelas Spools, Dutos e Suportes Tanques e Torres de Estocagem
Unidades Corporativa, Engenharia e Fabricação Rua Humberto Zanato, 10 Pinheirinho - 81.870-250 - Curitiba - Paraná - +55 (41) 3616-3616 Unidade Montagem Rodovia do Papel, Km 19 s/n - Distrito Industrial - 84.469-090 - Telêmaco Borba - Paraná - +55 (42) 3673-2577
Montagens Eletromecânicas: Manutenções Eletromecânicas Montagens Eletromecânicas TN Petróleo 85 Paradas e Retrofits Locação de Equipamentos
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suplemento especial
Light apresenta carro elétrico i-MiEV e lança primeiro sistema de recarga inteligente do mundo 100% interativo com o veículo e com o motorista
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sistema de recarga inteligente desenvolvido pelo Programa Smart Grid Light-Cemig foi pensado de forma totalmente integrada ao i-MiEV da Mitsubishi Motors. Novidade no Brasil, o carro já é vendido na Europa desde 2010, e nos Estados Unidos desde 2011. O veículo utiliza energia elétrica contida em um conjunto de baterias de lítio, que move o motor elétrico e inibe ruídos e contribui para o meio ambiente, pois não há emissão de gases poluentes. A Light utilizará o i-MiEV para testar um inovador sistema de recarga inteligente para carros elétricos. Ao todo, dois veículos serão testados, ao mesmo tempo, no Rio de Janeiro, pelos pesquisadores do Programa Smart Grid Light-Cemig, e em Curitiba, nos laboratórios do Lactec (Instituto de Tecnologia para o Desenvolvimento). Os terminais de recarga chegam com características específicas que apontam para soluções que facilitarão a implementação de veículos elétricos no Brasil. Estruturados de modo a possibilitar a recarga de até quatro
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Fotos: Divulgação
A Light apresentou em agosto um sistema pioneiro de recarga inteligente para carros elétricos. A tecnologia será testada no primeiro veículo totalmente elétrico produzido em série no mundo, o i-MiEV, desenvolvido pela Mitsubishi Motors.
veículos, simultaneamente, eles poderão ser instalados em pontos estratégicos, como estacionamentos públicos e privados (shoppings, prédios residenciais e empresas, entre outros). A interatividade, tanto com o veículo quanto com o cliente, é outra marca deste sistema. Durante a recarga, os terminais são capazes de trocar informações em tempo real com o i-MiEV. Estes dados poderão ser acessados na
tela do próprio painel do carro e em outros canais de interação do Programa Smart Grid Light-Cemig, tais como computador, telefone celular e tablet, através de diversas ferramentas. Dentre elas, foi desenvolvido um sistema denominado Smart Driver, que conta com um ‘econômetro’ – ele permite ao motorista identificar o quanto poderia economizar e beneficiar o meio ambiente se conduzisse, utilizasse e recarregasse seu veículo de
forma eficiente. O motorista poderá identificar também o consumo de energia, o status da recarga e da bateria, as tarifas de energia e as condições da rede elétrica, em prol de um consumo seguro, consciente e sustentável. Dentre outros benefícios, o cliente pode ainda estabelecer metas para melhor planejar e controlar seus gastos com energia, bem como programar a sua recarga, a partir de diferentes parâmetros tais como tarifa e horário.
Posto de energia elétrica Os terminais de recargas inteligentes são como postos de abastecimento destinados aos veículos elétricos. O proprietário deste tipo de veículo deverá solicitar junto à Light um cartão inteligente, que funcionará como uma chave para abertura do compartimento de recarga. Uma vez conectado o carro, os medidores do terminal
irão medir e faturar a recarga de forma individual. Por meio de uma barra de LEDs, o cliente poderá acompanhar o status da recarga e a tarifa em vigor naquele momento (na hipótese de tarifas diferenciadas em vigor, de acordo com a Agência Nacional de Energia Elétrica/Aneel. O terminal também enfoca a segurança, pois possui sistema de proteção diferenciado, efetua desligamento automático em casos de eventuais ocorrências no fornecimento de energia e garante o correto aterramento do veículo durante a recarga, dentre outras vantagens. A integração do i-MiEV com os terminais não para por aí. A tecnologia do i-MiEV permite também a utilização de um dispositivo chamado “Power Box” que possibilita a exportação de até 1 kW de energia durante cinco horas; o sistema também permitirá gerenciar a exportação
de energia em tempo real de forma isolada (Vehicle to Appliance/ V2A) e futuramente para a rede elétrica (Vehicle to Grid/V2G
Programa Smart Grid Light-Cemig O Programa Smart Grid Light-Cemig foi iniciado em setembro de 2010 e já criou e lançou medidores inteligentes com certificação digital e tomadas inteligentes e vem desenvolvendo diversos outros produtos e serviços aos clientes, além de canais de interação com o consumidor. A revolução digital com o surgimento do conceito das redes elétricas inteligentes ou Smart Grid será uma realidade nas residências brasileiras, nos próximos anos. Preparar as distribuidoras para essa revolução é o objetivo da parceria firmada entre a Cemig e a Light, que, juntas, estimam investir R$ 65 milhões em Smart Grid, apenas em P&D até 2013.
Segunda fase de programa de reciclagem em comunidades cariocas A Light, fornecedora de energia da cidade do Rio de Janeiro, lançou em agosto a nova etapa do programa Light Recicla, para incentivar a reciclagem em comunidades pacificadas através de descontos na conta de energia dos moradores. Nessa segunda fase, a companhia vai levar a iniciativa para as comunidades da Rocinha, Vidigal, Cabritos, Tabajaras, Pavão-Pavãozinho, Cantagalo, Chácara do Céu, e para o conjunto habitacional Cruzada de São Sebastião, no bairro do Leblon. Com ecopontos localizados estrategicamente, a população troca garrafas PET, latas, plástico, papelão, papel ou vidro por uma conta de luz mais barata. A ação vai atender cerca de 40 mil clientes. O projeto conta com parceria de grandes empresas
que veem no projeto uma ação inovadora, com foco na sustentabilidade e na questão social. Por isso, Supergasbras, Hortifruti e Coca-Cola Brasil, além de contribuírem para a instalação dos ecopontos nas comunidades, promovem diversas ações, em conjunto com a Light, para os moradores. Fernanda Mayrink, gerente de Relacionamento com as Comu-
nidades da Light, considera a iniciativa um exemplo de responsabilidade socioambiental: “Essas novas parcerias mostram que ações como o Light Recicla chamam a atenção de empresas também comprometidas com a sociedade e o meio ambiente; e que estão dando certo, principalmente, por conta do envolvimento da população”, afirma. Lançado em agosto de 2011, o Light Recicla mantém suas atividades nas três comunidades em que foi implantado: Santa Marta, Chapéu-Mangueira e Babilônia. Após um ano, o programa já alcançou números expressivos: 320 toneladas de material recebido, além dos 2 mil litros de óleo, que seriam descartados sem o tratamento adequado. TN Petróleo 85
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Reciclagem de PET cresceu em 2011 O Brasil mantém a sua posição entre os líderes da reciclagem de PET no mundo. Em 2011, deu a destinação correta a 294 mil toneladas de embalagens PET pós-consumo, o que representa 57,1% das embalagens descartadas pelo consumidor. Os números são do 8º Censo de Reciclagem de PET no Brasil, divulgados pela Associação Brasileira da Indústria do PET (Abipet) e também trazem outros dados animadores.
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volume total reciclado em 2011 corresponde a um aumento de 4,25% em relação às 282 mil toneladas recicladas em 2010. Esse índice é mais do que o dobro do crescimento registrado na produção de novas embalagens, que mesmo enfrentando a crise mundial, foi de 2% em 2011. Atualmente, com faturamento de R$ 1,2 bilhão, a reciclagem responde por mais de um terço de todo o faturamento da indústria do PET no Brasil. “Isso mostra que, apesar das dificuldades em relação à coleta seletiva, o trabalho da indústria, no sentido de gerar demanda para o PET reciclado, contribui fortemente para o desenvolvimento da atividade”, afirma o presidente da Abipet, Auri Marçon. “Além disso, coletamos, reciclamos e aplicamos o material reciclado em nosso próprio território. Não exportamos as embalagens pós-consumo, como fazem algumas nações desenvolvidas, que têm bons sistemas de coleta, mas enviam seus
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resíduos sólidos urbanos para serem reciclados em países em desenvolvimento”, afirma. Destinação adequada – O mercado têxtil continua sendo o principal destino de todo do PET reciclado no Brasil. O setor responde pelo uso de quase 40% de todo o material. O segundo lugar, com 18% cada um, é dividido entre os setores de embalagens e o de aplicações químicas. “A indústria têxtil continua sendo a grande aposta, mas nos chama a atenção o fantástico crescimento da utilização do PET reciclado na fabricação de outra embalagem, o cha-
mado bottle-to-bottle, que teve vários projetos lançados nos últimos dois anos”, destaca Marçon. O potencial de todos esses mercados é confirmado pelos 409 recicladores entrevistados. Desses, 42% afirmam que o setor têxtil continuará apresentando o maior crescimento na utilização do PET reciclado. Para outros 33%, as embalagens de alimentos representam o segmento mais promissor para a reciclagem do PET. A novidade é que 8% desses recicladores acreditam que as aplicações técnicas para o mercado automotivo ganharão destaque nos próximos anos.
Liderança mundial no bombeamento de fluidos Novas instalações em Campo Grande/RJ
Vista aérea da nova unidade fabril em Campo Grande, no Rio de Janeiro. Com aproximadamente 15 mil metros quadrados, vai gerar mais de 350 empregos diretos. Trata-se de um importante investimento para os negócios da Flowserve no Brasil e na América Latina, isto porque, outros países da região serão abastecidos com o material fabricado na cidade.
Ao longo de 70 anos de atividades no Brasil, a Flowserve recebeu diferentes denominações, resultado de fusões e aquisições que ao longo do tempo construíram uma companhia sólida e com os olhos voltados para o futuro. Estrada do Pedregoso, 1975 – Distrito Industrial - Campo Grande CEP 23.078-450 – Rio de Janeiro - RJ Tel.: 5521 2108-4000 Fax: 5521 2108-4118 vendasbombas@flowserve.com • www.flowserve.com
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IBM inaugura Natural Resources Industry Solutions Lab no Brasil A IBM inaugurou em São Paulo o Natural Resources Industry Solutions Lab (NRIS Lab), que terá atuação nacional. O novo laboratório de desenvolvimento de software terá foco nas indústrias de recursos naturais, como óleo e gás e mineração. O objetivo é ajudar o setor a tirar proveito de tecnologias inovadoras que as ajudem a suprir as demandas operacionais e ambientais.
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s softwares desenvolvidos no empreendimento poderão, também, ser implementados globalmente, já que o laboratório brasileiro estará conectado aos demais existentes ao redor do mundo, com compartilhamento de conhecimento e experiências entre as equipes. É a primeira vez no Brasil que o mercado de Recursos Naturais contará com um laboratório exclusivo para o desenvolvimento de soluções especializadas com alto valor agregado. O anúncio complementa a estratégia da IBM de atuar fortemente no setor. O NRIS atuará de maneira integrada com os já existentes IBM Research/ Brasil, responsável pela pesquisa, e com o Natural Resources Solution Center, responsável pelo desenvolvimento de soluções e interação com os clientes.
“Decidimos criar este laboratório para ajudar as companhias a enfrentarem os desafios deste mercado, a acelerar o desenvolvimento de soluções alinhadas às necessidades do Brasil, colocando a tecnologia a serviço do cliente no menor tempo possível”, afirma Fábio Scopeta, diretor do Laboratório de Software da IBM Brasil. “Aliaremos potencial técnico e científico para oferecer projetos de alto nível, reunindo pesquisa, desenvolvimento e acompanhamento de especialistas de mercado”, complementa.
Para Ulisses Mello, diretor de Recursos Naturais do IBM Research/Brasil, o projeto auxiliará as empresas na adoção de tendências que já estão em uso no exterior. “Operações com foco na preservação do ambiente e extração inteligente de recursos, análise em tempo real, gerenciamento e coleta de informações valiosas a partir de grandes volumes de dados. A intenção é que a tecnologia oriente a operação por meio destas análises preditivas, ajudando as empresas a extrairem recursos da melhor forma”, ressalta. A iniciativa proporcionará aos clientes projetos mais completos que contemplarão todo o portfólio da IBM, desde a consultoria até o desenvolvimento.
Natural Resource Solution Center (NRSC)/Rio de Janeiro O Centro de Soluções para Recursos Naturais (NRSC) da IBM Brasil, localizado no Rio de Janeiro, foi inaugurado em março de 2011, com o objetivo de ajudar empresas nos segmentos de petróleo, gás e mineração a acelerarem a adoção de tecnologias e estratégias de negócios inovadoras. O NRSC funciona como uma espécie de vitrine de soluções desenvolvidas pela IBM, onde clientes podem
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ter contato com demonstrações das principais tecnologias para o setor de óleo e gás e mineração. O novo laboratório de São Paulo será responsável por pesquisas e desenvolvimento de software, com foco na criação de um portfólio especializado para este setor, que será exposto no NRSC em formato de demonstração. “As petroleiras brasileiras estão diante de desafios ainda em
processo de solução no mundo, sendo que tecnologia e inovação serão a chave para o forte crescimento planejado para o país nos próximos anos”, finaliza Fabiano Rangel, líder do Centro de Soluções para Recursos Naturais. Evandro Leite Vasconcelos, diretor de Energia, passa a acumular interinamente a diretoria de Desenvolvimento de Negócios.
@tnsustentável
Uso racional de água do Edifício Sustentável do Programa Ecocomercial Building A AcquaBrasilis foi a empresa brasileira escolhida pela renomada companhia alemã Bayer para desenvolver o conceito do uso racional de água e implantar sistemas de tratamento de água de reuso e de chuva, em projetos do Programa ECB/EcoCommercial Building, idealizado para promover serviços e materiais sustentáveis, ecológicos e econômicos ao mercado de construção de edifícios com sustentabilidade ambiental.
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Programa prevê a construção de um edifício sustentável, com projeto arquitetônico assinado pelo renomado arquiteto Roberto Loeb, que funcionará como espaço de convivência dos 1.800 colaboradores da sede da empresa em São Paulo. Mundialmente conhecido, o Programa ECB já foi responsável pela construção de edifícios sustentáveis na Alemanha, Bélgica, Estados Unidos e Índia, sempre usando materiais inovadores e tecnologias de ponta, na busca da preservação do meio ambiente. No Brasil, a previsão é que a construção seja entregue em 2013. Estudos do World Green Building Council-World GBC apontam que tal construção pode reduzir o consumo de água de 40% a 70%. E, para isso, a empresa escolhida para implantar os sistemas de tratamento de água no edifí-
cio sustentável da Bayer, foi a AcquaBrasilis, fundada em 2001, empresa que desenvolve os projetos com o uso de várias tecnologias, sempre buscando o atendimento das necessidades dos clientes brasileiros, da forma mais simples, com melhor custo x benefício. Para a diretora da AcquaBrasilis, Sibylle Muller, fazer parte do Programa EcoComemrcial Building da Bayer é gratificante. “A demanda por prédios ‘verdes’
tem crescido nos últimos anos no Brasil, e acredito que as empresas que se preocupam com soluções eficientes, que poupem os recursos naturais, serão cada vez mais reconhecidas e valorizadas no mercado”, declara. Atualmente, a AcquaBrasilis é referência no segmento de tratamento de efluentes, como esgoto, água cinza, reuso de água e aproveitamento de água da chuva, tratamento para fins não potáveis e potabilização de águas de mananciais, em geral. A Bayer, mundialmente renomada e conceituada há décadas por ser focada na produção de materiais e soluções inovadores, escolheu a AcquaBrasilis, como sua parceira no Programa ECB, pelo reconhecimento do setor na qualidade de seus serviços e sistemas, e pelo seu comprometimento contínuo com a inovação e preservação dos recursos hídricos.
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Aker Solutions investe em estação de tratamento de água A Aker Solutions está construindo uma estação de tratamento de água em sua sede, na Grande Curitiba (PR). A estação terá capacidade para tratar 60 mil litros de água por hora.
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sistema está com 80% das obras concluídas e deverá começar a funcionar até o final de agosto. Com a estação em funcionamento, a empresa vai economizar cerca de um milhão de litros de água por mês, que seriam retirados da rede pública. Para o vice-presidente de Manufatura da empresa, Jonas Marquesini, a nova estação trará benefícios para a empresa e para a sociedade, pois, além de gerar economia, vai contribuir para preservar o meio ambiente. “Estimamos que a redução no consumo de água da empresa será de quase 80%”, completa.
Os estudos para a implantação de um sistema de tratamento tiveram início no ano passado. “Em abril de 2011 começamos a analisar como poderíamos tratar a água que era utilizada pela fábrica. Com isso, verificamos que o sistema de filtragem por multicamadas era o mais viável”, esclarece Marquesini. Além desse novo investimento, a Aker Solutions também possui uma estação de tratamento de efluentes industriais líquidos. “Nessa estação recebemos cerca de 40 m³ de produtos líquidos por semana para tratamento, com 90% de eficiência na remoção de contaminantes. Todos os nossos sistemas de tratamento seguem os padrões da Secretaria Municipal de Meio Ambiente”,
explica o vice-presidente de Manufatura. Esses são apenas alguns dos incentivos da empresa em sustentabilidade. De acordo com o presidente da Aker Solutions no Brasil, Luiz Araujo, a empresa também faz a reciclagem de materiais e incentiva a conscientização dos funcionários. “De todos os resíduos que produzimos, cerca de 90% vão para a reciclagem e, ainda para este ano, temos a meta de aumentar esse número para 98%. E mais: implantamos um programa de canecas e squeezes ecológicos para incentivar os funcionários a reduzirem o consumo de copos plásticos”, afirma Araujo.
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Dez dicas para tornar
seu negócio
mais sustentável
É cada vez maior a cobrança da sociedade para que as empresas sejam sustentáveis, mesmo que muitas nem saibam ao certo o que significa realmente ser uma companhia “verde”. Apesar de poucas terem profissionais dedicados exclusivamente a questões ligadas à sustentabilidade e gestão de meio ambiente, é preciso tomar algumas medidas para, por exemplo, economizar recursos como água, energia elétrica e papel.
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uitos pequenos e médios empresários acreditam que investir em algo sustentável em seus negócios é oneroso. Mas é justamente o contrário, já que é possível mudar a partir de detalhes que, de tão simples, muitas vezes passam despercebidos – como separar os lixos recicláveis, usar lâmpadas que gastem menos energia e fechar as torneiras durante algumas tarefas – e que podem até trazer economia, mesmo que no médio ou longo prazo. Acredito que, para trabalhar de modo ecologicamente correto, independentemente do tamanho da empresa, basta que cada um queira fazer a sua parte. Para isso, é necessário entender como influenciar as pessoas a comprarem a ideia da sustentabilidade. E quem adota práticas sustentáveis permanece um passo à frente quando surgem novas legislações relativas ao meio ambiente, como a Lei dos Resíduos Sólidos e a proibição das sacolas plásticas. A seguir, sugiro dez ações que podem ajudar as empresas a adotar, de forma realista, uma postura mais verde e sustentável, sem trazer impactos negativos nos negócios: Criar ambientes de trabalho que viabilizem projetos com foco em sustentabilidade: é importante pensar nos impactos de cada decisão, como a escolha dos tipos de dispositivos que serão usados na empresa, o local onde os funcionários serão alocados e o desenho dos espaços de trabalho. Manter regras que controlem as emissões de carbono e, se possível, neutralizá-las: algumas organizações medem essas emissões, tanto individualmente quanto de forma macro, o que permite calcular quantas árvores devem ser plantadas para neutralizar o carbono lançado na atmosfera durante as atividades cotidianas de sua empresa. Adotar políticas de gerenciamento de energia: além de desenvolver sistemas de monitoramento, é interessante criar data centers eficientes, pensar na tendência das redes inteligentes de energia elétrica e em seus requisitos, desligar equipamentos eletrônicos (computadores, impressoras, estabilizadores etc.) ao deixar o posto
1 2 3 Enio De Biasi é sócio-diretor da De Biasi Auditores Independentes.
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de trabalho e trocar as lâmpadas incandescentes pelas fluorescentes, entre outras questões. Substituir as sacolas tradicionais, caso sejam utilizadas pela empresa, pelas versões biodegradáveis, que se deterioram em pouco tempo, sem agredir o meio ambiente. Caso seu negócio crie lixo tóxico, o ideal é contatar as empresas responsáveis pela coleta para saber como deve ser o descarte correto. Isso vale também ao eliminar pilhas, baterias, computadores e lâmpadas fluorescentes. Procurar saber, ao contratar um fornecedor, quais são os métodos usados pela empresa dele como, por exemplo, se ela utiliza meios legais para vender seus produtos e se cumpre as legislações ambiental e trabalhista. Tornar seus cartões de visita “verdes”: uma boa forma de deixá-los mais eco-friendly é trocar os papéis comuns das impressões pelos reciclados e utilizar tintas à base de soja, entre outras novidades. Isso, além de ajudar o meio ambiente, melhora a imagem da empresa. Instalar um software para economizar na impressão e eliminar as máquinas de fax: uma importante parte dos custos de uma companhia é oriunda das impressoras. Isso porque a impressão – muitas vezes desnecessária – de documentos, e-mails e páginas da internet consome muito papel e tinta. Para resolver o problema, basta instalar um software de gerenciamento de impressões. Há opções gratuitas na internet, de fácil instalação. Melhorar a sala de descanso dos colaboradores: para evitar desperdícios de materiais como papéis, copos e talheres plásticos, é preciso tomar algumas atitudes como convencer os funcionários a utilizar canecas para beber água e café, que são reutilizáveis. Outra sugestão é dispensar máquinas
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de café, lanches e afins, que gastam muita energia e deixam resíduos como sacos de salgadinhos e garrafas plásticas, e disponibilizar uma cesta de lanches saudáveis e um pequeno refrigerador para gelar bebidas e alimentos. Além de mais saudáveis e gostosos, ainda economizam dinheiro e ajudam a melhorar o planeta. Aprimorar seus equipamentos de escritório, em vez de trocá-los: tentar usá-los pelo maior tempo possível é uma das melhores maneiras de economizar dinheiro e reduzir o volume de lixo. Mas isso não significa que você precise sacrificar um bom desempenho, mas que tente fazer upgrades nas máquinas quando der, em vez de simplesmente jogá-las fora e comprar novas. Pensar verde ao trocar móveis ou materiais do escritório: quando for necessário realizar essas substituições, tentar fazê-las de modo sustentável, dando preferência a peças e utensílios compostos por material reciclado, madeiras certificadas ou materiais que causem baixo impacto ao meio ambiente.
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Ainda em busca
da desejada segurança jurídica Os povos indígenas e o setor elétrico
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Erika Breyer é sócia do escritório Doria, Jacobina, Rosado e Gondinho Advogados Associados, responsável pela área de Energia e Sustentabilidade.
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o final das últimas semanas, diversas notícias publicadas na imprensa destacavam, de modo geral, os possíveis efeitos que a Portaria n. 303/2012, expedida pela Advocacia Geral da União (AGU), e publicada em 17 de julho de 2012, apresentaria em relação à tutela dos direitos indígenas protegidos pela Constituição e a possibilidade de expansão de novos empreendimentos de energia e infraestrutura sobre as áreas tradicionalmente ocupadas por estes povos. Em meio às notícias, posições manifestadas oficialmente por órgãos da própria Administração em protesto à referida medida, já suspensa até 24 de setembro de 2012, conotam o ambiente de contradição e insegurança que o tema ainda envolve. Com efeito, a fim de se esclarecer o bojo jurídico por trás das controvérsias, bem como conceder a cautela necessária à percepção dos reais impactos que a medida poderá representar, algumas considerações merecem ser feitas a fim de se evitar os imperativos divulgados até o momento. A Portaria AGU n. 303/2012, assinada pelo advogado geral da União, Luís Inácio Adams, teve como objeto uniformizar as orientações jurídicas a serem seguidas pela Administração Pública Federal nos processos administrativos visando à implementação de empreendimentos de energia e projetos de infraestrutura em terras indígenas. Para tanto, utilizando-se como referência as 19 condicionantes estabelecidas pelo Supremo Tribunal Federal para a demarcação da Terra Indígena Raposa Serra do Sol, no julgamento da Petição n. 3.388/RR, a mencionada portaria estabeleceu contornos às salvaguardas indígenas, ao delinear, de modo abstrato e genérico, as hipóteses de incidência e exceção à aplicação do conceito de usufruto exclusivo estabelecido na Constituição. Isto porque a Constituição Federal, em seu art. 231, reconhece aos índios vários direitos, tais como sua organização social, costumes, línguas, crenças e tradições, e os direitos originários sobre as terras que tradicionalmente ocupam, estabelecendo, em suas seguranças, a garantia à posse permanente sobre as terras ocupadas e o usufruto exclusivo sobre as riquezas do solo, rios e lagos existentes. Ocorre que, há muito se debate sobre quais riquezas estaria a Constituição Federal se referindo e, logo, salvaguardando à exclusividade de exploração dos índios. Isto é, indaga-se se dentre a universalidade de recursos e potenciais inerentes aos bens naturais mencionados, existiriam certas utilidades excluídas desta proteção constitucional e, portanto, passíveis de exploração por não índios. A própria Constituição apresenta resposta ao citado questionamento quando, sistematicamente, adota a teoria dual da propriedade, e estabelece que os recursos minerais e os potenciais de energia hidráulica constituem propriedade distinta da do solo, para efeito de exploração ou aproveitamento, reservando à União o domínio sobre os mesmos, na forma dos artigos 176, caput c/c 20, incisos VIII e IX. Nesta medida, de modo
a integrar e conferir a coesão e unidade essenciais à interpretação constitucional, ao dispor sobre os direitos indígenas, o art. 231, §3º da Constituição ressalvou do escopo e alcance desses direitos o aproveitamento dos recursos hídricos, incluídos os potenciais energéticos, e a pesquisa e a lavra das riquezas minerais, desde que autorizados pelo Congresso Nacional e garantida a consulta às comunidades afetadas, bem como sua participação no resultado do produto da lavra. A ressalva constitucional prevista ao aproveitamento hidrelétrico e à mineração justifica-se pela rigidez locacional a que tais atividades econômicas estão atreladas e, logo, diferentemente de outros empreendimentos, a exploração de suas potencialidades depende de modo invariável das formações geológicas e hidrológicas existentes. Dessa forma, não compete ao Estado ou ao interessado escolher o local onde a atividade será realizada e face à importância fundamental que estas atividades representam à soberania nacional e funcionamento dos demais setores do país, a Constituição privilegia esses empreendimentos, estabelecendo-os como verdadeiras hipóteses especiais afora do conceito de direitos indígenas, não devendo os potenciais energéticos e minerais serem
entendidos como uma flexibilização dos direitos dos índios como se a estes integrassem. Na verdade, pode-se entender que o que a Constituição guardaria sob o manto do usufruto exclusivo dos índios diz respeito àqueles bens proveitos à subsistência e manutenção alimentar, como vegetais, frutos, água, peixes e animais em geral e essenciais à preservação de sua cultura e formas de organização. Entretanto, mesmo tais direitos, bem como a posse permanente das terras tradicionalmente ocupadas, podem ser flexibilizados, contudo, apenas em caráter excepcional – e para outras atividades que não os potenciais hidrelétricos e minerais – quando nas hipóteses de relevante interesse público, assim disposto em lei complementar. Diante do cenário constitucional, a Portaria AGU n. 303/2012, ao estabelecer uma preponderância geral de certas atividades sobre os interesses indígenas, em nome da defesa nacional, além de não suprir a necessidade de regulamentação do art. 231 da Constituição Federal por Lei Ordinária ou Complementar, conforme o caso, poderá prejudicar o exercício de ponderações de valores, eventualmente necessários à resolução de casos específicos em âmbito administrativo. Isto
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porque, cabe ressaltar, a portaria representa apenas uma uniformização de interpretação e está vinculada apenas no âmbito das procuradorias federais da Administração Pública. Nesse âmbito, nem a citada portaria, ou mesmo a decisão do Supremo Tribunal Federal na Petição 3.388/ RR, que fundamentou o posicionamento da AGU, vinculam o Poder Judiciário, de modo que, outros casos baseados nos preceitos da Portaria poderão, eventualmente, ser questionados do ponto de vista judicial, conforme suas particularidades, sobretudo considerando a existência de outros diplomas legais como a Convenção n. 169 da Organização Internacional do Trabalho (OIT) sobre Povos Indígenas e Tribais e a Política Nacional de Gestão Territorial e Ambiental de Terras Indígenas. A par da polêmica suscitada na mídia, e sustentada por órgãos da própria Administração, culminando inclusive com a ulterior postergação por parte da AGU da eficácia da Portaria n. 303 para a partir do dia 24 de setembro de 2012, vale lembrar que o entendimento que se pretendia consolidar não é novo. Desde 28 de outubro de 2011, o Parecer n. 153/2010/ Denor/CGU/AGU, que embasou a edição da portaria em comento, já se encontrava aprovado pelo Ministro
da Justiça, sendo obrigatória sua observância pela Funai. Contudo, a partir da edição da Portaria AGU n. 303/2012, como afirmado, as procuradorias federais de todo Poder Executivo Federal passaram a estar vinculadas a este posicionamento, estendendo-se tal entendimento, por exemplo, às procuradorias do ICMBio e Ibama. A contradição interna demonstrada pela Administração sobre o tema confirma o grave ambiente de insegurança jurídica que permeia a exploração de atividades em terras indígenas no Brasil. Com efeito, até a edição de Lei Ordinária e Complementar que estabeleçam critérios e parâmetros objetivos a determinar os procedimentos necessários à execução de tais empreendimentos, de modo a suprir, respectivamente, a necessidade de regulamentação da exploração dos potenciais hidrelétricos e minerais, exigida no art. 231, § 3º, e das hipóteses de relevante interesse público, mencionadas no § 6º do mesmo artigo, os atuais problemas enfrentados por índios e setor produtivo permanecerão sob o tratamento caso a caso e análise subjetiva do governo, gerando desestímulos a novos investimentos, além de onerar a efetiva proteção aos povos indígenas constitucionalmente garantida.
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Como o capital de projetos
suporta a sustentabilidade O mundo focou no Brasil em junho motivado pela Rio+20, evento que reuniu líderes mundiais para afirmar e reforçar as metas de sustentabilidade. E por boas razões o país é percebido como fundamental para o sucesso da sustentabilidade, devido às suas vastas florestas, a uma classe média em ascensão, energia hidrelétrica considerável, e sua importância crescente no setor de energia global, entre outros motivos. Dos Brics, o Brasil é, sem dúvida, o país mais bem preparado para liderar e implementar medidas de sustentabilidade. E o Brasil tem muito a destacar – como Petrobras LEED Gold Research Facility no Rio.
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os últimos 20 anos, a sustentabilidade mudou de uma boa coisa a fazer para o planeta a uma necessidade absoluta, se quisermos ter um planeta habitável não para a “sétima geração”, mas as gerações agora vivas. Muitos dos que leem este artigo poderiam estar vivendo o impacto de um aumento de um metro do nível do mar, do aumento de 3ºC na temperatura média, da acidificação dos oceanos, e de outros desafios à vida diária. A indústria petroquímica não é percebida como o setor que particularmente levanta a bandeira verde. De fato, a promoção da Petrobas de Sustentabilidade teve um retrocesso como mero ecobranqueamento por uma década. No entanto, os aspectos verdes dos projetos de petroquímica receberam mais e mais atenção em todos os níveis de nossas corporações. Redução de emissões de carbono, monitoramento e redução de gases de efeito estufa, projetos de processos novos que eliminam os poluentes orgânicos persistentes (Química Verde), relatórios anuais de acordo com a estrutura da Global Reporting Initiative (GRI), e outras iniciativas são agora parte do nosso cotidiano. Os engenheiros sabem muito bem que 83,4% da sustentabilidade é o que temos feito por todas as nossas carreiras: redução de custos, maximizando o uso de insumos, menos água, menos energia e conversão melhorada que resulta em menos desperdício. Fomos reduzindo o carbono de nossos produtos e processos muito antes de existir um nome para isso. A ênfase atual sobre o tema ajuda, justificando retornos mais longos para determinados investimentos. Isto se estende até em áreas que não poderiam prosseguir; ele força a colaboração entre disciplinas, assume riscos na inovação necessários para atingir metas de sustentabilidade, e força uma medida e um processo de documentação para priorizar nossos esforços. Sustentabilidade é um tema muito, muito amplo – as menções anteriores do GRI oferecem um bom resumo de todo o escopo dos aspectos econômicos, sociais e ambientais do diálogo atual. E é mais fácil discuti-la no contexto de prédios de escritórios e laboratórios, mas vamos restringir a discussão às áreas de concepção e construção de projetos de petroquímica mais tradicionais e podemos impactar diretamente profissionais como gerentes de projetos e engenheiros.
David Dixon é diretor Regional EUA da MHAInternacional. É Leed AP e engenheiro químico, com um experiência nos setores de química e manufatura. Trabalha com multinacionais implementando projetos no Brasil. Desenvolve alguns dos principais projetos verdes presentes no Brasil, incluindo Petrobras/ Cenpes, complexo Rochaverá Plaza, Complexo Ventura Towers, WTorre JK.
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Definição do escopo do projeto, orçamento e implantação – A sustentabilidade deve ser enfatizada durante os primeiros dias do projeto. Certos pontos são relevantes durante esta fase: • As questões de sustentabilidade são uma grande justificativa para o projeto? • Elas devem ser monitoradas e justificadas em separado do escopo principal do projeto? • Quais são as medidas-chave a serem utilizadas: kg carbono/ kg de produto, litros de água / litro de produto? Até que ponto mediremos a montante na cadeia de suprimentos? Existem os dados de nosso fornecedor e vendedores?
• Se o projeto é um greenfield, como a locação da obra e suas características impactam na sustentabilidade? Questões óbvias são o posicionamento do telhado para permitir uma instalação eficaz de placas fotovoltaicas, ou a possibilidade de geração de energia eólica. mas, uma centena de outras questões, incluindo o transporte de bens e funcionários, água de superfície, desmatamento, tratamento de resíduos, questões ambientais e geotécnicas, os métodos de geração de energia elétrica local, a disponibilidade de fornecimento local de materiais para o projeto etc. são muito muitas vezes consideradas depois que o terreno foi comprado. • Existem os dados de referência que podemos comparar projetos novos sabendo quando precisamos calcular a redução de carbono? uma pergunta relacionada é se os dados de referência são conhecidos por sua empresa ou se são normas do setor da indústria? uma sugestão é usar os atuais esquemas de diretrizes das certificações – leed, Gri, iso, PAs, Wri, lbC – para uma análise inicial dos tópicos que provavelmente podem precisar de mais estudos na determinação do escopo do projeto e justificativa da fase. Projeto básico – essa fase é tipicamente usada para estimar um orçamento que será submetido a aprovações do conselho da empresa, bem como as tecnologias específicas disponíveis que suportam os objetivos de sustentabilidade corporativa. não subestimem a quantidade de análises requeridas para prever reduções de carbono ou o tempo utilizado para analisar diversas alternativas tecnológicas que poderiam ser consideradas para reduções quanto a desperdícios de energia e água. seguem alguns tópicos significativos pertencentes à fase de projeto básico: • Quantas energias renováveis serão adotadas no projeto? biogás, painéis solares ou biPv (building integrated Photovolatic), eólica e solar como exemplos. • Quais alternativas são viáveis para reduções de energia – cogeração, motogeradores, células combustíveis, Chillers de absorção, geotermia etc. • Qual nível de investimento extra em reduções de energia será considerado: janelas de alta eficiência, unidades variadoras de velocidade, motores de alta eficiência, aproveitamento da luz do dia, tetos verdes, lâmpadas fluorescentes ou lâmpadas led? • Até que ponto o reaproveitamento de água será adotado? descargas e instalações de banheiro econômicas, reuso de águas de chuva e recuperação de vapor conden-
sado podem ser óbvios, mas outros como reuso de água (condensação primária), coleta, tratamento e reuso de água “suja”, tratamento de água usando reservatórios no local, biofiltro ou outros tratamentos biológicos avançados estão na pauta das discussões de hoje. em relação aos processos, nenhuma vez foi permitido refrigeração de água ou vácuos gerados por indutores pelo atual padrão de certificação. As operações de energia intensiva sempre foram avaliadas de perto. A análise Pinch, por exemplo, tem sido usada desde os anos 1980 e a evaporação por meio de recompressão mecânica também tem economizado energia. mas as pressões da sustentabilidade podem ajudar a justificar investimentos adicionais em equipamentos para aperfeiçoar a recuperação de calor ou redução em gastos de energia. Controles e automação não apenas para prover medidas que nos permitem ver onde a energia pode ser poupada, mas prover medidas que apoiam as pretensões da sustentabilidade. Projeto e construção – A maior parte das discussões sustentáveis envolve os materiais que especificamos. muitos plásticos, PvC e outros são classificados como pouco sustentáveis. As implicações do Csr (Corporate social responsability) dos raros materiais da cadeia de suprimentos é um tópico bastante discutido hoje. A energia incorporada nos materiais que estão disponíveis é um verdadeiro desafio para calcular. todavia, cada vez mais energias alternativas entram no mercado. A sustentabilidade tradicional se aproxima à medida que materiais recicláveis e reutilizáveis estejam disponíveis. os materiais que seriam desperdiçados na construção podem ser utilizados. os checklists do leed oferecem outros meios que podem ser aplicados, talvez criativamente, para projetos da indústria petroquímica. em resumo, as abordagens da sustentabilidade aproximam-se nos setores comercial, dos serviços de saúde, educacionais ou residenciais e são aplicadas tanto na manufatura como nos processos das indústrias. As ênfases mudam, mas as discussões podem ser quantificadas pelas reduções de energia, desperdícios, carbono, gases estufa e outros. isso não é simples nem fácil, os envolvidos acham que eles estão continuamente desbravando novos caminhos. mas cada vez mais o assunto é entendido como um requerimento, não mais como uma opção, pelos reguladores, clientes, setores financeiros e o público em geral.
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Fluke Engenharia anuncia novo gerente de Desenvolvimento de Negócios A Fluke Engenharia, empresa do grupo Acteon, anunciou Calixto Deberaldini como gerente de Desenvolvimento de Negócios e Conselheiro de Estratégias. Economista, o executivo será responsável por novos negócios e vendas para a empresa e desenvolverá contas junto a clientes chave com grande potencial de crescimento no Brasil e na América Latina. Ele se reportará ao diretor Geral, Laurent Maubré. Calixto tem 15 anos de experiência no segmento de produção de petróleo e gás, tendo ocupado diversas funções em vendas, desenvolvimento comercial e de negócios junto a companihas como Chevron, Schlumberger, Vetco Gray e GE Oil & Gas - sua ocupação mais recente, onde foi responsável pela integração total dos produtos submarinos e toda a integração relativas à engenharia e os serviços de instalação associados. O novo gerente tem mestrado em administração de negócios, sendo especializado na indústria de petróleo pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). “Nosso objetivo é usar a vasta experiência de Calixto e seu grande leque de contatos na indústria brasileira de petróleo para nos ajudar na execução nossas estratégias vendas regionais e os planos de negócios, expandindo nosso portfólio de produtos e o crescimento de nossa participação no mercado da indústria submarina”, disse o diretor Geral, Laurent Maubré. 162
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CTEEP elege novo diretor financeiro
Reynaldo Passanezi Filho é o novo diretor Financeiro e de Relações com Investidores da Companhia de Transmissão de Energia Elétrica Paulista (CTEEP). PhD em economia pela Universidade de São Paulo (USP) e mestre em economia pela Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), Passanezi graduou-se em direito pela Pontifícia Universidade
Católica de São Paulo (PUC-SP) e em economia pela USP. Com mais de 15 anos de experiência no setor financeiro, o executivo atuou como representante legal do BBVA no Brasil e foi assessor técnico do Conselho Diretor do Programa Estadual de Desestatização (PED) do Governo do Estado de São Paulo.
Energy Talent: novo consultor sênior
Luiz Eduardo Coimbra é novo consultor sênior da Energy Talent, companhia de recrutamento de profissionais qualificados para os setores de petróleo e gás. O executivo atua no setor de RH desde 1992. Pós-graduado em Administração e mestre em Gestão de Negócios pelo Ibmec, Coimbra é professor e coordenador de estágios na Universidade Cândido Mendes e já ocupou cargos de gerência em companhias como Xerox do Brasil, Vivo e Gestetner/ Ricoh, entre outras.
Innovation Norway sob novo comando A Innovation Norway (Agência de Promoção do Governo da Noruega) está sob nova direção: a norueguesa Helle Moen assume, nesta semana, o cargo ocupado, até então, por Reidun Olsen. Helle Moen volta ao Rio de Janeiro após quatro anos. Em 2007, ela integrou a equipe responsável por estabelecer a subsidiária brasileira da Marintek, empresa norueguesa especializada em pesquisa, desenvolvimento e consultoria técnica avançada em engenharia naval, oceânica e de materiais. “A Noruega enxerga o Brasil como um dos mercados internacionais mais interessantes no mundo. Acredito, com muita convicção, em
resultados positivos dessa cooperação maior entre os dois países”, afirma. Segunda a nova diretora, a estratégia da Innovation Norway continua a dar suporte ao desenvolvimento de negócios e tecnologia entre empresas norueguesas e brasileiras. “Vamos buscar cada vez mais a atuação junto a universidades e centros de pesquisa locais. Há uma grande quantidade de oportunidades de aprendizagem no Brasil, assim como financiamento disponível”, diz.
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HRT anuncia novo diretor Financeiro e de Relações com Investidores
Uma brasileira no Painel de Alto Nível sobre a Agenda de Desenvolvimento Pós-2015 da ONU Vanessa Petrelli Corrêa, presidenta do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea), foi nomeada pelo secretário-geral da ONU, Ban Ki-moon, para fazer parte do Painel Consultivo que discutirá agenda de desenvolvimento global pós-Objetivos de Desenvolvimento do Milênio. Outros 25 membros da sociedade civil, do setor privado e de governos também farão parte do Painel. A função desse painel consultivo é aconselhar a organização e seus signatários quanto à agenda de desenvolvimento global para além de 2015, a data-limite para alcançar os Objetivos de Desenvolvimento do Milênio (ODM). Foram nomeados três copresidentes: Susilo Bambang Yudhoyono, da Indonésia; Ellen Johnson Sirleaf, da Libéria; e David Cameron, primeiro-ministro do Reino Unido. O Ipea é um órgão público federal vinculado à Secretaria de Estudos Estratégicos (SAE) da Presidência da República do Brasil e realiza pesquisas para apoiar a concepção e implementação de políticas e programas governamentais de desenvolvimento no Brasil, sendo responsável pela coordenação técnica do processo de acompanhamento dos ODM no país. “Solicitei ao meu Painel de Alto Nível que elabore uma visão de desenvolvimento arrojada e prática para apresentar aos Estados-membros no próximo ano”, disse 164
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Ban Ki-moon. “Estou ansioso com as recomendações do Painel sobre uma agenda global pós-2015 com responsabilidades compartilhadas para todos os países e com a luta contra a pobreza e o desenvolvimento sustentável em seu núcleo.” Após a primeira reunião do grupo, que deverá ocorrer no final de setembro, durante o Debate Anual de Alto Nível da Assembleia Geral da ONU, será apresentado um relatório ao secretário-geral no primeiro semestre de 2013. Os Estados-membros apelaram para consultas abertas, envolvendo, inclusive, a sociedade civil, o setor privado, a academia e instituições de pesquisa de todas as regiões, além do Sistema ONU, para fazer avançar a agenda de desenvolvimento para além de 2015. O trabalho do Painel refletirá novos desafios do desenvolvimento, ao mesmo tempo em que toma como base a experiência adquirida na realização dos ODM, tanto no que se refere aos resultados alcançados quanto as áreas que demandam avanços. Sua coordenação está vinculada com a do grupo de trabalho intergovernamental encarregado de projetar os Objetivos de Desenvolvimento Sustentável (ODS), conforme acordado na Conferência Rio+20. Os relatórios dos dois grupos serão apresentados aos Estados-membros para novas deliberações.
A HRT anunciou em agosto que o seu Conselho de Administração, dando prosseguimento à reestruturação do Grupo, decidiu unificar as diretorias financeiras da HRT e da HRT O&G Exploração e Produção de Petróleo Ltda., aprovando a liberação de Francisco Lourenço Faulhaber Bastos-Tigre de suas atuais funções de diretor Financeiro e de Relações com Investidores da HRT. Carlos Tersandro Fonseca Adeodato responderá tanto pela diretoria financeira da HRT O&G quanto da HRT, como também pela diretoria de Relações com Investidores da Companhia. Formado em Economia pela UFRJ, Adeodato possui mais de 30 anos de experiência no setor financeiro no Brasil e no exterior. Ocupou diversas posições estratégicas no Banco do Brasil, destacando-se a gerência geral para a Europa. Adicionalmente, foi diretor Financeiro e Administrativo da BB Turismo e diretor Financeiro da Companhia de Seguros Aliança do Brasil. Desde 2009 ocupa o cargo de diretor Financeiro da HRT O&G.
Pacific Hydro tem nova diretora para o Brasil A australiana Pacific Hydro, especialista em energias renováveis com dois parques eólicos no Brasil, anunciou a contratação de Adriana Waltrick como diretora-geral. A executiva assume a gestão da empresa com a missão de colocar em prática um novo modelo de comercialização de energia eólica em nosso território. A companhia anunciou recentemente uma parceria com a Vale que dará origem a dois novos parques eólicos no Rio Grande do Norte, cuja produção será consumida integralmente pela mineradora. Trata-se do primeiro modelo de comercialização de energia que combina mercado livre e autoprodução para parques eólicos no Brasil, um passo importante para a estratégia da empresa no país. Adriana lidera o time da Pacific Hydro com objetivo de desenvolver novos projetos em parceria com autoprodutores de diversos segmentos da indústria, como automóveis, bebidas, mineração e siderurgia. A diretora-geral planeja agilizar a
implantação dos próximos projetos, visto que a parceria com a Vale serviu como benchmark para o estabelecimento do modelo ideal de comercialização. A executiva acumula 13 anos de experiência na CPFL Energia, maior grupo privado do Brasil nas áreas de geração, distribuição e comercialização de energia, onde atuou nos cargos de diretora de Estratégia Corporativa e Fusões & Aquisições e vice-presidente de Fusões e Aquisições. Antes, teve passagens pelo Grupo Petropar e pela Rede Brasil Sul de Comunicação. Formada em Administração de Empresas pela Universidade Vale do Rio dos Sinos (Unisinos), a executiva possui, ainda, MBA Executivo e Mestrado em Marketing pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) e também um MBA pelo Massachusetts Institute of Technology (MIT) nos EUA. Operando há mais de 20 anos e no Brasil, desde 2006 a Pacific Hydro é pioneira na construção de parques
eólicos com recursos do Proinfa (Programa de Incentivo às Fontes Alternativas de Energia Elétrica), do Governo Federal, e tem 58 MW em operação em seus dois parques eólicos na Paraíba, que fornecem energia para a Eletrobras. Internacionalmente, a empresa é responsável pelo desenvolvimento e operação de mais de 300 MW em parques eólicos e usinas hidrelétricas na Austrália, onde construiu o primeiro parque eólico comercial daquele país, e opera 500 MW em hidrelétricas de passagem no Chile.
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Marcos Costa é nomeado presidente da Alstom Brasil
Em setembro, Marcos Costa, vice-presidente dos Setores Renewable e Thermal Power para a América Latina, assumiu o cargo de presidente da Alstom Brasil, mantendo sua atual posição regional na área de geração de energia. Philippe Delleur, presidente da unidade brasileira até o momento, passou para a função de presidente do Conselho Estratégico da empresa aqui no Brasil e continuará como vice-presidente sênior da região latino-americana e do International Network do grupo Alstom em nível global.
Engenheiro elétrico formado pela Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), e especialista em administração de empresas pela Fundação Getúlio Vargas (FGV), Marcos Costa tem 32 anos de experiência no mercado de infraestrutura, tendo desempenhado cargos de gerência e diretoria em empresas de bens de capital do setor de energia. Na Alstom desde junho de 2006, atualmente é o principal executivo da área de geração de energia da empresa na América Latina.
“Resultados comuns e crescimento fizeram parte da dinâmica de atuação do Philippe Delleur. Esses pontos continuarão como nossas prioridades. Os desafios são grandes, mas temos muitas oportunidades em andamento para desenvolver a infraestrutura brasileira”, afirmou Marcos Costa. Nos últimos anos, a empresa passou de quatro para nove unidades no país, inaugurou a primeira indústria de bens de capital, por encomenda, da região Norte, localizada em Rondônia, e sua primeira fábrica de equipamentos eólicos na América Latina, localizada na Bahia. Ademais, lançou a pedra fundamental do primeiro centro global de tecnologia hidrelétrica da região latino-americana com base em Taubaté; uma nova linha de produção de capacitores na fábrica de Itajubá (MG); além de conquistar contratos importantes, como o das usinas de Belo Monte, Santo Antonio, Jirau e Teles Pires. A Alstom conta hoje com cinco mil funcionários no Brasil e teve faturamento da ordem de R$ 2,6 bilhões e pedidos recebidos da ordem de R$ 2 bilhões no último ano fiscal.
Seabrokers Brasil conta com novo corretor de navios sênior A multinacional Seabrokers Group anunciou em agosto que o novo corretor de navios sênior da Seabrokers Brasil será o executivo Gilberto Barros. Com mais de 15 anos de experiência no segmento marítimo, Barros iniciou sua carreira na Wilson, Sons, onde trabalhou na gestão de transporte e como gerente de Operações, na Agência Maríti166
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ma Transatlântica – foi gerente de filial e gerente de Gestão de Expedição. Em seguida, na Maersk Supply Services Apoio Marítimo Ltda., trabalhou como gerente geral Comercial. A Seabrokers é uma das mais pro-
gressistas empresas mundiais de brokering. No Brasil possui escritório no Rio de Janeiro e atende principalmente a indústria naval e de petróleo e gás. Os principais clientes da Seabrokers Brasil são as empresas de petróleo e energia, as prestadoras de serviços deste setor e os armadores brasileiros e estrangeiros.
Light: novo presidente Paulo Roberto Pinto, diretor de Desenvolvimento de Negócios, foi eleito presidente da Light, pelo Conselho de Administração. Ele é carioca, tem 62 anos e atua no setor elétrico há 42 anos. Diplomado em ciências contábeis e pós-graduado em engenharia econômica e administração industrial, Paulo Roberto é diretor da Light desde 2001 – seu vínculo com a empresa começou quando era diretor da Eletrobrás, onde participou do Conselho de Administração, ano que foi convidado a assumir a diretoria da Light. Dentre os desafios, como a revisão tarifária em 2013, o combate às perdas e a inadimplência, o novo presidente des-
tacou a importância de manter o equilíbrio entre os compromissos da concessão e os interesses dos acionistas e dos clientes.
Paulo Roberto Pinto ingressou em 1971 na Eletrobrás, onde foi chefe de gabinete da presidência, diretor financeiro e de relações com o mercado. E como representante da Eletrobrás, foi presidente do Conselho de Administração de Furnas e membro do Conselho de Administração de várias empresas, dentre elas, Cemig, Cesp e CPFL. Foi também diretor da Chesf (Companhia Hidrelétrica de São Francisco) e de Furnas Centrais Elétricas S/A. No Governo Federal, foi diretor adjunto do Departamento Nacional de Águas e Energia Elétrica (DNAEE), atual Aneel.
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Triunfo, a solução
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A Triunfo Logística é uma empresa que aposta, sobretudo, na inovação como referência da sua atuação no porto da cidade do Rio de Janeiro. A experiência que acumulou ao longo de 27 anos no transporte de mercadorias nas áreas portuária e marítima permite que desenvolva soluções precisas e eficientes para atender às expectativas de seus clientes. Mas ser criativo para estabelecer a melhor forma de cumprir os contratos firmados com seus parceiros não é somente uma qualidade inerente a toda equipe, mas, acima de tudo, um compromisso da própria Triunfo.
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um mercado cada vez mais exigente e em contínua evolução, a empresa acredita que precisa estar em permanente transformação para se adaptar às novas condições que são exigidas, a fim de acompanhar as mudanças que acontecem numa velocidade cada vez maior. É esta a visão de futuro que orienta o dia a dia da sua força de trabalho, cada um dos seus funcionários, seja na área administrativa ou operacional. É uma corrente formada por pelo menos mil empregados seguindo na mesma direção. Somente uma equipe altamente comprometida alcança a excelência no trabalho – e este é um caminho percorrido todos os dias na Triunfo. E só uma empresa que valoriza a habilidade e a competência de cada funcionário é capaz de conquistar a credibilidade e o respeito que a Triunfo desfruta atualmente de seus clientes e parceiros. São qualidades que fazem com que seja possível desempenhar atividades distintas no setor portuário, mas com a mesma eficiência: possui conhecimento suficiente para atuar tanto no transporte de cargas offshore como siderúrgicas, assim como de cargas gerais e de projetos. Uma expertise cada vez mais almejada pelas empresas que operam no Porto do Rio de Janeiro. “A principal característica da empresa é a capacidade de se adaptar rapidamente a novas situações, apontando soluções de logística para desafios cada vez maiores e complexos. Temos agilidade para tomar as decisões corretas” ressalta o engenheiro Rogerio Caffaro, diretor executivo da Triunfo. Desta forma, a agilidade na solução de problemas se tornou uma marca reconhecida da Triunfo no transporte de cargas portuárias. E é uma característica valorizada por seus parceiros comerciais, como Petrobras, Vale, Odebrecht, Gerdau e Statoil, entre tantas outras. Mas atender empresas com perfis tão diferentes exige investimentos em infraestrutura, que é exatamente uma das apostas da Triunfo. Uma frota própria de guindastes e empilhadeiras permite operar simultaneamente até oito embarcações num cais próprio, descarregando e embarcando cargas diversas, que podem variar de 10 toneladas a 200 toneladas.
Além da mão de obra altamente qualificada, a empresa conta também com uma excelente estrutura para operar de forma adequada. Na área portuária, possui uma área de 200.000 m2, que a habilita a atender clientes com demandas diversas e produtos variados – inclusive coberta para armazenamento. As empilhadeiras, todas próprias, têm capacidade para deslocar cargas de 4 toneladas até 50 toneladas. Não é diferente em relação à frota de guindastes, todos pertencentes à empresa, com capacidade que vai de 130 toneladas até 440 toneladas – sete foram recém-adquiridos da empresa alemã Liebherr. A Empresa possui 4 LHM´s, sendo dois com capacidade de 250 toneladas e dois com capacidade de 600 toneladas. São equipamentos que dão mais agilidade ao transporte de produtos, tornando-se uma das vantagens competitivas da Triunfo. Mas não é só. Uma área de quase 100.000 m2 serve de base de apoio para as operações ao lado do cais do Porto do Rio de Janeiro. São terrenos praticamente vizinhos. Por um percurso de pouco mais de 500 m, é feito o transporte de cargas armazenadas da base de apoio até a beira do cais, tornando mais rápidas as ações de embarque e desembarque de cargas. “Com estrutura própria, temos a capacidade de cumprir todos os prazos estabelecidos com os clientes, de forma ágil e eficiente” destaca Rogerio Caffaro. Tradicionalmente uma empresa que operava produtos siderúrgicos, a Triunfo viu seu perfil mudar junto com a expansão da economia brasileira e, por conseguinte, da economia do Rio de Janeiro. Com o anúncio do governo federal de investimentos no Pré-Sal, fechou uma importante parceria com a Petrobras. Duas unidades distintas atendem a demanda do setor de óleo e gás. A primeira é voltada para auxiliar as embarcações que fazem o serviço de ancoragem das plataformas que ainda não entraram em funcionamento. Nesse serviço, a empresa é responsável pelo armazenamento de produtos (torpedos e amarras, por exemplo) que variam de 60 toneladas a 120 toneladas. Já a outra unidade funciona como apoio logístico, abastecendo as plataformas já devidamente estabelecidas. A tarefa, nesse caso, é carregar os navios com mercadorias – suprimentos, peças e equipamentos. Para as duas unidades, há uma média de 300 navios atracando todo mês na base da Triunfo. Mas a atuação da Triunfo não se resume à área específica do Porto do Rio. De forma inédita, a empresa transformou balsas de dez mil toneladas, com até 3.000 m2 de área, em portos flutuantes. Das quatro unidades, duas contam com guindastes próprios para fazer a remoção de mercadorias como se estivessem atracadas num porto. Podem operar em áreas onde não há calado e sem estrutura portuária – o equipamento alcança até 50 m de distância.
E a empresa tem capacidade também de acoplar às balsas uma base com alojamentos e refeitórios para uma equipe de trabalho. “Somos uma empresa especializada em soluções, pronta para as mudanças que o Brasil, e o Rio, viverá nos próximos anos” finaliza Caffaro. TN Petróleo 85
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perfil empresa – maxen
Soluções para equipamentos, fabricação de spools e serviços
Com esforço e determinação, a Maxen segue inovando em seus produtos e serviços, garantindo uma maior competitividade e superação nos resultados para o Setor de Óleo e Gás.
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Rodovia Dom Pedro I, Km 73 CEP 12954-260 Atibaia - SP +55 (11) 4418-9000 www.maxen.com.br 170
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Maxen atua há mais de dez anos no mercado de produtos e serviços e possui fábricas em Atibaia (SP) e Escada (PE), além dos escritórios em São Paulo e Rio de Janeiro. O foco da empresa é oferecer soluções e resultados diferenciados ao setor de óleo & gás, planejando e executando os projetos de seus clientes. Essa postura faz da Maxen um importante fornecedor do segundo nível da cadeia produtiva do setor. Como resultado, os colaboradores comemoram as certificações conquistadas ao longo dos anos. “A política de qualidade da Maxen é baseada no envolvimento, o qual todos os colaboradores praticam e reconhecem o real valor de manter a excelência de nossas operações em tudo o que realizamos. O aprimoramento de processos, a conquista e manutenção das certificações são um reflexo do que nós fazemos com a máxima e reconhecida qualidade”, explica Marcos Ferreira, gerente Comercial da Unidade Equipamentos. A empresa, que já obtinha a certificação ISO 9001, também implantou a ISO 14001 e a OHSAS 18001. Esse sucesso é o resultado do amadurecimento do Sistema de Gestão e forte trabalho em equipe. O responsável Comercial pela Unidade de Equipamentos comenta ainda a função da divisão. “A Unidade de Equipamentos é responsável pelo atendimento das necessidades de fabricações de equipamentos dos integradores globais da cadeia de petróleo e gás e epcistas/integradores upstream. Mantendo parceria com grandes empresas, a Maxen respeita altos níveis de exigência e emprega toda a sua tecnologia para ser referência no fornecimento de estruturas e soluções para sistemas submarinos e topside”, completa. Criada em função da crescente demanda do mercado, a Unidade iniciou de forma consistente e foi ampliando, gradativamente, o grau de dificuldade na construção dos equipamentos, possibilitando uma boa estrutura de produção. Atualmente, a Unidade Equipamentos conta com uma área de produção de 8.000m2, com áreas de corte, conformação, montagem e soldagem, usinagem, cabine de jateamento e pintura. “A evolução em Equipamentos é o resultado do investimento em mão de obra especializada e capacitação de colaboradores que já faziam parte da nossa equipe”, afirma Ferreira. A produção anual da empresa não para de crescer, atendendo a demanda de seus clientes. Tudo isso contribuiu para que hoje a Unidade seja exemplo de tecnologia e conhecimento. O crescimento previsto para este ano de 2012 superou expectativas, e os números para o próximo ano prometem. “Esperamos um grande
Fotos: Divulgação, Maxen
percentual de crescimento em 2013”, finaliza Marcos Ferreira. A Maxen cria também soluções customizadas no fornecimento de serviços de engenharia de detalhamento e fabricação de tubulações (Spools), fabricação de unidades modularizadas e skids. Além disso, oferece desde detalhamento de projetos até serviços de campo como montagem, inspeções de qualidade, ensaios não destrutivos e comissionamento. “O Fast Spool é um processo inovador e exclusivo da Maxen para a fabricação de spools, combinando os processos convencionais de montagem e soldagem com o curvamento por indução e aliado às técnicas desenvolvidas pela Maxen de Planejamento e Controle da Produção. Assim, desenvolvemos spools de forma significativamente mais produtiva que o método convencional”, explica Bruno Matos, gerente comercial da Unidade de Serviços. Dentre as etapas que conduzem à excelência em produção estão a execução do projeto dos spools baseado na modelagem tridimensional, fornecimento de todos os materiais necessários e a fabricação dos spools com a utilização de métodos convencionais aliado ao curvamento por indução, incluindo pintura e embalagem. A tecnologia única empregada no curvamento por indução diminui os pontos de solda na fabricação de spools, o que reduz o prazo de fabricação e custo total do produto, preservando a qualidade exigida. Esse produto é reconhecido como um processo inovador e exclusivo da Maxen para a fabricação de tubulação. O procedimento por indução permite a produção de spools de forma mais rápida que o método convencional, possibilitando uma redução considerável dos pontos de solda e, consequentemente, número de horas de soldagem, inspeção, testes e compra de conexões. Outra característica importante do Fast Spool é que o produto mantém a mesma geometria das tubulações fabricadas pelos métodos convencionais. Bruno Matos especifica melhor o foco do produto. “Nosso objetivo é oferecer mais benefícios aos nossos clientes, produzindo curvas especiais de alta resistência e tenacidade, produzindo
spools com várias curvas em diversos planos e reduzindo custos com a diminuição de pontos de solda e a otimização da quantidade de tubos retos necessários para a confecção de spools”, afirma. O Fast Spool disponibiliza mais liberdade no desenho da tubulação, pela possibilidade de escolher os ângulos de curvamento necessários. Isso porque o sistema sem soldas possibilita mais liberdade na isometria da tubulação em comparação ao uso de curvas convencionais, que utilizam ângulos fixos de 45° e 90º. A alta precisão é garantida pela possibilidade de curvas compostas em planos tridimensionais com alta qualidade. As soluções em Equipamentos, Fabricação de Spools e Serviços estarão presentes na Rio Oil & Gas, principal evento de petróleo e gás da América Latina. A feira será realizada de 17 a 20 de setembro, no Riocentro (RJ) e a empresa se localizará no estande L48 – Pavilhão 3 . Neste cenário, a Maxen também se destaca. Com participação constante no evento, a empresa vai apresentar os produtos da Unidade de Equipamentos e os diferenciais da Unidade de Fabricação de Spools e Serviços, com atenção especial ao Fast Spool. A Maxen vem se destacando ao longo dos anos e comprovando os benefícios que algumas mudanças trouxeram à empresa. Isso reflete uma atitude de quem está sempre enfrentando novos desafios e inovando, para garantir ainda mais benefícios aos clientes. Desde o início de sua atuação no mercado de Petróleo & Gás, a Maxen vem se consolidando como uma das mais importantes empresas do setor. Com isso, alianças comerciais e estratégicas estão sendo construídas, as quais possibilitarão uma rápida expansão do seu portfólio de produtos e serviços, em atendimento à crescente demanda do mercado nacional. A empresa busca sempre alcançar os padrões superiores de tecnologia e excelência para confirmar a qualidade de seus produtos, serviços e a vanguarda e sustentabilidade de suas ações e contribuições para o mercado”, finaliza Jayme Marques – CEO da Maxen. TN Petróleo 85
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perfil empresa – ncc
Certificações, Segurança e Qualidade A NCC Certificações é um Organismo de Certificação de Produtos, Serviços e Sistemas de Gestão, Primeiro e Único Organismo de Certificação da América Latina a se tornar um ExCB (Ex Certification Body) para o sistema de certificação internacional de equipamentos para Atmosferas Explosivas IECEx.
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Rua Conceição, 233 - Sl. 2511 Campinas/SP, Brazil - CEP 13010-916 Tel.: +55 19 3731-6990 Alameda Rio Negro, 1030 – Cj. 1101 CEP 06454-000 Alphaville, Barueri/SP, Brazil Tel.: +55 11 2699-2200 e-mail: com_ocp@ncc.org.br
www.ncc.org.br
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NCC (Net Connection Corp) foi fundada em 1994 em Los Angeles, EUA e sua maior operação hoje é no Brasil, com escritórios em Barueri e Campinas – SP. É um Organismo de Certificação acreditado pelo Inmetro (Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia) e designada pela Anatel (Agência Nacional de Telecomunicações) e pelo Denatran (Departamento Nacional de Trânsito), para realizar a avaliação da conformidade. A NCC conta com colaboradores e especialistas altamente capacitados e qualificados para a avaliação dos projetos que lhes são atribuídos, e essa dedicação reflete na busca por melhoria contínua e satisfação dos clientes, que são as principais metas da NCC. A certificação é fundamental para manter o nível de confiabilidade dos produtos e serviços que as empresas realizam. Para fabricantes de equipamentos elétricos para atmosfera explosiva que pretendem acessar novos mercados em qualquer lugar do mundo, ou comprovar o diferencial de segurança e qualidade da sua marca no mercado nacional, a NCC e seus parceiros nacionais e internacionais estão presentes para ajudá-los a simplificar o caminho e abrir novas portas. Como ExCB no sistema IECEx, a NCC está apta a cumprir os requisitos técnicos que são exigidos em diversos países. O objetivo do Sistema IECEx é facilitar o comércio internacional de equipamentos e serviços para uso em atmosferas explosivas, mantendo o nível de segurança exigido, reduzindo os custos de ensaios e o tempo de colocação do produto no mercado. E também torna viável a aceitação dos resultados dos ensaios e auditorias entre os pares, pois possui acordo multilateral. Composto atualmente por 30 países incluindo o Brasil, este sistema é totalmente baseado nos requisitos indicados nas normas da série IEC 60079, as quais são também adotadas pela Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) e pelo Comitê Brasileiro de Eletricidade, Eletrônica, Iluminação e Telecomunicações (Cobei). O Inmetro é responsável por acreditar Organismos de Certificação e Laboratórios, que realizam ensaios de verificação da conformidade de acordo com os critérios aplicáveis e normas estabelecidas. Dentro de cada Organismo existem comissões técnicas de certificação, reunidos por membros voluntários, representando associações de fabricantes, os consumidores e outras instituições, visando manter a conformidade do processo. As partes envolvidas avaliam e aprovam todas as certificações do produto no mercado local. As atividades desenvolvidas por essas instituições, de forma ética e profissional, é o que dá credibilidade ao Sistema Brasileiro de Avaliação da Conformidade (SBAC). Um Organismo de Certificação funciona basicamente em certificação de produto, serviços, sistema de gestão da qualidade, serviços de inspeção de produtos na origem e a pós-certificação. O processo de certificação compreende as seguintes fases: avaliação preliminar – análise de documentos técnicos, ensaios de produtos, avaliação do processo de produção, de aprovação e acompanhamento de inspeções, que ocorre geralmente
Foto: Depositphotos
uma vez por ano. Tais organizações têm capacidade de avaliar 16 mil produtos diferentes de diversos setores da indústria, componentes, equipamentos, construção mecânica, entre outros, com o objetivo de decidir se eles constituem qualquer tipo de risco para a sociedade e/ou propriedade. Inúmeros produtos certificados são introduzidos anualmente no mercado global, com uma grande concentração nos setores elétrico e eletrônico. Gases e vapores inflamáveis são conhecidos como atmosferas explosivas (Ex) e onde há atmosfera explosiva há grande risco de ocorrer acidentes. Um exemplo de um acidente que pode ocorrer devido a faíscas elétricas, acontece sob uma circunstância em que existe equipamento com distância de separação insuficiente entre os terminais de polaridade diferente, produzindo arcos elétricos com energia suficiente para causar ignição em uma atmosfera explosiva. Entre as inúmeras situações em que pode ocorrer um acidente, podemos citar a explosão de compostos sem uma fonte de ignição, quando o aumento da temperatura atinge o ponto de fulgor e incendeia o produto. Para assegurar que este risco não irá ocorrer, praticamente todos os produtos certificados para uso em atmosferas explosivas trazem um rótulo com a sua classe de temperatura, e este é dividido nas seguintes classes: T6, T5, T4, T3, T2 ou T1. Outro caso é o de um produto com um invólucro de plástico não avaliado, que durante a limpeza com um pano seco, pode acumular cargas eletrostáticas na superfície e detonar uma descarga na atmosfera explosiva, causando ignição e iniciando um incêndio. Assim, a certificação se faz fundamental e imprescindível em alguns casos, considerando que o risco de explosão está em uma circunstância aparentemente banal como a limpeza de uma superfície com um pano. Desde 18 de maio de 2010, com a publicação da portaria Inmetro nº 179, tornou-se compulsória a certificação de equipamentos elétricos para atmosferas explosivas nas condições de gases e vapores inflamáveis e poeiras combustíveis.
Qualquer material combustível pode queimar rapidamente quando em forma finamente dividida. Se esta poeira é suspensa no ar sob certas condições, pode se tornar explosiva. Mesmo materiais não inflamáveis em forma sólida (tais como alumínio ou ferro), dependendo das condições podem ser explosivos quando em forma de pó. A força deste tipo de explosão pode causar mortes, ferimentos e destruição de prédios inteiros. Por exemplo, 3 pessoas foram mortas em uma explosão de pó de titânio em 2010 na Virginia do Oeste, nos EUA, e 14 trabalhadores foram mortos em uma explosão de pó de açúcar em 2008 na Geórgia. O órgão de segurança química e investigação dos EUA identificou 281 incidentes com poeiras combustíveis entre os anos de 1980 e 2005 que levaram à morte de 119 trabalhadores, 718 feridos, e inúmeras instalações industriais destruídas¹. Uma grande variedade de materiais que podem ser explosivos em forma de pó existe em muitas indústrias. Alguns exemplos incluem: alimentos (por exemplo, açúcar, temperos, amido, farinha), grãos, tabaco, plásticos, madeira, papel, celulose, borracha, móveis, têxteis, pesticidas, produtos farmacêuticos, tintas, carvão, metais (por exemplo, alumínio, cromo, ferro, magnésio, e zinco), e geração de energia de combustível fóssil. Com a avaliação da conformidade assegurada por um Organismo de Certificação, a indústria adquire competitividade e facilidade de acesso ao mercado, os critérios de escolha com base na qualidade, confiabilidade e normas de segurança influencia a decisão de compra, pois a certificação agrega valor ao produto e transmite maior confiabilidade ao consumidor. Para mais informações e esclarecimentos entre em contato com a NCC, pois teremos o prazer em prestar nossos serviços e atendimento diferenciados. Tel.: 11 2699-2200 / 19 3731-6990 com_ocp@ncc.org.br 1
Fonte: Occupational Safety & Health Administration - EUA
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perfil empresa – belgo bekaert
Precisão, segurança, qualidade e alta performance no atendimento à indústria petrolífera O Brasil entra, definitivamente, na lista dos países com tecnologia de ponta na prospecção de petróleo. A descoberta do pré-sal foi o fato determinante para esse cenário que, a cada ano, se torna mais promissor às empresas.
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or isso, é que a Belgo Bekaert Arames, com mais de 50 anos de sucesso no mercado e pioneira na produção de cabos de aço no Brasil com a marca CIMAF, vem investindo pesado nos produtos e serviços, para atender com precisão, segurança, qualidade e alta performance às necessidades da indústria petrolífera. Clientes como a Petrobras atestam os diferenciais da empresa, com destaque para a tradição e a qualidade da marca CIMAF, no fornecimento de cabos para o segmento petrolífero. Pensando no crescimento do mercado e no aperfeiçoamento dos produtos e serviços, a Belgo Bekaert Arames tem concretizado novas parceiras e vem trabalhando no desenvolvimento de novos produtos para ofertar ao mercado. A empresa surgiu a partir de uma parceria de sucesso entre a ArcelorMittal (antiga Belgo) e a Bekaert, iniciada em 1968 e consolidada com a formação da joint venture, em 1997. A Belgo Bekaert Arames é a maior fabricante de arames das Américas
Av. Marechal Rondon 1215 CEP 06093-900 Centro - Osasco - São Paulo Tel: 0800 709 3777 - (11) 2147-8544
www.belgobekaert.com.br www.cimaf.com.br 174
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e líder no mercado brasileiro. Os arames Belgo Bekaert estão presentes em centenas de produtos e podem ser aplicados e usados para diversas finalidades, dos mais diversos segmentos como: da indústria automobilística à agropecuária; de bens de consumo a utensílios domésticos; da construção civil à exploração de petróleo. A liderança em qualidade dos cabos de aço CIMAF, produzidos pela Belgo Bekaert Arames, é resultado de grandes investimentos em qualidade e tecnologia e de uma gestão voltada para o mercado e suas necessidades. Com um dos maiores e mais modernos parques industriais do país, a empresa opera apenas com matéria-prima de alta qualidade e seu corpo técnico é continuamente treinado e capacitado, com o intuito de obter excelentes resultados. Um dos principais produtos oferecidos pela Belgo Bekaert Arames para a indústria do óleo e gás são os Cabos de Aço Cimaf de Alta-Perfomance. Produzidos com o que há de mais avançado em tecnologia, os Cabos de Aço da CIMAF são preparados para a exigência do trabalho no mar, no que se refere a materiais altamente resistentes e durá-
veis à corrosão, proporcionando maior segurança, já que atendem às especificações da norma ANSI/ API 9A / ISO 10.425. A Belgo Bekaert Arames fornece cabos CIMAF para ancoragem de plataformas, cabos para elevação e movimentação de carga, além de cabos para uso geral. Outro destaque da empresa é a assistência técnica, já que trabalha em parceira com os clientes, atendendo às suas necessidades e proporcionando maior produtividade e segurança em suas operações em campo. TN Petróleo 85
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perfil empresa – roxtec
A todo vapor
e apostando no Brasil
Fundada em 1990 numa pequena garagem do sul da Suécia, a Roxtec revolucionou os sistemas de roteamento de cabos e de tubos em instalações industriais após a invenção do conceito conhecido no mercado mundial como MultidiameterTM. Trata-se de uma solução de vedação modular de alta performance, com base em módulos de elastômero especial com camadas removíveis, que propiciam um perfeito ajuste e grande capacidade de vedação de cabos e tubos de diâmetros diversos quando roteados através de passagens ou anteparas. Presente em mais de 70 países, a empresa cresce exponencialmente desde sua fundação e, após 11 anos no Brasil atendendo o segmento de Telecomunicações, a Roxtec está executando um grande plano de expansão de suas atividades no país.
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Roxtec Latin América Ltda Av das Américas, 3500 – Toronto 3000, Sala 711 – LeMonde Offices - Barra da Tijuca 22620-140 Rio de Janeiro, Brazil Tel.:+55 21 3282 5160 Email: roxtec @ roxtec.com.br
www.roxtec.com.br 176
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íder mundial em soluções de vedação para passagens de cabos e tubos (no Brasil mais conhecidos como MCT, em inglês, Multi Cable Transit), a Roxtec fornece soluções de vedação para um vasto leque de aplicações industriais. As soluções da empresa estão entre as mais avançadas do mundo, pois conta com um parque industrial de última geração, com alto grau de automação em seus processos, reduzindo a necessidade de operadores manuais, levando a empresa a se concentrar no negócio principal com baixo custo de produção por unidade. Localizada na cidade de Karlskrona, Suécia, a fábrica possui sistemas robotizados de produção de módulos e demais componentes, possibilitando à empresa manter um time de 530 profissionais de abrangência global, mas em sua maioria voltados para o desenvolvimento de negócios para suas 23 subsidiárias em cinco continentes. Com investimentos maciços em P&D e laboratórios de teste próprios, ao longo dos anos a Roxtec se firmou como uma das empresas mais inovadoras do mundo em seu segmento, uma grande vantagem competitiva no seu engineer-to-market, que deu à empresa um papel importante no desenvolvimento de soluções de proteção a ativos e pessoas. A empresa oferece um serviço personalizado, visando atender às mais diversas demandas de seus clientes e, além disso, todas as suas soluções são caracterizadas pela flexibilidade e simplicidade de instalação, além de contar com uma grande variedade de componentes para customização e perfeita adequação às necessidades de projeto. Atendendo aos mais diversos requisitos de qualidade de seus clientes, as soluções Roxtec são certificadas pelas principais classificadoras do mundo, além de possuir certificação local do Inmetro e DNV. Atualmente, a empresa possui mais de 230 certificações, atendendo ainda aos certificados exigidos pelo mercado brasileiro como ANSI/UL, ISO 9001, IECEx e até mesmo o CRCC Petrobras.
No Brasil desde 2002, a Roxtec operava na cidade de São Paulo para dar suporte às empresas de telecomunicações, pois era uma demanda das integradoras de soluções, que sua cadeia de supply chain estivesse próxima das plantas de fabricação de equipamentos para telecom. Ao longo dos anos, com a crescente demanda de suas vedações para os segmentos naval e offshore, a empresa já em 2006 iniciou um tímido plano de expansão de atividades, basicamente contratando novos profissionais de vendas para atuarem nas regiões Sul e Sudeste. Preocupada com a possibilidade de não atender plenamente aos clientes destes segmentos e ciente das oportunidades de negócios com o advento do pré-sal, a empresa migrou sua sede no Brasil para a Barra da Tijuca (RJ). Apostando no crescimento da indústria como um dos motores da geração de emprego e renda no Brasil, a Roxtec inaugurou em 2011, sua planta local de produção de componentes de aço carbono e inox. Atendendo aos requisitos crescentes de conteúdo local, a nova fábrica localizada no município do Rio de Janeiro, integrou
seu Centro de Distribuição e Centro de Soldagem e Pintura de Molduras Metálicas, viabilizando a maior velocidade na entrega dos componentes cruciais da solução Roxtec, pois os mesmos são usualmente requeridos em estágios iniciais dos projetos. Ao produzir os componentes metálicos no Brasil, a empresa atende às necessidades de projetos customizados, reduzindo o prazo de entrega de soluções especiais de 45 para apenas dez dias. Desde 2009, a Roxtec teve excelente desempenho junto aos segmentos naval e offshore. Desempenho este, que pode ser medido pelos resultados da empresa, que obteve crescimento nas vendas de cerca de 100%, mostrando sua vocação de excelência e refletindo sua ampla atuação junto aos principais operadores, contratistas, estaleiros e epcistas. A empresa trabalha alinhada e em parceria com os principais players do mercado offshore, marcando presença exclusiva junto aos principais projetos dos FPSOs através de fornecimentos dos pacotes de MCT desde a P-43, passando pela PRA-1 e chegando até a P-63, tendo sido a solução escolhida para equipar também todas as 28 sondas em construção para atender a demanda do pré-sal. “Estamos trabalhando em parceria com todas as empresas de engenharia do mercado brasileiro, pois entendemos ser esta a melhor forma de disseminar as nossas inovações em vedações de alta performance. Me orgulho em afirmar categoricamente, que todas as embarcações construídas recentemente para operação no offshore brasileiro possuem nossas soluções, protegendo não somente os ativos, mas também as pessoas que fazem deste um dos maiores desenvolvimentos do mercado naval e offshore de todos os tempos”, afirma Ronaldo Taranto, gerente de Vendas Brasil dos segmentos naval e offshore. “Não é por acaso que estamos presentes em 100% dos projetos de construção naval e offshore no Brasil, pois estamos atentos às necessidades de nossos clientes e nosso objetivo principal não é ser apenas um mero fornecedor, mas sim um parceiro confiável e de qualidade assegurada”, afirma Marcelo Campos, diretor e responsável pela operação da Roxtec no Brasil. Ainda segundo Marcelo, uma das mais importantes ações to madas até hoje pela empresa foi migrar a sede da empresa de São Paulo para o Rio de Janeiro. “Fornecemos uma solução que oferece proteção integral aos ativos de nossos clientes e às pessoas que neles trabalham, mas infelizmente no Brasil são poucos os mercados em que o atestado de qualidade é suficiente para a decisão de compra. No caso dos segmentos naval e offshore, esta temática é mais considerada e por isso optamos por estar mais próximos dos mercados que mais precisam de nossos produtos”, lembra. TN Petróleo 85
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perfil empresa – sh
SH investe em
equipamentos de acesso
Excelência e qualidade são palavras de ordem na SH Equipamentos de Acesso, empresa do grupo brasileiro SH, que atua no mercado de montagem e manutenção industrial há cinco anos.
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Rua Azhaury Mascarenhas, 155 Campo Grande/ Rio de Janeiro – RJ + 55 (21) 3364.8500 Rua Santa Elizabeth, 150 Vila Paraíso/ Guarulhos – SP +55 (11) 2486.0548 Rua do Cobre, S/N – Lote Quadra VII. Pólo de Apoio/ Camaçari – BA +55 (71) 3622.0264
www.sh.com.br 178
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SH Equipamentos de Acesso, empresa do grupo SH, foi criada em 2010, com objetivo de consolidar e expandir a atuação do grupo no mercado de montagem e manutenção industrial. Mas sua atuação, como líder no fornecimento de fôrmas, escoramentos e andaimes para a construção civil, no mercado industrial, começou em 1995, com o lançamento do andaime multidirecional Modex® SH. Composto por torres com travessas e diagonais unidas por rosetas e modulação a cada 50 cm, o Modex® SH pode ser montado em qualquer dimensão e duas travessas fixadas em qualquer direção. Sua versatilidade fez o equipamento de marca registrada SH tornar-se referência no mercado. Em 2007, quando o segmento industrial já representava 20% do faturamento, a empresa sentiu necessidade da criação de uma divisão específica, visando oferecer atendimento especializado e direcionado aos clientes de montagem e manutenção industrial. Além de uma estrutura regionalizada de atendimento nos estados do Rio de Janeiro, São Paulo e Bahia, a empresa, que já vinha desenvolvendo acessórios específicos para o mercado industrial, criou uma linha própria de fabricação de braçadeiras. O sucesso da SH nesse mercado fez com que, em 2010, a divisão se tornasse uma empresa independente e, já no primeiro ano de funcionamento, recebesse um investimento de R$ 1 milhão na adequação das unidades específicas para o mercado de montagem e manutenção indus-
trial. Hoje, a SH Equipamentos de Acesso possui três unidades: em São Paulo (que atende ainda toda a região Sul), Rio de Janeiro (que atende Sudeste, exceto SP, e Centro Oeste) e Bahia (que engloba Nordeste e Norte), onde atuam 95 funcionários. “A SH Equipamentos de Acesso possui mais de 300 clientes ativos e atende, mensalmente, cerca de 150 contratos de montagens ou paradas de manutenção em todo o Brasil. Um crescimento de 80% em cinco anos”, explica Marcelo Milech, diretor Comercial da SH. Desde então, esse braço do grupo SH vem fornecendo soluções integradas que oferecem a melhor relação custo/benefício em equipamentos (diversas opções de tubos equipados, pisos, escadas e andaimes multidirecionais), e em serviços de gestão em engenharia de acesso (recrutamento e seleção de mão de obra especializada para a montagem de estruturas de acesso, delineamento, planejamento, projetos, treinamentos e qualificações, logística de material, administração de estoque em obra, carga mecanizada, e supervisão da execução). A linha de equipamentos com qualidade internacional e a vasta gama de atendimento customizado garantem qualidade, pontualidade, produtividade, economia e segurança. A excelência nos trabalhos realizados permitiu à SH Equipamentos de Acesso reunir em seu portfólio empresas como Petrobras, Braskem, Alunorte, Odebrecht, CSN, Queiróz Galvão, entre outras, que atuam nos segmentos de óleo & gás, celulose, siderurgia e mineração.
Novidades De olho no futuro, as metas da SH Equipamentos de Acesso são de crescimento ainda maior. Neste ano, a empresa está investindo R$ 3 milhões na aquisição de plataformas aéreas da marca Genie, empresa do Grupo Terex, uma das marcas mais reconhecidas mundialmente, sobretudo pela qualidade de seus equipamentos. As novas máquinas serão lançadas durante a edição 2012 da feira Rio Oil & Gas, e estarão disponíveis para locação a partir de outubro, inicialmente apenas no Rio de Janeiro, onde está sendo montada uma estrutura completa de armazenamento e manutenção das plataformas. “Estamos fazendo as obras necessárias e treinando nosso pessoal para manter o padrão de qualidade e excelência SH também no segmento de plataformas aéreas”, explica Milech. TN Petróleo 85
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perfil empresa – egs
Soluções de Posicionamento e Captura de Informações Espaciais A EGS – Engineering, Technologies and Survey Services, empresa fundada em 2003, tem como foco disponibilizar soluções para negócios de engenharia, posicionamento e captura de informações espaciais, buscando sempre novas tecnologias para inserção no mercado e também para a otimização das atividades internas da companhia.
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ossa atuação está fortemente vocacionada aos segmento de mineração, infra estrutura, energia (geração hidroelétrica) em geral e em petróleo e gás. A EGS possui sua base principal de operações em Macaé (RJ), e apoios operacionais nas cidades do Rio de Janeiro (RJ), São Paulo (SP) e Vitória (ES). A companhia é composta por quatro Divisões de Negócios, sendo elas: Divisão de Tecnologias e Serviços de Levantamentos, Divisão de Posicionamento e Captura de Informações Espaciais, Divisão de Engenharia e Infraestrutura e Divisão de Soluções Ambientais. No segmento de Exploração & Produção de Petróleo e Gás e Abastecimento & Refino, atuamos com a Divisão de Tecnologias e Serviços de Levantamentos – esta vocacionada a desenvolvimento de serviços com laser scanning 3D, Controle Dimensional de Fabricação, GPR e Geomática – bem como com a Divisão de Posicionamento e Captura de Informações Espaciais, vinculada à atividades de monitoramento microssísmico, veículos aéreos não tripulados (inspeção, mapeamento e monitoramento), Veículos de Operação Remota – ROV (até 1.000 m de profundidade) e Laser Scanning 3D e Imageamento Subsea (Gestão de integridade de instalações submarinas).
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EGS – Engenharia, Geomática e Soluções Rua João do Patrocínio, 338, Riviera Fluminense – Macaé – RJ E-mail: contato@egs-engenharia.com Telefones: + 55 22 2773-4937 + 55 22 2763-7511
www.egs-engenharia.com 180
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Divisão de Tecnologias e Serviços de Levantamentos – As atividades de laser scanning 3D e Controle Dimensional de Fabricação são respectivamente utilizadas em trabalhos de As Built, atualização e geração de documentação 2D e 3D, apoio ao desenvolvimento de projetos de engenharia, à fabricação, construção & montagem, o que resulta na diminuição de ocorrências de retrabalho devido à disponibilidade instantânea de dimensões precisas e geometria espacial. Também, com a instalação industrial documentada é garantido um aumento na segurança e operação. O GPR (Ground Penetrating Radar), conhecido no Brasil como radar de penetração no solo, possui as seguintes empregabilidades: detecção de contrastes nas propriedades físicas em subsuperfície, e
que podem ser correlacionadas à variação do material geológico presente (aterro, solo e rocha); detectar a existência de resíduos ou contaminações, assim como identificar anomalias provenientes de tubulações e outras interferências enterradas; Identificação de dutos, galerias, valas, cabos elétricos e subterrâneos; identificação de vazamentos ou infiltração de produtos e determinação de fraturas, fissuras e recalques. Os serviços de Geomática compreendem execução de serviços topográficos, geodésicos e batimétricos. Divisão de Posicionamento e Captura de Informações Espaciais – Nos últimos três anos a EGS vem buscando novas parcerias com empresas internacionais de desenvolvimento e fornecimento de tecnologias para diversos segmentos com o intuito de inserir no mercado brasileiro ferramentas inovadoras para otimização dos serviços de posicionamento e captura de informações espaciais, sendo: • Laser Scanning 3D e Imageamento Subsea: são ferramentas que acopladas a ROVs podem capturar informações tridimensionais a grandes profundidades com precisão dimensional e posicional milimétricas, possibilitando assim a Gestão de Integridade de Instalações Subsea através da inspeção a laser para detecção de vazamentos e imageamento subsea permitindo: detecção e monitoramento de corrosão; detecção de defeito ou dano em qualquer equipamento submarino com precisão; detecção e monitoramento de erosão no leito marinho; inspeção de ferramentas subsea; engenharia reversa de equipamentos já instalados subsea; • Monitoramento microssísmico: atividade recente no Brasil que pode ser aplicada facilmente e justificada para operações em mineração, geotecnia e petróleo e gás, pois aumenta a produtividade, a melhora a segurança da instalação, calibra e valida modelos numéricos, identifica regiões sísmicas dentro de um cisalhamento ou falha de estrutura dentro ou ao redor de uma zona de atuação, infra-
estrutura e sistemas de armazenamento – contenção de gás (LPD e LNG) e óleo cru em tanques e cavernas. • ROVs - Veículos de Operação Remota (até 1.000 m de profundidade): ferramentas já utilizadas no mercado brasileiro nas operações e Exploração & Produção de Petróleo e Gás no mar. A EGS traz ao Brasil equipamentos para operação em profundidades de até 1.000 m de profundidade para aplicações em Petróleo e Gás offshore, Inspeção de cascos de embarcações, pesquisa marinha, buscas, bem como aplicações nucleares e militares. • VANTs - Veículos Aéreos Não Tripulados: São ferramentas também conhecidas como de drones, inicialmente de uso militar e que nos últimos anos vêm ganhando interesse civil para diversas aplicações tais como: mapeamento, monitoramento e inspeção, devido à facilidade de captura de dados e menor exposição ao risco. Nesta Divisão, a EGS está credenciada para a venda, suporte técnico, treinamento, consultoria especializada e desenvolvimento de projetos específicos, contando com um quadro especializado de profissionais treinados nas instalações dos fabricantes internacionais. Dentre os principais clientes, que utilizam ou já utilizaram serviços ou soluções da EGS estão empresas como Petrobras, Vale Fertilizantes, Light, Embratel, Anglo American, Mendes Junior, UTC Engenharia e Techint Engenharia e Construção. TN Petróleo 85
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perfil empresa – mokveld
Mokveld Valves investindo no Brasil
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Nijverheidsstraat 67 2802 AJ Gouda Holanda Em breve, instalações no Brasil. 182
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empresa é sediada em Gouda, na Holanda, e possui histórico global de clientes satisfeitos. O portifólio de produtos inclui uma completa linha de válvulas, fabricadas conforme a necessidade de cada cliente para atender às mais severas aplicações, incluindo válvulas axiais de controle, retenção, on-off, choke e alívio de surge, integradas com atuadores e sistemas de automação e segurança (HIPPS). Reconhecendo o potencial do mercado Brasileiro de óleo e gás, a Mokveld contratou o executivo Victor Venâncio Dias para liderar a estratégia de crescimento da empresa no Brasil. “A Mokveld Valves é referência mundial em qualidade na fabricação de válvulas para aplicações severas e sistemas de segurança confiáveis. Quando a aplicação é crítica e a válvula não pode falhar, clientes no mundo inteiro procuram a Mokveld para obter a solução. É muito bom fazer parte de um time reconhecido no mercado como fornecedor de excelência em tecnologia” comenta Victor Venâncio Dias, Country Manager Brazil da Mokveld Valves. A Mokveld do Brasil está planejando ter estrutura de engenharia, manutenção, vendas e administrativa para prestar um atendimento diferenciado e superar as expectativas dos clientes no mercado brasileiro, servindo com a mesma filosofia de negócios, ética e qualidade nos procedimentos conforme a matriz da Mokveld na Holanda. “Como o foco da Mokveld Valves é o segmento de óleo & gás, montaremos a estrutura na cidade do Rio de Janeiro inicialmente, entretanto, poderemos expandir conforme necessidade de suporte aos nossos clientes”, ressalta Venâncio Dias. A Mokveld atua no Brasil desde 1998 através de agentes comerciais (MMK Representações), possui uma importante base instalada e excelente reputação. A nova estrutura possibilitará oferecer um suporte ainda melhor aos clientes no Brasil. A Mokveld estará com um estande no pavilhão 1 da Rio Oil & Gas 2012, onde a empresa terá algumas das suas válvulas em exposição e um time de especialistas à disposição durante todo o evento. Informações adicionais disponíveis no site: www.mokveld.com.br / brazil@mokveld.com
Foto: Divulgação
A Mokveld Valves BV projeta e fabrica sistemas integrados de válvulas para aplicações em controles críticos, serviços severos e em sistemas de segurança para operações offshore (topsides e subsea), refinarias, dutos e plantas petroquímicas.
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produtos e serviços
Konecranes
A Konecranes, líder mundial em soluções de elevação, entregou em agosto os componentes do maior pórtico tipo Golias já construído no mundo, para montagem no Polo Naval do Rio Grande. Com 210 m de vão e 117 m de altura, o pórtico tem capacidade para içar 2 mil toneladas e foi encomendado pela Ecovix (Engevix Construções Oceânicas) para ser utilizado na construção de oito cascos de navios FPSOs (Floating Production Storage and Offloading), destinados à estocagem e produção de petróleo, em um projeto conduzido pela Petrobras. O pórtico Golias é um tipo específico de guindaste usado em estaleiros para interligar grandes partes de cascos de navios. A operação, por ser de grande dimensão, é realizada ao ar livre, em dique seco. O pórtico proporcionará mais eficiência ao Polo Naval do Rio Grande, acelerando a construção de navios no local. Seu design com viga única, desenvolvido exclusivamente pela Konecranes, é reconhecido em todo o mundo. O equipamento possui ainda um sistema de controle avançado – Crane Monitoring System (CMS) – que aumenta sua produtividade. A fabricação das partes do pórtico foi iniciada em outubro
Foto: Divulgação
Maior guindaste do tipo pórtico construirá FPSOs no Sul
do ano passado – na Finlândia e na Coreia do Sul – e sua instalação completa no Polo Naval deve ser concluída no final de 2012. Após a entrega e a instalação total do equipamento, a Konecranes poderá disponibilizar ainda serviços locais de manutenção durante sua utilização. “A Ecovix tem planos de expansão nos estaleiros brasileiros e nossa intenção é manter essa parceria iniciada agora pelos próximos anos”, comenta o executivo da Konecranes responsável pelo projeto, Tuomo Lehtonen. “Com a instalação do pórtico, vamos fazer com que o Polo Naval do Rio Grande, já reconhe-
cido por ter o maior dique seco da América Latina, esteja mais preparado e competitivo para atender aos desafios da construção naval, com alta tecnologia para os mercados nacional e internacional”, destaca o presidente da Ecovix, Gerson de Mello Almada. A Konecranes é líder mundial na construção de pórticos Golias e já entregou 60 unidades para estaleiros em todo o mundo. A empresa é, ainda, líder em equipamentos de elevação e serviços para estaleiros, com mais de 50 anos de experiência e um completo portfólio de produtos e serviços.
Tel.: (11) 4822-7000 E-mail: tubos.comercial@aperam.com 184
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A p e r a m I n o x Tu b o s B r a s i l L t d a
para a criação de uma indústria GE competitiva, como são os casos da Coreia e Cingapura”, frisou. Para ele, o maior entrave para o melhor desenvolvimento dos ne“Na GE Measurement & Control gócios/ projetos da Petrobras ainda estamos empenhados em oferecer é a formação de mão de obra suporte abrangente para ambientes especializada, sobretudo do nível de fábrica e indústria, por meio da extécnico. “A curva de aprendizado ploração contínua para formar o necessário conteúdo de soluções para o local com competitividade internafuturo, mantendo cional, deve ser um desafio a ser nossos clientes perseguido permanentemente por na vanguarda em toda a cadeia produtiva do nosso termos de qualisetor”, finaliza. dade, segurança, serviço e produtiSetor de vidade”, disse João Geraldo Ferreimáquinas e ra, presidente e CEO da GE Oil& Gas equipamentos para a América Latina. mais confiante A instalação do CAC em CamSegundo pinas é parte de uma série de nove Alberto Machanovos centros tecnológicos a serem do Neto, diretor inaugurados pela empresa, pelo executivo de petróleo e gás da mundo, em 2012.
Foto P-55: Agência Petrobras / João Paulo Ceglinski
A GE inaugurou em agosto o seu Customer Application Center (CAC) em Campinas (SP). O CAC destina-se a testar o portfólio de produtos da GE Measurement & Control, instalados em um ambiente industrial com o objetivo de simular as aplicações mais demandadas pelas indústrias de óleo e gás e geração de energia. “Em nosso novo CAC, os clientes verão em primeira mão como as soluções da GE Measurement & Control atuam em conjunto para tornar competitiva, Mendonça otimizar as operações da planta, considera que essa política de aumentar o valor dos equipamengoverno deve vir acompanhada tos, proporcionar expansão por de uma série de ações, devido meio de projetos e reduzir despesas à magnitude dos investimentos de manutenção no longo prazo”, previstos. “Devemos consideafirmou Edgardo Torres, líder da
Foto: Divulgação
GE inaugura centro tecnológico pioneiro na AL
GE Measurement & Control para a América Latina. No CAC, os clientes da empresa poderão participar de rar casos de sucesso de países sessões de treinamento, deque aproveitaram suas reservas monstrações e exercícios de para desenvolver uma indústria customização, por meio de uma própria, como Reino Unido e série de interfaces interativas e Noruega, e exemplos nos quais apresentações multimídia pero apoio do governo foi decisivo sonalizadas.
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produtos e serviços
Módulo
Módulo faz parceria com a norte-americana Tyco A empresa brasileira Módulo, que atua no segmento de governança, riscos e compliance (GRC), lançou, no final de julho, uma solução inédita para centros de controle e monitoramento. A novidade visa proporcionar a total integração entre a Gestão de Riscos Operacionais e Cibernéticos, já oferecida pela Módulo, a dispositivos de segurança física da Tyco, para proteção de infraestruturas críticas, programas para cidades inteligentes e gestão de grandes eventos. A solução foi lançada ao público na Brazil at Heart, exposição que acontece na embaixada brasileira em Londres durante o período das Olimpíadas e inaugurada pela presidente Dilma Rousseff. O objetivo da mostra é reunir produtos e serviços brasileiros inovadores que possam agregar valor à Copa do Mundo de 2014 e às Olimpíadas de 2016, que ocorrerão no Brasil. A solução da Módulo permite a criação e gestão de um Centro de Comando e Controle para o acompanhamento de todas as ocorrências relativas a um grande evento. Os gestores do centro e profissionais relacionados recebem informações a todo o tempo de diversas fontes, desde mídias sociais a dados enviados por profissionais de campo munidos de smartphones e tablets. A partir da entrada de dados e monitoramento das ocorrências, a solução da Módulo identifica, prioriza e encaminha os riscos e incidentes para tratamento. Para a realização desse monitoramento, a solução aposta no uso do software Modulo Risk Manager, que reúne metodologia e tecnologia para a gestão integrada de riscos, monitoramento contínuo de incidentes e segurança da informação em grandes eventos, além da proteção de infraestrutura crítica. Com a nova solução, será possível a integração do Centro de Comando e Controle a dispositivos 186
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Álvaro Lima, diretor de Qualidade e Melhoria Contínua da Módulo, e Adriana Adelson, da Tyco, diretora de Desenvolvimento de Negócios Globais da Tyco
de segurança física, como alarmes, câmeras e indicadores de incêndio, especialidades da Tyco, que poderão ser controlados remotamente a partir do centro. Para Larry Lien, vice-presidente de gerenciamento de produtos Proximex (linha de segurança física da Tyco), a expectativa é que a integração proporcione a geração de negócios para projetos governamentais, de infraestrutura crítica e grandes eventos internacionais. “A plataforma de GRC da Módulo permite aos gestores de segurança racionalizar quantidades maciças de informação para ganhar dados mais confiáveis; otimizando seu fluxo de trabalho, políticas e relatórios com base em análise de tendências, ao mesmo tempo em que melhoram o controle sobre as situações monitoradas por dispositivos físicos, como bloqueios e câmeras, sendo possível capturar ataques em diversas frentes”, afirma Lien. Outras possibilidades de integração são as soluções físicas para gerenciamento de segurança da informação, segurança individual, controle de acesso integrado, monitoramento de alarmes e sistemas de contagem de pessoas e alcance da Tyco, que possui linhas especiais
para as áreas de saúde, governo, setor comercial e industrial. De acordo com a Módulo, o grande benefício para as corporações que adotarem a solução é o desenvolvimento da sua postura de risco global para uma melhor consciência situacional, resposta a incidentes e tomada de decisão. “Esse é o modelo que foi aplicado com sucesso na Rio+20, quando o software garantiu a segurança de mais de 19 mil pessoas e gerou cerca de dez mil monitoramentos de incidentes durante a realização da Conferência. Essa é uma prova de que a tecnologia brasileira está preparada para receber a Copa do Mundo de 2014 e os Jogos Olímpicos de 2016”, afirma o CEO da Módulo, Sergio Thompson-Flores, destacando, ainda, que o software foi eleito recentemente o melhor do mercado para GRC, sendo utilizado por organizações públicas e privadas de todo o mundo. “A integração com as soluções em segurança física da Tyco, líder em seu segmento, permite o monitoramento contínuo do mundo cibernético de forma mais profunda com o mundo cinético, físico. A solução fica preparada para gerenciar toda a gama de incidentes para gestão de grandes eventos.”
Tinôco Com foco no mercado de proteção anticorrosiva, a Tinôco desenvolveu o Elastômero Securit® 2 Ecológico a Frio, um revestimento de alto desempenho em ambientes corrosivos – atmosferas marítimas (névoa salina) e poluídas (SO2) – onde a grande maioria dos processos corrosivos ocorrem por aeração e concentração diferencial, a partir de frestas, parafusos, porcas, contraventamentos e junções de materiais dissimilares. De acordo com Marcelo Tinôco, sócio-gerente da empresa, a tecnologia é elastomérica, ecológica (à base de água) e de fácil aplicação, reparo e remoção – tendo matéria-prima 100% nacional –, inovadora, pioneira e líder no Brasil, especialmente desenvolvida para locais e equipamentos considerados críticos, como flanges, válvulas, parafusos, porcas, frestas, arestas, cantos vivos, abraçadeiras e suportes de tubulações, talas de junção, nós metálicos, cordões de solda, junções de materiais dissimilares e pedestais e estruturas de aço com apoio em concreto. “As tintas e revestimentos à base de resinas epóxi, poliuretano, e outros, não resistem muito tempo nesses locais em
Fotos: Divulgação
Tecnologia para proteção anticorrosiva de locais críticos
função da espessura ineficiente e da rigidez do produto, que impossibilita o acompanhamento das contrações e dilatações das superfícies metálicas e resulta em falhas prematuras na proteção anticorrosiva, entre seis a 18 meses”, explica. Utilizado por grandes empresas do setor de petróleo e gás, mineração, siderurgia, celulose, aeroportuário, químico e petroquímico, o Elastômero Securit® 2 foi testado e aprovado pelo Centro de Pesquisas e Desenvolvimento da Petrobras (Cenpes), o Laboratório de Corrosão e o
Centro de Tecnologia/Laboratório de Corrosão, da Coppe/ UFRJ e a Fundação Instituto Oswaldo Cruz. Com característica elástica que absorve dilatações térmicas e vibrações, o Elastômero Security 2 tem espessura eficiente em frestas, arestas e locais de difícil acesso, é de fácil aplicação e remoção. Dispõe da função fogo autoextinguível, não é tóxico e dispensa jateamento abrasivo. Aceita o padrão ST3 da Norma ISO 8501-1 e conta com acabamento em todas as cores do Código Munsell, Ral e Norma Petrobras. Segundo Marcelo Tinôco, a empresa trabalha ainda em dois atuais e importantes projetos no que se refere à proteção anticorrosiva de locais e equipamentos considerados críticos, a P-50 e o moderno e recém-construído Terminal Aquaviário Barra do Riacho (TABR), da Transpetro.
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produtos e serviços
OGX
No dia 26 de julho, a OGX finalizou o procedimento de embarque de sua segunda carga à Shell Western Supply and Trading Ltd (Shell). Foram embarcados 800 mil barris do óleo de Waimea (Bacia de Campos), cujo destino final deverá ser a Europa. Em outubro de 2011, a OGX firmou seu primeiro contrato de comercialização com a parceira anglo-holandesa, prevendo a entrega de 1,2 milhão de barris em duas cargas de 600 mil barris cada. A primeira carga foi entregue no dia 27 de março.
Foto: Divulgação
OGX entrega segunda carga de petróleo à Shell
A acumulação de Waimea, descoberta em dezembro de 2009, é a primeira a iniciar a produção pela OGX na Bacia de Campos. Com a intensificação do desenvolvimento da região, a produção
seguinte será a de Waikiki, em 2013, quando a empresa receberá mais dois FPSOs, OSX-2 e OSX-3. Ambos já estão sendo construídos em Cingapura pela SBM e Modec, respectivamente.
Lord
Lord cria centro de engenharia de aplicação Referência global em adesivos estruturais, coatings e sistemas para controle de vibração e ruído, a Lord decidiu investir no desenvolvimento de um Centro de Engenharia de Aplicação no Brasil. As instalações serão dentro da própria planta paulista da empresa, hoje em Jundiaí e, a partir de 2013, em Itupeva. A iniciativa, conta Bruno Fragoso, gerente de Desenvolvimento de novos negócios e engenharia de aplicação, tem como objetivo agilizar o atendimento aos setores de óleo e gás e aeronáutico. “Por conta do pré-sal e da demanda aquecida por aviões
Comissionamento Operação & Manutenção Montagem Consultoria Licenciamento do HMSWeb
Rio de Janeiro R. Uruguaiana, 94 - 8º,10º,11º Cep: 200550-091 - Centro - RJ Tel./Fax: (+55 21) 3970-8900 188 TN Petróleo 85
da Embraer, há volume suficiente de negócios no país que justifique o investimento numa estrutura como essa, capaz de dar suporte local aos diversos projetos que contemplam o uso das nossas soluções mecânicas”, afirma. Ao longo dos próximos anos, a Lord vai investir mais de R$ 1 milhão em equipamentos, softwares e na contratação de engenheiros mecânicos – se-
rão cinco na primeira fase. A empresa mantém centros análogos nos Estados Unidos, Suíça e China. No Brasil, Fragoso cita como exemplos de usos das tecnologias da Lord alguns sistemas de acoplamento das turbinas e conjuntos que amortecem a vibração do painel de controle da aeronave. “Para as plataformas offshore, fornecemos juntas que permitem certa flexibilidade aos dutos rígidos, além de diversos outros dispositivos que controlam a movimentação dos equipamentos provocada pelas ondas do mar”, descreve.
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MAN
MAN fornecerá motores para navios da Swire Pacific Offshore Fabricação de alta qualidade assegurada
OIL & GAS
Foto: Divulgação
A MAN Diesel & Turbo fornecerá motores para equipar novas embarcações encomendadas pela Swire Pacific Offshore Operations (PTE) Limited ao estaleiro brasileiro Eisa e ao estaleiro japonês USC. O contrato estabelece a construção de oito navios de apoio a plataformas (PSV, da sigla em inglês), dos quais quatro serão construídos no Brasil. Cada embarcação terá quatro grupos motogeradores MAN, do modelo 6L27/38, com potência nominal de 1.980 kW a 720 rpm por máquina. Os navios começarão a ser entregues a partir do início de 2014, e os motores têm entrega programada a partir do início de 2013. Quando prontos, serão utilizados, principal-
mente, nas áreas de exploração do pré-sal no Brasil. Com 97 m de comprimento e 5.000 toneladas de porte bruto, as embarcações serão dotadas de posicionamento dinâmico (DP2); contarão, ainda, com sistemas de propulsão diesel-elétrico e unidades de propulsão azimutais.
Inepar
Módulos para o pré-sal
Soldas em ligas especiais: Foto: Divulgação
Inepar anunciou no dia 23 de julho que fechou contratos com a Tupy BV e com a Guará BV (companhias que têm como acionistas Petrobras, BG Group, Petrogral e Repsol Sinopec), no valor de US$ 720,4 milhões, para fornecer 24 módulos de compressão para seis plataformas do pré-sal – por meio de sua controlada Iesa Óleo e Gás. O valor total dos negócios pode chegar a US$ 911,3 milhões, se confirmada a opção de compra de outros oito módulos para mais duas plataformas. O prazo de entrega dos módulos é de 54 meses. A empresa de engenharia afirmou que a execução desses contratos será feita pela nova unidade da Iesa que está sendo construída em Charqueadas (RS), com investimento de R$ 100 milhões. Os equipamentos serão construídos com apoio da produção da fábrica da Iesa Projetos, Equipamentos e Montagens, outra empresa con-
trolada pela Inepar, localizada em Araraquara (SP). “Importante marco no fortalecimento do grupo como fornecedor para a cadeia de Óleo & Gás do pré-sal, a Inepar S/A Indústria e Construções, através de suas empresas controladas e coligadas, atinge desta forma uma carteira total de pedidos da ordem de R$ 5 bilhões, alcançando um novo patamar na sua trajetória de crescimento”, afirma a companhia.
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produtos e serviços
Aperam
Aço duplex: mercado crescente A necessidade de enobrecimento dos materiais utilizados pela Petrobras permitiu à Aperam South America, maior produtora de aço inoxidável da América Latina, desenvolver os aços duplex, inox 347 e inox 317L. Para os aços duplex, que têm como diferenciais alta resistência à corrosão e capacidade para suportar elevados níveis de pressão, a Aperam produz, desde 2009, uma linha especial para aplicações como dutos subsea (tubos que conduzem o petróleo do poço até a plataforma). A empresa encontra-se apta a fornecer para aos grandes players deste mercado, visto já ter concluído os principais processos de homologação, incluindo parte nas matrizes europeias de nossos clientes. No caso dos aços 347 e 317L, altamente resistentes à corrosão, já há fornecimento regular para fabricantes de tubos e conexões. Ainda nas refinarias tem sido cada vez mais intenso o uso do aço inox ferrítico da Aperam nos tetos dos tanques de armazenagem de petróleo. “Principalmente em função das suas propriedades mecânicas e resistência à corrosão, o aço K39MD tem sido uma excelente alternativa, pois oferece vantagens de durabilidade e segurança com um custo mais competitivo em relação ao aço carbono revestido”, afirma Frederico Ayres, diretor Comercial da Aperam South America.
De acordo com Ayres, a exploração do pré-sal, em razão da maior profundidade dos poços, exige o uso de materiais mais resistentes mecanicamente, para suportar a maior pressão da coluna d’água. Desse modo, há uma clara tendência de migração dos aços inox tradicionais (304, 316L) para os aços duplex, em aplicações como dutos subsea (tubos flexíveis que conduzem o petróleo do poço até a plataforma). Segundo ele, além da resistência mecânica, esses materiais devem ter maior resistência à corrosão, pois em alguns casos, o óleo destes campos possui maior acidez, tornando necessário o uso de aço duplex, que permite a utilização de espessuras finas de parede nos tubos flexíveis. “O aço da Aperam está presente nas principais refinarias da Petrobras em construção no momento, o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e a Refinaria Abreu Lima (Renest), assim como em poços de petróleo, como o Baleia Azul e Lula-Guará”, comenta o diretor Comercial da empresa. O consumo aparente de duplex tem crescido rapidamente no Brasil. Em 2012, a participação da Aperam no segmento já
subiu para 60%. Em 2009, esse número era de 0,5%. E a tendência é de que a Aperam continue aumentando seu market share. Para 2012, a Aperam está trabalhando para assumir a liderança no mercado nacional, além do crescimento das exportações. “As perspectivas de volume do pré-sal viabilizaram e aceleraram um desenvolvimento que hoje nos possibilita explorar oportunidades inclusive fora do Brasil”, indica o executivo. Atualmente, a Aperam South America exporta aços duplex para os EUA e países árabes. No Brasil, a Aperam possui unidade industrial em Minas Gerais. A planta é a única produtora integrada de aços planos inoxidáveis e elétricos da América Latina e é líder no mercado brasileiro, com participação superior a 70% e produção de 900 mil toneladas de aço líquido por ano. Ayres explica que a capacidade de processamento das unidades de serviços e dos distribuidores parceiros da Aperam são amplamente suficientes para as necessidades do mercado brasileiro. Além da planta industrial em Timóteo (MG), hoje são sete centros próprios de serviços, distribuição e fabricação de tubos, localizados em Sumaré, Campinas, Ribeirão Pires (SP), Caxias do Sul (RS), Montevidéu (Uruguai), Buenos Aires (Argentina), importantes pontos de apoio da estrutura logística.
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Grainger
Crescem oportunidades para o mercado de MRO no Brasil A forte demanda por serviços técnicos das companhias privadas de exploração – ou IOCs (em inglês, International Oil Companies) –, que devem aumentar sua participação nacional, somada ao crescimento de 5% ao ano da economia brasileira (que exigirá mais petróleo) e à exploração do pré-sal, farão com que o setor de óleo e gás brasileiro receba cerca de R$ 450 bilhões em investimentos nos próximos anos. Segundo estimativa da Grainger, principal empresa de produtos de Manutenção, Reparo e Operação (MRO) da América do Norte, atividades como as de exploração, refinarias, construção de petroleiros e plataformas e a indústria naval devem fazer com que R$ 6 bilhões deste valor sejam dedicados a compras de produtos de MRO – entre materiais elétricos, ferramentas,
ferragens, instrumentos de teste e equipamento de segurança individual e coletiva. Para a companhia, que adquiriu a AnFreixo, empresa do Grupo Votorantim, em abril deste ano, isto significa uma grande oportunidade de atuação, já que internacionalmente a empresa dispõe de mais de um milhão de produtos – grande parte deve ser
incorporada ao catálogo nacional em breve. Com estudos que detalham o mercado brasileiro há cerca de seis anos, a Grainger já identificou os principais pontos no fornecimento dos produtos para diferentes setores e, para melhor atendê-los, começa a ampliar sua equipe comercial, catálogo de produtos e número de linhas telefônicas disponíveis.
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produtos e serviços
Cascadura
A Cascadura e a empresa americana FWGartner Thermal Spray Ltd assinaram contrato de parceria para trazer ao Brasil uma nova tecnologia de revestimento, o Laser Cladding, para deposição de metais e ligas especiais. O acordo de transferência de tecnologia permitirá a nacionalização e fabricação de peças e equipamentos para os segmentos de óleo e gás, petroquímico, siderurgia, geração de energia, entre outros. Segundo Luiz Carlos de Barros, diretor comercial da Cascadura, o Laser Cladding é um processo eficaz para produzir camadas de alta qualidade com absoluto controle do grau de diluição e de óxidos. O pro-
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Parceria introduz tecnologia de revestimento no país
cesso permite a deposição de camadas em um único passe com diluição mínima. “Este controle fino não é possível nos processos de soldagem tradicionais que exigem vários passes, para atingir uma camada pura, isenta de diluição do metal base e de óxidos”, afirma. O executivo explica que o revestimento a laser é realizado pela fusão de um pó aplicado sobre um substrato para garantir
fusão total do revestimento, adesão do revestimento com uma diluição mínima e uma pequena zona termicamente afetada. Para garantir a alta qualidade e repetibilidade do processo, o laser trabalha acoplado a um robô de oito eixos. De acordo com ele, o processo está rapidamente se tornando o preferido para revestimento de peças novas e recuperação de peças usadas em razão da alta qualidade metalúrgica obtida no processo de deposição aliada à baixa deformação das peças. “O processo Laser Cladding permite o controle preciso do aporte de calor, de forma a reduzir a oxidação e a queima de elementos de liga podendo ser completamente eliminada”, comenta o diretor da Cascadura, empresa que está há 62 anos no mercado brasileiro.
Wilson Sons
A Wilson Sons Ultratug Offshore, joint venture entre o Grupo Wilson Sons e a chilena Ultramar, incorporou à sua frota mais uma embarcação: o PSV Batuíra, décimo quarto da frota de apoio offshore da companhia para o atendimento ao mercado de petróleo e gás. Construída no estaleiro da Wilson Sons, no Guarujá (SP), a embarcação tem contrato de operação de longo prazo com a Petrobras. Atualmente, três PSVs contratados pela estatal estão em diferentes fases de construção no estaleiro. O plano de investimentos para ampliação de frota do grupo prevê 30 embarcações até 2017. O Batuíra tem 87,4 m de comprimento, 16 m de boca, calado de 6,19 m, além de 4,5 mil toneladas 192
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Wilson Sons Ultratug Offshore entrega PSV Batuíra
de porte bruto e velocidade de 13 nós. A embarcação tem potência instalada de 6.512 kw, e sistema de propulsão diesel-elétrico. O PSV conta com tecnologia e projeto de engenharia Damen e financiamento do Fundo da Marinha Mercante (FMM), concedido por meio do Banco Nacional de
Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). Seguindo a tradição dos PSVs da Wilson Sons Ultratug Offshore, o nome da nova embarcação homenageia uma ave marinha – as batuíras são aves de pequeno porte que todos os anos migram entre a América do Norte e a Patagônia.
Produmaster
As empresas Produmaster e Prime Polymer oficializaram em agosto a joint venture entre as duas empresas fornecedoras de compostos de polipropileno, que tem como destino final as grandes montadoras. A fusão trará liderança e destaque no mercado de polipropileno às duas empresas no Brasil e no cenário internacional. O desejo da Prime em se instalar no Brasil para fornecer matéria-prima para montadoras e os planos da Produmaster em expandir seu mercado para o exterior, permitiram a realização dos desejos de ambas: liderar o mercado mundial e conquistar o mercado nacional no fornecimento de matéria-prima para o setor automotivo. A compra de 70% da Produmaster de São Paulo pela Prime Polymer eleva a empresa a uma das maiores do mundo. “Essa fusão vai além de uma sintonia de cultura e de negócios. Uma troca de expertises proporcionará à Produmaster seu sonho de competir no mercado internacional e ser líder nacional no fornecimento de compostos de polipropileno para o setor automotivo”, garante o presidente da Produmaster, Vicente de Freitas. Em 2004, a Produmaster iniciou um processo de expansão e práticas estratégicas. Ao adquirir 50% das cotas de uma empresa no polo industrial de Camaçari, na Bahia, fundando a sua segunda planta, a Produmaster Nordeste passou
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Brasileira Produmaster e japonesa Prime Polymer anunciam fusão no mercado de polipropileno
a significar um passo estratégico nos negócios da empresa. O ano de 2011 foi um período importante que marcou grandes investimentos para Produmaster. Inicialmente instalada na cidade de São Paulo, transferiu sua planta para a região de Mauá (SP) e aumentou seu parque fabril, dobrando sua capacidade de produção. E mais: comprou uma linha de produção na Alemanha, na ordem de US$ 7 milhões, que também dobrou a capacidade produtiva da indústria. Nos últimos 12 anos, passou a atender o setor automotivo, o que garantiu a terceira colocação entre
as maiores produtoras de compostos de polipropileno (PP) do país. Com duas plantas localizadas de maneira estratégica em dois estados, Mauá (SP) e Camaçari (BA), a Produmaster fornece às principais montadoras instaladas no país, apresentando uma capacidade de produção de 55 mil toneladas/ano em suas duas plantas, 38 mil toneladas/ano em São Paulo e 17 mil toneladas/ ano na Bahia. Tamanha produção rendeu-lhe um faturamento de R$ 102 milhões em 2011. Em mais de uma década de crescimento, a Produmaster conquistou uma fatia de 11% de participação no mercado automotivo. “Temos como meta triplicar o market share nos próximos quatro anos”, diz Vicente de Freitas, que desde 2001 assumiu a liderança da empresa.
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produtos e serviços
Flexomarine
Mangotes marítimos para a Petrobras A Flexomarine irá fornecer 512 mangotes marítimos à Petrobras. Este é o maior pedido individual da empresa desde o início de fabricação de mangotes marítimos em 1978. O equipamento encomendado é do tipo flutuante, de dupla carcaça, nas dimensões de 500 mm [20 polegadas] de diâmetro interno e 10,7 m [35 pés] de comprimento, e será destinado ao estoque regulador da companhia. O contrato tem valor de R$ 64 milhões. As primeiras 64 unidades foram entregues em agosto. De setembro a abril de 2013 a empresa vai entregar cerca de 64 mangotes por mês à Petrobras. Responsáveis por transportar petróleo bruto do navio ‘produtor’ ao navio ‘aliviador’, portanto, em condições severas de operação no mar, os mangotes marítimos têm normas interna-
cionais que recomendam inspeção técnica a cada 12 meses, contemplando testes hidrostáticos e de vácuo em programas de manutenção preditiva. Essa avaliação tem a finalidade de deixar em operação somente os equipamentos que demonstrarem integridade física, eliminando a possibilidade de vazamento de petróleo bruto no mar. “Esse lote de 512 mangotes marítimos destina-se ao estoque regulador da Petrobras em substituição de materiais que vão para o programa de manutenção preditiva, executados em embarcações de apoio das plataformas
offshore”, explica Gustavo Leite, diretor Comercial da Flexomarine, salientando que “um pedido deste porte vem confirmar a confiança da Petrobras na qualidade e bom desempenho histórico dos mangotes da Flexomarine, sem registro de falhas em operação”. Com o fornecimento parcial desse lote, ainda em 2012, a Flexomarine deve fechar o ano com 1.200 mangotes marítimos fabricados e entregues aos clientes, dos tipos flutuante e submarino, o que significará um crescimento de 166% sobre o total de 450 unidades fabricados em 2011. O recorde de produção em 2012 vai conferir à empresa a liderança isolada no mercado brasileiro e será a terceira no ranking mundial em capacidade de produção de mangotes marítimos.
Massi
Soluções para mineração, petróleo e ferrovias Com as crescentes exigências de comprometimento dos governos em investimentos de infraestrutura e incentivo à produção e exportação, tem-se observado uma procura maior por serviços que atendam também às condicionantes ambientais de projetos. De olho nesta tendência, a empresa Massi Paisagismo e Hidrossemeadura Ltda. desenvolve novas técnicas de plantio e implantação de vegetação em situações complexas dentro das áreas de mineração, exploração de petróleo e grandes empreendimentos tais como ferrovias, rodovias e aeroportos. “Desta forma procuramos nos adequar às novas exigências e necessidades destes empreendimentos, levando 194
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em consideração o uso de espécies vegetais adequadas a cada situação, utilizando técnicas limpas que não poluam e busquem o equilíbrio ambiental tão afetado diante destes empreendimentos com baixos custos”, diz o diretor da empresa, Carlos Henrique Isernhagen. Técnicas já consagradas, como a hidrossemeadura, estão sendo complementadas com novos tipos de mantas vegetais biodegradáveis, algumas sendo moldadas de acordo com o tipo de solo e inclinação dos taludes (plano inclinado que limita um aterro), favorecendo a estabilização e gerando melhor resultado em menor tempo, reduzindo muito os processos erosivos. O uso de materiais resultados
de reciclagem e subprodutos de indústria sisaleira, por exemplo, contribui para incentivar avanços em investimentos na reutilização de materiais antes descartados gerando novas oportunidades de emprego. A Massi é a primeira empresa que teve seu produto final certificado com a ISO 9001:2008, prova de seu comprometimento com a qualidade dos serviços prestados e a satisfação do cliente diante das questões ambientais. Tem como obras de destaque: Refinaria Abreu e Lima, Rodoanel (SP), Concessionárias Rodoviárias, Grupos Mineradores e Ferrovia Norte-Sul. E como processos: hidrossemeadura, biomassa e biomanta.
Sotreq
Contrato com Estaleiro Rio Tietê Maior revendedora de produtos Caterpillar no Brasil, a Sotreq firmou contrato com o Estaleiro Rio Tietê para o fornecimento de 40 motores de propulsão (modelo C18 - 600 bhp) e 120 grupos geradores (modelos C4.4 - 58,5 eKW e C9 - 238 eKW) dos comboios que farão o transporte de etanol e derivados de petróleo na hidrovia Tietê-Paraná. As embarcações estão sendo construídas em Araçatuba, interior de São Paulo. O total de 20 comboios, com capacidade de até 7,6 milhões de litros de álcool cada um, foi encomendado pela Transpetro, subsidiária da Petrobras. Para oferecer excelência na prestação de serviços às operações dos comboios, a Sotreq está aparelhando suas filiais de Araçatuba e Bauru (SP) com uma equipe de técnicos dedicada e estoque de peças dimensionado para a atividade na região. “O contrato da Sotreq com o estaleiro para a venda dos 160 equipamentos possui um cronograma de entrega que se estende até outubro de 2015”, afirma Daniel Andrade, consultor de Vendas do mercado marítimo da companhia. “Como o diferencial da
empresa é o suporte ao produto, teremos uma estrutura específica da Unidade de Negócios Petróleo e Marítimo no interior de São Paulo para melhor atender ao cliente.” O Estaleiro Rio Tietê começou a produzir as embarcações em agosto, e seu contrato com a Transpetro é de R$ 432 milhões, grande parte financiada pelo Fundo de Marinha Mercante através da Caixa Econômica Federal. O transporte hidroviário é fundamental para a distribuição de etanol e derivados de petróleo no interior do país, além de trazer vantagens ambientais. Seu uso emite um quarto do gás carbônico e consome 20 vezes menos combustível que o utilizado pelo transporte rodoviário.
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produtos e serviços
Viking
Viking aumenta presença no Brasil Hoje, com um escritório no Rio e duas estações de serviço de bote salva-vidas (uma em Macaé/RJ e outra em Santos/SP), a dinamarquesa anunciou que outras duas estações de serviço estarão operando no terceiro trimestre de 2012, uma em Recife e outra em São Luís, enquanto a quinta instalação está em andamento e deverá abrir suas portas antes do final do quarto trimestre de 2012. A empresa oferece uma ampla gama de produtos, dentre eles: sistemas marítimos e offshore de evacuação e embarque em rampa e escorrega; botes salva-vidas; coletes salva-vidas; roupas de imersão; roupas contra fogo; roupas de trabalho; roupas de piloto; roupas de transporte; botes para “homem ao mar”; serviolas, e outros equipamentos de salvamento, todos certificados em relação aos mais recentes requisitos da IMO (International Maritime Organization), Solas (Safety of Life at Sea), da União Europeia e da USCG (United States Coast Guard). No entanto, segundo Benny Carlsen (foto), vice-presidente da Viking, cada mercado é diferente e o Brasil tem sido fundamental para a empresa desenvolver uma estreita relação de trabalho com autoridades reconhecidas, tais como a Normam (Normas da Autoridade Marítima), para atender as exigências regulamentares específicas do país. “Mais uma vez, foi indispensável termos trabalhado com estaleiros brasileiros, não só como um importador, mas também como uma empresa com pretensões de aprofundar suas atividades como uma fornecedora para o mercado local”, aponta. No Rio de Janeiro, a operação da Viking é liderada pelo diretor de vendas Mette Line Pedersen, e conta 196
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Desde 2009, o mercado brasileiro se tornou um dos principais focos da Viking LifeSaving Equipment, especializada em segurança marítima, quando abriu uma subsidiária no Rio de Janeiro.
com o apoio de 21 funcionários administrativos e técnicos – quase todos os funcionários são locais. Quanto à estação de serviço da empresa em Santos, o executivo comenta: “Acreditamos que esta segunda instalação seja a maior estação de serviço de bote salva-vidas no Brasil e talvez a maior da América do Sul, com espaço de serviço para até 15 botes e com capacidade para 25 funcionários cada.” Assim como os principais players regionais, como a Petrobras, muitos dos nossos clientes europeus da Viking já estão fortemente envolvidos em todo o setor de petróleo e gás na costa do Brasil – em navios petroleiros, sondas e unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (Floating, Production, Storage and Offloading, ou FPSOs) e assim por diante. Nesta direção, Pedersen dá o exemplo dos proprietários noruegueses, com a implantação regional de embarcações de apoio. Apesar de ser sediada em Esbjerg, na Dinamarca, para manter a posição de liderança no mercado global de segurança marítima em segmentos tão diversos como os setores de navios de passageiros, carga, offshore, defesa, pesca e iatismo, a empresa teve que mudar junto com
a indústria. Por isso, adotou a estratégia de produção de acordo com a demanda da indústria, com instalações de produção na Dinamarca, Noruega, EUA e Tailândia. “Para acompanhar o ritmo dos nossos clientes, temos uma rede de mais de 60 filiais e quase 270 estações de serviço certificadas e armazéns em todo o mundo. O feedback deles direciona nosso planejamento geográfico”, detalha Carlsen. O último lançamento da Viking é uma nova opção para as roupas de aproximação de incêndio, que é a Tecnologia de Sensor Térmico (TST). A solução emite sinais de alerta aos bombeiros e àqueles que estiverem perto deles quando as coisas começarem a esquentar, já que alguns estudos indicam que a principal causa de morte entre os bombeiros em ação é o ataque cardíaco devido ao estresse térmico. Quando se trata de equipamentos de salvar vidas, o desenvolvimento dos produtos é um processo longo e os testes para verificar o atendimento às normas de segurança são extensos. Por isso, o vice-presidente da Viking explica que é pouco provável que a empresa desenvolva um novo produto apenas porque tem planos de expansão comercial em um determinado mercado.
“No entanto, no caso do Brasil estamos em uma boa posição, já que a nossa expansão coincide com o nosso desenvolvimento da Venoc, lançada no ano passado como uma resposta direta à crescente necessidade da indústria por soluções dedicadas de evacuação ‘em forma de navio”, comenta. De acordo com ele, a Venoc foi projetada para automatizar um fator crítico no procedimento de desembarque e para acelerar a transferência das pessoas evacuando para os botes salva-vidas, até mesmo em mares agitados. Testes completos foram realizados, no Mar do Norte, em condições de mar agitado e a so-
lução já foi aprovada na atual regulamentação definida pelo Solas (Safety of Life at Sea), tratado internacional de segurança marítima. Carlsen explica que a Venoc é uma rampa de fuga e bote salva-vidas, projetada para evacuar até cem pessoas de instalação com alturas de 15 m, 30 m ou 45 m. Seu principal bote salva-vidas, com autoalinhamento, é conectado ao dispositivo de flutuação e infla automaticamente quando chega ao nível do mar – fazendo com que o embarque seja simples. “Os sistemas à base de rampas dos concorrentes usam cabos conectados no lado do navio para manter a estabilidade, mas a Viking
identificou isso como um problema, principalmente quando os navios são mais largos”, afirma. O executivo ressalta que o resultado é que a rampa por si só é neutra, mesmo quando o navio está em condições extremas de caimento e adernamento. “O impacto do caimento e adernamento na evacuação foi um grande foco durante o naufrágio do navio Costa Concordia. No setor offshore, a implantação de embarcações de alojamento cada vez maiores e em locais mais remotos tem sido uma tendência marcante na indústria nos últimos anos”, finaliza.
Aker Solutions
A unidade de negócio da Aker Solutions, Drilling Riser (ADR), entregou 116 juntas de riser para a Sevan Drilling, companhia norueguesa de perfuração de petróleo. Os equipamentos foram entregues antes do prazo estipulado pela perfuradora e serão utilizados no Projeto Sevan Brasil para a nova plataforma de perfuração cilíndrica, que fará a exploração do pré-sal na Bacia de Santos. A Drilling Riser é a única fábrica na América do Sul que confecciona os risers, tecnologia exclusiva da empresa. De acordo com Paulo Cesar Abreu, vice-presidente de Drillin Riser da Aker Solutions, os equipamentos são indispensáveis às atividades de perfuração e ligam a plataforma ao solo marinho, neste caso, ao equipamento Blow Out Preventer (BOP). “Somadas ao BOP, as juntas de risers constituem um sistema de vital importância para a garantia da segurança do poço, uma vez que controlam a pressão vertical. Cada junta de riser pesa quase 27 toneladas e mede 75 pés (23 m) de comprimento”, explica. Abreu esclarece que um dos pontos de destaque do projeto foi
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Aker Solutions entrega juntas de riser para a Sevan Drilling
o planejamento, pois a equipe que desenvolveu os risers se reunia periodicamente para avaliar a programação das atividades e usou como referência um cronograma de entrega de até 15 dias de antecedência. “Dessa forma, a produção se manteve plena e operando em sua capacidade máxima”, acrescenta. A empresa possui a certificação ISO 9001 pelo LIoyd’s Register Quality Assurance, a maior e mais antiga certificadora do mundo, o que demonstra o compromisso de qualidade da Aker Solutions. “O sucesso deste projeto foi resultado da aplicação prática dos valores corporativos, demonstrando o forte espírito do trabalho em
equipe e o comprometimento com as questões relacionadas à qualidade, saúde, segurança e meio ambiente”, disse o vice-presidente. “Com a entrega deste projeto, a Aker Solutions reforça sua estratégia de desenvolvimento e conteúdo local, aliando o constante compromisso com a qualidade e a busca da satisfação do cliente”, afirmou o presidente da empresa no Brasil, Luis Araujo. A Aker Solutions anunciou recentemente o início da construção de uma unidade fabril dedicada a equipamentos de perfuração. Esta fábrica abrigará a expansão da unidade Driling Riser, atualmente operando em Rio das Ostras (RJ). TN Petróleo 85
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produtos e serviços
Ineo Telca2000
O segmento de petróleo e gás se desenvolve em ambientes sensíveis que mesmo em operações normais acarretam algum tipo de risco para os trabalhadores. A maioria dos locais de trabalho (plataformas offshore, refinarias, terminais de armazenamento, etc.) apresenta atmosfera explosiva. Assim, a garantia permanente da segurança é a preocupação fundamental dos gestores destes ambientes de alto risco. Na busca por soluções inovadoras, a Ineo Telca2000 desenvolveu a tecnologia POB (People On Board) Altair, que permite automatizar a gestão das evacuações em ambientes perigosos com o intuito de diminuir o tempo de agrupamento e riscos de erros, aumentando as probabilidades de sucesso da operação. O sistema funciona através de uma pulseira eletrônica RFID – que é entregue a cada profissional que chega ao local de trabalho – e leitoras RFID Atex, instaladas nas entradas e saídas de cada área. A tecnologia monitora cada posição. Assim, os supervisores podem, a qualquer momento, saber em que área se encontra cada um dos profissionais de suas equipes, além de localizar sua última posição. Os pontos de encontro estão também equipados com leitoras Wifi Atex, que permitem aos
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Ineo Telca2000 lança solução para a segurança de pessoas
responsáveis monitorar em tempo real a evolução da evacuação. Em caso de incidente, os trabalhadores se deslocam para o ponto que lhes foi atribuído e são automaticamente identificados pelas leitoras instaladas. Graças ao rastreamento da última posição registrada das pessoas faltantes, uma equipe de resgate pode localizá-las com mais rapidez. Estas informações representam ganho de tempo e de eficiência nas operações de resgate. O programa pode ser integrado com sistemas críticos existentes, tais como PA/GA (Public Adress/ General Alarm), ACS (Acces Control Security), sistemas de detecção de intrusão e CFTV, entre outros. Uma vez que o sistema já monitora a posição de todas as pessoas na localidade, também permite a funcionalidade adicional de planejamento e gestão dos
alojamentos e camarotes, simplificando a logística. Resultados comprovados – Com base em uma arquitetura redundante que visa garantir a confiabilidade em qualquer cenário, o Pob Altair oferece uma resposta aos problemas de coleta e transmissão de dados necessários à gestão de evacuações ou localização de pessoas, proporcionando maior tranquilidade para os responsáveis e usuários do sistema. Nos locais em que o sistema já está implantado, foi comprovada a redução, em até 70%, do tempo de agrupamento e evacuação. Relatórios online e históricos permitem, também, monitorar e melhorar os treinamentos. Os exercícios de simulação necessitam de interrupções mais curtas para serem realizados. A confiabilidade do sistema verificou impacto positivo no custo dos seguros, acarretando redução efetiva de custos operacionais. “O Altair é uma solução inovadora que traz uma resposta confiável e eficiente para a segurança das pessoas expostas a ambientes explosivos. Por isso, esperamos que se torne uma referência em matéria de proteção dos trabalhadores nas instalações de petróleo e gás no Brasil”, afirma Charles Béghin, CEO da Ineo Telca2000.
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Boas práticas de
soldagem em aços inoxidáveis austeníticos aplicados em tubulações de gasodutos de gás natural comprimido
Em busca da ampliação da infraestrutura energética e em linha com o crescente aumento da produção de petróleo & gás, grandes projetos estão em desenvolvimento no Brasil. Por meio da ampliação da malha dutoviária, o país busca soluções para o transporte eficiente e seguro dos produtos derivados do petróleo, promovendo um incremento na disponibilidade de gás natural no mercado nacional, dando conta da necessidade de desenvolvimento de procedimentos de soldagem mais eficientes para aços especiais em tubulações.
Rodrigo Fernandes Rodrigues Eyer Pimenta da Cunha é engenheiro mecânico, engenheiro de soldagem, inspetor de solda Nível 2, pós-graduado em gestão de petróleo e gás. Tem dez anos de experiência no setor de soldagem. Lincoln Silva Gomes é doutor em engenharia metalúrgica e de materiais, atua há mais de 12 anos no setor de engenharia de materiais e nanotecnologia. Tem experiência na área de desenvolvimento e seleção de novos materiais e aplicabilidade de novas tecnologias para os setores metalmecânico, petroquímica, automobilístico e eletrônica. Ramon Fonseca Ferreira é engenheiro mecânico, mestrando em engenharia mecânica e tecnologia de materiais, com experiência na área de integridade estrutural,inspeção não destrutiva e análise por elementos finitos.
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A
questão do transporte em dutos para o petróleo e seus derivados remonta ao século XIX, porém, só a partir da década de 1930 é que esta alternativa de transporte começa a ser utilizada efetivamente. Este fato se deve, sobretudo, à facilidade de interligar três pontos importantes deste setor: fontes de produção, refinarias e centros de consumo. A malha dutoviária do Brasil corresponde a 26.000 km, dados de setembro de 2011 (TN Petróleo, n. 81), este número faz do país o 16º no ranking mundial, o que ainda é pouco se for levada em consideração a produção massiva nos setores do petróleo e da mineração, principais demandadores deste tipo de transporte. Os acidentes com este sistema de transporte têm mostrado a enorme complexidade e extensão dos danos causados não apenas ao patrimônio das empresas, mas, principalmente, aos ecossistemas e comunidades do entorno destes eventos. Quando se trata de gasodutos, o transporte do produto ocorre a alta pressão e, em muitos dos casos, os dutos são enterrados ou se encontram em locais nos quais sofrem a ação da corrosão, o que exige a confecção de juntas soldadas devidamente qualificadas e inspecionadas com confiabilidade. Os dutos de aços inoxidáveis austeníticos são muito utilizados em diversos setores industriais, ainda mais pelas características específicas, notadamente relacionadas à resistência à corrosão e propriedades mecânicas. Entretanto, os aços inoxidáveis exigem cuidados especiais na sua trabalhabilidade sob o risco de comprometimento de suas propriedades específicas.
Dentre estes riscos, destacamos o processo de soldagem. A utilização de procedimentos inadequados de soldagem pode afetar de forma definitiva algumas características do material, resultando em alterações significativas no metal de base, em especial no comportamento mecânico e também na sua resistência a corrosão.
Objetivo Por este motivo, o Centro de Tecnologia Senai-RJ Solda executou um projeto de pesquisa aplicada para a confecção de procedimentos de soldagem e de inspeção em tubulações de aços inoxidáveis austeníticos utilizados em linhas de gasodutos transportadores de GNC (Gás Natural Comprimido) a fim de se obter as boas práticas de soldagem e inspeção para o atendimento a empresas de petróleo & gás.
Metodologia do estudo Na realização deste projeto foram confeccionados corpos de prova de tubo de aço inoxidável austenítico (Figura 1), e estudaram-se as alterações nos parâmetros de soldagem, através de acompanhamento de soldagem, ensaios destrutivos e não destrutivos para a avaliação das juntas soldadas conforme critérios de norma técnica. Ao final, obteve-se êxito nos resultados das propriedades mecânicas e das características metalográficas do aço inoxidável.
Este caso consiste na seleção correta dos equipamentos empregados na fabricação do chanfro (por exemplo, usinagem), os equipamentos de limpeza no momento da soldagem (discos de corte, desbaste, acabamento e picadeira) e suportes internos e externos da junta (dispositivo de purga e os contatos dos suportes), todos devem ser próprios para aços inoxidáveis. 2. Armazenamento e tratamento adequado dos consumíveis de soldagem. Os consumíveis de soldagem devem ser armazenados e tratados termicamente (no caso dos eletrodos revestidos, temperatura de armazenagem) de forma adequada a fim de se evitar contaminações aos consumíveis, pois favorece a ocorrência de defeitos de soldagem como o caso da porosidade ou de inclusões, que fragilizam a junta soldada. 3. Controle do Aporte Térmico. O aporte térmico interfere na suscetibilidade ao trincamento intergranular, pois à medida que ocorre um aumento no mesmo, ocorrerá um aumento na precipitação de carbonetos. Aparentemente, também é maior o risco de trincamento por corrosão sob tensão quando se trabalha com níveis mais elevados de energia de soldagem. 4. Gás de proteção. O gás de proteção utilizado no processo de soldagem afeta as propriedades mecânicas e metalúrgicas e também determina o formato do cordão de solda. Nos aços inoxidáveis é importante que se use o gás de purga ou o backing (a depender do projeto), a fim de evitar que a raiz da solda oxide, afetando a integridade da junta. 5. Seleção da Norma de projeto adequada. A escolha da Norma de projeto deve ser bem avaliada conforme os critérios preestabelecidos no início do projeto. A norma vai direcionar informações importantes para os materiais utilizados no projeto, os ensaios pós-soldagem (ensaios não destrutivos e destrutivos) e os critérios de aceitação dos mesmos para a avaliação da integridade da junta soldada.
Materiais e métodos Figura 1: Soldagem do passe de enchimento.
Principais cuidados na execução do processo de soldagem No estudo, foram observados alguns pontos importantes que permitiram o êxito na confecção da junta soldada: 1. Evitar o contato direto com materiais diferentes ao aço inoxidável (como por exemplo, o contato com o aço carbono), pois favorece a contaminação.
A soldagem foi realizada em um tubo de aço inoxidável AISI 304/304L com diâmetro externo de 16 polegadas SCH 30 (406,4 mm de diâmetro e 9,53 mm de espessura), com chanfro em V (ângulo do bisel de 35°, altura do nariz de 1 mm e abertura do chanfro de 4 mm). A solda da raiz foi realizada pelo processo Gas Tungsten Arc Welding GTAW (TIG) e a soldagem do enchimento e de acabamento foram realizadas pelo processo Shielded metal arc welding SMAW (EleTN Petróleo 85
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Figura 2: a) Verificação dimensional do chanfro; b) Uso de equipamentos e suporte de aço inoxidável.
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trodo Revestido). Todas as soldas foram realizadas por um instrutor qualificado do Centro Tecnologia Senai-RJ Solda. A confecção do chanfro em V foi realizada por usinagem com ferramental adequado, evitando assim distorções dimensionais e contaminações no material (Figura 2a). Durante a soldagem foram utilizados materiais próprios para aço inoxidável, tanto para a limpeza como para os suportes da junta, evitando o contato com o aço carbono O controle do aporte térmico na soldagem dos aços inoxidáveis austeníticos é de grande importância por interferir na suscetibilidade ao trincamento intergranular e a precipitação de carbonetos. Neste caso foi elaborada uma forma de garantir que a soldagem tenha o mesmo aporte térmico ao longo da circunferência do tubo. Dividiu-se a circunferência do tubo em seções iguais com comprimento definido em que, em função dos dados de velocidade, corrente e aporte térmico, definiu-se o tempo de soldagem em cada trecho e com isso garantiu-se um valor uniforme do aporte aplicado ao material (Figuras 3a e 3b). A seleção correta do gás de proteção para o processo TIG e o gás de purga, juntamente com sua vazão, são importantes no êxito da integridade da junta. Neste estudo foi utilizado o gás argônio para o gás de proteção e para o gás de purga. Por se tratar de um grande diâmetro de tubulação, foi necessário o uso de um dispositivo para garantir a pressão interna da purga. A pressão incorreta do gás de purga acarreta problemas na soldagem, se for menor gera oxidação na raiz da solda e se for maior ocorre o fenômeno de turbilhonamento no momento da soldagem. A seleção da norma de projeto para a avaliação da junta soldada é importante por dar as diretrizes sobre os ensaios a serem aplicados. Na avaliação da junta soldada foi utilizada a Norma Asme IX, e a partir daí foram definidos os ensaios pós-soldagem.
Avaliação da junta soldada
Figura 3: a) Divisão seções de mesmo comprimento; b) Dispositivo para purga.
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Na norma Asme IX, foram selecionados ensaios para avaliação da junta soldada, sendo que alguns deles, como o ensaio de impacto a -196°C, micrografia, macrografia, microdureza, radiografia e ultrassom avançado phased array, foram acrescentados além do requisito de norma, para uma avaliação completa. Na avaliação das juntas soldadas executaram-se os seguintes ensaios não destrutivos: ensaio de líquido penetrante; ensaio visual/dimensional
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Figura 5: Micrografia da Zona de Fusão e Zona Termicamente Afetada. Aumento de 200x.
Figura 4: Corpo de Prova dos ensaios de: a) Macrografia e b) Dobramento.
da junta soldada; ensaio de radiografia; ultrassom phased array. Os ensaios mecânicos e metalográficos que foram executados foram: ensaio de tração; ensaio de dobramento; ensaio de impacto a -196°C; ensaio de microdureza (Zona Termicamente Afetada + Metal de Solda + Metal Base); macrografia, micrografia (Figuras 4a e b, e 5).
Conclusão Por meio da avaliação dos ensaios nas juntas soldadas foi concluído que os parâmetros de solda-
gem utilizados foram importantes para o êxito nos resultados das microestruturas e propriedades mecânicas do material. A presença de impurezas (inclusões de escória) foi observada em alguns corpos de prova, isso exigiu um cuidado especial com a limpeza realizada durante os passes de enchimento da solda. O dispositivo de purga funcionou com êxito e garantiu que a raiz da solda não oxidasse. As juntas soldadas foram avaliadas pelas técnicas de ensaios não destrutivos, quando se observou que todos os ensaios selecionados foram satisfatórios para este material. Concluindo, todas as medidas empregadas no estudo foram importantes para a confecção de um procedimento de soldagem específico para este aço, nos quais se determinou parâmetros de soldagem e aporte térmico, condições operacionais e os ensaios pós-soldagem para a avaliação da junta soldada.
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refino
Refino global:
como manter a rentabilidade em tempos turbulentos À medida que o centro de gravidade da indústria global de refino migra das nações desenvolvidas – especialmente os Estados Unidos – para países emergentes, as companhias que fazem parte da indústria de petróleo e gás precisarão repensar sua abordagem.
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José de Sá é sócio da Bain & Company, onde atua desde 2008. Com mais de 13 anos de experiência em consultoria de gestão, trabalhou para grandes grupos nacionais e multinacionais. Graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal da Bahia (Brasil), possui MBA pela Johnson School, Cornell University (EUA).
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s preços da gasolina e do diesel, antes muito dependentes da demanda nos países desenvolvidos, agora flutuam com a crescente busca das nações emergentes por petróleo bruto e combustíveis. A ligação de longa data entre preço global de petróleo bruto, preço da gasolina, demanda americana e refino marginal da Costa do Golfo foi quebrada. As forças que direcionam essas mudanças também estão criando uma estrutura cada vez menos atrativa na indústria de refino. Os altos preços do petróleo e os custos ambientais estão pressionando as margens, o que poderá levar a mais reestruturações e vendas de ativos de refino, ou até mesmo a falências, como a que fechou a Petroplus Holdings – que já foi líder em refino na Europa – em janeiro de 2012. Além disso, a demanda por gasolina nos Estados Unidos, que diminuiu com a economia estagnada, tem enfraquecido à medida que mais veículos híbridos e elétricos entram no mercado e os biocombustíveis se tornam mais competitivos. E apesar do excesso de suprimentos da indústria e das baixas margens, as NOCs (companhias nacionais de petróleo) continuam a operar a capacidade plena de refino. O que isso significa para a indústria e para as companhias individuais que tentam competir? Em economias desenvolvidas, particularmente, as perspectivas de recuperação são limitadas. Conforme a demanda por motores movidos a combustíveis à base de petróleo cai, as empresas inevitavelmente irão procurar reduzir capacidade. No entanto, a demanda pode cair ainda com mais rapidez que os suprimentos, de forma que o excesso total de capacidade vai continuar a aumentar e a utilização cairá em futuro próximo. A indústria global de refino vai continuar a experimentar a ciclicidade, mas com altos e baixos cada vez mais ditados pela economia global, mercados globais de petróleo bruto e interrupções de grandes refinarias (causadas por furacões e guerras, por exemplo). Apesar do tumulto, algumas dinâmicas regionais e globais oferecem potencial de ganho. Por exemplo, refinadoras no Meio-Oeste dos Estados Unidos se beneficiam hoje da onda de óleo de xisto. Devido à infraestrutura inadequada de extração, esse óleo tem sido negociado com desconto, em comparação com os preços mundiais de petróleo
bruto e, portanto, está balizando as margens de lucro na região. Ademais, refinadoras na Costa do Golfo dos Estados Unidos poderiam se beneficiar se as refinarias do Nordeste restringissem operações em função do excesso de capacidade no mercado atlântico. As refinarias da Costa do Golfo se beneficiariam ainda mais se o oleoduto Keystone, que carregaria petróleo bruto a partir das areias de petróleo do Canadá, estivesse pronto. E, claro, a economia dos biocombustíveis e o ritmo com o qual os veículos híbridos e elétricos entram no mercado também afetarão as refinarias. A obtenção de resultados positivos vai exigir grande esforço por parte das companhias porque uma reestruturação radical da indústria de refino está em curso, afetando todos os tipos de companhias e estimulando fusões e aquisições. Como resultado, as IOCs (companhias internacionais de petróleo) precisam pensar diferentemente sobre como e onde investem – e quando deixar as negociações de lado. Todas essas empresas precisarão se ajustar às mudanças nas tendências de refino, mas, em geral, as IOCs enfrentam o mais complexo mix de riscos e oportunidades. Quando pensam em como vencer, podem focar em três questões importantes: pri-
meiro, como podemos nos beneficiar da atividade crescente nas economias emergentes? Em segundo lugar, qual é a carteira certa de ativos e investimentos? Em terceiro lugar, como podemos alcançar excelência operacional global? Como podemos nos beneficiar da atividade crescente nas economias emergentes? O mundo em desenvolvimento – a Ásia em particular – vai determinar cada vez mais as demandas globais de combustível, causando a maior parte das transformações na indústria de refino. A Opep (sigla em inglês para Organização dos Países Exportadores de Petróleo) estima que entre 2015 e 2020, a demanda por combustíveis líquidos na região da Ásia-Pacífico crescerá 2% ao ano, enquanto que na
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América do Norte e na Europa a demanda cairá levemente. As IOCs podem se reposicionar para obter vantagem nestes novos centros de demanda. À medida que a demanda se modifica, a oferta também – de alguma forma menos lógica. Apesar do excesso de suprimento da indústria atual, as NOCs (companhias nacionais) continuam a adicionar capacidade, sobretudo nos países emergentes (ver Figura 1). Nos países “ricos em demanda”, as NOCs procuram ganhar market share em mercados domésticos de crescimento rápido. Nos países ricos em petróleo, as NOCs querem promover o desenvolvimento socioeconômico de seus países. Construir a capacidade de refino agrega valor (e empregos) ao petróleo bruto produzido ali. Conforme as NOCs constroem suas capacidades de refino, tanto nos países ricos em petróleo quanto nos ricos em demanda, muitas exploram parcerias com as IOCs para se beneficiar de sua expertise gerencial e operacional, experiência de investimento de capital e acesso a mercados globais. Estabelecer parcerias com as companhias internacionais também ajuda as nacionais a promoverem a integração em lubrificantes e petroquímicos. Isso faz sentido do ponto de vista de um país porque ajuda a limitar importações, gerar empregos, aumentar a qualidade da mão de obra e aumentar as exportações – todos importantes elementos da equação socioeconômica. Essas parcerias além-fronteira também oferecem benefícios potenciais para as IOCs, que de outra maneria poderiam ser bloqueadas dos mercados domésticos das NOCs. Por exemplo, em 2005, a Saudi Aramco e a Sumitomo Chemical do Japão se uniram para criar a Petro Rabigh, com base na Árabia Saudita, uma joint venture de refino e produção petroquímica. O investimento de US$ 10 bilhões atualizou a refinaria existente em Rabigh e adicionou novas instalações de produção petroquímica. A Petro Rabigh abriu capital em 2008, com cada parceiro tendo participação de 37,5% e os 25% restantes negociados na Tadawul, bolsa de ações da Arábia Saudita. O empreendimento teve um bom começo: em 2011, a publicação do setor de energia Platts classificou-a em segundo lugar em sua lista de empresas de crescimento rápido, com uma taxa composta de crescimento de 167,5%. Em 2008, a Saudi Aramco realizou outra parceria, desta vez numa joint venture de US$ 12 bilhões com a Total, para formar a Saudi Aramco Total Refining and Petrochemical Co. (Satorp), baseada na Arábia Saudita. A refinaria dessa joint venture deve estar pronta e em pleno funcionamento no 206
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começo de 2013 e vai produzir diesel, combustível para avião, gasolina e petroquímicos. Em outra joint venture, a ExxonMobil China (25%), a Saudi Aramco (25%) e a Sinopec’s Fujian Petrochemical Company (25%) se uniram em 2009 para investir US$ 4,5 bilhões para expandir a refinaria Fujian em Quanzhou e adicionar um novo complexo petroquímico. Essas joint ventures entre companhias de petróleo nacionais e internacionais privadas podem ter sucesso, mas requerem planejamento cuidadoso e diálogo prévio para garantir que todos os parceiros tenham seus objetivos alinhados. Em geral, alianças bem-sucedidas são construídas em três princípios-chave: em primeiro lugar, elas requerem uma estratégia clara, acordada entre todos os parceiros. Isso significa que a visão, fundamentos, incentivos (incluindo subsídios e isenções fiscais) e escopo da aliança devem estar claramente definidos e as fontes de valor e que as métricas de sucesso sejam decididas em conjunto. Em muitos casos as joint ventures entre IOCs e NOCs estão mais bem posicionadas para obter subsídios do governo, incluindo isenção de tarifas de importação, vantagens para financiamento e condições fiscais favoráveis, do que uma IOC obteria por conta própria. Em segundo lugar, as joint ventures bem-sucedidas são efetivas nas tomadas de decisão. A gestão da nova entidade deve concordar em decisões críticas antecipamente e garantir que os papéis e direitos de decisão estejam bem definidos. Em terceiro lugar, as melhores joint ventures reconhecem que processos e métricas importantes bem definidos apoiam operações eficientes, e as inserem em seu desenho e organização desde o primeiro dia. Enquanto tudo que foi citado até aqui são fatores-chave para a formação e a manutenção de uma joint venture de sucesso, nem todas as NOCs são criadas igualmente nem focadas nos mesmos objetivos. Por exemplo, criar valor para o acionista pode vir em segundo lugar, depois de proteger mercados nacionais ou conseguir um parceiro internacional. É importante entender o contexto específico de uma NOC individual, suas motivações e capacidades antes de entrar numa parceria. A capacidade pode ser um desafio particular durante um período de due diligence, já que NOCs podem não ter sido auditadas independentemente ou ter suas capacidades documentadas.
Obter aprovação para uma joint venture com uma NOC também pode ser complexo, moroso e até reduzir o valor da oportunidade. A falta de clareza na posse da empresa, dos stakeholders relevantes e da autoridade tomadora de decisão pode não apenas diminuir a aprovação do acordo, como ameaçar o sucesso da parceria a longo prazo. Além da nova capacidade de refino, o petróleo bruto em transformação e os fluxos de produtos criaram a necessidade de uma nova infraestrutura de distribuição e abriram oportunidades comerciais siginificativas. Dada a natureza de muitos desses mercados, em termos de tamanho, dinâmicas competitivas e o papel dos governos locais, escolher uma NOC tem uma vantagem no que se refere a construir ou adquirir infraestrutura de armazenagem e distribuição. Por exemplo, a Enoc (Emirates National Oil Co.) construiu uma rede de terminais em Cingapura, Coreia do Sul, Djibouti e Marrocos em menos de dez anos. Além disso, embora a negociação tenha sido historicamente dominada pelas IOCs e casas comerciais, muitas NOCs e refinarias indepentendes estão se tornando mais sofisticadas e ganhando terreno significativo no comércio global. Por exem-
plo, a Petrobras abriu uma mesa de operações em Houston, no Texas, no fim dos anos 2000; a Reliance está alugando capacidade de armazenamento no Caribe para exportar gasolina de suas refinarias na Índia; e a Valero comprou a refinaria Pembroke no Reino Unido com o objetivo explícito de, além de outras coisas, ser mais ativa no mercado atlântico. Qual é a carteira de ativos certa? Além de parcerias com as companhias nacionais em economias emergentes, as companhias internacionais de petróleo também podem se beneficiar da adaptação de suas carteiras e investimentos, com os maiores ganhos possíveis a partir de três áreas: aumento da produção de diesel (especialmente com baixo teor de enxofre), investimento em unidades de alta complexidade de processamento e exploração de biocombustíveis de segunda e terceira gerações. Mais diesel limpo. Essa é a ordem do dia. Não é de hoje que o diesel tem sido o combustível mais usado na Europa. Agora ele está se tornando o preferido na China e em outras regiões da Ásia. Para atender a essa crescente demanda, as companhias internacionais estão adicionando uni-
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refino os combustíveis alternativos como ameaças à gasolina e ao diesel tradicional. No Investimento em energia renovável pelas majors tem crescido Espectativa de crescimento dos biocombustíveis - 59% nas a uma taxa composta anual (CAGR) de 20% na última década majors entanto, nem todas as fonInvestimentos em energia limpa 2001 – 2011 Energia renovável - investimentos em 2011 tes alternativas representam Total: US$ 6,4b US$ 8b 100% rupturas para a carteira de 80 6 refino dessas empresas. Por 60 exemplo, dada a ameaça de 4 40 veículos elétricos ou movi20 2 dos a hidrogênio ou etanol 0 Conoco Exxon Shell Total Petrobras BP 0 de milho – que é incompatíPhillips Mobil 2001 2003 2005 2007 2009 2011 Chevron vel com o refino e os sistemas 5 3 0,6 5 1,2 7,5 2 Conoco Exxon BP Chevron de transporte disponíveis –, Biocombustíveis Solar Eólica Phillips Mobil Shell Total Petrobras Geotérmicas Outros outros biocombustíveis podem ser bastante atraentes. Por As Majors ignoraram em grande parte os biocombustíveis de primeira geração, mas estão investindo nos de 2ª e 3ª gerações, em especial onde podem controlar as matérias-primas (algas, por exemplo). exemplo, o diesel renovável Notas: a alocação de despesas por tecnologia é baseada em declarações de analistas e relatórios anuais. Os dados de investimento derivam de comunicados de imprensa e demonstrativos financeiros. "Outros" incluem captura e armazenamento de carbono, hidrogênio (derivado gordura animal) e armazenamento de energia. Gastos com eficiência energético no uso de petróleo e gás não estão inclusos neste gráfico. é um combustível pronto e que dades de hidrotratamento e hidrocraqueamento pode ser produzido em refinarias de petróleo, por em refinarias na Malásia (Shell), Indiana (BP), meio da hidrogenação. Óleo de pirólise, petróleo Texas (ExxonMobil), Califórnia (ConocoPhillips), bruto essencialmente sintético, é quimicamente denum esforço para produzir diesel com menor teor rivado de biomassa e, como petróleo bruto, é utilide enxofre. zado como matéria-prima no refino convencional. Em alguns mercados, investimentos adicionais Outro exemplo é o biobutanol, que possui um em produtos como lubrificantes e petroquímiprocesso de produção semelhante ao etanol, mas é cos também podem ser atraentes. Por exemplo, nesmais compatível com a infraestrutura logística. te ano, a líder de mercado ExxonMobil irá concluir As companhias internacionais mais inteligena expansão de uma planta petroquímica em Cingates reconhecem que os biocombustíveis não estão pura. Em setembro do ano passado, a ExxonMobil sendo extintos e sabem que o investimento estratéanunciou a expansão do complexo químico e de gico nesta área é fundamental (ver Figura 2). E por refino Baytown, no Texas, com planos de produisso estão investindo tanto em biocombustíveis conzir até 50 mil toneladas por ano de polialfaolefina de vencionais como nos de última geração, desde a metaloceno (mPAO). Em dezembro de 2011, a Chesegunda geração de etanol até as algas. Em compavron disse que estava considerando a construção ração com outras formas de energia alternativa, os de um cracker de etano e de uma instalação para biocombustíveis podem ser um fator positivo para derivados de etileno em uma de suas refinarias na empresas de refino, ajudando a perpetuar o motor costa do Golfo. Em novembro, a Total anunciou a de combustão interna e, em vários casos, tamconstrução de uma fábrica de lubrificantes em Tianbém compartilhando a mesma infraestrutura logísjin, na China. Em agosto de 2011, a holandesa tica e de distribuição da gasolina e do diesel. Royal Shell deu início às operações de seu primeiOs líderes da indústria também estão lapiro centro tecnológico de lubrificantes em Zhuhai, dando suas carteiras. A Shell, por exemplo, tem China, e, ainda em 2011, o CEO da companhia, vendas em andamento no Reino Unido, África, Peter Voser, anunciou a aprovação do governo do Escandinávia, Grécia e Nova Zelândia. A ConocoCatar para uma joint venture entre a Shell e a Phillips anunciou em março de 2011, que colocaQatar Petroleum para construir uma das maioria à venda cerca de US$ 10 bilhões em ativos de res plantas do mundo de monoetilenoglicol (MEG) logística ao longo de 2012 e 2013. A Total anunno Catar. Em abril de 2011, a Petrobras anunciou a ciou a redefinição de sua refinaria em DunquerBraskem como parceira estratégica para o desenque (inativa desde setembro de 2009 por causa da volvimento de diversos petroquímicos no Comperj, recessão), na França, para outros usos industriais, maior complexo petroquímico do Rio de Janeiro. e estabeleceu como meta uma redução de cerE, claro, há a questão dos biocombustíveis. Por ca de 20% na sua capacidade de refino mundial tradição, as companhias internacionais enxergam entre 2007 e 2011. Em março de 2011, a Chevron
Figura 2 – As Majors aumentaram significantemente seus investimentos em energia renovável, particularmente biocombustíveis
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concordou em vender vários ativos de logística no Reino Unido e Irlanda por US $ 730 milhões, mais US$ 1 bilhão em estoque. A gestão de carteiras está resultando em uma nova onda de fusões e aquisições na indústria de refino, tanto em termos de volume de negócios como valor total. Compradores motivados parecem ser influenciados por uma combinação de entrada durante a baixa de um ciclo e a oportunidade para melhorar as operações. Por exemplo, a mudança de propriedade torna mais fácil a renegociação de contratos (com fornecedores, autarquias locais, empreiteiros e funcionários). Um portfólio mais amplo de refinarias (e ativos de logística e armazenamento potencialmente utilizados para o comércio) também oferece maior flexibilidade aos operadores. Como podemos alcançar um nível mundial de excelência operacional? Enquanto a indústria de refino tenta lidar com o excesso de oferta, o deslocamento da ciclicidade e a baixa média de lucros, a excelência operacional e uma gestão voltada para a melhoria contínua irão separar os líderes do mercado do resto do Meia página Trelleborg - Final_ultima revisão_outiline.pdf 1 31/08/2012 15:14:12 pelotão. As empresas que conseguem baixar cus-
tos e ao mesmo tempo buscar a melhoria contínua podem se beneficiar com retornos financeiros significativamente maiores sobre o capital empregado, e até triplicá-lo (ver Figura 3). Uma transformação sustentável de custo, embora complexa e por vezes dolorosa, pode reduzir os custos totais em cerca de 15% e de fato acelerar o crescimento da receita. Como? Em especial em um negócio de commodities como o refino, as margens são críticas. Empresas que ocupam uma posição de liderança em relação ao custo possuem muito mais recursos para investir em novos ativos e novos mercados – esse é um fator-chave para as companhias internacionais de petróleo que desejam ser competitivas no novo mundo do refino. A transformação sustentável do custo não trata de cortes de gastos arriscados, mas sim de focar nos pontos fortes e operá-los com eficiência. Mesmo as empresas com posições melhores do que a média em relação ao custo têm significativas oportunidades de melhoria. Em nossa experiência, mais valor é descoberto ou recuperado usando cinco alavancas essenciais para melhoria de desempenho.
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críticos. Oportunidades típicas incluem a agregação Excelência operacional Gera rentabilidade de serviços de suporte Custo operacional unitário (indexado) Média do retorno sobre o capital empregado no downstream (%) em refinarias e terceirização 60% 130 125 de alguns serviços. Além 115 120 112 110 disso, nós verificamos com 50 110 105 100 100 frequência áreas em que os 40 90 níveis de serviço são mais 2004 2006 2008 30 elevados do que o exigido, Intensidade energética (indexada) bem como serviços que po110 107 20 106 106 ExxonMobil 105 dem ser eliminados. 100 99 100 98 10 A ascensão das compa95 IOCs nhias nacionais de petróleo e 0 90 2004 2006 2008 o deslocamento do crescimenExxon Mobil Industry to da demanda para econoNota: valores aproximados mias emergentes representam Fonte: relatórios anuais; análises da Bain & Company desafios para as refinarias, A primeira envolve o aumento da saída de mas também novas oportunidades. Refinarias líderes produtos acabados. Em seguida, um aumento de estão tocando em algumas dessas oportunidades por rendimento, que serve para reduzir os custos de meio de parcerias com NOCs bem posicionadas, matéria-prima no bruto e no global. Terceiro, a partilhando conhecimentos em troca de acesso a maioria das empresas também pode reduzir os mercados. Ao mesmo tempo, eles estão avaliando custos operacionais, muitas vezes, baixando os cuidadosamente o potencial de seu refino e ativos custos fixos por meio do aumento da produtividade de negociação, aparando suas carteiras quando isso do trabalho e da diminuição dos custos de manusignifica a melhoria do equilíbrio na organização e a tenção. Em quarto lugar, as empresas podem reduexpansão seletiva da sua participação em biocombuszir seus custos de abastecimento, reavaliando sua tíveis. Em um ambiente em rápida mutação, a exceestratégia de terceirização, incluindo o desenvollência operacional é mais importante do que nunvimento de fornecedores alternativos, a renegoca. Apesar dos desafios da indústria terem crescido, ciação de contratos e investigando opções para o os executivos da refinaria que navegam neste período desenvolvimento de produtos substitutos. Por fim, podem posicionar suas organizações de forma a que mesmo as melhores empresas podem reduzir os elas se beneficiem destas tendências globais de mucustos de suporte, incluindo serviços gerais e não dança, e vencer. 2010
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Figura 3 – A excelência operacional irá aumentar a rentabilidade no downstream
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legislação
CONCESSÃO OU PARTILHA
além da semântica
Não será sem razão que as questões relacionadas com a implementação da Lei n. 12.351, de 22 de dezembro de 2010, permanecem ausentes das pautas públicas dos órgãos que deveriam cuidar desse assunto, com o zelo supostamente dedicado aos interesses do país, sobretudo aqueles cujos efeitos são críticos para o projeto brasileiro de superação da crise econômica mundial, que, a crer nos peritos do governo, mal tangenciamos.
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Antonio Bastos A. Sarmento é advogado e sócio do escritório Tauil e Chequer Advogados.
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epois de um período de euforia e grandes esperanças, alimentadas por mitos sobre a prolífica e generosa produção de petróleo acenada ao desvanecimento patriótico do povo brasileiro, o assunto se esvaiu no torpor das questões mal delineadas, que são a causa da decepção e paralisia que nos afligem diante de problemas, cuja magnitude não costumamos avaliar antes de reconhecer que fomos apressados ou vítimas de um otimismo pueril. Essa hesitação tem sido o motor da constante inquietação com que nos deparamos ao especular sobre as causas de tanta demora em deslanchar os projetos de aceleração da indústria do petróleo em nosso país. As razões dessa dificuldade, entretanto, se buscadas com vontade e perseverança, se revelam muito evidentes, a partir de uma leitura fria e desapaixonada do texto da lei do pré-sal. Ao perfazer esse exercício, um sentimento inevitável da perda de contato com a realidade aflora imperativamente, ao ser abordada a questão de como e quando serão implementadas as ações que darão executividade ao tão esperado deslanche de uma nova era no aproveitamento dos alentados recursos nacionais em hidrocarbonetos, para beneficio geral da sociedade. A discussão que hoje empolga os brasileiros não mais se concentra em determinar qual o tipo de contrato compatível com o modelo exploratório adequado ao “pré-sal” e suas reservas incomensuráveis (na visão mais otimista), que tornariam o Brasil a superpotência petroleira do século XXI, mas em estruturar e dar organicidade aos pressupostos da Lei n. 12.351. Não é segredo nenhum que tanto a concessão como a partilha se prestam, igualmente, para suporte de todos os arranjos possíveis, se guiados por uma negociação inteligente e objetiva. Mas, quando transmutado em dissenso semântico, o problema se perde em querelas improdutivas. No caso do pré-sal, o ponto nevrálgico não é o nome do contrato que regulará os direitos e obrigações do contratado, quer seja concessão ou partilha, mas quanto, quando e como o Estado vai receber em termos de remuneração do ativo
Foto: Agência Petrobras
público cedido à exploração privada, e, sobretudo, o destino desses valores, sua repartição e utilização em benefício da sociedade. Ausentes os fundos perdidos em que o governo pretende aplicar suas receitas do pré-sal. A vexata quaestio, a disputa que sangra no coração do estamento federativo, tem sido a acirrada polêmica em torno do butim dos royalties, tema ao qual já teremos dedicado mais espaço do que a paciência tolera e a civilidade nos permite, antes de profetizar que as soluções angustiosamente postergadas não se materializarão sem profundos cortes na carne dos inevitáveis perdedores: os interesses nacionais. Por outro lado, é flagrante a existência de um hiato entre o conteúdo da Lei n. 12.351/2010 e sua exequibilidade, a ser preenchido em vista da transposição dos questionamentos irresolutos deixados de lado pelos redatores da lei, ao darem espaço à confusa metodologia do trabalho a ser executado pelo Estado, dividido canhestramente entre órgãos públicos velhos e novos a que foram delegadas missões erráticas. Isso se percebe a partir da definição de atribuições outorgadas a no mínimo quatro burocracias estatais (sem falar na Petrobras), às quais a lei outorgou competências superpostas, ou, na mais otimista das interpretações, justapostas e incoerentes, aptas a suscitar conflitos entre jurisdições, ou, pelo menos, ciúmes corporativistas, capazes de enervar o funcionário menos agressivo na defesa de suas prerrogativas. Tal fato inegavelmente desponta da comparação entre as atribuições outorgadas ao Ministério das Minas e Energia (MME) para comandar politicamente o processo, e as dos seus conjecturais auxiliares ou coadjuvantes, já que, nos dias atuais, é difícil destrinchar as vinculações hierárquicas imperantes entre entidades da administração central e agências autárquicas, ou assim supostas, criadas para afastar as injunções ideológico-partidárias dos misteres de Estado. Entre várias dessas situações, percebe-se que o MME depende da Agência Nacional do Petróleo (ANP) para informar ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) o que cabe a este propor ao Presidente da República para definição dos blocos a serem oferecidos à exploração, e fixar os parâmetros técnico-econômicos dos contratos de partilha. Também é a ANP quem subsidia o MME com dados geológicos, geofísicos e econômicos para a estruturação desses contratos, que o MME
por sua vez encaminhará ao CNPE, que novamente os repassará à Presidência da República. Voltando tempos depois ao MME já sob a forma de contratos, para assiná-los em nome da União. Mais adiante sabe-se pela lei que a ANP prepara as minutas dos contratos de partilha e as regras de licitação que o MME deverá aprovar, com base nos parâmetros técnico-econômicos que elaborou, e que o CNPE recebeu do MME e forneceu à Presidência da Republica. Em outro ponto, a ANP promove as licitações (e negocia os contratos a serem assinados pelo MME? o que não está dito mas, por supuesto...) e gerencia a execução do contrato pelo partilhante em todos os seus aspectos. Contudo, é a Pré-sal Petróleo S.A. (PPSA), criada pela Lei 12.304, de 2 de agosto de 2010, que será a gestora dos contratos de partilha de produção celebrados pelo MME, não obstante administrados e fiscalizados pela ANP. De quebra, a PPSA será a trading do petróleo de lucro alocado ao governo, mas poderá passar o encargo à Petrobrás, até que, evidentemente, disponha de amplos quadros especializados. Claro, a estatal terá sede em Brasília, mas seu escritório central ficará no Rio de Janeiro... É a própria ciranda do petróleo, ou roda-viva, como lhe aprouver. Para terminar, é amplamente sabido que o dado crucial do incremento da exploração e produção de petróleo, gás natural e derivados no Brasil implica antes na atualização dos recursos físicos existentes e na aquisição de considerável número de novos implementos de pesquisa e produção, uma vez adotada a decisão de trazer à tona os tesouros do pré-sal. Isso deve ocorrer por meio da atração de investimentos em exploração e produção, no setor industrial de equipamentos e serviços, na importação de estruturas organizacionais dotadas de tecnologias reconhecidamente ainda não encontradas no país. Porém, o que o governo vê através dos óculos da fantasia brasiliense parece ser bem diferente. TN Petróleo 85
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perfuração
Avaliação de riscos
do sistema Dual-Gradient Drilling
A indústria offshore com frequência desenvolve novas tecnologias que não têm um histórico no ambiente para o qual estão sendo propostas e muitas vezes não existem normas específicas que possam ser aplicadas.
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esses casos, a abordagem é feita por meio de uma análise e gerenciamento de riscos com o objetivo de auxiliar no processo de desenvolvimento do projeto. Um exemplo de nova tecnologia é a perfuração tipo Dual-Gradient Drilling (DGD) que pode ser definida como uma variante do Managed Pressure Drilling (MPD).
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Bibek Das é engenheiro sênior do ABS, e há oito anos atua no desenvolvimento de Tecnologia para Risco e Confiabilidade. Graduado em Engenharia de Produção na Índia e com mestrado em Meio Ambiente e Gestão de Recursos na Alemanha. Atualmente está envolvido em projetos de Pesquisa e Tecnologia para Aprovação de Novas Tecnoloigas das indústrias Naval e Offshore baseada em Risco. Jorge Ballesio é gerente para o grupo de Risco do Departamento de Tecnologia Compartilhada (Shared Technology) do ABS. Possui mais de 20 anos de experiência nas áreas de Confiabilidade, Gerenciamento de Risco e Segurança. Possui mestrado em Ciência e mestrado em Filosofia para Engenharia Nuclear pela Universidade de Columbia, em Nova York. Marco Figoni é engenheiro sênior no Centro Brasileiro de Tecnoloiga Offshore do ABS. Tem 15 anos de experiência em otimização e monitoramento de operações de perfuração onshore e offshore em sites de plataformas e de centros de operações em tempo real, principalmente na América do Sul e Arábia Saudita. Mestre em Geologia pela Faculdade de Ciências Naturais, Matemática e Física em Parma, Itália.
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Uma das questões mais importantes, quando se fala de perfuração em águas ultraprofundas, é a diminuição progressiva, em direção ao mar aberto, da janela operacional entre o gradiente de pressão de poros e o gradiente de fratura. Isso acontece porque a densidade da água do mar é muito menor que a densidade das rochas, portanto, o gradiente de sobrecarga diminui com o aumento da lamina d’água. Conseguir manter a pressão do fluido de perfuração entre a janela operacional pode vir a ser um desafio operacional sério. A indústria busca alternativas para a perfuração convencional, como por exemplo a utilização do Riserless Mud Recovery (RMR) e do sistema DGD. O DGD utiliza dois tipos de gradientes ao mesmo tempo: 1) o gradiente hidrostático, exercido pela água do fundo do mar até a superfície; e 2) o gradiente do fluido de perfuração, necessário para manter a estabilidade do poço e para remover o cascalho do fundo do poço até o fundo do mar Os dois gradientes são mantidos utilizando-se uma bomba submarina que pode ser instalada no fundo do mar ou acima
Figura 1: Ao contrário da perfuração convencional, o DGD utiliza dois gradientes de pressão hidrostática: o gradiente de água da superfície do mar até o fundo e o gradiente do fluido de perfuração do fundo do poço até o fundo do mar, para evitar o colapso do poço e a remoção do cascalho (imagem: cortesia da ABS).
3. Identificar os riscos de segurança relacionados ao novo sistema. 4. Identificar os requisitos e normas marítimas e de offshore existentes que se aplicam ao sistema. 5. Utilizar o uma análise de lacuna (gap analysis) para identificar as áreas do projeto para o qual Figura 2: O sistema DGD produz uma janela maior de perfuração em comparação com um não existem normas específicas sistema convencional e, portanto, requer um número menor de revestimentos. para o sistema. 6. Aplicar a metodologia chamada de first-principle design e realizar uma análise e gerenciamento de riscos. Uma equipe da ABS tem seguido esta abordagem na avaliação de uma série de conceitos relacionados ao sistema DGD para uma aprovação do princípio (Approval In Principle/ AIP). Como parte do processo, foi também realizada uma Análise de Figura 3: O processo para aprovar novos conceitos inclui o projeto conceitual e a aprovação do Modo, Efeito e Criticalidade de princípio (AIP), o projeto de construção detalhado e a emissão da aprovação da classe da ABS, Falha (FMECA) do sistema DGD e as operações e manutenção de classe. e dos equipamentos relacionados dele. Uma linha independente é utilizada para o para determinar possíveis riscos ambientais e de retorno do fluido de perfuração assim que o raiser segurança. O foco desta avaliação não foi a oticonvencional é dispensado ou pode ser preenchido mização do sistema, mas a utilização segura dos com água do mar. equipamentos do DGD. Com o sistema DGD, a janela operacional fica maior em comparação à janela operacional de uma Aprovação de um novo conceito perfuração convencional na mesma lâmina d’água; Na ABS, a revisão de um novo conceito segue isso permite também realizar um projeto com um três fases diferentes: 1) Projeto conceitual e AIP; 2) número menor de colunas de revestimento. Projeto detalhado, construção e emissão de aproPelo fato de o sistema DGD precisar de equipavação da classe; e 3) Operações e manutenção de mentos adicionais no fundo do mar e também em classe. O AIP é um tipo de aprovação com base em superfície, dois sistemas precisam ser integrados. análise de risco e comporta a apresentação do proUm é o sistema submerso composto de bombas, jeto conceitual e estudos de avaliação de risco. drill string valve (DSV), subsea rotating diverter O ABS Guidance Notes descreve o uso de ins(SRD) no BOP, etc. e o outro é o sistema de superfítrumentos de avaliação qualitativa e quantitativa cie que inclui as bombas, o dual trip tank, controles de risco para identificar os perigos e avaliar os risadicionais, etc. O foco da presente análise é a parte cos introduzidos por novas tecnologias, incluindo submersa do sistema. questões sobre a operabilidade e a interação com outros sistemas. Avaliando a segurança A fase final de aprovação exige a apresentação A ABS segue uma metodologia padrão para de avaliações de risco detalhadas, que podem ser classificar os requisitos de segurança de uma nova complementadas com testes. A avaliação detalhada tecnologia: dos riscos tem o objetivo de quantificar os riscos e 1. Entender o conceito do sistema. as incógnitas relacionadas aos perigos identificados 2. Identificar os aspectos inovadores do sistema. como de alto risco durante a fase conceitual do AIP. TN Petróleo 85
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perfuração FMECA para o sistema DGD Uma Análise de Modo e Efeito de Falha – (FMEA) é uma abordagem destinada a identificar modos potenciais de falha local ou global e seus efeitos associados. O objetivo é determinar se há a possibilidade de ocorrer um modo de falha e se esta condição é capaz de gerar uma situação insegura ou de inoperabilidade. A FMECA é uma extensão da FMEA, inclui a análise de criticalidade e é utilizada para mapear a probabilidade de modos de falha em relação à gravidade das suas consequências. O resultado destaca modos de falha com probabilidade relativamente alta e gravidade das consequências, permitindo a melhoria em vários aspectos do projeto. Um estudo FMECA realizado durante a fase de design identifica os equipamentos e sistemas que precisam de maior atenção quando é implementado um programa de manutenção preventiva (PMP). Em diferentes fases da vida operacional de um equipamento, o FMECA também pode identificar o histórico de falhas, o que ajuda a promover a filosofia da manutenção. O FMECA também ajuda na identificação de falhas funcionais e evita as chamadas single-point failures (ou seja, falhas que prejudicam o funcionamento do sistema inteiro). O estudo FMECA para o sistema de dual-gradient avaliou: – Modos de falha de um equipamento ou de um grupo de equipamentos. – Efeitos da falha nas operações como um todo e, quando aplicável, os efeitos locais e globais sobre a unidade de perfuração. – Causas previsíveis para cada modo de falha. – Salvaguardas instaladas para detectar, prevenir ou mitigar cada falha. – As ações recomendadas para lidar com os modos de falha que não são devidamente salvaguardados segundo a opinião da equipe FMECA. – Os rankings de criticalidade para cada modo de falha.
Avaliação tecnológica A avaliação e revisão dos conceitos do sistema DGD levaram à identificação de um número de elementos que pode representar risco significativo para a vida, propriedade e meio ambiente. Os perigos relacionados a acidentes, como explosões descontroladas e procedimentos de emergência, estão fora do escopo deste estudo – concentramos nossas atenções no perigo associado ao vazamento de fluidos do poço (aqui considerados como fluido de perfuração, casca216
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lho e todos os fluidos provenientes das rochas) para o mar. Em comparação com o sistema convencional de pump and dump, o DGD permite o uso de fluidos de perfuração com maior densidade e uma composição química mais apropriada. No entanto, um vazamento no sistema de retorno da cabeça do poço para a superfície pode ter um impacto direto sobre o meio ambiente. A situação mais crítica é aquela em que a fuga ocorre entre a cabeça do poço e a bomba submarina, na ausência de uma barreira física (por exemplo, o BOP e a DSV). Uma situação tão crítica pode acontecer, por exemplo, quando o sistema Riserless Mud Recovery (RMR) é utilizado na perfuração das seções de topo sem BOP, onde apenas um módulo de sucção (SMO) é instalado no fundo do mar. É preciso também considerar que, sem a presença de uma válvula tipo DSV no interior do bottomhole assembly (BHA), ou com a válvula existente danificada, um vazamento de fluidos no trato entre a cabeça do poço e a bomba submarina gera uma contrapressão no poço. Esta contrapressão continua, mesmo depois da parada da circulação até que o equilíbrio seja atingido. Sem uma DSV, ou com a mesma danificada, este efeito chamado de U-tube também aparece em uma conexão de rotina quando todas as bombas, incluindo as submarinas, estão desligadas. Esta situação realça a importância da utilização de uma DSV confiável no interior da coluna de perfuração, que atue como uma barreira física adicional e mantenha a integridade do poço.
Manutenção e inspeção de componentes submarinos Os projetos de subsea devem levar em consideração o fato de que os equipamentos precisam trabalhar por longos períodos com manutenção limitada – em ambiente de águas profundas, o ROV tem que ser capaz de executar intervenções de rotina. Uma robusta estratégia de manutenção pode evitar possíveis falhas durante a fase inicial do projeto. Pelo fato de a manutenção preventiva abranger somente cerca de 15% de falhas, os programas de manutenção preventiva não são suficientes para evitá-las. O monitoramento contínuo é uma prioridade para uma gestão apropriada dos equipamentos. Um monitoramento estratégico com base nas condições dos equipamentos, condition-based monitoring (CBM), deve ser aplicado, além da ma-
nutenção preventiva, pois melhora a confiabilidade do equipamento e ajuda a definir o momento certo para a manutenção adequada. Nas operações de DGD, uma das peças mais importantes do equipamento é a bomba submarina. O Continuous Circulation System (CCS), quando presente, também é uma parte fundamental do sistema, pois transforma um DGD em um verdadeiro sistema de MPD. Os componentes do CCS que podem ser monitorizados incluem a gaveta, as gavetas de tubo e o sistema de válvulas que controla as câmaras de pressurização. Os componentes das bombas submarinas considerados críticos devem ser colocados sob uma regime de CBM e incluem o sistema de válvulas das bombas de deslocamento positivo (Positive Displacment Pump/ PDP) como a bomba alternativa de diafragma (Mudlift) ou a bomba de pistão, o elemento elástico do diafragma da bomba mudlift, as peças mecânicas e selos do sistema pistão/cilindro da bomba de pistão, e as partes mecânicas das bombas rotativas (Rotodynamic Pump/ RTP) como a bomba centrífuga e de discos.
A bomba submarina pode afetar a vida útil dos equipamentos conectados a ela devido a diferentes tipos de vibrações induzidas pelo fluxo. Um desses efeitos é o fluxo pulsante das bombas tipo PDP que, em teoria, pode induzir uma carga cíclica nas linhas e/ou tubulações danificando as conexões. As bombas tipo RTP também podem gerar fluxo instável, devido à própria operação de perfuração. A linha de retorno de fluidos, mesmo projetada para lidar com as pressões de águas profundas, corrosão, correntes e ondas, deve ser acompanhada de perto com o CBM, em particular nas conexões sujeitas a maior carga como aquelas na saída / entrada da bomba submarina e na terminação de superfície, que pode ser submetida à fadiga multiaxial e à corrosão.
Futuras pesquisas O trabalho realizado pela equipe da ABS identificou uma série de aspectos da tecnologia do DGD que precisam ser analisadas em detalhe para evitar riscos adicionais em operações de perfuração em águas profundas. São eles: – Elementos de bombeamento de bombas submarinas, em particular das bombas tipo PDP: melhoria
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do material hoje utilizado nos elementos de bombeamento irá certamente fornecer mais confiabilidade ao sistema. – O impacto ambiental da água do mar utilizada para o funcionamento das bombas submarinas: algumas bombas tipo PDP (ou seja a Mudlift e a bomba de pistão, também chamada de RAM Pump) são alimentadas por água do mar, que é bombeada desde a superfície até a instalação e descarregada para o mar. Em poços de águas profundas e ultraprofundas há preocupações sobre os efeitos de tais sistemas de circulação sobre a vida marinha, em particular para um campo com poços muito próximos e de longa duração. – O impacto do ruído gerado pelas bombas submarinas: em um ambiente de águas ultraprofundas, o ruído gerado por uma bomba submarina pode afetar a vida marinha, em particular, para um campo com poços muito próximos e de longa duração. O impacto deste ruído no comportamento dos organismos marinhos pode ser modelado durante a fase de projeto. – Transmissão de dados dos equipamentos de Logging While Drilling (LWD): o BHA de perfuração inclui os equipamentos de LWD que, em geral, enviam o dados em tempo real por meio de pulsos de pressão na coluna de fluido. Embora o LWD não faça parte do escopo deste estudo, vale mencionar que um sistema de DGD projetado para perfurar um poço inteiro precisa considerar o tipo de ferramentas LWD mais apropriado. As bombas submarinas podem gerar ruídos adicionais de pressão no interior da coluna de fluido mascarando parcial ou totalmente os pulsos do LWD. Nesse caso, os sistemas de telemetria que não precisam da coluna de fluido para a transmissão de dados são os mais adequados. – A capacidade de intervenção do ROV: as interfaces entre o ROV e equipamentos submarinos precisam ser avaliadas para identificar as lacunas tecnológicas. – Casing While Drilling(CWD) e Monobore: teoricamente, é possível a utilização do CWD e da tecnologia Monobore durante a perfuração DGD. Todos os possíveis problemas devem ser avaliados. – A utilização do Subsea Rotating Diverter (SRD): alguns sistemas não contemplam o uso do SRD durante a perfuração com o BOP instalado e o fluidos de retorno são contidos acima do BOP dentro de parte do riser. O nível desses fluidos é controlado pela taxa de fluxo da bomba submarina e limitado à posição da bomba submarina acima do BOP. Qual218
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quer perda de controle do nível dos fluidos pode pôr em risco a operação (por exemplo, a presença de gás no riser acima do BOP). A melhoria de tais sistemas irá certamente melhorar a segurança das operações. Embora a integração dos equipamentos do DGD na plataforma esteja fora do escopo deste trabalho, existem muitas modificações que precisam ser realizadas no monpool e nos painéis de controle. Elas incluem: – Modificação da ponte que sustenta o BOP durante a operação de instalação: nos casos em que a bomba submarina é acoplada à estrutura do BOP, o peso adicional precisa ser levado em conta. Isso requer um fortalecimento dos equipamentos envolvidos na instalação do BOP. – Um trip tank duplo: a adição de mais um tanque, precisa ser avaliada. – Outras modificações: linha de retorno de lama, linha de suprimento de água do mar para o skid de filtração, skid de filtração da água do mar, a linha de água do mar que alimenta a bomba submarina, o espaço adicional para a equipe responsável pela bombas submarinas, modificações do painel de controle e outras questões relacionadas com a integração elétrica. O estudo FMECA em nível funcional para o sistema de DGD identificou os seguintes possíveis eventos: – Falta de água do mar para abastecer a bomba mudlift ou fluxo reduzido devido ao entupimento das linhas. – Perda de controle das válvulas hidráulicas (apenas o tipo alternativo de bombas PDP). – Mau funcionamento das válvulas hidráulicas da bomba submarina (apenas o tipo alternativo de bombas PDP). – Perda total da eficiência da bomba mudlift. – Redução da eficiência da bomba mudlift. – Integridade da instalação da bomba comprometida. – Válvulas da bomba submarina obstruídas parcial ou totalmente (apenas o tipo alternativo de bomba PDP). – SRD incapaz de desviar os fluidos para a bomba submarina. – Mau funcionamento da DSV; sem capacidade de fechar durante as conexões ou paradas de circulação. – Mau funcionamento da DSV; sem capacidade de abrir restando total ou parcialmente fechada após o início da circulação e/ou durante a perfuração.
– Válvulas da bomba submarina entupidas (apenas o tipo alternativo de bomba PDP). – Bomba submarina entupida por cascalho. – SPU entupido por cascalho. – Parada da bomba submarina. – Volume reduzido dos fluidos ou nenhum fluido vindo do módulo de sucção (SMO). – Flutuações e/ou redução da vazão da bomba submarina (apenas bomba centrífuga). –Bomba submarina sem vazão (apenas bomba centrífuga). – Flutuações e/ou redução da vazão da bomba submarina (apenas bomba de pistão). – Redução da área transversal da linha de sucção da bomba submarina. – Vazamento parcial ou total de fluido da linha de sucção da bomba submarina. – Vazamento parcial ou total de fluido da linha de retorno da bomba submarina. – Entupimento parcial ou total do SMO devido a hidratos.
– Instabilidade SMO devido à instalação precária. – Fadiga nas conexões de linhas induzida pelo fluxo pulsante de bombas submarinas PDP tipo alternativo. – Falha do rotor da bomba submarina (apenas bomba centrífuga). – Perda parcial ou total dos sensores de monitoramento da bomba submarina. – Falha na ativação da(s) gaveta(s) de tubo do CCS. – Falha na ativação da gaveta chega do CCS. – Falha na pressurização da câmara do CCS. – Descarga em águas profundas do mar provenientes da superfície utilizada para acionar a bomba submarina; o processo causa mudanças de pH, oxigênio e nutrientes ao redor da cabeça do poço (apenas o tipo alternativo de bomba PDP). – Ruído excessivo em águas profundas ao redor da cabeça de poço, afetando a vida marinha.
Nota: Este artigo baseia-se em uma apresentação no IADC Advanced Rig Technology Workshop, realizado em 12 de junho de 2012, em Barcelona, Espanha; parte da apresentação foi publicada na edição de julho/agosto da revista Drilling Contractor. Agradecimentos: Os autores gostariam de agradecer a Todd Grove, VP de tecnologia, ABS; Sudheer Chand, diretor do Offshore Technology, ABS, e Bret Montaruli, VP Offshore Technology, ABS, pelo constante apoio durante o projeto e na revisão deste artigo.
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Completa linha de cabos naval e offshore
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conteúdo local
Supply Chain:
mecanismos de financiamento à cadeia de suprimento da Petrobras
O crescente desafio para atender aos requisitos de conteúdo local cada vez mais restritos e as aplicações de multas milionárias por parte da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) vem demandando soluções criativas por parte das empresas concessionárias de áreas de exploração e produção no Brasil, especialmente aquelas que são operadoras das concessões. Neste artigo, algumas soluções são apresentadas, com ênfase especial para as soluções adotadas pela Petrobras, que vêm sendo apresentadas em diversos fóruns. Tais soluções, ou produtos, no linguajar do mercado financeiro, foram concebidas em conjunto com os maiores bancos de varejo do país, ou por instituições financeiras não bancárias, para facilitar o acesso a capital de giro da cadeia de fornecedores nacionais.
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ntes de abordar o assunto específico, cabe uma breve exposição do plano de negócios da Petrobras, disparadamente a maior operadora de concessões no Brasil e que possui, em sua carteira de projetos o gigantesco desafio de explorar, desenvolver e produzir os campos da camada Pré-Sal, e dos desafios que a empresa tem pela frente, que motivaram as soluções financeiras abordadas neste artigo. A diretoria da Petrobras foi mudada, com exceção do diretor financeiro, a partir de fevereiro passado. Sua primeira medida foi revisar o plano de negócios para os próximos anos, com uma visão pragmática pautada em projetos típicos, com cronogramas realistas. A curva de produção de óleo foi revisada. Entretanto, verifica-se que a produção atual de dois milhões de barris por dia, que a companhia, que foi fundada em 1953, levou quase 60 anos para atingir, deverá dobrar até 2020, quando a produção de óleo deverá ser de quatro milhões e 200 mil barris por dia. Ou seja, o que levou quase 60 anos para ser alcançado, a Petrobras irá dobrar em oito anos.
Plano de Negócios 2012-2016 da Petrobras Roberto Alfradique Vieira de Macedo, graduado em Engenharia Naval pela Universidade Federal do Rio de Janeiro em 1979 e em Direito pela Universidade Federal Fluminense em 1991, recebeu o título de Mestre em Engenharia de Petróleo pela Universidade Federal de Ouro Preto em 1987 e é pós-graduado em Gestão de Empresas pela London Business School em 1998. Gerente geral de Gestão Financeira de Projetos Especiais da Petrobras.
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No período de cinco anos até 2016, a Petrobras irá investir cerca US$ 237 bilhões, sendo que 60% deste montante serão aplicados em projetos de exploração e produção de petróleo e gás natural. Aliás, como vem enfatizando a presidente da Petrobras, a prioridade número um da companhia são os projetos de exploração e produção de petróleo e gás natural, especialmente no Brasil. Não emitir novas ações e manter a classificação de grau de investimento robusto de que hoje dispõe a Petrobras são os dois pilares financeiros do plano de negócios da companhia. Portanto, considerou-se que, desde que o preço do petróleo Brent se mantenha em um valor médio de US$ 110.82 em 2012, diminuindo para US$
Foto: Agência Petrobras
90 no longo prazo, a Petrobras deverá manter uma alavancagem inferior a 35% e uma relação dívida líquida / Ebidta também inferior a 2,5. Também é importante premissa que somente os projetos em implantação sejam contemplados no planejamento financeiro da empresa. Os projetos ainda em avaliação serão incorporados à medida que sejam aprovados, desde que com indicadores financeiros robustos. O plano considera usos de US$ 209 bilhões em investimentos e US$ 37 bilhões para amortização de financiamentos existentes. Por outro lado, US$ 136 bilhões de dólares serão gerados por suas próprias operações, US$ 80 bilhões decorrerão de captações no mercado, enquanto US$ 16 bilhões serão incorporados a partir de desinvestimentos. O caixa mínimo a ser mantido no período será de US$ 15 bilhões. A partir de 2016, a companhia passa a ter fluxo de caixa livre positivo, não mais necessitando captar recursos financeiros para a implementação de seu programa de investimentos. Todo o Plano de Negócios da Petrobras é embasado na gestão integrada do portfólio de projetos da companhia e na estrita observância de requisitos de segurança e de preservação do meio ambiente. Três programas chamados pela empresa de estruturantes darão sustentação a todo o plano: o programa de otimização de custos, o programa de aumento da eficiência operacional da Bacia de Campos (responsável por cerca de 80% da produção de petróleo e gás natural) e o programa de gestão de conteúdo local. A Petrobras, por força dos contratos de concessão de blocos petrolíferos, é obrigada a contratar
um percentual mínimo de equipamentos e serviços no Brasil. E este percentual vem sendo cada vez maior. Em vista dessa obrigação, foi feito um diagnóstico dos principais gargalos da indústria fornecedora no Brasil. Verificou-se haver três pontos fundamentais a serem vencidos: mão de obra qualificada – foi criado o Prominp (Programa de Mobilização da Indústria de Petróleo e Gás Natural), coordenado pelo Ministério de Minas e Energia, com participação das empresas petrolíferas, das associações de fornecedores de bens e de serviços ligados à indústria do petróleo e de diversas universidades, cujo secretário-geral é um gerente de alto nível da Petrobras, sendo a Petrobras o principal participante. Por intermédio do Prominp, já foram treinadas mais de 70 mil pessoas dos níveis básico, intermediário e superior. Ainda há uma previsão de mais de 200 mil pessoas serem treinadas; acesso a tecnologia – o Centro de Pesquisas da Petrobras, localizado na Ilha do Fundão, no Rio de Janeiro, tem desenvolvido inúmeros projetos tecnológicos, seja em parceria com empresas detentoras de tecnologias específicas e universidades brasileiras e estrangeiras, seja com seu próprio pessoal. Além do mais, diversas empresas fornecedoras de bens e de serviços de grande porte, brasileiras e estrangeiras, estão construindo centros de pesquisa próximos ao da Petrobras, transformando a Ilha do Fundão, vizinha ao aeroporto internacional do Rio de Janeiro, em um polo tecnológico da indústria do petróleo; e acesso a capital de giro – as empresas fornecedoras brasileiras não tinham acesso a capital de giro a custos competitivos quando comparadas com as empresas internacionais.
Progredir Foi para resolver este gargalo que a Petrobras, junto com os maiores bancos de varejo do Brasil, criou o Progredir: um programa que visa a possibilitar à cadeia de fornecedores da Petrobras acesso a capital de giro a custos inferiores aos usualmente obtidos no mercado financeiro. Com o objetivo de viabilizar a oferta de crédito em volume e condições competitivas para toda a cadeia de fornecedores, com regras fixas de relacionamento entre ofertantes e tomadores de crédito que minimizam os riscos, o Progredir permite a obtenção de financiamentos lastreados em recebíveis não performados. Assim, o risco de crédito (o risco do pagamento) é o risco Petrobras, enquanto apenas o risco de performance (o risco de o fornecedor cumprir o contrato) é que será específico de cada TN Petróleo 85
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fornecedor. E por que o risco Petrobras diminui o custo do capital? A Petrobras possui o menor nível de risco no Brasil – menor até que o risco soberano do país. A Petrobras jamais deixou de pagar um contrato executado na forma contratualmente pactuada. Portanto, a parcela do spread cobrado na taxa de desconto referente ao risco de crédito será a menor possível de se obter no Brasil. No entanto, a análise de crédito é exclusiva dos bancos, que detêm o know how e a expertise na matéria. Os riscos de performance são minimizados pelo acesso a informações dos fornecedores e os riscos de crédito são minimizados por meio de mecanismos de trava de pagamento. Para operar o programa, foi desenvolvido um portal na internet, por meio do qual praticamente todas as operações são executadas. O programa foi desenvolvido em parceria com os seis maiores bancos de varejo do Brasil – Banco do Brasil, Caixa Econômica Federal, Bradesco, HSBC, Itaú e Santander –, e hoje conta com a participação de nove bancos – BicBanco, Banrisul e Citibank aderiram posteriormente –, embora haja inúmeras solicitações de adesão ao programa por parte de outros bancos. O portal está ambientado na Petronect, que é a subsidiária da Petrobras para execução das contratações e compras eletrônicas para todo o Sistema Petrobras. Portanto, todas as certificações e proteções requeridas para garantir e proteger os negócios eletrônicos da Companhia também certificam e protegem as operações do Progredir. Outra característica primordial do Progredir é a garantia de sigilo e de segregação de informações entre os participantes (Petrobras, bancos e fornecedores). Principalmente o sigilo bancário, que é uma garantia incluída na constituição federal, é rigorosamente observado nas operações no Progredir. Assim, a negociação entre a Petrobras e seus fornecedores só é liberada para conhecimento dos bancos se autorizada pelo fornecedor. Da mesma forma, o negócio realizado entre o fornecedor e o banco não é visto pela Petrobras. Praticamente todas as ações a serem executadas para obtenção do financiamento se dão por meio da internet. O fornecedor, em seu próprio computador, em sua sala de trabalho, executa todas as etapas para a obtenção do financiamento. As únicas exceções são a assinatura do termo de adesão ao programa, para a qual ele pode comparecer a qualquer agência de qualquer um dos bancos participantes, mesmo que não seja correntista desse banco, e so222
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licitar a adesão – a necessidade de comparecer ao banco decorre da exigência legal de que a pessoa que assina o termo de adesão possua poderes para tal, o que é verificado pelo banco que recebeu os documentos comprobatórios. A outra ocasião em que o representante da empresa precisa sair de seu estabelecimento é quando o financiamento é celebrado, pois será necessário assinar o contrato com o banco que irá desembolsar os recursos para a empresa. Até o momento, os departamentos jurídicos dos bancos não concordaram em que o contrato seja fechado online. A adesão ao programa é muito simples. São executados os seguintes passos: para entrar no portal, é só digitar o endereço eletrônico www.progredir. petronect.com.br (a Petronect é o portal de compras a Petrobras); no portal, há uma opção Quero Participar. É só clicar sobre ela e, em seguida, preencher os dados básicos da empresa, tais como a razão social, o nome e o e-mail da pessoa de contato; após alguns dias, será informado o login e a senha para acesso ao portal; e então, completa-se o cadastro com outras informações sobre a empresa. Cabe enfatizar que, quanto maior a quantidade de informações prestadas pela empresa, maior a possibilidade de os bancos oferecerem uma taxa de juros menor. A partir deste momento, fica disponível o treinamento de utilização do portal. Esse treinamento é online e ocorre duas vezes por semana, pela manhã ou à tarde. Fica a critério da empresa escolher o dia e o horário que lhe for mais conveniente. Ocasionalmente, quando há uma demanda que justifique, a equipe de suporte ao Progredir também realiza treinamentos presenciais. Após o treinamento, a empresa está apta a fazer o download do contrato para o qual deseja o financiamento e a comparecer a uma agência de um dos bancos participantes e assinar o termo de adesão. Assinado o termo de adesão, a empresa pode solicitar o financiamento cuja garantia de pagamento será os recebíveis do contrato. Imediatamente, o portal enviará um e-mail para todos os bancos participantes simultaneamente, que terão um número de dias úteis, determinado pela empresa solicitante, para responder positiva ou negativamente pela concessão do financiamento e suas condições. Um dia útil após o término do prazo para resposta, e somente após esse prazo, a empresa pode abrir os e-mails de resposta e selecionar qual dos bancos lhe ofertou a condição que mais lhe agrade.
Trata-se, em uma livre interpretação, de uma licitação de taxa de juros, em que os bancos apresentam suas propostas, que serão abertas pela empresa em uma data específica. O programa foi lançado oficialmente no dia 6 de junho de 2011. Até o dia 31 de agosto de 2012, completados quase 15 meses de operações, mais de R$ 3 bilhões já haviam sido financiados por meio do Progredir, em 656 operações com 335 empresas. Isto demonstra que várias empresas que obtiveram financiamento retornaram para negociar novamente pelo portal, pois reconheceram a vantagem em relação aos meios tradicionais de obtenção de capital de giro. Um indicador importante é a taxa de sucesso de 85%. Significa que 85% das empresas que solicitaram financiamento pelo portal fecharam o contrato. Os financiamentos não podem ser de 100% do valor do saldo do contrato. A empresa pode utilizar, no máximo, 80% dos recebíveis como garantia de seu financiamento. O restante servirá como garantia para os financiamentos a serem tomados com os demais elos da cadeia de fornecimento, que, por sua vez, só poderão utilizar até 50% do saldo de seus contratos. Esta foi a forma concebida para que o risco de crédito da Petrobras pudesse percolar pela cadeia de fornecedores, mesmo quando as empresas dos demais elos – o fornecedor do fornecedor do fornecedor do fornecedor da Petrobras – não tenham nenhum contrato com a empresa. Mesmo estando muito afastada da Petrobras na cadeia de fornecimento, a empresa vai se beneficiar do baixo risco de crédito da Petrobras, arcando unicamente com seu próprio risco de performance. Cabe uma explicação mais detalhada de como funciona a vinculação de receita como garantia do financiamento: 1 – suponhamos que um fornecedor (F2) do fornecedor (F1) da Petrobras cumpra seu contrato perfeitamente e não receba o pagamento previsto. Seu banco credor não poderá amortizar o financiamento e F2 ficará em default; 2 – este banco credor de F2 notificará o banco recebedor de F1, onde a Petrobras faz os pagamentos do contrato entre ela e F1, do default no fluxo de pagamentos; 3 – no próximo pagamento que a Petrobras fizer a F1, o banco recebedor de F1 irá repassar os recursos necessários para liquidar a parcela em default ao banco credor de F2, e liberará o eventual saldo para a conta de livre movimentação de F1.
Por conta do sigilo garantido no portal, somente as empresas e os bancos têm acesso aos negócios realizados entre eles. Entretanto, sempre que um negócio é fechado, a equipe de suporte ao Progredir entra em contato com a empresa e solicita um depoimento sobre a negociação, com enfoque especial na agilidade, na facilidade de operacionalização e na redução das taxas de financiamento, além de solicitar autorização para divulgação do depoimento. Graças a esta prática, diversas melhorias têm sido implantadas no portal. A figura abaixo mostra a tela de entrada do portal, que irá aparecer quando for digitado o endereço eletrônico do portal: www.progredir.petronect. com.br. Nela aparece a opção Quero Participar, para as empresas que ainda não estão cadastradas,
bem como os campos para entrar com login e senha para os já cadastrados. Também há uma opção de atendimento online para auxiliar a navegação pelo portal bem como um telefone gratuito, um 0800, para acessar o help-desk do portal.
FIDC (Fundo de Investimento em Direitos Creditórios) Outro produto para facilitar o acesso dos fornecedores da Petrobras a capital de giro mais barato são os FIDCs (fundos de investimento em direitos creditórios). Esses fundos são produtos comuns no mercado de capitais, regulados pela CVM (Comissão de Valores Mobiliários). Já há quase 400 FIDCs constituídos no país. No entanto, há pouco tempo, foram constituídos alguns fundos exclusivos para fornecedores da Petrobras. O objetivo também é viabilizar a obtenção de recursos para os fornecedores da Petrobras, só que apenas para os fornecedores diretos, não beneficiando as empresas que estejam nos demais elos da cadeia de fornecimento. TN Petróleo 85
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conteúdo local
Como não se trata de uma operação de financiamento, dois benefícios que se ressaltam são o fato de não onerar o balanço da empresa tomadora, permitindo que, mesmo uma empresa muito alavancada, possa captar recursos. Outro benefício importante é o fato de ser uma operação isenta de impostos, pois se trata de uma operação mercantil. A estrutura básica do negócio é muito simples. Uma empresa assina um contrato com a Petrobras. A empresa procura um fundo para negociar o contrato. O fundo vai ao mercado e capta recursos
com investidores, e repassa à empresa. Quando a empresa cumpre o contrato, a Petrobras faz o pagamento ao fundo que, por sua vez, remunera seus investidores. Basicamente, este é o mecanismo pelo qual giram os FIDCs, ilustrado na figura abaixo. Os FIDCs são um pouco mais antigos que o Progredir. Já financiaram mais de R$ 3,5 bilhões em mais de 1.100 operações com 293 empresas beneficiadas. Também tem se provado uma solução satisfatória pelas empresas tomadoras, haja vista o número de empresas que volta a se financiar pelos FIDCs. Há oito financeiras gestoras de FIDCs exclusivos para fornecedores da Petrobras. São responsáveis por dez fundos, todos acompanhados pela equipe de apoio aos fundos da Petrobras, embora, no caso dos FIDCs, não ocorra nenhuma participação ativa no processo de originação. Todo o apoio necessário nos trâmites internos à Petrobras é dado, mas a negociação é feita entre os fundos e as empresas sem qualquer envolvimento direto da Companhia. Também para os FIDCs há uma página na Petronect. Se for digitado o endereço eletrônico www. fidcpetrobras.petronect.com.br, abrirá a tela abaixo na qual diversas informações podem ser obtidas. Caso
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se clique sobre a palavra contatos, abrirá uma tela com os logotipos dos gestores dos fundos exclusivos. Clicando-se sobre cada um dos logotipos, o usuário será direcionado ao site da empresa gestora do fundo.
Conclusões Para concluir, gostaria de fazer um breve sumário dos mecanismos de financiamento à cadeia de suprimento da Petrobras. As principais diferenças entre a obtenção de capital de giro por meio do Progredir ou dos FIDCs residem no fato de que, no Progredir, executa-se uma transação financeira, pois se trata de um empréstimo bancário a taxas inferiores às usualmente praticadas, enquanto com os FIDCs, as empresas fazem uma transação mercantil de venda do fluxo de recebíveis dos contratos. O Progredir é estruturado de forma a que atenda aos fornecedores diretos da Petrobras bem como aos demais elos da cadeia de fornecimento, enquanto os fundos financiam apenas os fornecedores diretos que possuam CRCC (o certificado que comprova estar a empresa registrada no cadastro de fornecedores da Petrobras) e nota de BAD (uma nota atribuída pelo gerente do contrato por parte da Petrobras à empresa, periodicamente, durante a execução do contrato) superior a 70. Para se financiar pelo Progredir, a empresa precisa apresentar um balanço com capacidade para tomar crédito, e só pode financiar até 80% do saldo do contrato. Para a Petrobras, é indiferente a escolha do mecanismo. A empresa busca fornecedores de qualidade, com preços competitivos e boa saúde financeira. A escolha do mecanismo a ser aproveitado é decisão do fornecedor no âmbito do melhor gerenciamento de seu caixa. O mercado financeiro, no Brasil, hoje, encontra-se em uma situação muito especial – com alta liquidez. Em 2005, a taxa básica de juros – a taxa Selic – era de 19,5% e as operações de crédito equivaliam a pouco mais de 25% do PIB. Atualmente, enquanto a taxa Selic foi reduzida para 7,5%, com viés de baixa, as operações de crédito aumentaram para quase 50% do PIB. O mercado de crédito brasileiro apresenta alta liquidez. Nesse contexto, o Progredir e os FIDCs permitem o acesso a crédito de forma ágil e a custos competitivos; apresentam boa disponibilidade de recursos e de opções para as empresas; vêm apresentando alta taxa de sucesso e, especialmente no caso do Progredir, atinge toda a cadeia de fornecedores da Petrobras.
THE 4 TH SAUDI ARABIA INTERNATIONAL OIL & GAS EXHIBITION
24-26 SEPTEMBER 2012 DAMMAM, KINGDOM OF SAUDI ARABIA WWW.SAOGE.ORG
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fino gosto
Foto: Depositphotos
por Orlando Santos
Um conceito culinário que veio da por Orlando Santos
Índia
Há várias razões para o carioca simpatizar de imediato com o Restaurante Veggie Govinda. Localizado no coração do Rio, vizinho do tradicional Café Gaúcho, a entrada é simpática e a pequena escada que leva ao salão principal (para quem não quer utilizar o elevador), tem um agradável ar alternativo com pétalas de rosas espalhadas entre um degrau e outro. 226
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Fotos: TN Petróleo
O
perfume dos incensos e a música tradicional indiana introduzem os clientes na mais nova e, até agora, a mais bem-sucedida experiência de restaurante indiano na cidade. As pequenas mesas, onde são servidas as refeições, bastante simples, são decoradas com temas indianos, assim como as paredes, e apesar de comportar, diariamente, perto de 200 comensais, nada parece perturbar a paz reinante e o bom astral do lugar. No andar de cima, o restaurante mantém o Centro Cultural Govinda, para simples meditação ou práticas e estudos védicos. Da cozinha do Govinda, executada pela chef Sridhama Dasi, saem pratos que, seguindo a filosofia ayurvédica, chegam à mesa do cliente valorizando as três finalidades da alimentação: aumentar a duração da vida, proporcionar energia ao corpo e purificar a mente. Para tal, afirmam os sócios do Govinda, eles precisam estar sob a influência da energia sattva (da bondade), tais como os grãos, vegetais, frutas e produtos lácteos, os ingredientes ali utilizados. O restaurante adota um novo conceito culinário, o Karma free (ou seja, livres do Karma), sendo considerado o melhor alimento, pois, segundo Cláudio Cunha, um dos quatro sócios da Casa, além de ter sido preparado com extremo cuidado, higiene e boas vibrações, é oferecido com amor e devoção. Ao preço fixo de R$ 23,00 são servidos, diariamente, de segunda a sexta, das 11:30h às 15:00h, dois pratos, à escolha do cliente. O cardápio semanal, também fixo, contempla a filosofia da comida vegetariana. Toda a preparação dos alimentos é feita com base no ghee, que é, segundo os
donos do Govinda, a manteiga clarificada, isto é, sem as impurezas, sem gordura saturada. O que inspira o Govinda é não só alimentar o corpo, mas a alma também. A chef Sridhama Dasi é uma experiente cozinheira, tendo morado em templos e cozinhado em vários países. É especialista em culinária ayurvédica, ou simplesmente indiana, aquela que promete o equilíbrio. E para quem já experimentou a alimentação ayurvédica, os donos do Govinda garantem que os resultados ficam logo evidentes: mais disposição, melhora do humor, da qualidade do sono, da digestão, da concentração, maior brilho na pele e no cabelo e alergias amenizadas. Por isso tudo é que cresce o número de cariocas que passaram a se beneficiar dessa alimentação, em dietas feitas em casa mesmo, em algum restaurante não especializado ou em restaurante como o novo Govinda. Que a paz perdure por muito tempo no coração do Rio. No corpo e na alma.
Restaurante Veggie Govinda Sabor da Índia Rua São José, 86 sobreloja (entrada Rua Rodrigo Silva, 6) Telefone: (21) 3172-0708 • veggie@govinda.com.br TN Petróleo 85
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Foto: Divulgação
coffee break
Le bassin aux nymphéas, harmonie verte Claude Monet
Le Fifre Edouard Manet
Impressionistas Depois de São Paulo, chegará a vez de o Rio ver de perto telas de Renoir, Monet, Cézanne, Van Gogh e Manet! Elas estarão expostas a partir de outubro no Centro Cultural Banco do Brasil, no Centro do Rio, numa mostra sem precedentes na história cultural brasileira pela grandiosidade das obras e pela magnitude histórica. Centro Cultural Banco do Brasil 22 de outubro de 2012 a 13 de janeiro de 2013 Rua Primeiro de Março, 66 Centro – Rio de Janeiro/RJ Terça a domingo, de 9h às 21h Informações: (21) 3808-2020 228
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d
chegam ao CCBB por Orlando Santos
Depois de cruzar o Atlântico, as 85 obras-primas impressionistas ocuparam um espaço nobre do CCBB-SP, e depois virão para a nobreza do espaço no Rio, que deverá receber milhares de visitantes de outubro de 2012 a janeiro de 2013, quando as peças retornarão a Paris. A exposição apresenta um panorama detalhado da pintura impressionista e pós-impressionista, sob o titulo de Impressionismo: Paris e a Modernidade – Obras-Primas do Museu d’Orsay. O projeto está sendo considerado o maior já realizado até agora pelos centros culturais do Banco do Brasil. E é considerado, pelos curadores da mostra, um dos mais desafiantes dentre as exposições internacionais já realizadas no país. A exposição tem a “cidade luz” como principal referência. No fôlder de apresentação lê-se que os realizadores destacam que a capital moderna por excelência atraiu os maiores artistas do século XIX, que pintaram sua paisagem, seus lugares e suas vida sob diferentes perspectivas: “Atraídos ou repelidos pelo seu magnetismo, a cidade motivou a expressão artística de Claude Monet, Vicent Van Gogh, Jules Lefebvre, Edouard Manet, Paul Gauguin, Pierre-Auguste Renoir, Toulouse-Lautrec, entre outros. A exposição reúne alguns dos trabalhos desses pintores: por um lado, aqueles cuja
Les Alyscamps Paul Gauguin
Portrait de Fernand Halphen Auguste Renoir
temática está ligada ao crescimento da cidade – a vida moderna, os caminhos de ferro e as estações; por outro, estão representadas obras que surgiram a partir de uma reação a este movimento – a fuga da cidade em busca de ambientes bucólicos.” A mostra brasileira reúne seis módulos, três deles dedicados à vida da cidade luz: ‘Paris: a cidade moderna’, ‘A vida urbana e seus autores’ e ‘Paris é uma festa’ retratam a crônica urbana da capital francesa, com seus grandes boulevards, mercados, jardins públicos, cafés, óperas e bailes. Ali, o visitante verá o rio Sena e a Catedral de Notre-Dame retratados por Pissarro e Gauguin, cenas da vida burguesa na visão de Renoir; o cotidiano mundano das prostitutas, em quadros como Femme au boa noir, de Toulouse-Lautrec, as bailarinas de Degas e as plateias dos cabarés e teatros representadas em La troisième galerie au théâtre Du Chatelet, de Félix Vallotton. Os outros três módulos – ‘Fugir da cidade’, ‘Convite à viagem’ e ‘A vida silenciosa’ – mostram os trabalhos de artistas que fugiram do burburinho e da agitação parisiense em busca de uma vida calma, mais reservada. Entre eles estão: Claude Monet, que se mudou para Argenteul, e depois Giverny; Van Gogh, que decidiu seguir para Arles, com a finalidade de formar uma colônia de artistas; Gauguin e Émile Bernard, que foram viver na Bretanha; e Cézanne, que voltou a Aix-en-Provence para redescobrir a luz. Outro grupo, o de artistas do movimento Nabi (palavra que significa profeta, em hebraico e árabe), escolheu privilegiar o universo interior, delicado à leitura, à música e à vida em família. Impressionismo: Paris e a Modernidade – Obras-Primas do Museu d’Orsay tem curadoria de Caroline Mathieu, conservadora chefe do Museu d’Orsay, Guy Cogeval, presidente do Museu d’Orsay, e Pablo Jiménez Burillo, diretor-geral do Instituto de Cultura da Fundação Mapfre (em colaboração científica). A iniciativa traz ao Brasil um conjunto inédito de
Portrait de l’artiste au fond rose Paul Cézanne
obras emblemáticas do Impressionismo, fornecendo ao público a possibilidade de entender e conhecer melhor um dos mais importantes movimentos artísticos do século XIX. Uma das peças mais importantes e obra central da mostra, La Gare Saint-Lazare, cena da estação ferroviária de Paris feita por Monet em 1877, resume a velocidade e o espírito industrial da época em locomotivas que se perdiam em nuvens de fumaça violeta. A obra exposta é tida como a mais importante de pelo menos sete telas dessa famosa estação feitas por Claude Monet (1840-1926).
O Museu d’Orsay Considerado um dos mais importantes museus do mundo, dedicado à arte do século XIX e, sobretudo, ao movimento Impressionista, que deu origem à Arte Moderna, o Museu d’Orsay está localizado na antiga Gare d’Orsay (estação de Orsay), à margem esquerda do Sena, criada originalmente por ocasião da Exposição Universal em 1900. O projeto da estação foi elaborado pelo arquiteto Victor Laloux, em 1898, levando em conta a posição central que ela ocuparia no trajeto ferroviário e a elegância do bairro – próximo ao Louvre e à Légion d’Honneur. O Museu d’Orsay, que abriu suas portas ao público em 1986, em pouco mais de um quarto de século recebeu mais de 70 milhões de visitantes. Em outubro de 2011, depois de dois anos de obras de renovação, ganhou novos espaços para o público, dinamizando a história da instituição e de suas coleções. TN Petróleo 85
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indicadores tn feiras e congressos
Setembro
17 e 18 - Brasil Desenvolvimento Humano Rio Local: Rio de Janeiro Tel: +55 11 3132-7250 infinityce@infinityce.com.br www.infinityce.com.br/rhrio
17 a 20 - Brasil Rio Oil & Gas 2012 Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 21 2112-9000 eventos@ibp.org.br www.ibp.com.br
24 a 26 - Arábia Saudita The 4th Saudi Arabia International Oil & Gas Exhibition Local: Dammam exhibition@saoge.org www.saoge.org
24 a 28 - Canadá IPC 2012 - International Pipeline Conference Local: Calgary, Alberta Tel.: 403 228-6374 laandmrb@shaw.ca www.shaw.ca
16 a 19 - Brasil Santos Offshore Local: Santos, SP Tel.: +55 11 3060-5000 fernanda.sanz@reedalcantara.com.br www.santosoffshore.com.br
15 a 19 - Brasil ExpoNaval 2012 Local: Rio de janeiro Tel.: +55 21 2283-2482 sobena@sobena.org.br www.sobena2012.org.br
28 a 30 - Argentina World Shale Series - Latin America Summit Local: Buenos Aires +44 20 79780752 mrambridge@thecwcgroup.com www.latam.world-shale.com
23 a 24 - Holanda Offshore Energy 2012 Local: Amsterdan Tel.: +31 0 10 2092606 ao@navingo.com www.offshore-energy.biz
27 a 29 - Austrália Deep Offshore Technology Local: Perth, Austrália Nicole Faeth Tel.: +1 918 832 9347 annicolef@pennwell.com
Novembro
Dezembro
06 a 08 - EUA Deepwater Operations Local: Galveston, TX Tel.: +1 713 963 6256 sneighbors@pennwell.com www.pennwell.com
4 a 5 - Emirados Árabes Unidos Critical Issues Middle East Local: Dubai Tel.: +971 4 457 5801 www.iadc.org
Janeiro - 2013
Outubro
08 a 11 - Inglaterra Gastech Conference & Exhibition Local: Londres Tel: +44 0 203 180 6550 johnbates@dmgevents.com www.gastech.co.uk
14 a 16 - China CIPTC 2012 Local: Pequim allen.wang@bmc-china.cn www.ciotc-top.com
07 a 09 - México NGV Global 2012 Local: Cidade do México Tel.: +39 335 1893249 info@ngv2012mexico.com www.ngv2012.com
21 a 23 - Qatar Offshore Middle East Local: Doha, Qatar Tel.: 1-918-831-9160 www.offshoremiddleeast.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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INFORMAÇÃO DE QUALIDADE.
opinião
A tecnologia da informação se aperfeiçoa em ritmo acelerado. Não basta ser rápido na transmissão dos fatos; é preciso ser eficaz, saber onde prospectar a informação e ser ágil ao transformá-la em notícia. Ser objetivo, sem abrir mão de aprofundar temas e promover reflexões. Mostrar as tendências dos vários segmentos desta complexa indústria, e dar espaço para que todos os atores deste mercado possam expor suas opiniões. É isto o que o site da TN Petróleo oferece ao seu público: notícias, reportagens especiais, números e indicadores, entrevistas e análises. Não é preciso mais buscar informações. Fazemos isso para você. Acesse!
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feiras opinião e congressos
de Manuel Fernandes, sócio-líder da área de Óleo e Gás da KPMG no Brasil e professor de International Accounting da FGV.
Conteúdo local:
fortalecendo a cadeia produtiva de óleo e gás no Brasil
Com as atenções do mundo voltadas para o setor de óleo e gás do Brasil, a questão do “conteúdo local” traz à tona uma discussão global que ainda vai gerar muita polêmica. A obrigatoriedade de um percentual de até 68% de conteúdo nacional aplicado a esta indústria é um dos assuntos mais contestados pelo segmento e chama a atenção dos investidores estrangeiros interessados em adquirir fatias desse mercado.
A
reivindicação do governo norte-americano para que o Brasil reduza a exigência de conteúdo nacional na exploração de petróleo e gás esquentou ainda mais essa discussão. A insatisfação das empresas dos EUA com as regras do pré-sal se deve ao fato de que eles consideram muito alta a parcela de exigência da legislação brasileira e alegam que isso será uma barreira à sua entrada na exploração da nova fronteira petrolífera brasileira e, por isso, querem ter mais chances de participar do processo com tecnologia e know-how. Um dos argumentos levantados é que as exigências de conteúdo local possam tornar as empresas brasileiras menos competitivas em relação aos concorrentes internacionais, inflacionando o mercado. Sob outra ótica, esta nova fronteira que se abre para o país não surgiu por acaso, e a discussão acontece num momento extremamente positivo. Hoje, no limiar de se tornar um ator importante no setor de óleo e gás mundial, o governo federal não vai abrir mão de um instrumento que poderá impulsionar a cadeia produtiva deste segmento. Assim, o conteúdo local será uma contribuição da indústria para o país que terá a economia interna fortalecida e que trará inúmeros benefícios para a sociedade. Tal movimento está sendo considerado como elemento estruturante da atual política industrial, já que dará condições para que os produtores consigam se desenvolver, protegendo a indústria local e, consequentemente, os empregos que ela gera. No âmbito internacional, a posição mais dura do governo brasileiro para proteger a sua indústria foi tomada especialmente depois da crise econômi232
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ca internacional. Além disso, o país não é o único a adotar iniciativas que privilegiam o aumento do índice de nacionalização visando ao fortalecimento da cadeia produtiva do país e ao estímulo do desenvolvimento tecnológico do setor, nações como Noruega e Inglaterra já usaram o petróleo para fortalecer a indústria local. Diante de tantas perspectivas positivas, ainda temos um desafio pela frente, que está na aferição dos índices percentuais mínimos a serem aplicados em cada fase do ciclo de exploração e desenvolvimento dos respectivos blocos na indústria de petróleo e gás. A certificação de conteúdo local, uma espécie de auditoria dos custos e investimentos nacionais e estrangeiros, é um instrumento que precisa ser seguido à risca nos contratos firmados entre a Agência Nacional de Petróleo (ANP) e as empresas concessionárias vencedoras das rodadas de licitação de blocos de exploração. Vale lembrar que se os valores declarados pelas empresas como investimentos locais não forem certificados até o final da fase de exploração dos campos licitados, as operadoras estarão sujeitas a multas aplicadas pela ANP. Não se trata, no entanto, de algo que possa interferir no objetivo inicial, que é aumentar a participação da indústria nacional formando poderosas cadeias produtivas. Chegou o momento para uma discussão franca na sociedade sobre o papel que o Brasil quer ocupar no cenário mundial da indústria de petróleo e gás natural. Afinal, o objetivo de todos os agentes é incentivar a criação de uma indústria nacional competitiva, forte e sustentável.
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A V & M do BRASIL está preparada e tem capacidade para oferecer os melhores produtos com assistência completa para a exploração de petróleo. Por isso, ampliou e continua investindo em sua Base Logística e de Serviços de Rio das Ostras e, agora, está oferecendo com exclusividade um serviço ainda mais amplo, com inspeção e reparo, gerenciamento de estoque, fábrica de acessórios, VAM® Field Service, entre outros. A V & M do BRASIL, líder nacional na produção de tubos de aço sem costura, é uma empresa do Grupo Vallourec, líder mundial na produção de conexões Premium. G r u p o Va l l o u r e c
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