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opinião

Nova lei anticorrupção: qual será o impacto na esfera trabalhista?, de Mariana Schmidt, especialista em Direito do Trabalho do escritório Ferreira & Schmidt Consultoria Jurídica.

Combustíveis em alta Mais aço para a indústria Capital de energia: São Paulo não quer parar Ano XV • mar/abr 2014 • Nº 94 • www.tnpetroleo.com.br

especial: PNG 2014-2018

É hora de recuperar

o que foi perdido A complexidade dos riscos marítimos, por Antonio Lleyda Dispute boards: a redução do risco de judicialização de conflitos com subcontratados, por Alexandre Sion, Giovanni Peluci Paiva e Mariana de Souza Galan Campos maduros, um ativo estratégico: análise do processo produtivo para campos de petróleo em reativação, por Eduardo Oliveira Telese, Ednildo Andrade Torres e Francisco Gaudêncio M. Freires Como as petroquímicas podem prosperar com o boom do LGN, por José de Sá

Entrevista exclusiva

Luiz Germano Bodanese, presidente da Gaia

A reinvenção da Gaia

entrevista exclusiva

Foto: divulgação

Luiz Germano Bodanese, presidente da Gaia

A Reinvenção dA GAiA por Beatriz Cardoso e Maria Fernanda Romero

APreseNTAr Ao mercAdo soluções inovadoras, com a aplicação de tecnologias consagradas, com foco principalmente na redução de custos, tem sido o segredo da empresa criada pelo engenheiro gaúcho Luiz Germano Bodanese. em entrevista exclusiva à TN Petróleo, o homem que abandonou um cargo gerencial na Petrobras America para alçar voo próprio, mostra que reinventar-se já é rotina. “detectamos um problema, buscamos entender suas particularidades para então buscar parceiros estratégicos, independente de terem ou não relação anterior com a Gaia, para gerar soluções que o mercado requer”, afirma Bodanese. essa interatividade é a marca registrada do empresário, que já foi denominado de ‘quase uma alma gêmea’ pelo lutador rodrigo minotauro. o craque do UFc usou do aparato especial para tratamento fisioterápico que Bodanese tem em casa, para se recuperar de uma lesão no quadril, em 2011. coisas de quem tem múltiplos interesses e paixão pela vida.

Às vésperas de completar duas décadas de atividades, a Gaia reflete no seu codinome – The Solution Team – a proposta da empresa de atuar hoje como uma desenvolvedora de negócios no mercado de petróleo e gás. Nesse reposicionamento, a empresa que chegou a ter quase 30 representações de companhias estrangeiras, continua a fazer o que se constitui a sua maior expertise: reunir parceiros altamente qualificados para gerar negócios e até mesmo antecipar soluções para os inúmeros desafios desse setor. Seja em terra firme, ou nas águas profundas da costa brasileira.

TN Petróleo – A Gaia foi criada originalmente como uma empresa de representação e hoje se posiciona como uma provedora de soluções para o mercado de óleo e gás. Como vem sendo feito esse reposicionamento? Luiz Germano Bodanese – A Gaia sempre se posicionou como uma empresa de parcerias, mais além da mera representação, que passou a ser uma atividade cada vez mais fiscalizada, devido a questões de compliance. Tanto que buscamos a certificação da Trace International, organização que certifica as empresas éticas com responsabilidade econômica e social em todo o mundo. A Gaia foi recertificada esse ano. Aliada a essa postura, nossa expertise e conhecimento acumulado pelo nosso corpo técnico nos colocam como uma parceira altamente qualificada e confiável no mercado internacional. o resto é um processo natural da empresa, que tem se reposicionado como uma desenvolvedora de negócios, por meio de soluções técnicas ou tecnológicas que o mercado demanda. Procuramos entender o problema e gerar soluções, chamando parceiros que possam somar expertise e contribuir para a solução, agregar valor para a solução desse problema. Um parceiro que reúna as competências para gerar essa solução. o que isso significou na prática? Tínhamos a representação de 27 empresas, atuando como agentes delas no mercado brasileiro. reduzimos esse número para seis, sete parceiras, e temos participação diferenciada em duas joint ventures. Focamos em empresas parceiras de maior potencial para o nosso negócio, como a inglesa Heatric, fabricante de trocadores de calor compactos, a italiana drillmec, de sondas de perfuração hidráulicas e automáticas, para atuarmos como agentes locais. vocês têm ido mais longe, associando-se a companhias estrangeiras... sim, quando há oportunidade optamos pelo modelo de joint ventures, participando do capital de uma empresa no Brasil. É o caso da Horton do Brasil, que vai nos possibilitar introduzir no país conceitos inovadores e uma série de patentes, que poderão revolucionar a indústria de construção de estruturas offshore. Te-

Todas na área de petróleo e gás? A holding Gaia Partners tem outra empresa, do setor de imóveis (Gaia realizações Imobiliárias). mas a Gaia solution é 100% dedicada à indústria de óleo e gás desde o seu nascimento. muitas tecnologias usualmente utilizadas na indústria local foram introduzidas no mercado brasileiro pela Gaia (ver linha do tempo no site). do faturamento total do grupo, 70% vêm da área de óleo e gás e 30% da área imobiliária. Para quais etapas da cadeia produtiva de óleo e gás a Gaia fornece soluções? Iniciamos nossa atuação na área de sísmica, estamos com forte atuação nos segmentos de exploração e produção e já temos alguns projetos relacionados a plantas onshore, principalmente de refino e petroquímica. cabe também ressaltar que atuamos

como consultores Técnicos do FIP Brasil Óleo e Gás em conjunto com a Valora e o Banco do Brasil, que está investindo em empresas desta cadeia produtiva, além de também atuarmos como investidores, nas joint ventures. na área de exploração e produção, quais os principais parceiros offshore? Temos investido bastante na Horton do Brasil, uma joint venture com a HWd, de Houston, com o objetivo de disponibilizar para o mercado local plataformas que sejam mais fáceis de construir e instalar e, consequentemente, com preços mais competitivos que as soluções convencionais. Já passamos a fase de homologação da tecnologia e agora estamos focando na sua aplicação por meio de parcerias com renomadas empresas que tenham interesse na construção e afretamento. você fala em plataformas de apoio, como flotel ou unidades de manutenção e segurança (UMS) offshore e até mesmo hubs? Isso mesmo. A Horton oferece meios flutuantes mais baratos que os

INIcIAmos NossA ATUAção NA áreA de sísmIcA, HoJe esTAmos com ForTe ATUAção Nos seGmeNTos de exPLorAção e ProdUção e Já Temos ALGUNs ProJeTos reLAcIoNAdos A PLANTAs oNsHore, PrINcIPALmeNTe de reFINo e PeTroqUímIcA.

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especial pNG 2014-2018

Foto: Thelma amaro Vidales

Foto: alexandre Brum

Foto: agência petrobras

plano de Negócios e Gestão da petrobras 2014-2018 Foto: Stéferson faria, agência petrobras

mos ainda associação com a Forjaria marcora do Brasil, para implantação de uma planta de forjados pesados.

É hora de recuperar

por Karolyna Gomes e rodrigo Miguez

o que foi perdido o anúncio dos resultados de 2013 e as metas do plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da petrobras criam expectativa de que com a entrada da estatal em nova curva ascendente de produção de óleo e gás no Brasil, a indústria retome o ritmo de crescimento que vinha registrando na virada da década. após um 2013 com resultados tímidos, mas de recuperação, a entrada em operação de plataformas concluídas no ano passado e de outras que serão entregues esse ano deve assegurar um resultado positivo não só para a petrobras, mas também para diversos setores da cadeia produtiva, como o de aço, equipamentos e serviços. 16

om metas que priorizam o aumento da curva de produção de hidrocarbonetos, a Petrobras anunciou o Plano de Negócios e Gestão 2014-2018, que prevê investimentos totais de US$ 220,6 bilhões nesse período. Deste montante, US$ 153,9 bilhões (70%) serão destinados à área de exploração e produção (E&P) – um acréscimo de 4,3% em relação ao último PNG. Um volume adicional de US$ 44,8 bilhões será investido por empresas parceiras. A estratégia busca le-

var a companhia ao seu objetivo principal: dobrar a produção de petróleo, alcançando a marca de 3,2 milhões de barris por dia em 2018 e 4,2 milhões em 2020. O investimento anunciado privilegia o desenvolvimento da produção, que abocanhou US$ 112,5 bilhões, ou seja, 73% da quantia reservada para a área de E&P. Como não poderia ser diferente, o pré-sal continua no foco das atenções, com cerca de 60% de investimento direcionados para as áreas sob concessão, partilha (Libra) e ainda as da cessão onerosa.

A participação do E&P nos investimentos da empresa cresceram substancialmente nos últimos cinco planos: passou de 48% no PNG 2010-2014, para 62%, na revisão do ano passado, até chegar ao índice do plano atual. Esse aumento de recursos foi acompanhado de um número crescente de unidades de produção entrando em operação, testes de longa duração e bons resultados exploratórios, principalmente no pré-sal, onde o índice de sucesso chega aos 100%, segundo a estatal. A bem-sucedida atividade exploratória não se restringe, no

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Capital de energia

capital de energia

São Paulo

não quer parar

o maior parque de refino do país, respondendo por 43% do volume aqui processado, petroquímicas de grande porte e uma parte expressiva da cadeia de fornecedores de bens e serviços da indústria petrolífera. Na última década, o estado ganhou uma nova posição nesse cenário, com a descoberta do pré-sal na Bacia de Santos, que se estende por toda a costa paulista. O pré-sal catapultou São Paulo à posição de terceiro estado maior produtor do país, gerando em janeiro um total de 165 mil barris diários de óleo equivalente (boe), com apenas cinco campos produtores – Rio de Janeiro tem 42, segundo dados da

Foto: agência Petrobras

e a produtividade da cadeia de fornecedores para este setor. Com os investimentos previstos para a área, que chegam a US$ 78 bilhões até 2025, o governo mantém a expectativa de gerar mais de 300 mil vagas de trabalho, diretas e indiretas, incluindo nos segmentos portuário e naval. por Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez

om o crescimento esperado das atividades de exploração e produção na Bacia de Santos, especialmente nos campos da Cessão Onerosa e do pré-sal, estima-se que em 2020, São Paulo atinja a produção de 760 mil barris de boe por dia. Todo esse petróleo vai para as refinarias do estado que vem trabalhando a todo vapor para dar conta da demanda de derivados. Com cinco refinarias, sendo quatro da Petrobras e a privada Univen, São Paulo é responsável por boa parte do atendimento do mercado, que recebe a gasolina, o diesel, o GLP, o asfalto, o óleo combustível, o querosene de aviação, e outros derivados de petróleo produzidos nas plantas da Petrobras no estado. Juntas, as refinarias Paulínia (Replan), Henrique Lage (Revap), Presidente Bernardes (RPBC)

Foto: Divulgação Transpetro

Foto: Divulgação unica

Foto: Sérgio Coleho CoDESP

Foto: Divulgação Comgás

Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP). Com um parque fabril gigantesco e vocação para negócios, São Paulo espera alavancar os investimentos

e Capuava (Recap) atendem não somente o estado, como também a região Centro-Oeste, além de suprir outros mercados de norte a sul do país. Essas refinarias são alimentadas pelos terminais terrestres da Transpetro localizados nas cidades de Barueri, Cubatão, Guararema, Guarulhos, Paulínia, Ribeirão Preto e São Caetano do Sul. Esses terminais recebem os produtos por meio de dutos nos terminais aquaviários de Santos e São Sebastião.

Em 2013, o refino no estado cresceu 2,4%, quando comparado a 2012, apesar da parada de manutenção geral da Revap. De acordo com a Petrobras, o volume total processado pelas refinarias paulistas foi de 323,5 milhões de barris – 886,4 mil barris por dia. Somando-se a produção da Univen Petróleo, única refinaria privada do estado, a capacidade do parque paulista gira em torno dos 900 mil barris diários. De acordo com a Secretaria de Energia de São Paulo, a capacidade de refino no estado tem se mostrado suficiente para atender a demanda atual e futura dos consumidores e da indústria, provavelmente com perspectiva de diminuição dos volumes de derivados dali exportados para atendimento da demanda nacional. “Como a maior parte do mercado brasileiro de combustíveis está em

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perfil profissional

Colecionadora de

ExpEriências

Apesar de ter enfrentado obstáculos devido à resistência às mulheres no ambiente prioritariamente masculino das fábricas, a engenheira química Elizabeth Barabas continua agregando expertises na área química e de instrumentação. Atua, hoje, na empresa Contromation como engenheira de instrumentação e automação. Dentre as conquistas profissionais, Elizabeth diz que o melhor de tudo é o trabalho em si e os amigos. “Pretendo trabalhar até ficar velhinha, contribuindo sempre com a minha experiência, curtindo os amigos que conquistei ao longo de minha trajetória”, afirma a profissional que, além de atuar na automação de processos industriais, enfrenta o desafio de automatizar projetos de engenharia. por Maria Fernanda romero

ascida em Budapeste, na Hungria, mas criada no Brasil desde 1 ano de idade, Elizabeth Barabas fez engenharia química por influência, no antigo ‘científico’, de um excelente professor dessa área. Acabou seguindo os passos do pai, que era químico e amava o que fazia. Ela lembra com carinho a história da família vinda da Hungria para o Rio de Janeiro durante a revolução em 1957. “Meu pai procurava emprego, quando um amigo do navio em que viemos o chamou para ir a uma recepção na qual estaria o presidente Juscelino Kubitschek. Nesta recepção, meu pai conversou com o presidente e explicou que havia deixado a Hungria para que a família pudesse viver em um país livre, e com oportunidades de trabalho. O presidente pediu a atenção dos presentes, repetiu o que meu pai lhe havia dito e perguntou quem daria trabalho para ele. Várias empresas e instituições se prontificaram, e acabamos nos mudando para São Paulo, pois meu pai escolheu trabalhar no IPT (Instituto de Pesquisas Tecnológicas)”, conta. O primeiro emprego de Elizabeth foi como estagiária em uma fábrica de produtos químicos, em São Paulo. Primeiramente, trabalhou no laboratório de análises químicas, onde aprendeu a importância do cuidado nos detalhes – segundo ela, as análises tinham que bater o resultado “até três casas depois da vírgula”. Seu objeto de desejo era trabalhar no departamento de projetos da empresa, e conseguiu! Fez trabalhos muito interessantes, pois a fábrica tinha pequenas unidades de processo de batelada, e pôde realizar muitos desses projetos. Um deles consistiu em construir uma instalação piloto, toda em vidro, para simular, em pequena escala, a fabricação de novos produtos, antes de partir para a escala industrial. O primeiro trabalho de grande importância de Elizabeth foi na empresa Internacional de Engenharia, em São Paulo, com a configuração do primeiro SDCD (Sistema Digital de Controle Distribuído) do Brasil, implantado em uma indústria petroquímica em Capuava. Depois dessa implantação, o grupo do qual a empresa fazia parte ficou muito interessado no sistema, assim como no negócio, e criou a empresa de automação para vender e integrar no Brasil este sistema.

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Depois de trabalhar alguns anos com SDCD, foi para uma empresa de engenharia, pois sentia falta da experiência com instrumentação e com o campo. “O trabalho de campo é apaixonante, e é lá que precisam ser resolvidas, no final das contas, todas as questões, pois a planta tem que operar e bem. Não queria ser somente engenheira de tela, queria compreender o que acontecia no processo como um todo”, enfatiza. A engenharia comenta que um de seus trabalhos mais prazerosos foi em uma indústria petroquímica, na qual coordenava os projetos de instrumentação e automação, que foram implementados em paralelo a uma grande ampliação e parada de manutenção da planta. Lá pôde trabalhar com projeto e na implementação no campo, como almejava. Em seguida, veio para o Rio de Janeiro, para trabalhar em uma pequena empresa de integração de sistemas – que depois de alguns anos se tornou a maior e melhor empresa neste setor, segundo ela. Elizabeth lembra também do trabalho com os sistemas de gestão e diagnóstico de processo, controle, equipamentos e da planta. Experiência internacional – Outro grande desafio profissional foi quando se mudou para Houston (EUA), para trabalhar como owners engineer pela empresa de engenharia Contromation, que fiscalizava o feed do projeto de uma refinaria num país da África. Neste projeto, sua responsabilidade eram os sistemas de automação e o MAC, que consiste no fornecimento da automação da planta como um todo. “O trabalho foi muito interessante, aprendi muita coisa, principalmente porque, lá fora, o trabalho é bem feito, e com foco. Aqui no Brasil, trabalhamos muito bem também, e como nossos profissionais são muito versáteis, acabamos ampliando o foco. Este projeto parou e não foi retomado até hoje, dois anos após sua interrupção”, afirmou. A experiência na volta ao Brasil foi em uma empresa nacional, fabricante

nascimento: Budapeste, na Hungria. idade: 57 Hobby: Ler. Tudo me interessa, até bula de remédio. Música preferida: Canon, de Pachelbel. Livro preferido: A fonte de Israel, de James Michener (uma novela histórica, na qual três arqueólogos, um judeu, um cristão e um muçulmano, contam, através da exploração de um sítio, a história de Israel e dos povos que lá habitaram). Melhor lugar para descansar: Praia, pois ao olhar para o céu e o mar, nos dá a verdadeira noção de que tudo o mais é pequeno! Filme preferido: High Noon [Matar ou morrer], um filme de faroeste de 1952, em branco em preto, classificado como 33º melhor filme de todos os tempos. Aborda os caminhos da vida, suas dificuldades e a coragem dos homens para seguir em frente, com dignidade. casada? Não. de sistemas de automação, onde aprendeu muito sobre conteúdo local, e foi introduzida no universo da inovação. Mercado brasileiro – Ano passado, Elizabeth voltou para a empresa Contromation, onde tem tido imenso trabalho na prospecção e identificação de oportunidades de negócio. A companhia, que obteve grande sucesso na área de integração de sistemas de automação no exterior, está se estruturando no Brasil para participar do mercado de engenharia básica, feed, e projetos de detalhamento multidis-

ciplinares, utilizando a filosofia de automatização de tarefas e geração de documentos, seguindo o mesmo conceito já utilizado desde 2001 em seus projetos e fornecimentos de sistemas turn-key de automação. “Estamos realizando o desenvolvimento deste sistema de automação de projetos, nos associando a empresas de tecnologia de modelagem em 3D incluindo processos de otimização de acompanhamento em tempo real na construção de plantas industriais”, explica. Atualmente, a empresa realiza diversos projetos para a Petrobras, e está negociando o projeto de engenharia básica de refinarias com a iniciativa privada. Sobre o atual mercado de instrumentação aplicada à área de petróleo e gás no Brasil, a engenheira acredita que o mercado de projetos está muito difícil, sobretudo nessa área. “No Brasil, sempre tivemos altos e baixos, e somos escolados nisso, mas este momento creio estar sendo bastante difícil para todos. De acordo com ela, as perspectivas do mercado são enormes, mas o dia a dia é um esforço contínuo. Carreira – Barabas define sua carreira como uma coleção de experiências, aprendizado, colegas de trabalho, e grandes amigos. Questionada sobre ‘realização profissional’, ela considera uma questão polêmica e relativa, mas garante que se realizou através de muitas coisas que pôde fazer, porém afirma ter muito a fazer ainda. “Não me sinto realizada como ser humano. Quero me dedicar também à área de responsabilidade social, ambiental e de sustentabilidade. Para tal, fui no ano passado para South Devon, na Inglaterra, estudar na instituição que hoje é um dos expoentes nessa área, o Schumacher College. Estou engajada em atuar aqui no Brasil com os demais alunos brasileiros do Schumacher em algumas iniciativas, sendo que uma delas é na área de educação, para estudantes de todas as idades, sobre a importância e urgência da conscientização ambiental e sustentabilidade para o bem comum”, comenta, entusiasmada. TN Petróleo 94

42 A força do etanol

fino gosto

Quando o empresário cearense Antonio Rod r i g u e s a ss u m i u , n o início deste ano, o restaurante Cais do Oriente, no Centro histórico

Um NOvO CAis NO CeNTRO dO RiO por Orlando santos

TeRmidOR AO CReme de gORgONzOlA cebolas acarameladas, batatas rústicas e cogumelos

do Rio, a impressão que va chegar ao local, trocar algumas pessoas e simplesmente continuar

o contrário, no dia seguinte à assinatura dos contratos, uma verdadeira força-tarefa desembarcou ali, com mais de cem operários, engenheiros, arquitetos. Sob o comando de Antonio, iniciou-se a construção de um novo Cais, uma das referências do polo gastronômico neste ponto da capital carioca. Antonio sabe que esse é um dos grandes desafios de sua bem-sucedida carreira empresarial, como mostra, de forma inequívoca, a rede de 17 casas de sucesso espalhadas por vários pontos da cidade. O restaurante passou por uma grande reforma e sua logomarca traz, agora, apenas o nome Cais. As paredes de tijolos aparentes e o pé-direito alto permaneceram intocáveis: as intervenções feitas só valorizaram ainda mais o local. O restaurante dispõe, hoje, de uma equipe altamente profissional, com recepcionista bilíngue na porta, e um novo espaço que alia conforto e gastronomia de alta referência. Em especial para atender executivos de empresas sediadas nos arredores – ele fica na rua Visconde de Itaboraí, 8, atrás dos Correios da Primeiro de Março –, sobretudo as empresas notadamente vinculadas ao setor de petróleo, gás e energia, como a própria TN Petróleo.

Fotos: TN Petróleo

O hOmem que esTá comandando a cozinha do novo Cais, desde a sua reinauguração, conhece muito bem cada pedaço da casa, que ele inaugurou, há 15 anos, voltou, saiu de novo e agora reassume com toda a força. eduardo Castro não esconde que o Cais tem sido, desde o começo do ano, um dos seus grandes desafios profissionais. mas considera coisa do destino retornar a uma casa que

Inteiramente repaginado, em especial na área destinada ao restaurante, foram colocadas as enormes luminárias do designer mineiro Ganso, instaladas no teto e adaptadas à arquitetura do velho casarão colonial, o Cais realmente é uma nova casa. A cozinha, que ganhou novos mobiliários e um frigorífico, passou por uma grande reforma. Ao lado, há agora uma área totalmente climatizada para a fabricação de pães e produtos de confeitaria. A área do pátio interno também, que costuma abrigar variados eventos, foi reformada para assegurar mais e mais conforto ao cliente. Se existe, como se diz, o tal “padrão Fifa” para se marcar a eficiência dos empreendimentos, não será demais afirmar que o “padrão Antonio” tem que estar presente, e está, em tudo o que toca. Aqui e ali pode haver alguma voz discordante sobre como ele implanta seus bares e restaurantes, mas o certo é que não custa se render ao talento do homem! Coisa que este cearense tem de sobra.

Um novo Cais no Centro do Rio

CAis

Rua Visconde de Itaboraí, 8 Centro - Rio de Janeiro - RJ Tel.: 21 2233 2531 www.caisgourmet.com.br

ajudou a abrir e comandar, junto com outro chef, Neném, que permaneceu na casa por mais de uma década. A cozinha que ele está oferecendo valoriza, como a maioria dos novos chefs, ingredientes brasileiros.

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ele conta com a ajuda de dez a 15 profissionais para atender a ampla clientela do dia a dia. Número que poderá aumentar, caso o restaurante venha a abrir as portas à noite, como consta o projeto. Durante o dia são oferecidos cinco sugestões semanais, renováveis a cada semana. O público parece ter se identificado com a proposta, porque a clientela aumentou e deixa o local satisfeita. Não é isso que todo chef espera dos seus comensais? TN Petróleo 94

coffee break

Depois de quase quatro horas de bate-papo com o caricaturista Cassio Loredano, na mesa do Adelos, um restaurante do Centro histórico do Rio, o interlocutor saiu com uma certeza: a de que esse artista, como poucos, consegue realizar, com a mesma magnitude, a desafiadora atividade de caricaturista do dia a dia e mais: realiza o raro e persistente trabalho de pesquisador de tudo o que já se publicou no país na área de ilustração e desenho.

dalton Trevisan

Clarice Lispector

nelson rodrigues

LOredanO

arte da caricatura

Vinicius de Moraes Gabriel García Márquez

Franz Kafka Karl Marx

CONSELHO EDITORIAL

com as portas abertas.

Um Chef COm NOvO vigOR

Fino Gosto

se tinha era que basta-

Para se ter ideia dessa grandiosidade, basta dizer que só do legendário e polivalente J. Carlos, Loredano já organizou quatro livros de seus desenhos. Sua mais recente empreitada foi se debruçar sobre os trabalhos de caráter publicitário do mesmo J. Carlos, englobando, em muitos deles, produtos que ajudaram a fazer a transposição do Brasil rural para o Brasil moderno. “O livro está pronto”, diz Loredano. “Só falta alguém com sensibilidade para perceber que a um custo pequeno, comparado com outros eventos, ajuda a materializar e deixar para as novas gerações o testemunho de uma época pioneira e maravilhosa do talento brasileiro.” Legado maior – O resgate da memória dos nossos primeiros ilustradores, desenhistas, publicitários, caricaturistas, num trabalho paciente e solitário de Loredano, sem qualquer ajuda oficial, já resultou em verdadeiras preciosidades que se tornam peças bibliográficas de valor inestimável. Assim é que na Livraria Folha Seca, na Rua do Ouvidor, também parceira em algumas dessas empreitadas, podemos encontrar alguns legados de Loredano: coletâneas dos caricaturistas Guevara, Figueiroa, desenhos de Nassara, além de livros sobre J. Carlos e Luis Trimano – por este último, argentino, no Brasil desde 1968, radicado no Rio de Janeiro a partir de 1974, Loredano tem uma admiração especial, afirmando que aprendeu a desenhar com ele. Com caricaturas publicadas em diversas publicações da Alemanha, França, Itália e Espanha, países onde morou, Loredano tem um traço preciso e dinâmico, que impressiona pela captação de gestos e impressões dos caricaturados. No artigo “Mancha, traço, a forma do cotidiano. Desenho com o jornal” escrito especialmente para o livro Loredano.Caricaturas (Globo, 1994), Ronaldo Brito afirma: “Numa palavra, Loredano tirou a moldura da caricatura. Ele não desenha mais dentro da página: desenha com a página.” E vai mais além: “Ao exagero típico do gênero, Loredano trouxe um signo distintivo inédito: a economia elegante. À sua verve cáustica, decompondo impiedosamente a morfologia moral das personagens, somou-se com o tempo o esforço lúcido para fazer coincidir clarividência psicológica e pertinência plástica.” No prefácio do belo livro chamado Alfabeto literário sobre Cassio Loredano, o saudoso Millôr Fernandes

por Orlando Santos

reafirma o que disse Brito, ao pontuar que “filho de um oficial da cavalaria, Loredano desde cedo se sentiu obrigado a desmontar o ser humano.” Os leitores da revista Veja e do suplemento “Prosa”, de O Globo já se acostumaram com a elegância do traço de Loredano. O reconhecimento internacional acaba de vir por meio da Society for News Design (SND), organização mundial com foco na excelência do design gráfico de veículos jornalísticos em todo o mundo: O Globo ganhou quatro prêmios, sendo uma das peças laureadas o traço inconfundível de Loredano na caricatura em branco e preto do escritor e filósofo franco-argelino Albert Camus, publicada no centenário do Prêmio Nobel de Literatura.

Coffee Break

Loredano, Benício Biz e Orlando Santos

Memórias de o Pasquim DuraNTe a agraDável coNversa, loredano e Benício, o editor da Tn Petróleo, relembraram com bom humor a passagem de ambos pelo Pasquim. o primeiro, às voltas com seu trabalho de caricaturista, e Benício tentando, na época, ‘consertar’ as finanças de um ‘barco’ já à deriva. como diz o jargão popular, ganhava-se pouco ou quase nada, mas o ambiente fervilhava de pessoas criativas, inteligentes, surrealistas, resultando num caldeirão de cultura, alegria e medo... afinal, eram os anos de chumbo da ditadura militar no Brasil.

Loredano: arte da caricatura

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

Millôr Fernandes

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artigos 76 78

Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier

A complexidade dos riscos marítimos, por Antonio Lleyda Dispute boards: a redução do risco de judicialização de conflitos com subcontratados, por Alexandre Sion Giovanni, Peluci Paiva e Mariana de Souza Galan

80 Campos maduros, um ativo estratégico: análise do processo produtivo para

campos de petróleo em reativação, por Eduardo Oliveira Telese, Ednildo Andrade Torres e Francisco Gaudêncio M. Freires

Ano XIV • Número 94 • mar/abr 2014 Foto: Agência Petrobras opinião

Nova lei anticorrupção: qual será o impacto na esfera

88 Como as petroquímicas podem prosperar com o boom do LGN, por José de Sá

trabalhista?, de Mariana Schmidt, especialista em Direito do Trabalho do escritório Ferreira & Schmidt Consultoria Jurídica.

Combustíveis em alta Mais aço para a indústria Capital de energia: São Paulo não quer parar Ano XV • mar/abr 2014 • Nº 94 • www.tnpetroleo.com.br

seções 2 editorial 4 hot news 6 indicadores tn 52 eventos 56 perfil profissional 59 caderno de sustentabilidade 68 pessoas

70 produtos e serviços 90 fino gosto 92 coffee break 94 feiras e congressos 95 opinião

ESPECIAL: PNG 2014-2018

É HORA DE RECUPERAR

O QUE FOI PERDIDO A complexidade dos riscos marítimos, por Antonio Lleyda Dispute boards: a redução do risco de judicialização de conflitos com subcontratados, por Alexandre Sion, Giovanni Peluci Paiva e Mariana de Souza Galan Campos maduros, um ativo estratégico: análise do processo produtivo para campos de petróleo em reativação, por Eduardo Oliveira Telese, Ednildo Andrade Torres e Francisco Gaudêncio M. Freires Como as petroquímicas podem prosperar com o boom do LGN, por José de Sá

Entrevista exclusiva

Luiz Germano Bodanese, presidente da Gaia

A reinvenção da Gaia

editorial

Sem previsão U

m quarto do ano se passou e ainda não conseguimos visualizar o que vem pela frente: não há ações programadas no setor de óleo e gás que deem qualquer previsibilidade ao mercado em relação aos próximos nove meses. Nem tanto, uma vez que a Copa do Mundo poderá criar um hiato de um mês. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) não se manifestaram sobre a realização – e quando – de rodadas de licitações de áreas exploratórias este ano. Um fato condicionante para atrair novos investidores ou, para usar a linguagem de marketing, ‘fidelizar’ os que aqui estão, mas com um pé atrás. Na semana anterior ao carnaval, a Petrobras anunciou os resultados de 2013 e o Plano de Negócios e Gestão para o período de 2014-2018, que prevê investimentos de US$ 220,6 bilhões – período no qual as empresas parceiras deverão aportar US$ 63 bilhões. O que totaliza um volume de US$ 283,6 bilhões somente nos projetos em que a Petrobras comanda ou tem participação. Recursos que dão ao mercado expectativas de demandas no médio prazo, como veremos na reportagem de capa desta edição. No curto prazo, continua a dúvida: o que vai acontecer este ano para que a indústria tenha condições de retomar – mais ainda, de sustentar – o crescimento desse setor, que foi desacelerado pela suspensão de leilões da ANP (por mais de cinco anos) e pelo polêmico debate em torno de questões cruciais, como marco regulatório, modelo de partilha, distribuição de royalties, PPSA, entre outros. De certo mesmo, o que temos programado para este ano, além dos tradicionais eventos como a Rio Oil & Gas e a Navalshore, é a declaração de comercialidade de áreas da cessão onerosa – que deve ser feita até início de setembro. Espera-se que haja muito mais por acontecer do que as ações conduzidas pela Petrobras, como a construção do Centro Tecnológico da Baixada Santista (CTBS), em parceria com três das principais universidades do país – USP, Unicamp e Unesp. O que reforça o papel de São Paulo como a grande capital da energia, que resgatou a vocação de E&P depois de décadas no comando do refino no país, como veremos aqui, em outra reportagem. O fato é que 2014 ainda é uma grande incógnita... Até mais, Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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TN Petróleo 94

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O FPSO (unidade que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês) P-58 entrou em operação no dia 17 de março, no complexo denominado Parque das Baleias, na porção capixaba da Bacia de Campos. Segundo a Petrobras, a plataforma produz através do poço 7-BFR-7-ESS, produtor de reservatório pré-sal, que apresentou excelente produtividade, conforme esperado. A P-58 é parte integrante do projeto Norte do Parque das Baleias, que compreende a produção dos campos de Baleia Franca, Cachalote, Jubarte, Baleia Azul e Baleia Anã. A plataforma está instalada a cerca de 85 km da costa do Espírito Santo, em águas com profundidade de 1.400 m. A ela serão interligados, nos próximos meses, 15 poços produtores, dos quais oito do pré-sal e sete do pós-sal, e nove poços injetores, por meio de 250 km de dutos flexíveis e dois manifolds submarinos (equipamentos que transferem o óleo dos poços para a plataforma). A unidade tem capacidade para processar diariamente até 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m3 de gás natural. A exportação de óleo da plataforma será realizada por meio de navios aliviadores e o escoamento de gás natural por gasoduto até a Unidade de Tratamento de Gás de Cacimbas, localizada no município de Linhares, no Espírito Santo. A obra gerou cerca de 4.500 empregos diretos, 13.500 indiretos, e alcançou 64% de índice de conteúdo nacional. A construção dos módulos de processamento de óleo e compressão de gás da platafor-

Foto: Agência Petrobras

P-58 entra em operação no Parque das Baleias

Dados da P-58 Capacidade de processamento de óleo: 180 mil barris/dia Capacidade de tratamento e compressão de gás: 6 milhões m3 /dia Conteúdo local: 64% Capacidade de tratamento de água de injeção: 58 mil m³/dia Capacidade de geração elétrica: 100 MW Profundidade de água: 1.400 m Acomodações: 110 pessoas Peso total da plataforma: 63.300 toneladas ma foi feita no Rio de Janeiro. Estes módulos foram transportados para o estaleiro Honório Bicalho, na cidade de Rio Grande (RS), onde ocorreu a construção dos módulos de paineis elétricos e de geração principal de energia, bem como a inte-

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gração de todos os módulos no casco da plataforma. Próximos projetos – Conforme previsto no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras, três novas plataformas entrarão em operação no segundo trimestre de 2014. Em Roncador, na Bacia de Campos, a plataforma P-62 irá desenvolver o campo em conjunto com as plataformas P-52, P-54 e P-55. Esta última entrou em produção em dezembro de 2013. No campo de Papa-Terra, entrarão em operação a P-61 e a plataforma semissubmersível de apoio à perfuração de poços SS-88 TAD (Tender Assisted Drilling). Essas unidades desenvolverão a produção de Papa-Terra em conjunto com a P-63, que entrou em produção em novembro de 2013.

Flexomarine entrega mangotes para Projeto Uote da Petrobras A brasileira Flexomarine, fabricante de mangotes marítimos, informou que vendeu para a empresa Bluewater, 45 mangotes submarinos que serão instalados no projeto da Petrobras intitulado Uote (Unidade Offshore de Transferência e Exportação). A Uote é um terminal avançado em alto-mar para transferência de petróleo de um navio de posicionamento dinâmico (DP) para um FSO (Floating Storage and Offloading) que, por sua vez, distribui a carga por duas monoboias que transferem o óleo para os navios aliviadores (shuttle tankers), responsáveis por transportar o petróleo ao seu destino final, seja no Brasil ou no exterior. Desta forma, os

aliviadores não necessitam se dirigir a um terminal marítimo em terra, ganhando eficiência e agilidade no processo de escoamento da produção de petróleo em alto-mar. A capacidade de transferência é de 240.000 barris por dia (bpd) e a de armazenamento de 2 milhões de bbl. De acordo com Gustavo Leite, diretor da Flexomarine, os mangotes submarinos fornecidos têm a função de transportar o petróleo do FSO aos 70 m no fundo do mar onde são conectados ao PLEMs e PLETs e daí distribuídos às monoboias que descarregam nos navios/petroleiros exportadores. A Flexomarine ofereceu uma garantia estendida de dois anos aos mangotes.

Foto: Divulgação

Ecovix fará parte de parque tecnológico no RS

A Ecovix será o primeiro estaleiro do Brasil a fazer parte de um polo tecnológico. Durante a cerimônia de abertura da 3ª Feira do Polo Naval, que aconteceu em março, no Rio Grande do Sul, foi assinado o contrato entre a Universidade Federal do Rio Grande (Furg) e o Tecvix, instituto de inovação e desenvolvimento tecnológico da Ecovix, para que a mesma

seja a âncora do Parque Tecnológico Oceantec da Furg. Segundo Alexandre Canhetti, diretor da companhia, o Tecvix auxiliará o estaleiro a alcançar padrões internacionais de produtividade, além de congregar atividades de treinamento avançado e capacitação de pessoal. “A Ecovix no Oceantec, juntamente com as universidades e apoio governamental, proporcionará a sinergia necessária para buscar padrões de competitividades internacionais, ao atendimento de qualidade as demandas do pré-sal e ao desenvolvimento regional sustentável”, explica. O Tecvix busca a inovação tecnológica, com a missão de estimular o desenvolvimento de soluções, seja em produtos, processos, serviços ou novos negócios para a Ecovix. No ano passado o instituto recebeu seu primeiro prêmio na terceira edição do Prêmio Naval de Qualidade e Sustentabilidade (PNQS) na Categoria Caminhos para a Competitividade.

Novo ministro do MCTI toma posse

No dia 17 de março, tomou posse em Brasília, no Palácio do Planalto, o novo ministro da Ciência, Tecnologia e Inovação, Clelio Campolina Diniz, além de titulares de outras cinco pastas do governo federal. Segundo a presidente Dilma Rousseff, os ministros darão continuidade aos projetos tocados pelos antecessores e contribuir na tarefa de ‘enxergar um Brasil muito melhor’. Campolina reforçou a necessidade de dar sequência às atividades de Marco Antonio Raupp à frente do ministério. “Quero dar continuidade ao trabalho que está sendo feito e ampliá-lo”, declarou o novo ministro. “Essa é a delegação que recebi da Presidência da República, para colocar o Brasil no padrão das fronteiras científicas e tecnológicas mundiais dentro de um médio prazo”. Antes de tomar qualquer posicionamento, Campolina planeja ouvir a equipe do MCTI e a comunidade científica nacional. “Nós vamos imediatamente conversar com todos os órgãos ligados ao ministério, a Academia Brasileira de Ciências, a Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência, o conjunto dos reitores brasileiros e outras pessoas que militam nas instituições de pesquisa, porque uma decisão dessa natureza precisa ser legitimada”, disse. TN Petróleo 94

indicadores tn

A produção de biocombustível no Brasil deve crescer mais de 200% – de 1,3 milhão para 4,1 milhões de barris comparando com a produção de petróleo – até 2035, estima a IEA (Agência Internacional de Energia). No mesmo período, o uso do etanol no transporte subirá dos atuais 3% para 8%, ainda conforme a organização. Os números foram apresentados pelo chefe do departamento de indústria e mercado de petróleo da IEA, Antoine Halff, no Seminário Internacional de Biocombustíveis, promovido pelo IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis) e WPC (Conselho Mundial de Petróleo), que ocorreu nos dias 17 e 18 de março, em São Paulo. De acordo com Halff, as previsões para o Brasil nos próximos 20 anos são otimistas: além de quase quadruplicar a geração de energias renováveis, o país responderá por 40% da exportação mundial de biocombustíveis. A produção de gás natural irá quintuplicar e o país se tornará o sexto maior produtor de petróleo do mundo, com uma produção diária de mais de 6 milhões de barris por dia. “O mapa energético no mundo está mudando. Existe uma redistri-

Foto: Divulgação

Produção de biocombustíveis no Brasil crescerá mais de 200% em 20 anos, afirma IEA

buição de suprimento e demanda de petróleo e biocombustível e vemos o Brasil, hoje, como o pivô dessa transformação”, disse. Não à toa, o país ganhou destaque com quatro capítulos no último World Energy Outlook, relatório editado pela Agência e que serve como referência para o mercado. O presidente do WPC, Renato Bertani, afirmou que é preciso prestar cada vez mais atenção às fontes de energia renováveis. Segundo ele, quando se compara com barris de petróleo, o mundo consome cerca de 250 milhões de barris em energia. Destes, 85

milhões são realmente de petróleo. Os demais advêm do carvão, gás, hidrelétrica, entre outras fontes. “Nosso desafio é cada vez mais estimular o uso das fontes renováveis, pois os biocombustíveis são ideais para atender a demanda energética no mundo”, disse. Na ocasião, João Carlos de Luca, presidente do IBP, falou que o país possui condições ideais para manter o mercado de biocombustíveis em alta, como clima e territórios suficientes para plantação. Contudo, estabelecer um marco regulatório e aumentar os investimentos em tecnologia são fundamentais.

Produção cada vez mais para o mercado interno A produção da indústria de transformação brasileira destinada à exportação está praticamente estagnada e cada vez mais voltada para o mercado interno. O coeficiente de exportações líquidas – diferença entre o valor das exportações e o valor dos insumos importados para a produção industrial – foi negativo pela primeira vez (-0,1%) na indústria de transformação em 2013, revela a publicação Coeficientes de Abertura Comercial, divulgada pela Confederação Nacional da Indústria (CNI). “De maneira geral, a indústria de transformação passou a gerar receitas com exportação inferiores ao dispên6

TN Petróleo 94

dio com insumos importados”, aponta o estudo, realizado em parceria com a Fundação Centro de Estudos de Comércio Exterior (Funcex). O coeficiente de penetração das importações, que mede a participação dos produtos importados no consumo doméstico, atingiu 22,3%, o maior valor desde o início da série histórica da pesquisa, em 1996. Este indicador aumentou 1,6 ponto percentual no ano passado comparativamente a 2012. “A desvalorização da moeda doméstica também contribui para o crescimento do coeficiente. Em dólares, as importações de

produtos industriais cresceram 7% e, em reais, 18%”, assinala a publicação. Também foi recorde o coeficiente de insumos importados, que representa a participação dos mesmos no valor total dos insumos adquiridos pela indústria, atingindo 24,13% em 2013. Já o coeficiente de exportação, que mostra a importância do mercado externo para a produção da indústria, com 19,8% no ano passado, manteve-se praticamente igual ao observado em 2012, quando registrou 19,7%. “Assim como em 2012, se não fosse pela desvalorização do real, o coeficiente teria caído”, pontua o estudo.

Opep eleva previsão de demanda mundial Organização dos Países Exportadores de Petróleo estima que a demanda mundial atinja 91,14 milhões de barris diários (mbd) em 2014

INSPEÇÃO

Produção de países-membros da Opep e não membros – março/12 a fevereiro/14 Outros países produtores

mb/d (total) 92

tor da commodity da Opep, atrás da Arábia Saudita. De acordo com o relatório da Opep, o fornecimento de petróleo para a região da América Latina deve ter um leve crescimento este ano para 4,95 milhões de barris por dia, o que representa o terceiro maior nível

Fev 14

Jan 14

Dez 13

Nov 13

Set 13

Out 13

Jul 13

Ago 13

Jun 13

Maio 13

Abril 13

Fev 13

Mar 13

Jan 13

Dez 12

Nov 12

Set 12

Out 12

Jul 12

87 Ago 12

27 Jun 12

88 Maio 12

Mar 12

29 28

FABRICAÇÃO

INSPEÇÃO DE RECEBIMENTO DILIGENCIAMENTO ENSAIOS NÃO DESTRUTIVOS INSPEÇÃO DE RECIPIENTES E TANQUES

Produção de países-membros da Opep

mb/d (Opep) 32

Abril 12

A demanda global por petróleo irá aumentar mais que o esperado em 2014, disse a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) elevando sua previsão pelo segundo mês consecutivo em meio a uma retomada do crescimento econômico na Europa e nos Estados Unidos. O grupo disse, em relatório mensal, que a demanda global irá subir 1,14 milhão de barris por dia (bpd) neste ano, uma alta de 50 mil bpd ante a previsão anterior. A Opep também jogou para cima a previsão para a demanda média por petróleo dos países do grupo em 2014 para 29,7 milhões de bpd. Segundo dados preliminares da Opep, o fornecimento mundial de petróleo teve um acréscimo de 440 mil barris por dia para uma média de 91,33 milhões de barris por dia em fevereiro em comparação com o mês anterior. A participação da organização na produção mundial de petróleo teve um leve aumento de 32,98% em comparação com o mês de janeiro. O relatório da entidade destaca a produção de petróleo do Iraque que atingiu seu maior nível em décadas no mês passado. A produção de petróleo no país subiu 400 mil barris por dia em fevereiro, para 3,4 milhões de barris por dia. O Iraque superou o Irã em produção de petróleo em 2012 e se tornou o segundo maior produ-

de crescimento global depois dos países das Américas da Organização para a Cooperação e o Desenvolvimento Econômico (OECD) e os países da ex-União Soviética. Sobre a produção de petróleo no Brasil, o relatório da Opep cita os números divulgados pela Petrobras com a queda da produção em dezembro, decorrente do atraso da entrada em operação do campo de Papa-Terra, além do atraso no início da produção das plataformas P-55 e P-58, no campo de Roncador e no Parque das Baleias, respectivamente. Porém, o documento ressalta os recordes obtidos no pré-sal e as plataformas que vão entrar em operação esse ano. A expectativa da entidade é que com a continuidade do desenvolvimento offshore no país, a tendência para este ano é de adição dos volumes de produção, especialmente nos campos do pré-sal.

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Libra terá investimentos de até US$ 500 milhões As atividades da fase de exploração do campo de Libra, o primeiro do pré-sal licitado no modelo de partilha, demandarão investimentos que ficam entre US$ 400 e US$ 500 milhões – cerca de R$ 1 bilhão. O orçamento foi aprovado em reunião do Comitê Operacional, realizada no dia 21 de janeiro, com o consórcio que adquiriu os direitos de exploração do campo, formado por Petrobras (40%), Shell (20%), Total (20%), CNPC (10%) e CNOOC (10%), juntamente com a Pré-Sal Petróleo S/A (PPSA). Segundo a Petrobras, as principais atividades que compõem o programa de trabalho incluem: o reprocessamento sísmico de toda a área do bloco; a perfuração de dois poços com início no segundo semestre de 2014 e término previsto para o primeiro semestre de 2015; além de estudos para uma nova aquisição sísmica usando tecnologia de ponta e para a realização do Teste de Longa Duração (TLD), previsto para o final de 2016. O contrato de partilha de Libra estabelece que a fase exploratória do bloco tenha duração de quatro anos a contar da assinatura do contrato, realizada em 2 de dezembro de 2013. Nesse período o consórcio deverá executar as atividades do programa exploratório mínimo, que prevê levantamentos sísmicos em 3D em toda a área do bloco, a perfuração de dois

Poço descobridor de Libra: 2-ANP-0002A-RJS Área: 500 km 2 aprox. Lâmina d’água: 2.200 m

poços exploratórios e a realização de um TLD. Conteúdo local – O presidente da PPSA, Oswaldo Pedrosa, ressaltou a possibilidade de flexibilização das regras de conteúdo local no campo de Libra para manter os custos do negócio sob controle. O executivo enfatizou que conforme o previsto no contrato, os percentuais globais não serão alterados, mas cada item que compõe esses percentuais poderão sofrer ajustes.

Pedrosa explica que alguns bens e serviços brasileiros podem ser menos competitivos que os encontrados no mercado internacional, o que poderia impactar os custos do projeto, reduzindo assim a parcela que a União terá direito no resultado. “Esses ajustes, que são negociados com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), terão de ocorrer ao longo do desenvolvimento do campo. O contrato de Libra tem cláusulas que estabelecem essa possibilidade”, disse. O conteúdo local mínimo do contrato de Libra foi fixado em 37% para a fase de exploração e 15% para o teste de longa duração (TLD). Para os módulos da etapa de desenvolvimento que se iniciarem até 2021, o conteúdo local será de 55%. Para os módulos que se iniciarem a partir de 2022, será de 59%. Atualmente, o Comitê Operacional do consórcio está em fase de elaboração e aprovação do seu regimento interno e em seguida iniciará o plano de exploração para os quatro anos de duração da fase de exploração de Libra. O bloco de Libra está localizado em águas ultraprofundas no pré-sal da Bacia de Santos, sendo considerado de elevado potencial. A área possui 1.547,76 km2 e foi descoberta com a perfuração do poço 2-ANP-0002ARJS, em 2010.

F&A em óleo e gás: 2013 teve recorde dos últimos dez anos O ano de 2013 foi o que mais registrou fusões e aquisições em óleo e gás dos últimos dez anos. Foram 38 operações somente no ano passado de acordo com uma pesquisa realizada pela KPMG com 43 setores da economia brasileira. Já em comparação com o ano de 2012, houve um aumento de 100% no número de transações. Das 38 transações concretizadas, a maioria delas, 19, foi de companhias de capital estrangeiro que adquiriram de brasileiros ca8

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pital de empresas estabelecidas no Brasil, conhecidas como CB1. Em segundo lugar, com 11, aparecem as operações domésticas e, em seguida, as do tipo CB4 (3) e CB5 (3). Por último, foi registrada apenas uma operação dos tipos CB2 e CB3, respectivamente. “Sem dúvida, foi um ano bastante aquecido e peculiar para a indústria de óleo e gás no Brasil. Depois de cinco anos sem leilões, o governo realizou três grandes licitações que

incluíram campos localizados na região do pré-sal e áreas com shale gas. Isso atraiu o interesse de investidores pelo país que terá um 2014 de muito trabalho se quiser colocar todos os projetos da área em prática. Será um ano para qualificação de mão de obra, de investimentos em pesquisa e desenvolvimento (P&D), fortalecimento da cadeia de suprimentos, entre outras coisas”, analisa o sócio da KPMG, Paulo Guilherme Coimbra.

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Indústria começa 2014 menor do que em janeiro de 2013 Pessoal ocupado pela indústria se manteve estável no mês de janeiro de 2014, em relação a janeiro de 2013, divulgou em março o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Na comparação com o mesmo mês do ano anterior, no entanto, houve queda de 2%, sobre uma base de comparação que já havia caído 1,2% em relação a janeiro de 2012. A variação mês a mês do pessoal assalariado na indústria vem se mantendo estável ou negativa desde janeiro do ano passado. Em 2013, em todos os meses houve queda em relação a 2012. Nos últimos 12 meses, a queda acumulada do pessoal ocupado assalariado é de 1,2%.

Os estados de São Paulo e Rio Grande do Sul tiveram os maiores impactos na taxa nacional na comparação com o mesmo mês de 2013. O pessoal ocupado na indústria paulista caiu 3,1%, e o da gaúcha, 3,3%, o pior resultado nacional. Bahia (-3,2%), Paraná (-2,3%), Espírito Santo (-2,2%), Rio de Janeiro (-1,8%), Minas Gerais (-1,4%), Ceará (-1%) e Pernambuco (-0,5%) acompanharam as reduções no pessoal ocupado. Santa Catarina teve alta de 0,4%. A taxa atribuída pelo IBGE às regiões Norte e Centro-Oeste subiu 1,3%. Apenas quatro setores pesquisados expandiram o pessoal ocupado em janeiro de 2014, em relação a

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 08/2013 a 01/2014

14.01.2014

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

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

Bacia de Campos

1.505,9

1.550,3

1.555,9

1.505,1

1.497,6

1.449,5

Outras (offshore)

204,7

230,8

203,7

250,1

266,4

271,0

Total offshore

1.710,6

1.781,1

1.759,5

1.755,2

1.764,0

1.720,4

Total onshore

196,9

198,0

200,0

201,5

199,9

196,2

1.907,5

1.979,0

1.956,7

1.959,5

1.963,9

1.916,6

Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

Bacia de Campos

23.105,7

23.739,5

23.619,1

22.930,4 22.980,1 22.606,3

Outras (offshore)

23.157,7

22.990,5

17.233,0

22.656,4 24.378,4 23.302,8

Total offshore

46.263,3

46.730,0

40.852,1

45.586,8 47.358,5 45.909,1

Total onshore

15.114,4

15.036,5

15.729,2

15.709,3 15.949,9 16.607,9

Total Brasil

61.377,7

61.766,5

56.581,3

61.296,1 63.308,4 62.516,9

Total Brasil

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

Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

Janeiro

112,5

117,0

108,9

106,1

100,6

112,5

14.861,4

15.153,6

2.550,1

2.511,5

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

15.842,4

15.710,4

15.439,2

14.943,7

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

2.499,2

2.577,0

2.515,1

2.536,3

TN Petróleo 94

1.19 0.63 Variação no período: 1.25%

bovespa (%) 14.01.2014

17.03.2014

0.56 0.34 Variação no período: -8.72%

dólar comercial* 14.01.2014

17.03.2014

2.354 2.349 euro comercial* 14.01.2014

17.03.2014

3.21 3.27 Variação no período: 1.43%

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

17.03.2014

Variação no período: -0.46%

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

janeiro de 2013, 14 caíram. A maior alta foi no setor de produtos químicos, de 1,9%, seguido pelo de fumo, com 1,4%, e pelo de alimentos e bebidas, com 1,2%. O ramo de calçados e couro teve a maior queda no pessoal ocupado, 6,6% ante janeiro de 2013. Produtos de metal (-6%), refino de petróleo e álcool (-5,8%), têxtil (-5,8%) e máquinas e equipamentos (-5,6%) são os outros que mais caíram. Outro dado da pesquisa, o número de horas pagas pela indústria ao pessoal ocupado subiu 0,1% em janeiro, ante dezembro, mas caiu 2,1% na comparação com janeiro de 2013. A queda manteve o número em patamares semelhantes

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

aos de 2009, ano afetado pela crise internacional. Os setores em que houve maior queda entre os 14 que recuaram foram os de fumo (-7,8%) e têxtil (-6,5%), e, entre os que subiram, se destacaram minerais não metálicos (1,8%) e alimentos e bebidas (0,8%). Já em categorias regionais, a retração foi maior no Rio Grande do Sul e na Bahia, onde chegou a 4,1%. As regiões Norte e Centro-Oeste elevaram as horas pagas em 3,1% ante janeiro de 2013, e Santa Catarina e Rio de Janeiro também subiram, 1,1% e 0,9%. A indústria paulista reduziu as horas em 3%, resultado parecido com a mineira (-2,9%) e com a média da nordestina (-3,5%).

A folha de pagamento real, que soma os gastos com pessoal, teve queda de 0,5% de dezembro para janeiro, mas subiu 3,7% de janeiro do ano passado para o deste ano. Em 12 meses, esse indicador acumula alta de 1,6%. O maior impacto no resultado nacional veio da indústria paulista, que elevou os gastos com a folha de pagamento real em 4,4%. Em Minas, o segundo maior, a alta chegou a 7,2%, e nas regiões Centro-Oeste e Norte, houve alta de 7,9%. Na contramão do resto do Sudeste, a indústria capixaba reduziu a folha em 5,6%, seguida pela pernambucana, com -2,9%. A média do Nordeste foi o principal impacto negativo, com queda de 1,4% na folha de pagamento real.

Período: 14.01.2014 a 17.03.2014 | ações ações ações ações

petrobras R$

ON 14,65 12,02

PN 15,70 12,57 Variação no período: -20.29%

VALE R$

ON 32,02 29,31 PNA 29,80 26,00 Variação no período: -8.52%

Variação no período: -12.75%

CPFL

BRASKEM

ON 12,95 12,38 PNA 20.19 15,34 Variação no período: -6.00%

Variação no período: -22.99%

petróleo brent (US$) 14.01.2014

105.30

17.03.2014

106.39

Variação no período: 0.68%

petróleo WTI (US$) 14.01.2014

92.74

“A Petrobras vai contratar no Brasil tudo que for possível que seja contratado aqui, o importante é que seja competitivo e tenha inovação. A prioridade é a curva de óleo produzido.” Maria das Graças Silva Foster, presidente da Petrobras, 17/03/2014 - TN Petróleo

“Não tem nada que nos condene a ter uma inflação acima da meta. Continuamos perseguindo a meta de 4,5%. A agenda brasileira tem de ser de produtividade e o governo tem trabalhado para isso. Temos de revitalizar e expandir a rede de infraestrutura.” Alexandre Tombini, presidente do Banco Central

Variação no período: -18.29%

FRASES

17.03.2014

97.52

(BC), 18/03/2014 - Valor Econômico

“Estamos querendo este ano fazer perfuração, que seria um recorde. Normalmente, a primeira sonda leva uns dois anos para começar [a perfurar], mas a ideia é já começar a fazer a perfuração neste ano de 2014. Acho que é o ambiente que existe dentro do consórcio [de Libra].” André Araújo, presidente da Shell Brasil, 18/03/2014 - Agência Brasil

“A recuperação da economia internacional não foi suficiente para estimular os países emergentes. Do meu ponto de vista, ela ainda é incipiente. Nós estamos em um momento de transição, saindo de uma crise econômica e entrando em uma nova fase da economia internacional, em que ocorrem ajustes.” Guido Mantega, ministro da Fazenda, 17/03/2014 Agência Brasil

Variação no período: 6.14%

TN Petróleo 94

entrevista exclusiva

A reinvenção da Gaia

por Maria Fernanda Romero, colaboração Beatriz Cardoso

Apresentar ao mercado soluções inovadoras, com a aplicação de tecnologias consagradas, com foco principalmente na redução de custos, tem sido o segredo da empresa criada pelo engenheiro gaúcho Luiz Germano Bodanese. Em entrevista exclusiva à TN Petróleo, o homem que abandonou um cargo gerencial na Petrobras America para alçar voo próprio, mostra que reinventar-se já é rotina. “Detectamos um problema, buscamos entender suas particularidades para então buscar parceiros estratégicos, independente de terem ou não relação anterior com a Gaia, para gerar soluções que o mercado requer”, afirma Bodanese. Essa interatividade é a marca registrada do empresário, que já foi denominado de ‘quase uma alma gêmea’ pelo lutador Rodrigo Minotauro. O craque do UFC usou do aparato especial para tratamento fisioterápico que Bodanese tem em casa, para se recuperar de uma lesão no quadril, em 2011. Coisas de quem tem múltiplos interesses e paixão pela vida. TN Petróleo – A Gaia foi criada originalmente como uma empresa de representação e hoje se posiciona como uma provedora de soluções para o mercado de óleo e gás. Como vem sendo feito esse reposicionamento? Luiz Germano Bodanese – A Gaia sempre se posicionou como uma empresa de parcerias, mais além da mera representação, que passou a ser uma atividade cada vez mais fiscalizada, devido a questões de compliance. Tanto que buscamos a certificação da Trace International, organização que certifica as empresas éticas com responsabilidade econômica e social em todo o mundo. A Gaia foi recertificada esse ano. Aliada a essa postura, nossa expertise e conhecimento acumulado pelo nosso corpo técnico nos colocam como uma parceira altamente qualificada e confiável no mercado internacional. O resto é um processo natural da empresa, que tem se reposicionado como uma desenvolvedora de negócios, por meio de soluções técnicas ou tecnológicas que o mercado demanda. Procuramos entender o problema e gerar soluções, chamando parceiros que possam somar expertise e contribuir para a solução, agregar valor para a solução desse problema. Um parceiro que reúna as competências para gerar essa solução. O que isso significou na prática? Tínhamos a representação de 27 empresas, atuando como agentes delas no mercado brasileiro. Reduzimos esse número para seis, sete parceiras, e temos participação diferenciada em duas joint ventures. Focamos em empresas parceiras de maior potencial para o nosso negócio, como a inglesa Heatric, fabricante de trocadores de calor compactos, a italiana Drillmec, de sondas de perfuração hidráulicas e automáticas, para atuarmos como agentes locais. Vocês têm ido mais longe, associando-se a companhias estrangeiras... Sim, quando há oportunidade optamos pelo modelo de joint ventures, participando do capital de uma empresa no Brasil. É o caso da Horton do Brasil, que vai nos possibilitar introduzir no país conceitos inovadores e uma série de patentes, que poderão revolucionar a indústria de construção de estruturas offshore. Te-

TN Petróleo 94

Foto: Divulgação

Luiz Germano Bodanese, presidente da Gaia

mos ainda associação com a Forjaria Marcora do Brasil, para implantação de uma planta de forjados pesados. Todas na área de petróleo e gás? A holding Gaia Partners tem outra empresa, do setor de imóveis (Gaia Realizações Imobiliárias). Mas a Gaia Solution é 100% dedicada à indústria de óleo e gás desde o seu nascimento. Muitas tecnologias usualmente utilizadas na indústria local foram introduzidas no mercado brasileiro pela Gaia (ver linha do tempo no site). Do faturamento total do grupo, 70% vêm da área de óleo e gás e 30% da área imobiliária. Para quais etapas da cadeia produtiva de óleo e gás a Gaia fornece soluções?  Iniciamos nossa atuação na área de sísmica, estamos com forte atuação nos segmentos de exploração e produção e já temos alguns projetos relacionados a plantas onshore, principalmente de refino e petroquímica. Cabe também ressaltar que atuamos como Consul-

tores Técnicos do FIP Brasil Óleo e Gás em conjunto com a Valora e o Banco do Brasil, que está investindo em empresas desta cadeia produtiva, além de também atuarmos como investidores, nas joint ventures. Na área de exploração e produção, quais os principais parceiros offshore? Temos investido bastante na Horton do Brasil, uma joint venture com a HWD, de Houston, com o objetivo de disponibilizar para o mercado local plataformas que sejam mais fáceis de construir e instalar e, consequentemente, com preços mais competitivos que as soluções convencionais. Já passamos a fase de homologação da tecnologia e agora estamos focando na sua aplicação por meio de parcerias com renomadas empresas que tenham interesse na construção e afretamento. Você fala em plataformas de apoio, como flotel ou unidades de manutenção e segurança (UMS) offshore e até mesmo hubs? Isso mesmo. A Horton oferece meios flutuantes mais baratos que

Iniciamos nossa atuação na área de sísmica, HOJE estamos com forte atuação nos segmentos de exploração e produção e já temos alguns projetos relacionados a plantas onshore, principalmente de refino e petroquímica.

TN Petróleo 94

entrevista exclusiva os convencionais e que podem ser utilizados em substituição a outros equipamentos offshore em campos marginais. Em vez de instalar uma jaqueta, é possível usar uma unidade Horton. No lugar de um navio, de um FPSO, uma plataforma Horton. Só isso já derruba o Capex, reduz custos de qualquer operação offshore. Mesmo em águas profundas? Principalmente em águas profundas. Um dos maiores desafios do pré-sal é a logística, uma vez que a maior parte dos campos está a 300 km da costa. O que vai demandar soluções diferenciadas, que possibilitem agilizar qualquer tipo de operação em caso de emergência. No caso de um hub marítimo, por exemplo, pensamos em soluções para os mais distintos desafios: desde os barcos de transporte de pessoas e carga aos helicópteros: avaliamos a possibilidade, por exemplo, de ter 12 helicópteros operando ao mesmo tempo. Além de ter um helicóptero Med Vector (helicóptero médico, totalmente equipado para emergências) alojado na plataforma, para atendimento imediato em caso de acidentes. Enfim, acreditamos que as tecnologias disponibilizadas pela Horton do Brasil podem dar grande contribuição ao desenvolvimento do pré-sal. Elas podem ser utilizadas tanto em plataformas de produção, hubs logísticos marítimos bem como em plantas de liquefação de gás offshore. Os projetos convencionais estão ficando muito caros internacionalmente e acreditamos que a redução de custo que nossa tecnologia permite será o grande drive da sua aplicação.

Projeto inovador Na geração de negócios, a Gaia tem assegurado bons resultados para os clientes. Dentre os projetos mais relevantes que participou destaca-se o Teste de longa duração (TLD) do prospecto de Siri na Bacia de Campos, da Petrobras, que recebeu prêmio pela revista Petroleum Economist, pela tecnologia para recuperar petróleo extrapesado offshore no campo. Em abril de 2008, a Petrobras colocou em operação a primeira plataforma 14

TN Petróleo 94

Como todo o mercado, o foco hoje é a área offshore. Porém existem oportunidades pontuais onshore, até que sejam reprogramadas as grandes refinarias.

A Gaia entra com a tecnologia, seu conhecimento profissional, sua expertise. Já está tudo pronto para quando houver uma licitação. Que outras soluções desenvolvidas em parceria com a Gaia estão hoje no mercado? Em parceria com a Heatric, trouxemos para o Brasil uma solução que faz toda a diferença, quando se fala em reduzir peso e espaço ocupado por equipamentos em unidades offshore. São os trocadores de calor, que se constituem em um dos problemas operacionais mais comuns nas plataformas offshore, devido a sua dimensão e peso (100 toneladas em média). Imagine o que isso representa em uma plataforma, que necessita de 20 a 25 trocadores de calor para operar. Junto com a Heatric, desenvolvemos de produção de petróleo extrapesado do Brasil. A ideia foi utilizada como projeto-piloto de produção do reservatório de Siri, localizado no mesmo campo. Do tipo FPSO (sistema flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo), a nova plataforma produziu até 15 mil barris de petróleo por dia (bpd) e tinha capacidade para processar petróleo de 12,8 graus API (medida de densidade) em condições de reservatório, o que caracteriza esse petróleo como o mais pesado e mais viscoso produzido em campos marítimos no Brasil.

um trocador de calor de circuito impresso, que ocupa 10% do espaço e tem em torno de 15% do peso de um equipamento convencional para a mesma função. Já temos 31 plataformas utilizando ou com esse equipamento já contratado. É o maior pacote que a Heatric já vendeu no mundo. Um negócio desenvolvido pela Gaia. E como estão os negócios relacionados à Drillmec? Temos vários projetos onshore com a Drillmec, uma vez que o parque instalado no Brasil para sondas está obsoleto. Estamos nacionalizando essa produção, por meio de uma parceria da Drillmec com a Schuler, de Diadema (MG). E fomos mais além, pensando em uma solução de sondas de perfuração modularizadas para água rasas (até 100 m). Ou seja, estamos trabalhando em projetos ligados a exploração, produção e logística de gás no setor onshore, com projetos de plantas compactas de liquefação e regaseificação, para atender demandas regionais. Em qual dessas áreas a Gaia tem mais trabalhado: mar ou terra firme?  Como todo o mercado, o foco hoje é a área offshore. Porém existem oportunidades pontuais onshore, até que sejam reprogramadas as grandes refinarias. Em novembro do ano passado, a Gaia e a empresa Marcora do Brasil anunciaram a instalação da fábrica de aço (Forjaria Marcora do Brasil), em Seropédica (RJ), que fornecerá até 40 mil toneladas/ano em aços especiais para utilização em equipamentos de exploMais que um novo sistema de produção, o FPSO Cidade de Rio das Ostras, com capacidade para estocar até 200 mil barris, foi um laboratório para o desenvolvimento de outros campos marítimos de óleo extrapesado, como Marlim Leste, Albacora Leste, Papa-Terra e Maromba, todos na Bacia de Campos. Afretada à empresa canadense-norueguesa Teekay-Petrojarl, a plataforma resulta da conversão de um navio petroleiro em FPSO. Já a tecnologia utilizada no projeto foi desenvolvida através do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes).

A reinvenção da Gaia

ração offshore. Os investimentos previstos são de R$ 120 milhões. Quando o empreendimento entrará em operação? Em que fase está o projeto?   A Forjaria Marcora do Brasil é decorrente do esforço de muitos anos tentando solucionar a questão da produção de forjados pesados, que induzem a instalação de toda uma indústria de equipamentos, principalmente subsea. Estamos finalizando a aquisição do terreno e a planta deve começar a produzir em meados de 2016. Contamos com o apoio do Governo do Rio de Janeiro e nossos futuros clientes estão acompanhando o projeto com muita atenção. Como disse antes, este investimento segue a nova estratégia de reposicionamento da Gaia, que incluía a sociedade em empreendimentos com parceiros. A Gaia em si não tem contratos diretos, mas em que outros projetos de óleo e gás vocês estão trabalhando no momento, por meio das

representadas ou das parcerias? Estamos atuando em muitos projetos ligados a aproveitamentos de campos marginais, no limite de viabilidade, que envolvem pequenas operadoras, assim como na revitalização de campos maduros. Estamos trabalhando em projetos, soluções que viabilizem estes campos, possibilitando a atuação de operadoras de menor porte. Temos uma carteira de projetos nessa área. O mesmo conceito se aplica na revitalização. Há plataformas que têm uma produção limitada pela planta de tratamento de água produzida, que está no limite da capacidade. Há várias plataformas nessa linha. Modificar uma plataforma é uma encrenca. Uma solução: fazer uma plataforma, um hub adicional, com sistemas mais avançados, sem mexer na plataforma – uma plataforma agregada, de suporte, que vai aumentar a produtividade do campo. Como sempre nossa abordagem é que a adoção de tecnologias adequadas é a solução para estes

casos. Uma de nossas maiores competências é olhar esses problemas de “fora da caixa” e propor soluções que são inovadoras, aplicando tecnologias já consagradas. Em quase 20 anos, quais as principais conquistas da empresa? Acredito que nossa maior conquista é o reconhecimento do mercado de que somos uma empresa de soluções tecnológicas com atuação absolutamente diferenciada. Somos das poucas empresas brasileiras que possuem o certificado Trace anticorrupção. Nosso trânsito é decorrente do correto entendimento do problema que procuramos solucionar com tecnologia e em parceria com renomadas empresas nacionais e estrangeiras. Considerando Libra e as demais fronteiras petrolíferas já identificadas e que deverão ser exploradas nos próximos anos, a nossa expectativa é continuar a crescer. E a se reinventar.

TN Petróleo 94

Foto: Agência Petrobras

Especial PNG 2014-2018

É hora de recuperar

o que foi O anúncio dos resultados de 2013 e as metas do Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 da Petrobras criam expectativa de que, com a entrada da estatal em nova curva ascendente de produção de óleo e gás no Brasil, a indústria retome o ritmo de crescimento que vinha registrando na virada da década. Após um 2013 com resultados tímidos, mas de recuperação, a entrada em operação de plataformas concluídas no ano passado e de outras que serão entregues esse ano deve assegurar um resultado positivo não só para a Petrobras, mas também para diversos setores da cadeia produtiva, como o de aço, equipamentos e serviços. 16

TN Petróleo 94

Foto: Alexandre Brum

Foto: Thelma Amaro Vidales

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Plano de Negócios e Gestão da Petrobras 2014-2018

por Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez, colaboração Maria Fernanda Romero

perdido C

om metas que priorizam o aumento da curva de produção de hidrocarbonetos, a Petrobras anunciou o Plano de Negócios e Gestão 20142018, que prevê investimentos totais de US$ 220,6 bilhões nesse período. Deste montante, US$ 153,9 bilhões (70%) serão destinados à área de exploração e produção (E&P) – um acréscimo de 4,3% em relação ao último PNG. Um volume adicional de US$ 44,8 bilhões será investido por empresas parcei-

ras. A estratégia busca levar a companhia ao seu objetivo principal: dobrar a produção de petróleo, alcançando a marca de 3,2 milhões de barris por dia em 2018 e 4,2 milhões em 2020. O investimento anunciado privilegia o desenvolvimento da produção, que abocanhou US$ 112,5 bilhões, ou seja, 73% da quantia reservada para a área de E&P. Como não poderia ser diferente, o pré-sal continua no foco das atenções, com cerca de 60% de investimento direcionados para as áreas sob concessão, partilha (Libra) e ainda as da cessão onerosa.

Especial PNG 2014-2018

“A Petrobras não pode esperar. Hoje não há nada, absolutamente nada sobre a mesa que justifique atrasar nossa curva de produção de óleo. Não há nenhuma contratação que coloque em risco nossa curva de produção. 18

TN Petróleo 94

RESERVAS PROVADAS

• IRR Brasil: 131% (acima de 100% pelo 22º ano consecutivo) • Relação R/P = 20 anos • Poços perfurados offshore: Pós-sal (14) + Pré-sal (17) • R$ 17,3 bilhões investidos em exploração em 2013

16,6 bi de boe Internacional

96% Brasil

PRINCIPAIS DESCOBERTAS • Mandarim, BC (Pós-sal) • Arijuna, ES (Pós-sal) • Pitu, Potiguar (Pós-sal) • Sul de Tupi; Florim; Sagitário; Extensão 4; Entorno de Iara; Iguaçu Mirim; Franco Leste; Iara Alto Ângulo; Jupiter Bracuhy, BS (Pré-sal) • Farfan 1; Muriú 1; Moita Bonita 1, Sergipe-Alagoas (Pós-sal)

Gás natural

DESTAQUES BRASIL

Artes: Revista TN Petróleo

Reservas Provadas alcançaram 16,6 bilhões de boe. No Brasil, IRR* acima de 100% pelo 22º ano consecutivo. Destaque para as descobertas em novas fronteiras exploratórias (Sergipe-Alagoas e Potiguar).

15%

85% Óleo + LGN

ÍNDICE DE SUCESSO BRASIL Pré-sal: 100% 75% 59% 2011

64% 2012

2013

*IRR: Índice de Reposição de Reservas

Queda na produção de óleo e LGN em 2013 A produção de Óleo e LGN foi de 1.931 mpbd em 2013, volume 2,5% abaixo do realizado em 2012. O declínio natural observado durante os últimos 12 meses foi abaixo do intervalo esperado de 10-11%. Principais fatores que impactaram na diminuição da produção

-2,5%

1.931 mbpd

Retomada da curva de produção

Atividades exploratórias em 2013

1.980 mbpd

entanto, a esta camada, quando a empresa registrou, em março, novo recorde de produção diária, de 412 mil barris de petróleo, a partir de campos localizados nas bacias de Campos e Santos. O que leva a estatal e o mercado a acreditarem que 2014 poderá ser um ano de mais ganhos que de perdas é, portanto, um conjunto de resultados que vêm sendo consolidados em diversas fronteiras. Inclusive em outros cenários, como comprovam as descobertas confirmadas pela petroleira em águas profundas na bacia de Sergipe-Alagoas, assim como a mais recente, na Bacia Potiguar. Daí a perspectiva do mercado e da própria companhia de que este será um ano de recuperação. “A atual gestão possui planos e metas mais condizentes com a realidade do mercado, além da maior preocupação com o planejamento de seus projetos, o que permitirá à empresa enfrentar melhor seus desafios nesse ano”, avalia o presidente do Conselho de Energia da Firjan, Armando Guedes, que já esteve no comando da estatal. O retorno das rodadas de licitações da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que trouxe novas perspectivas para a indústria de petróleo e gás natural no Brasil, na avaliação de Guedes deverá responder também por boa parte dos investimentos em exploração e produção ao longo das próximas décadas.

2012

2013

• P-63/Papa-Terra: necessidade de alterações no arranjo submarino, postergando o 1º óleo (jul/13 para nov/13). • Cidade de São Paulo/Sapinhoá e Cidade de Paraty/Lula NE: atraso na entrega dos boiões (China), bem como dificuldades na instalação dos mesmos, atrasando o ramp-up das UEPs (BSR1 jul/13 para fev/14). • P-55/Roncador Módulo III: atraso na entrega da UEP, postergando o 1º óleo (set/13 para dez/13). • P-58/Parque das Baleias: atraso na entrega da UEP, postergando o 1º óleo (nov/13 para mar/14). • TLD-Franco: cancelado por atraso na obtenção de autorização da ANP (FPWSO Dynamic Producer). • Limitação de navios PLSVs (Pipe-Laying Support Vessels) afetando o ritmo de interligação de poços, devido à decisão tardia de contratá-los no exterior (deveriam ser contratados até final de 2011, mas foram contratados a partir de abr/2013).

É exatamente esse óleo novo que nos dá segurança de que a indústria naval brasileira, nossa fornecedora, veio para ficar ”, afirmou a presidente da Petro-

bras, Graça Foster na apresentação da 7ª rodada de licitações do Programa de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo (ProRefam).

TN Petr贸leo 94

Especial PNG 2014-2018 De acordo com a executiva, não há nenhuma prioridade da indústria naval brasileira, coreana, chinesa, frente à mão de obra da companhia. Por isso, a Petrobras vai contratar no Brasil tudo o que for possível. “O importante é que essa indústria seja competitiva e tenha inovação”, afirmou. Graça Foster informou, ainda, que a dificuldade diária com os fornecedores de bens e serviços se dá em nível mundial, não só no Brasil. “É muito provável que a gente cobre muito mais de quem é da casa. A responsabilidade

do Brasil e da Petrobras é muito grande, por isso é muito importante que os fornecedores estejam no país”, ressaltou. No dia 17 de março, a P-58 entrou em operação no Parque das Baleias, no norte da Bacia de Campos, já na costa capixaba. Com capacidade diária para produzir 180 mil barris de petróleo e 6 milhões de m3 de gás natural, a unidade do tipo FPSO (que produz, armazena e transfere petróleo, na sigla em inglês), será ligada nos próximos meses a 15 poços, oito deles no

pré-sal e sete no pós-sal, além de nove poços injetores. Outras três plataformas devem começar a operar ainda no primeiro semestre, no pós-sal da Bacia de Campos: a P-62, que integra o módulo 4 do campo de Roncador; e a P-61 e a plataforma semissubmersível de apoio à perfuração de poços SS-88 TAD, ambas no campo de Papa-Terra.

Rodada do ProRefam No dia 21 de março, a Petrobras emitiu os convites para a 7ª rodada de licitações do seu Pro-

Mais aço para a indústria offshore Quem pode se beneficiar bastante do crescimento dos investimentos no setor de óleo e gás é a indústria do aço, que fornece matéria-prima para a produção de máquinas, equipamentos e também chapas para a construção das plataformas e FPSO. Assim como outros setores da economia, a produção brasileira de aço vem se recuperando de períodos pouco favoráveis. A produção acumulada em 2013 totalizou 34,2 milhões de toneladas de aço bruto e 26,3 milhões de toneladas de laminados, redução de 1,0% e aumento 2,2%, respectivamente, em relação a 2012. As vendas acumuladas em 2013, de 22,8 milhões de toneladas, mostraram crescimento de 5,4% com relação ao ano anterior. O consumo aparente nacional de produtos siderúrgicos em dezembro foi de 1,8 milhão de toneladas, totalizando 26,4 milhões de toneladas em 2013. Esses valores representaram alta de 1,8% e 4,8%, respectivamente, em relação aos mesmos períodos do ano anterior.

TN Petróleo 94

No que se refere às importações, registrou-se em dezembro o volume de 220 mil toneladas (US$ 256 milhões) totalizando, desse modo, 3,7 milhões de toneladas de produtos siderúrgicos importados no ano, redução de 2,2% em relação a 2012. Esses últimos números já são um sinal de melhora e estão dentro das projeções do Instituto Aço Brasil (IABr). Segundo a instituição, as projeções para 2014 são otimistas com a perspectiva da queda das importações devido à possível desestocagem, aumento das exportações face à suave recuperação do cenário internacional e o incremento da produção de aço bruto. Além disso, as vendas devem crescer 4,4% e o consumo aparente, 3,2%. A produção de aço bruto em janeiro caiu 1,4% em relação a igual mês do ano passado para 2,738 milhões de toneladas, informou o Instituto Aço Brasil (IABr). Na comparação com dezembro houve um aumento de 3,1%. Já a produção de laminados em janeiro cresceu 0,6%, para 2,055 mi-

lhões de toneladas. Ante o mês imediatamente anterior, o aumento foi de 1,5%. A produção de aços planos chegou em 1,17 milhão de toneladas, queda de 1,9% na relação anual e de 8,9% na mensal. O volume de aço longo produzido em janeiro foi de 884,4 mil toneladas, alta de 4,2% em relação a janeiro de 2013 e aumento de 19,4% na comparação com o mês de dezembro. A importação de aço em janeiro alcançou 311 mil toneladas, alta de 41,4% em relação ao mês imediatamente anterior. Na comparação com o mesmo mês de 2013 as importações cresceram 11,9%. Já as exportações em janeiro subiram 34% em relação ao visto em dezembro, de acordo com dados da entidade. Na comparação com janeiro do ano anterior, a queda foi de 13,7%. Ainda de acordo com o IABr, o consumo aparente nacional de produtos siderúrgicos em janeiro foi de 2,1 milhões de toneladas, alta de 1,7% em relação ao mesmo período de 2013.

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Especial PNG 2014-2018

ProRefam 1º Plano (2000): Foram contratados 18 embarcações dos tipos AHTS 10000 (três), AHTS 12000 (quatro), AHTS 15000 (dois), PSV 15000 (dois), PSV 3000 (1), LH 1200 (dois) E LH 1800 (quatro). 2º Plano (2004): Foram contratadas 20 embarcações dos tipos PSV 2000 (seis), PSV 3000 (12) e PSV 4500 (dois). ESCOPO DO PROREFAM - Contratação de 146 embarcações distribuídas em sete rodadas, de 2008 a 2014. - Embarcações dos tipos AHTS, PSV e OSVR. - Prazo de construção de até três anos para PSV/ OSRV e de até quatro anos para AHTS. - Vigência contratual de até oito anos, prorrogável por até igual período. - Conteúdo local mínimo de construção de 60% para PSV/ OSRV e de 50% para AHTS. - Conteúdo local mínimo de 70% na operação da embarcação. grama de Renovação da Frota de Embarcações de Apoio Marítimo (ProRefam). As propostas devem ser enviadas até o dia 27 de junho e a assinatura dos contratos está prevista para até o dia 30 de outubro. “A expectativa é firmar os contratos com base em propostas competitivas, quando comparadas às taxas diárias de referência disponíveis. E iniciar a operação das embarcações até as datas estabelecidas nos contratos”, afirmou o diretor de Exploração e Produção (E&P) da Petrobras, José Formigli. 22

TN Petróleo 94

PLANO ESTRATÉGICO 2030

Elaborado em 2013

• Motivadores: mudança do marco regulatório no Brasil - criação dos regimes de Cessão Onerosa e Partilha, crescimento da produção americana de shale gas e tight oil e crise econômica mundial de 2008. • Horizonte de 17 anos: a elevação da produção de petróleo após 2020 requer, além do desenvolvimento do potencial exploratório existente em 2013, a incorporação de áreas adquiridas em novos BIDs (Concessão e Partilha).

Ambiente de negócios – MUNDO • Crise econômica de 2008 reduz as expectativas do crescimento econômico mundial (PIB esperado mundial de 2014-2030 = 3,6% a.a. – Fonte: Global Insight, 2013); • Incertezas com relação ao ritmo do crescimento da China e os impactos sobre os preços (Crescimento econômico da China 2014-2030: 4,8 – 6,5% a.a. – Fonte: EIU e Global Insight, 2013); • Arrefecimento do crescimento da demanda de petróleo (0,7% a.a. 2013-2030 – Fonte: IEA, Nov/2013); • Preço do petróleo estável com perspectivas de pequena queda no médio prazo (incremento da produção dos não convencionais dos EUA, Iraque e Brasil). (Preço projetado para 2013-2030: 100 US$/bbl. Fonte: Pira, 2013); • Revolução dos não convencionais. Produção em 2030: tight oil de 5,8 MMbpd e shale gas de 745 bi m³ (Fonte: IEA, 2013); • Perspectiva da autossuficiência de gás dos EUA em 2019 e redução da necessidade de importação de petróleo de 7,9 para 3,6 MMbpd em 2030 (Fonte: IEA, 2013).

Ambiente de negócios – BRASIL • Maior conhecimento do Pré-sal, com sucessivos recordes de produção. Já temos 10 UEPs operando na camada do Pré-sal. Experiência na exploração e produção do Pré-sal e na performance dos reservatórios nos levou à fase de otimização de custos; • Três marcos regulatórios – Negócios de óleo e gás convivendo com três regimes: Concessão, Cessão Onerosa e Partilha; • A política de Conteúdo Local é uma realidade. A indústria nacional segue sua curva de aprendizado, sobretudo no segmento naval, com perspectivas de competitividade; • Perspectiva de crescimento da demanda de derivados de 2,5% a.a de 20142018 e de 2,2% a.a de 2019-2030: durante 2007-2011 o crescimento foi de 4,5% a.a. e da frota de veículos de 7,4% a.a. Espera-se um crescimento da frota de veículos de 5,8% de 2014-2018 e de 4,2% em 2019-2030. Perspectiva de evolução do mandato de biodiesel dos atuais B5 para B8 até 2018 e B10 até 2023, permanecendo até 2030; • Menor expectativa para expansão do etanol, focada na recuperação da produtividade agrícola. Crescimento da demanda de etanol de 5,4% a.a no período 2014-2030, sendo atendida, até 2016, por ocupação da capacidade ociosa.

É hora de recuperar o que foi perdido Para Formigli, a expectativa para a essa rodada é boa em função das mudanças que a companhia fez, alinhada com a apresentação de seus fornecedores. Entre elas, a concessão de 24 horas para franquia de manutenção a cada 28 dias de operação; a permissão da utilização de embarcações Front Runner, pelo prazo máximo de 180 dias, para os casos em que a embarcação contratada não puder entrar em operação até a data contratual estabelecida; reajustes específicos durante a fase de construção e reajuste da taxa diária de tripulação. Quatro dias antes, as empresas que ganharam a licitação da 5ª rodada do programa assinaram os contratos referentes às oito embarcações encomendadas

no ano passado. A Bram Offshore Transportes Marítimos irá fornecer quatro Anchor Handling and Tug Supply (AHTS), a Starnav Serviços Marítimos, três Platform Supply Vessel (PSV) de 4.500 toneladas; e a Norskan Offshore, um AHTS. A estatal informou que as propostas para a 6ª rodada de contratações foram recebidas no dia 4 de fevereiro e estão sendo analisadas tecnicamente. As negociações foram iniciadas no dia 13 de março e a expectativa é assinar os contratos até 30 de abril. “Este é um momento muito especial para nós, é um momento de torcida, pois queremos muito que a indústria naval e offshore do Brasil continue crescente, pujante e, principalmente, respeitada. Acho que esse momento é importante; é o ponto de diferença para que a indústria naval do Brasil mostre ao Brasil e a um de seus clientes, a Petrobras, para

que veio e por que retornou”, afirmou Graça Foster.

Balanço geral Lançado em 2008, o ProRefam prevê a contratação de 146 embarcações em sete rodadas até este ano. Até a 5ª rodada já foram contratadas 87, das quais 26 já estão em operação e 61 estão em construção. Dessas 87 embarcações contratadas, 76 são dos tipos PSV e Oil Spill Response Vessel (OSRV), com conteúdo local mínimo de construção de 60%; e 11 do tipo AHTS, com conteúdo local exigido de 50%. Segundo o gerente geral de serviços de contratação de E&P da Petrobras, Claudio Cesar de Araujo, as embarcações do tipo PSV tiveram 17% mais contratos do que o esperado até a

TN Petróleo 94

Especial PNG 2014-2018

Plano de Negócios e Gestão 2014-2018

Implantação, Processo de Licitação e Avaliação

US$ 220,6 bilhões 18%

Carteira em Implantação + Carteira em Processo de Licitação1

US$ 38,7 bilhões

US$ 206,8 bilhões

(US$ 10,1 bilhões)

(US$ 9,7 bilhões)

1% (US$ 2,3 bilhões)

Produção petróleo 2020: 4,2 milhões bpd

1,2% (US$ 2,7 bilhões)

70%

(US$ 2,2 bilhões)

0,4%

US$ 153,9 bilhões

E&P

Biocombustíveis

Abastecimento

Distribuição

G&E

ETM

Internacional

Demais Áreas

(US$ 1,0 bilhão)

Carteira em avaliação

US$ 13,8 bilhões

Sem impacto na produção de petróleo 2020

¹ Inclui os projetos de E&P no Brasil que ainda passarão pelo processo de contratação ETM = Engenharia, Tecnologia e Materiais Outras Áreas = Financeiro, Estratégia e Corporativo-Serviços

de suas unidades e as refinarias Premium I e Premium II que terão seus processos licitatórios conduzidos em 2014.

Investimentos da Petrobras em E&P: US$ 153,9 bilhões Distribuição do investimento no Pós-sal e no Pré-sal 12%

15%

(US$ 18,0 bilhões)

(US$ 23,4 bilhões)

40%

US$ 53,9 bilhões

E&P Petrobras US$ 153,9 bilhões (77%)

E&P Parceiros US$ 44,8 bilhões (23%)

73%

US$ 112,5 bilhões

US$ 82 bilhões

Desenvolvimento da Produção

Pós-Sal

Exploração

Pré-Sal

Infraestrutura e Suporte

60%

TN Petróleo 94

Pré-Sal (Concessão) Cessão Onerosa Partilha (Libra)

Total com Parceiros US$ 198,7 bilhões (100%)

É hora de recuperar o que foi perdido 5ª rodada, mas os AHTSs, que são mais sofisticados, estão abaixo do ritmo planejado. A gerente de serviços na área de E&P da companhia, Cristina Pinho, afirmou que os problemas no fechamento de contratos no Brasil se devem a dificuldades técnicas do mercado nacional e a atender as embarcações mais sofisticadas que acabam elevando os preços. Desta forma, a empresa tem recorrido ao mercado internacional. “Para atender as nossas necessidades operacionais, todas as vezes que for necessário a Petrobras vai sim ao mercado externo buscar AHTS. É uma embarcação extremamente importante para nós, mas vamos continuar insistindo em ter AHTSs fabricados no Brasil.

Já fabricamos esse tipo de embarcação aqui, temos capacidade, e acredito que os novos estaleiros que estão se instalando no Vale do Itajaí e em outros lugares, podem dar continuidade a essa ação junto conosco”, detalhou Cristina.

Produção industrial deve crescer Em números divulgados pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), a produção industrial nacional cresceu 2,9% no primeiro mês de 2014, em comparação com dezembro de 2013. O resultado interrompe uma trajetória de queda que começou em novembro, com -0,6%, e se repetiu em dezembro, com -3,7%. A indústria de bens de capital foi a que mais cresceu de dezembro para janeiro, com alta de 10%. A de bens de consumo apresentou alta de 2,3%, sendo 3,8% nos bens duráveis e 1,2% nos semiduráveis

e não duráveis. Os bens intermediários tiveram crescimento de 1,2%. Com a exceção dos bens de capital, que acumulam alta de 12,1% nos últimos 12 meses, todas as outras categorias de uso somam quedas, de 0,2% a 1%. A pesquisa mostra que 17 dos 27 ramos tiveram aumento na produção de janeiro em relação a dezembro. Já os números divulgados pela Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), mostraram que 2013 fechou com um faturamento de R$ 79 bilhões, 5,7% inferior ao valor registrado em 2012. A produção física de máquinas e equipamentos registrou um aumento de 7% no ano passado, mas um dos únicos setores que não acompanhou esse crescimento foi justamente o de máquinas para petróleo e energia renovável, que teve queda de 23,7%. Entre investimentos e operações, a indústria

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Especial PNG 2014-2018

Pós-Sal, pré-Sal, Cessão Onerosa e curva de produção Produção de óleo e GNL (milhões bpd)

Pós-Sal

Pré-Sal

Cessão Onerosa

NORDESTE DE TUPI LULA ALTO

NORTE PARQUE BALEIAS

A contratar P-58 RONCADOR IV P-62 PAPA-TERRA

IRACEMA NORTE

LULA CENTRAL

Cidade de Itaguaí

A contratar LULA SUL

A contratar LULA EXTERNO SUL E CO SUL DE LULA P-68 LULA OESTE

P-66 P-61 (TLWP) + SS-88 (TAD)

BÚZIOS I P-74 LAPA

SAPINHOÁ NORTE

ES ÁGUAS PROFUNDAS

A contratar BÚZIOS V

A contratar SUL PARQUE DAS BALEIAS

ES ÁGUAS PROFUNDAS III A contratar REVITALIZAÇÃO MARLIM II

A contratar A contratar

BÚZIOS III

A contratar

LIBRA

P-76

REVITALIZAÇÃO MARLIM I

LULA NORTE

Cidade de Ilhabela

JUPITER

P-71

P-69

TARTARUGA VERDE E MESTIÇA

P-67

ESPADARTE III

P-72 IARA NW

A contratar FLORIM

A contratar SE ÁGUAS PROFUNDAS I

A contratar

IRACEMA SUL

P-67

BÚZIOS IV

BÚZIOS II Cidade de Mangaratiba

A contratar MAROMBA

P-77 A contratar

P-75

CARCARÁ A contratar ENTORNO DE IARA

4,2

P-73

3,2 1,93

Integração da P-74 no Estaleiro Inhaúma, Rio de Janeiro/RJ – Búzios I, 2016

2017

2018

TN Petróleo 94

2019

2020 Foto: Agência Petrobras

2016

Foto: Consórcio Quip

2015

Foto: Agência Petrobras

2014

FPSO P-58, Estaleiro Honório Bicalho, Rio Grande/RS TLWP P-61, Estaleiro Brasfels, Angra dos Reis/RJ Primeiro óleo: 1º trimestre de 2014 Primeiro óleo: 2º trimestre de 2014

É hora de recuperar o que foi perdido

PLSVs no aumento da curva de produção Em operação e novos Frota atual: 11 (2014)

+ 8 ao longo de 2014

+ 9 (2016)

+ 2 (2017)

Sunrise (270t); Kommandor 3000 (135t); Deep Constructor (125t); Normand7 (340t); Skandi Vitória (300t); Seven Mar (340t); Skandi Niterói (270t); Seven Seas (430t); Agile (200t); Seven Condor (230t); Seven Phoenix (340t)

North Ocean 102 (210t); Sapura Diamante (550t); Lay Vessel 105 (300t); Sapura Topázio (550t); Polar Onyx (275t); Seven Waves (550t); Coral do Atlântico (550t); Estrela do Mar (550t)

3 PLSVs de (550t) – Holanda; 1 PLSV de (300t) – Holanda; 2 PLSVs de (550t) – Holanda; 2 PLSVs de (650t) – Noruega; 1 PLSV de (300t) – Suape

1 PLSV de (300t) – Suape; 1 PLSV de (550t) – Holanda;

de máquinas e equipamentos para o setor de petróleo e gás faturou perto de R$ 7 bilhões. Segundo o presidente da Abimaq, Luiz Aubert Neto, a participação da entidade nos pedidos e projetos da Petrobras vem caindo. Se antes era de 15% a 17%, hoje está em 7%. Para ele, em 2014, a tendência é que a demanda seja mais de sondas e equipamentos para o pré-sal. Pelas perspectivas do presidente da Abimaq, o setor vai se comportar da mesma forma esse ano do que em 2013, ou no máximo terá uma leve melhora. Para a associação, o Brasil deve atuar para melhorar sua competitividade de modo a aumentar o conteúdo local dos projetos de óleo e gás de maneira competitiva. Do ponto de vista mais técnico, a Abimaq afirma que é fundamental que o desenvolvimento dos projetos seja feito no Brasil e que a indústria possa participar de cada projeto desde o início, de modo a otimizar sua participação. Na avaliação da entidade, há potencial de crescimento para o setor desde que existam condições de competitividade para a indústria nacional e tempo hábil para que ela se adapte às exigências de tecnologia e qualidade dos equipamentos. “A expectativa para os próximos anos é boa, na medida

em que foi sinalizada a retomada das encomendas com os leilões do final do ano passado. Essa expectativa tende a se concretizar com a previsibilidade de novos leilões”, diz o pesquisador do Instituto Brasileiro de Economia da Fundação Getulio Vargas (Ibre/FGV), Mauricio Canêdo Pinheiro.

Setor eletroeletrônico estagnado Apesar do faturamento previsto para o ano de 2013 do setor eletroeletrônico indicar crescimento nominal de 8% e real de 5%, totalizando R$ 156,6 bilhões, o peso da cadeia produtiva para a área de óleo e gás se mantém estagnado. “Este peso se manteve o mesmo: na ordem de 2%”, afirma o coordenador das áreas de petróleo, gás e naval, e gerente Regional responsável pelos estados do Rio de Janeiro e Espírito Santo da Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee), Paulo Sérgio de Almeida Galvão. Segundo o executivo, as possibilidades decorrem do início das compras para investimentos da 7ª Rodada de Licitações, realizada em 2005, a partir da qual a medição

do Conteúdo Local deverá ser feita também pelos sistemas e famílias de produtos. “Como o processo de maturação de uma rodada leva anos, somente agora esse mercado começará a efetuar essas compras junto à cadeia de fornecedores. Isso obrigará, no caso do setor eletroeletrônico, à comprovação de percentuais de conteúdo local da ordem de 60% para os sistemas de automação, elétricos e de medição fiscal, e de 40% para os sistemas de instrumentação e controle e de telecomunicações, que são os específicos deste setor.“ Galvão chama a atenção para outra questão, a de “quebra de pacotes fechados“ de fornecimento, para que sejam evidenciadas as oportunidades de fornecimento desses sistemas. O coordenador explica que esses sistemas, apesar do alto valor agregado e das possíveis implicações na operação, têm pouca representatividade no custo de um empreendimento nas áreas de petróleo e gás ou mesmo naval – em torno de 2% –, o que lhes dá pouca visibilidade e representatividade no custo total. “É por isso que este setor tem tido pouca representatividade, salvo em itens específicos e momentos muito pontuais, como em motores elétricos e sistemas de automação. Esta pouca representatividade poderá ser quebrada caso não se cumpram os pacotes e se incluam critérios de exigência de conteúdo local para as demais áreas de petróleo e gás,

TN Petróleo 94

Especial PNG 2014-2018

Participação do E&P nos investimentos da Petrobras nos últimos cinco Planos de Negócios US$ 224,0 bilhões

48%

US$ 224,7 bilhões

52%

15% 17%

E&P

PN 2011-2015

Abastecimento

Demais áreas*

posto que a regras vigentes só os exigem para exploração e produção“, esclarece Galvão. No intuito de aproximar fornecedores locais de empresas contratantes, a Abinee, através da Coordenação de Petróleo e Gás, e Naval, participa de todos os programas desenvolvidos por instituições do setor, como o Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Promimp).

Mais recursos para o setor Com óleo e gás em franca expansão, um dos principais fatores para manter o ritmo de crescimento do setor é a disponibilidade de financiamento para os projetos. Segundo o estudo ‘Perspectiva do investimento’, realizado pelo Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), os investimentos do setor de petróleo e gás deverão somar R$ 344 bilhões no período 2014/2016. Pensando exatamente nessa demanda por recursos, o banco abriu diversas linhas e programas 28

TN Petróleo 94

62%

30%

27%

14%

11%

PNG 2012-2016 Carteira Total

PNG 2013-2017 Carteira Total

US$ 220,6 bilhões

70%

18% 12% PNG 2014-2018 Carteira Total

* Gás e Energia, Internacional, BR Distribuidora, PBio , Engenharia Tecnologia e Materiais (ETM) e Área Corporativa e Serviços

Foto: Agência Petrobras

PN 2010-2014

US$ 236,7 bilhões

56%

33%

35%

US$ 236,5 bilhões

de financiamento especificamente para o setor de petróleo e gás. Criado em 2011 para o apoio à cadeia de fornecedores da indústria petrolífera nacional, o BNDES P&G conta hoje com uma carteira de financiamento de R$ 2,3 bilhões, equivalente a investimentos de R$ 4,2 bilhões. Ao todo são 36 projetos, envolvendo diferentes segmentos, como fabricantes de equipamentos submarinos, serviços de montagem, sistemas de automação, entre outros. “Hoje já temos sistemas de perfuração fabricados no Brasil, com financiamento do BNDES. Antes eram todos importados”, conta Rodrigo

Bacellar, superintendente da área de Insumos Básicos do BNDES. Segundo ele, o orçamento total do BNDES P&G é de R$ 4 bilhões até 2015. Além disso, o banco é o principal agente financeiro dos recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM), com uma carteira de financiamento de R$ 37 bilhões, equivalente a investimentos de R$ 55 bilhões, e envolvendo 121 projetos, entre navios, embarcações de apoio offshore e esta-

É hora de recuperar o que foi perdido

Premissas de Planejamento Financeiro no Plano de Negócios e Gestão 2014-2018 Análise de Financiabilidade considera a Carteira em Implantação + Processo de Licitação = US$ 206,8 bilhões

Não emitir novas ações

Manter classificação de grau de investimento

PRINCIPAIS PREMISSAS PARA GERAÇÃO DE CAIXA E NÍVEL DE INVESTIMENTO O PNG 2014-18 é baseado em moedas constantes a partir de 2014. Preço do Brent (US$/bbl)

US$ 105 em 2014, diminuindo para US$ 100 até 2017 e para US$ 95 no longo prazo

Taxa de Câmbio média (R$/US$)

R$ 2,23 em 2014, valorizando para R$ 1,92 no longo prazo

Alavancagem

Limite: < 35% | Alavancagem decrescente, porém ultrapassa limite em 2014

Dívida Líquida/EBITDA

Limite: < 2,5x | Indicador ultrapassa limite em 2014 e permanece abaixo de 2,5x a partir de 2015 e abaixo de 2,0x no fim do período

Preço dos derivados no Brasil

Convergência dos preços no Brasil com as referências internacionais, conforme política de preços de diesel e gasolina apreciada pelo Conselho de Administração em 29 de novembro de 2013

leiros. Recentemente, o BNDES aprovou financiamento de R$ 8,8 bilhões à empresa Sete Brasil para produção de conjunto de sondas para o pré-sal. “A carteira de financiamento do BNDES está em expansão, compatível com o comportamento da demanda do setor, decorrente sobretudo do plano de investimentos da Petrobras”, completou Bacellar. Outro projeto desenvolvido pelo banco em parceria com a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) foi o Inova Petro que hoje está na fase de recebimento de interesse por parte das empresas

fornecedoras do setor de óleo e gás. De acordo com o Rodrigo Bacellar, em 2013, o índice de conteúdo local das embarcações de apoio financiadas pelo BNDES já é de 70%. Pelas projeções da Rio Negócios, agência de promoção de investimentos do Rio de Janeiro, o potencial de US$ 700 bilhões em investimentos no pré-sal nos próximos 20 anos tem o Rio como principal destino. A expectativa é grande quanto a esses ecursos já que o pré-sal, que tem 67% da sua área na costa fluminense, vem dando provas de elevada produtividade.

De acordo com a agência, o governo do Estado e a prefeitura estão trabalhando atualmente na implantação de um Cluster Subsea para atrair novos investimentos e desenvolvimento de tecnologia submarina que se soma à expansão do Parque Tecnológico da UFRJ na Ilha do Fundão, com possibilidade de entrada de novas empresas. Esse ano, Rio e Reino Unido assinaram, em Londres, um memorando para troca de expertise no setor de subsea e pré-sal, com um potencial de atração de investimento de pelo menos R$ 2 bilhões.

TN Petróleo 94

Especial PNG 2014-2018

Combustíveis

em alta

As vendas de combustíveis no mercado brasileiro em 2013 totalizaram 136,210 bilhões de litros, o que representa um aumento de 5% em relação aos 129,677 bilhões de litros registrados em 2012. Os dados foram divulgados no IX Seminário

ara Armando Guedes, um dos principais propulsores do setor de combustíveis esse ano foi o crescimento da indústria automobilística, que avançou 80,4% nos últimos dez anos, principalmente a venda de caminhões. Além do bom desempenho do segmento de outros equipamentos de transporte, como da indústria naval e de aviões que só nos últimos três anos acumulou 26,5% de crescimento. “Nesse contexto, é natural que a demanda por combustíveis venha aumentando”, diz Guedes. Houve aumento de 4,6% na comercialização de óleo diesel na comparação entre 2012 e 2013, de 55,900 bilhões de litros para 58,489 bilhões de litros. Já as vendas de biodiesel cresceram 5,9%, de 2,762 bilhões de litros em 2012, para 2,924 bilhões de litros em 2013. A comercialização de gasolina C (com adição de etanol anidro) foi de 41,365 bilhões de litros, um aumento de 4,2% em relação aos 39,698 bilhões de litros relativos a 2012. Com o aumento do teor de adição de etanol anidro à gasolina A (para composição da gasolina C vendida ao consumidor) de 20% para 25% em maio de 2013, a demanda de etanol anidro automotivo aumentou 30,2%. 30

TN Petróleo 94

Foto: Agência Petrobras

de Avaliação do Mercado de Derivados de Petróleo e Biocombustíveis da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

Além disso, o consumo de etanol hidratado (utilizado pelos v e í c u l o s f l ex ) , que havia sido de 9,850 bilhões de litros em 2012, aumentou para 10,788 bilhões de litros em 2013, o equivalente a um crescimento de 9,5%. O etanol total (soma de anidro e hidratado) teve elevação de 18,8% em 2013 frente a 2012, de 17,790 bilhões de litros para 21,129 bilhões de litros. No óleo combustível houve alta de 26,8%, de 3,934 bilhões de litros para 4,990 bilhões de litros. “O crescimento dos combustíveis tem pressionado a infraestrutura do país para armazenamento

e distribuição desses produtos. Em 2013 tivemos problemas ‘pontuais e regionais’ de distribuição e abastecimento. Há um crescimento forte no setor, mas os investimentos em infraestrutura, por exemplo, são aquém da realidade”, afirmou Florival Carvalho, diretor da ANP. Os únicos dois derivados que apresentaram redução de consumo foram o querosene de aviação (QAV), que caiu 0,9%, de 7,2 bilhões para 7,2 bilhões de litros; e o gás natural veicular (GNV), que teve redução ainda maior de 3,7% do volume comercializado, passando de 5,320 milhões de m³/dia para 5,125 milhões de m³/dia. “É muito cedo para estimarmos o desempenho dos combustíveis para 2014, mas a tendência do mercado

É hora de recuperar o que foi perdido

Recuperação do etanol Por falar na Raízen, a maior produtora de etanol do país também tem bons motivos para acreditar que 2014 será um ano positivo para a empresa e também para o setor de biocombustíveis. Além disso, a companhia vai inaugurar esse ano a sua nova planta de etanol celulósico, na Usina Costa

Derivados no Brasil Vendas/consumo:

2.383 mbpd Produção:

2.124 mbpd

Fotos: Stock XCHNG

deste ano é que ele deve estar muito parecido com o de 2013. 2012 foi um ano excepcional, quando o diesel cresceu quase 12% e a gasolina quase 9%. Esse ano deve haver uma variação menor, mas com a mesma necessidade de importação de óleo e diesel e gasolina para atender a demanda interna”, explicou Aurélio Amaral, superintendente de Abastecimento da ANP. Os números apresentados pela agência mostram que se mantém o predomínio de BR, Ipiranga e Raízen como as três maiores empresas distribuidoras de combustíveis do país.

As vendas de derivados cresceram 4% em 2013. O maior crescimento da produção (6%), especialmente diesel (+8,6%) e gasolina (+12,1%) reduziu a necessidade de importação, ainda maior de derivados.

Conta petróleo em 2013: déficit US$ 20,277 bilhões Obs.: em 2012 o déficit foi de US$ 5,379 bilhões

Pinto, um investimento de mais de R$ 200 milhões. Dona de uma produção anual de dois bilhões de litros de etanol, a Raízen é a prova de que o setor do etanol ainda tem muito a crescer na economia brasileira. Vindo de um período de queda

na produção desde 2009, o setor sucroalcooleiro vem se recuperando nos últimos dois anos dessa retração, graças, principalmente, à redução do PIS/Cofins pelo governo no meio do ano passado. No resultado acumulado de todo 2013, as unidades do Centro-Sul moeram 594,10 milhões de toneladas de cana, 11,82% a mais em relação ao ano anterior. A moagem resultou em uma produção de 25,37 bilhões de litros de etanol. Já os números divulgados recentemente pela Unica, revelam a contínua recuperação do setor. Segundo a entidade, as vendas de etanol em fevereiro deste ano no Centro-Sul somaram 1,92 bilhão de litros, um crescimento de quase 20% na comparação com o mesmo mês de 2013. As vendas somente para o mercado interno em fevereiro cresceram para 1,84 bilhão de litros, contra os 1,49 bilhão no mês do ano passado.

TN Petróleo 94

Foto: Divulgação Unica

Foto: Divulgação Transpetro

Foto: Divulgação Comgás

Foto: Agência Petrobras

Foto: Sérgio Coleho CODESP

Foto: Rubens Chiri - Secretaria de Turismo de São Paulo

capital de energia

Capital de energia

São Paulo

não quer parar

Maior mercado do país, responsável por 31,4% do Produto Interno Bruto (PIB) brasileiro, com a geração de R$ 1,2 trilhão em riquezas, São Paulo já tem uma posição de destaque no setor de petróleo e gás. Abriga o maior parque de refino do país, respondendo por 43% do volume aqui processado, petroquímicas de grande porte e uma parte expressiva da cadeia de fornecedores de bens e serviços da indústria petrolífera. Na última década, o estado ganhou uma nova posição nesse cenário, com a descoberta do pré-sal na Bacia de Santos, que se estende por toda a costa paulista. O pré-sal catapultou São Paulo à posição de terceiro estado maior produtor do país, gerando em janeiro um total de 165 mil barris diários de óleo equivalente (boe), com apenas cinco campos produtores – Rio de Janeiro tem 42, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Com um parque fabril gigantesco e vocação para negócios, São Paulo espera alavancar os investimentos e a produtividade da cadeia de fornecedores para este setor. Com os investimentos previstos para a área, que chegam a US$ 78 bilhões até 2025, o governo mantém a expectativa de gerar mais de 300 mil vagas de trabalho, diretas e indiretas, incluindo nos segmentos portuário e naval. por Karolyna Gomes e Rodrigo Miguez

om o crescimento esperado das atividades de exploração e produção na Bacia de Santos, especialmente nos campos da Cessão Onerosa e do pré-sal, estima-se que em 2020, São Paulo atinja a produção de 760 mil barris de boe por dia. Todo esse petróleo vai para as refinarias do estado que vêm trabalhando a todo vapor para dar conta da demanda de derivados. Com cinco refinarias, sendo quatro da Petrobras e a privada Univen, São Paulo é responsável por boa parte do atendimento do mercado, que recebe a gasolina, o diesel, o GLP, o asfalto, o óleo combustível, o querosene de aviação, e outros derivados de petróleo produzidos nas plantas da Petrobras no estado. Juntas, as refinarias Paulínia (Replan), Henrique Lage (Revap), Presidente Bernardes (RPBC)

Fotos: Agência Petrobras

capital de energia

RPBC

Revap

Capacidade média: 178 mil bpd refinaria Pres. Bernardes (1955), Cubatão, SP

Capacidade média: 252 mil bpd refinaria Henrique Lage (1980), S.J. dos Campos, SP

Gasolina automotiva: 2.731.308 m3; gasolina de aviação: 93.685 m3; óleo diesel: 5.292.479 m3; solventes: 187.479 m3; nafta: 170.464 m3; óleo combustível: 514.548 m3; GLP: 348.858 m3; coque: 631.187 m3; outros: 201.162 m3

Gasolina automotiva: 3.642.587 m3; querosene iluminante: 165 m3; querosene de aviação: 1.848.949 m3; óleo diesel: 4.995.759 m3; nafta: 201.511 m3; solventes: 1.657 m3; GLP: 962.571 m3; asfalto: 318.046 m3; outros: 211.803 m3

Total: 10.171.171 m3 São Paulo, concentrar o refino no estado proporciona ganhos logísticos no transporte e distribuição destes produtos, reduzindo o preço para o consumidor. O que também gera ganhos sinérgicos tanto no fortalecimento industrial quanto na arrecadação e nos investimentos locais”, afirma.

Petroquímica forte Assim como o setor de refino, o petroquímico tem forte influência na economia paulista, com importantes companhias atuando no estado, como a Braskem. Com cinco unidades industriais, sendo três instaladas na região do Grande ABC (Unidade de Insumos Básicos, Unidade de Polipropileno e Unidade de Polietileno), uma em Paulínia (Unidade de Polipropileno) e uma em Cubatão (Unidade de Polietileno), a companhia vem investindo muitos recursos para atender ao mercado de químicos. Atualmente, as unidades paulistas da companhia produzem 34

TN Petróleo 94

Recap Capacidade média: 53 mil bpd refinaria de Capuava (1954), Mauá, SP Gasolina automotiva: 1.036.367 m3; óleo diesel: 1.574.930 m3; solventes: 106.892 m3; óleo combustível: 52.205 m3; GLP: 334.321 m3; Outros: 267.064 m3

Total: 3.393.024 m3

Total: 14.924.606 m3 químicos e petroquímicos básicos provenientes da nafta ou gás de refinaria, como o eteno, propeno, benzeno e tolueno, e também o polietileno e polipropileno, produtos de segunda geração. Pelo cronograma de investimentos da Braskem para 2014, a empresa vai priorizar a ampliação do market share local e o apoio ao desenvolvimento da cadeia petroquímica e de plásticos, na busca de eficiência operacional, com a manutenção das altas taxas de operação e redução de custos fixos. Uma das acionistas da empresa é a Petrobras, que, segundo a Braskem, vem atuando como parceira ao unir o Centro de Tecnologia e Inovação e o Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), na otimização das correntes de refinarias, além do desenvolvimento de pessoas, com o acesso de integrantes aos cursos da Universidade Petrobras. A Unidade de Polipropileno em Paulínia opera com capacidade ple-

Replan Capacidade média: 415 mil bpd refinaria Paulínia (1972), Campinas, SP Gasolina automotiva: 6.207.839 m3; querosene iluminante: 2.423 m3; querosene de aviação: 653.535 m3; óleo diesel: 12.099.593 m3; nafta: 320.681 m3; óleo combustível: 1.199.007 m3; GLP: 1.610.903 m3; asfalto: 463.131 m3; coque: 1.738.990 m3; outros: 620.831 m3

Total: 24.916.932 m3

São Paulo não quer parar

NÚMEROS DO ESTADO Municípios: 645 municípios Área Total: 248.808,8 km² Capital: São Paulo População: 40 milhões Densidade Demográfica: 166,23/km² Alfabetizados: 94% Expectativa de Vida: 76 anos IDH: 0,783 PIB: R$ 1,2 trilhão (2012) PIB per Capita: R$ 32.449,00 Principais Atividades: Aeroespacial e Defesa, Agronegócio, Indústria Automotiva, Máquinas e Equipamentos, Petróleo e Gás.

na de produção, que é de 350 mil toneladas. O polipropileno é uma das resinas que apresentam maior crescimento de demanda, sendo utilizada como matéria-prima para a fabricação dos mais diversos tipos de produtos plásticos, como embalagens, peças automotivas, brinquedos e eletrodomésticos. A Petroquímica Paulínia é o fruto da joint venture entre a Petrobras e Braskem, que investiram juntas US$ 300 milhões na construção da planta que está em operação desde 2008. A matéria-prima (propeno) é fornecida pela Revap e pela Replan. Quem também tem forte atuação no estado é a Dow, que possui duas plantas, uma de produção de desemulsificantes, usados na separação de óleo e água, no Guarujá, e outra para a produção de sistemas de isolamento térmico para assegurar o fluxo de petróleo e gás, em Jundiaí. Sabendo da força de São Paulo no setor de refino, a Dow tem uma linha de soluções de alta performance para todas as refinarias do estado.

Por isso, este ano, esta divisão da empresa investirá na ampliação de recursos técnicos focados em refino e processamento para incrementar ainda mais o suporte a esse mercado. Dentro do portfólio da Dow para o mercado de refino estão produtos químicos como amina e percloro para tratamento de gás nas refinarias da Petrobras. “Nossa alta expertise para tratamento de gases nos credencia para o desenvolvimento de produtos para refinarias com foco em redução de consumo de energia, como é o caso da nossa linha de aminas, que tem por objetivo maximizar a produtividade e otimizar o consumo energético da planta”, afirmou Regina Oliveira, diretora comercial da divisão de Oil & Gas da Dow para a América Latina. Segundo ela, 30% de todo o valor investido em pesquisa e desenvolvimento globalmente pela Dow são

relacionados ao setor de energia, incluindo petróleo e gás. Esse investimento já é demonstrado em produtos, com foco no pré-sal, por exemplo. A companhia vem aprimorando seu portfólio e lançou recentemente novas séries de desemulsificantes, clarificadores de água e inibidores de incrustação e, este ano deve anunciar outros produtos, com mais inovação. “O pré-sal exige produtos de maior robustez para aguentar condições extremas de temperatura e pressão, alta corrosão e alto nível de salinidade, e a Dow está apta a desenvolver novos produtos para esta necessidade, uma vez que possui uma ampla oferta de tecnologias em glicóis e solventes”, completou Regina.

Pré-Sal: a força paulista Com uma participação crescente na produção diária de petróleo – pouco mais de 109 mil barris por dia de óleo e 8.993 milhões de m3 diários de gás natural –, São Paulo acrescenta 5,4% na produção do TN Petróleo 94

Mapa da área de concessão das Distribuidoras *3º trimestre de 2013

Gás Brasiliano 5%

0,84 MMm³/d *

Foto: Divulgação Comgás

capital de energia

Comgás 86%

13,29 MMm³/d *

Gás Natural Fenosa 9%

1,35 MMm³/d *

país. Porém o estado se prepara para uma reviravolta neste cenário, com a produção dos campos do pré-sal, tido como a grande oportunidade do estado de alçar voos maiores na economia do setor. Estima-se que o volume total das reservas de petróleo na área do pré-sal da Bacia de Santos chegue a 14 bilhões de barris, com destaque para os campos de Lula e Sapinhoá, cujos volumes recuperáveis devem ser de 6,5 bilhões e 2,1 bilhões de boe, respectivamente. A esperança dos paulistas com relação ao pré-sal vem se fortalecendo com os resultados mais recentes da produção na região de águas ultraprofundas da Petrobras. Das duas bacias em produção do pré-sal, a de Campos e a de Santos, esta última contribuiu com 51% do último recorde de produção de 412 mil barris de petróleo por dia, obtida com 21 poços produtores, comprovando a elevada produtividade do pré-sal.

Com uma tecnologia inovadora da Boia de Sustentação de Risers (BRS), que está interligada ao FPSO Cidade de São Paulo, um poço em Sapinhoá que entrou em operação no último dia 18 de fevereiro atingiu a marca de 36 mil barris de petróleo por dia (bpd), um recorde se comparado a outros poços produtores mundo afora, como no Mar do Norte e no Golfo do México. A produção acumulada nos campos da camada pré-sal, iniciada em 2008, já ultrapassou a marca de 290 milhões de boe. Em dezembro de 2013, três Declarações de Comercialidade demonstraram a viabilidade da produção em três áreas distintas do pré-sal: Lapa (Carioca), Búzios (Franco) e Sul de Lula (Sul de Tupi), todos na Bacia de Santos. Lapa tem um volume total de óleo recuperável estimado em 459 milhões de boe, representando mais um campo de grande porte descoberto no pré-sal. De acordo com o Plano

de Negócios e Gestão 2014-2018, o primeiro óleo de Lapa deve sair no primeiro trimestre de 2016. Outro resultado relevante e que sustenta o planejamento da produção futura das áreas do pré-sal é seu excelente sucesso geológico, que foi de 100% no ano de 2013, ou seja, todos os poços do pré-sal perfurados em 2013 acusaram presença de hidrocarbonetos. Em 2014, no Polo Pré-sal da Bacia de Santos, 17 novos poços serão interligados às plataformas já instaladas. No segundo semestre de 2014, duas novas plataformas entrarão em produção no Polo Pré-Sal da Bacia de Santos: a plataforma Cidade de Ilhabela no campo de Sapinhoá Norte, e a plataforma Cidade de Mangaratiba no campo de Iracema Sul, acres-

Pesquisa

to de US$ 20 milhões com recursos compartilhados pela Fapesp e pela BG. A iniciativa vai escolher os melhores projetos para o desenvolvimento de tecnologias sobre os seguintes temas: consumo de energia limpa para a redução da emissão de gases de efeito estufa; desenvolvimento de gás natural como combustível para transporte marítimo; melhoria das técnicas de en gen h a ria p a ra a p ro du ç ã o de g á s natural; e a conversão de gás em ma-

térias-primas para a indústria química, incluindo hidrogênio. Os projetos de pesquisa terão a participação de pesquisadores de instituições de ensino superior e pesquisa no estado de São Paulo, pesquisadores de outros países e cientistas e engenheiros da BG Brasil De acordo com a BG, o prazo para envio de projetos se encerrou no último dia 10 de março. O programa está agora na fase de avaliação das propostas e os selecionados serão conhecidos em setembro.

Em setembro do ano passado, a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp) assinou um acordo com a BG Brasil para a implantação de um Centro de Pesquisa para Inovação em Gás Natural, composto por três núcleos de atuação nas áreas de Engenharia, Físico-Química e Políticas de Energia. O projeto terá investimen36

TN Petróleo 94

São Paulo não quer parar centando 300 mil barris de petróleo por dia à capacidade de produção instalada no Polo Pré-sal da Bacia de Santos. Nestas duas novas plataformas serão interligados outros cinco novos poços em 2014.

Gás natural Além do crescimento da produção de petróleo, o pré-sal irá render também um importante acréscimo de gás natural comercializado no país, e, por isso, a Petrobras vem investindo na área de gás e energia. No ano passado, a companhia bateu novo recorde de entrega de gás natural nacional ao mercado com a média anual de 44 milhões e 500 mil m³/d. O campo de Mexilhão, onde foi feita a maior descoberta de acumulação de gás natural da plataforma continental do país (antes das descobertas do pré-sal) é o terceiro maior produtor de gás do país, segundo boletim da ANP que traz os números de janeiro de 2014 – e o décimo quinto em produção total (óleo e gás). Essa produção é realizada pela maior estrutura metálica offshore fixa já construída no Brasil, com nada menos que 227 m de altura. A expectativa da Petrobras é a de que a Bacia de Santos deva proporcionar, somente em gás natural, uma produção diária de 15 milhões de m³/dia somente no Campo de Mexilhão – o correspondente a 50% da capacidade de importação do Gasbol (Gasoduto Bolívia-Brasil), o gasoduto que viabiliza a importação de gás natural boliviano. Esse gás está sendo processado na Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), em Caraguatatuba, que tem capacidade de processar 20 milhões de m³ por dia. Ele segue depois pelos dutos da Transpetro que é responsável pela operação e manutenção de uma rede de mais de 7.100 km de gasodutos pelo país, sendo que 910 km estão na malha de São Paulo, que tem 13 pontos de entrega e duas estações de compressão. Devido às vantagens econômicas, ambientais e de seguran-

ça, o consumo de gás natural foi ampliado de modo significativo nos últimos anos. E crescerá ainda mais. Estima-se que o aumento médio anual, entre 2010 e 2015, será de 12,4%. Em 2015, a expectativa é a de que o fornecimento do produto chegue a 149 milhões de m³/dia, sendo 134 milhões de m³/ dia movimentados pelos gasodutos da Transpetro. Para distribuir esse gás natural aos consumidores, São Paulo conta hoje com três empresas: Gás Brasiliano, Gás Natural Fenosa e a Comgás, a principal do estado e a maior distribuidora do país, responsável por 86% do consumo estadual de gás e 23% do consumo nacional. Fundada em 1872, a Comgás passou por muitas mudanças até chegar ao que é hoje, com a privatização por R$ 1,6 bilhão, em 1999, quando BG Group e Shell assumiram a companhia, e depois, em maio de 2012, quando a Cosan adquiriu da BG Group 60,05% da Comgás. De acordo com os dados da empresa, em 2013 foram distribuídos cerca de 5,4 bilhões de m³ de gás no ano, registrando um crescimento de 13% e 7% nos segmentos residencial e comercial, respectivamente. O segmento industrial é o responsável por grande parte desse total com 3,7 bilhões de m³. A empresa também atende os mercados residencial, comercial e de GNV. Hoje, a Comgás tem quase 11 mil km de rede, atendendo mais de 1,2 milhões de consumido res nos segmentos residencial, comercial e industrial, em 177 municípios das regiões metropolitanas de São Paulo e Campinas, além da Baixada Santista e do Vale do Paraíba. No último ano foram adicionados 1.629 km de rede, sendo 459 km apenas no quarto trimestre, fruto de investimento de R$ 852 milhões. A previsão é de até o final de 2014 é de que nove mil novos clientes sejam conectados à rede de distribuição, com investimento de R$ 55 milhões.

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Fornecedores

investem na expansão

ssim como aconteceu em Macaé, na região da Bacia de Campos, a expectativa é que muitas fábricas e empresas instalem filiais nas cidades paulistas próximas às áreas de exploração e produção de petróleo. De acordo com a Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), o setor de equipamentos esteve nos últimos anos focado no upstream, mas esse ano as empresas devem direcionar seus investimentos para o dowstream, sobretudo no atendimento à exploração e produção. Com um ano de 2013 não muito animador, a expectativa é de que a indústria acompanhe os investimentos a serem feitos nas cidades da região da Bacia de Santos. A Investe São Paulo (Agência Paulista de Promoção de Investimentos e Competitividade) esclarece que o mercado de petróleo de São Paulo é composto de sete principais subsetores: instrumentação e controle de processos, bombas hidráulicas, serviços de engenharia, válvulas, turbinas de gás, máquinas e geradores elétricos e geofísico. Na área de sistemas elétricos, a ABB é uma das empresas mais antigas no fornecimento de bens e serviços para o setor de óleo e gás e offshore, com atuação desde o início da operação da Petrobras no Brasil. Dentro do portfólio da empresa estão sistemas elétricos de baixa, média e alta tensão, sistemas de automação 38

TN Petróleo 94

Foto: Divulgação ABB

Maior fornecedor de máquinas e equipamentos do país, São Paulo tem a perspectiva de ganhar mais empresas no apoio ao setor, principalmente na área de influência da Bacia de Santos, especificamente na prestação de serviços, instalação de plataformas, bases de apoio e, no médio prazo, o atendimento às operações e manutenções.

industrial para o mercado de óleo, gás e petroquímico. Para o Welington Cintra, gerente para Química, Óleo & Gás da ABB no Brasil, a expectativa é que a tendência de crescimento da indústria continue, tendo em vista que a projeção até 2020 é que a produção da Petrobras seja duas vezes maior quando comparada com a produção hoje. “Hoje atendemos clientes como a Petrobras, Statoil, BG, Shell e toda cadeia de epcistas ligada a esses clientes como Technip, Queiroz, Andrade, OAS e UTC”, disse. “Esse segmento seguramente foi o mais importante da indústria nos últimos anos, em crescimento e em volume”, completou. Outra empresa que sempre esteve ligada ao setor de óleo e gás

e tem forte presença no mercado paulista de fornecimento de bens é a Honeywell que tem cinco fábricas em São Paulo, além do seu Centro de Soluções. Com clientes como Petrobras e Modec, além de estaleiros, a Honeywell tem o setor de petróleo no foco de seus investimentos para os próximos anos. De acordo com Julio Takai, diretor Comercial para Petrobras da Honeywell HPS no Brasil, uma das ações da companhia no Brasil foi justamente em Barueri, no estado de São Paulo, com a instalação em 2012 do primeiro Customer Solution Center (CSC) da companhia na América Latina, onde são desenvolvidos projetos de automação de processos e sistemas de controle para clientes de

Foto: Divulgação Cummins

diversos setores, como o de petróleo e gás, petroquímica, mineração, siderurgia, papel e celulose e plantas industriais. Única fabricante brasileira com um portfólio completo de produtos para o mercado de óleo e gás, a Prysmian marca presença em território paulista nos municípios de Santo André e Sorocaba. No estado, a empresa possui cinco unidades industriais, um Centro de Pesquisas e Desenvolvimento – que se soma aos 17 da companhia espalhados pelo mundo –, um Centro de Distribuição e a sede administrativa. A companhia é uma das principais fabricantes de condutores elétricos, e além de manter parcerias duradouras com grandes produtores de petróleo, fornece para integradores, projetistas e instaladores. “Nossos principais clientes são estaleiros, sociedades de engenharia integradoras e instaladoras, e a própria Petrobras, para a qual for necemos linha completa de cabos, sistemas umbilicais, linhas flexíveis e risers”, diz o presidente do Grupo Prysmian para a América do Sul, Armando Comparato Junior. Segundo ele, nos últimos anos esse mercado tem se mantido estável, com exceção da indústria naval, que teve parte da atividade retomada graças às encomendas da Petrobras. “Um fator importante para a indústria instalada no país foi a introdução das exigências de Conteúdo Local e tecnologia nacional”, afirma Comparato. Seus produtos englobam os mercados offshore, onshore e subsea. “Nos últimos meses atendemos encomendas de estaleiros voltadas para as Plataformas P66, P67 e P73. Também fornecemos cabos para várias unidades da cadeia petroquímica, incluindo as que estão em construção ou em ampliação.” Com 20% de seu faturamento vindos destes setores, a empresa espera que seu crescimento se mantenha

Foto: Divulgação Prysmian

São Paulo não quer parar

acima da média nacional pelos próximos dez anos. O executivo opina que isso se dará, principalmente, se a Petrobras alcançar sua meta de duplicar a produção de petróleo nos próximos cinco anos. “As perspectivas são otimistas”, comenta.

Nova unidade em 2015 Com uma fábrica de geradores instalada em Guarulhos, a Cummins finaliza a construção de uma nova unidade no município de Itatiba, a 86 km da capital paulista. Maior fabricante independente de motores diesel e componente, a empresa está presente no mercado brasileiro há mais de 20 anos – dez deles como fornecedora da Petrobras. “Quando a nova fábrica estiver em pleno funcionamento, em meados

de 2015, terá capacidade anual para produzir cerca de 10 mil unidades de geradores de energia e 1,2 milhão de componentes ou subconjuntos”, diz o gerente de Negócios da Cummins Vendas e Serviços-RJ, Antonio Carlos Colares. Além de grupos geradores, a companhia fornece motores de propulsão para barcos de apoio e guindastes, bombas de lama, fraturamento, cimentação, bombas de incêndio e de processo. Colares esclarece que o mercado tem crescido significativamente, seja através de vendas diretas ou indiretas. “Esperamos que o crescimenTN Petróleo 94

to continue de forma consistente. Também prevemos um aumento de demanda por parte de outras empresas de petróleo que não a Petrobras”, afirma ele, completando que o faturamento da companhia no setor de óleo e gás ainda é maior no Rio de Janeiro, e representa 30%.

Foto: Divulgação Clariant

capital de energia

Com a sede da América Latina instalada na capital paulista, o grupo químico suíço Clariant tem na cidade de Osasco, na Grande São Paulo, a maior planta produtiva multipropósito do continente, que fornece soluções de A Z do setor de óleo e gás: da exploração até o refino, chegando ao posto nos combustíveis e lubrificantes oferecidos na linha de frente dessa indústria. Por sua localização estratégica, o parque fabril da Clariant, que tem unidades também no Rio de Janeiro, consegue atender ao mercado nacional e internacional. “Temos não somente capacidade produtiva para atender à demanda brasileira, com os mais altos índices de conteúdo local que esse setor exige, como também fornecemos para outros mercados da América Latina, a partir da planta de São Paulo”, destaca Carlos Tooge, vice-presidente para América Latina da Clariant Oil Mining Services. Com especialidades químicas sendo utilizadas em poços exploratórios e, principalmente, de produção, em campos offshore de praticamente toda a costa brasileira, tanto no pré-sal como no pós-sal – incluindo em campos maduros e de óleo pesado, que demandam pacotes otimizados de químicos – a expectativa da Clariant é de crescimento para os próximos anos. “Com os leilões realizados em 2013 e os programas exploratórios mínimos previstos nos contratos de concessão das áreas, devemos ter uma demanda em expansão nos 40

TN Petróleo 94

Foto: Divulgação Sherwin-Williams

Soluções integradas de E&P

próximos anos”, observa Tooge. No entanto, o maior volume de soluções que saem da fábrica paulista vai mesmo é para os campos já em produção. “As metas de produção da indústria petrolífera brasileira sinalizam uma demanda crescente e contínua de químicos nos próximos anos e até mesmo na década seguinte. Nossa estratégia de crescimento e os investimentos programados, aliados à nossa expertise em gerar soluções taylor made para cada poço, de forma a assegurar a produtividade de campos no pré-sal e no pós-sal, nos qualificam para dar suporte a essa demanda em expansão do mercado”, conclui o executivo.

Referência em tintas Fornecedora de bens e serviços para o setor de óleo e gás há 35 anos, a Sherwin-Williams é uma das referências para o mercado de tintas industriais. Neste sentido, a empresa destaca os produtos: Surface Tolerant / Wet Surface / Low Temperature, Poliuretanos, Antifoulings, e Revestimentos Intumescentes (Linha Firetex). Um dos produtos de sucesso da unidade localizada no município

de Sumaré é o Fast Clad ER (OAP), um Epoxi 100% sólido e de alta espessura (até 1.500 micrômetros por demão). “O produto tem secagem extra rápida. Até três horas após a aplicação é permitido caminhar sobre a mesma. E a inspeção de descontinuidades pode ser realizada com o uso de uma luz ultravioleta”, comenta o diretor Comercial da Sherwin-Williams Sumaré, Durival Pitta. Com grande impacto nas vendas, a área de óleo e gás tem ajudado a companhia a crescer. “O plano de negócios da Petrobras contempla a continuidade de muitos investimentos no setor, como em refinarias, plataformas, petroleiros e navios de serviço. Isto certamente irá impulsionar nosso crescimento nos próximos anos”, diz o global Account Manager / Petrobras, Jeferson da Silva. A Sher win-Williams possui unidades de fabricação espalhadas pelo Brasil, e distribui seus produtos através de uma rede própria instalada em pontos estratégicos, o que a coloca em todos os grandes polos industriais. “Fornecemos especialmente para polos industriais marítimos e offshore, que são os de Recife (Suape), de Rio Grande/RS e Macaé/RJ (obras novas e manutenção)”, esclarece Jeferson da Silva. A empresa possui, ainda, parceria na linha de anti-incrustantes com a Nippon Paints, grande produtora japonesa do mercado de tintas marítimas. Recentemente, a Sherwin-Williams adquiriu a empresa inglesa Leighs Paints (fabricante de proteção passiva contra fogo) e que tem 150 anos de tradição. Com isso, passou a comercializar no Brasil a Linha Firetex.

TN Petr贸leo 94

capital de energia

A força do etanol Maior produtor de etanol no Brasil, com 6,8 bilhões de litros, São Paulo vem mostrando a sua força quando se trata de biocombustíveis, com muito investimento e tecnologia.

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Fotos: Divulgação Unica

om um consumo de seis bilhões de litros de etanol em 2013, o estado vem se beneficiando da recuperação do setor com registros no aumento da produção. Para se ter uma ideia, desde 2011 São Paulo vem tendo o etanol como combustível mais vantajoso para o consumidor em relação à gasolina. No ano passado, o produto só não esteve em vantagem nos meses de março e abril. Muito desse bom resultado do setor tanto em São Paulo, quanto em outras regiões produtoras do país, se deve às ações implantadas pelo governo federal no ano passado com o aumento de 20% para 25% no etanol misturado à gasolina, o que teve impacto imediato nas vendas do produto. Além disso, a redução da PIS/Cofins do biocombustível também foi fator decisivo para o bom ano do setor. De acordo com a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica), as novas medidas do governo geram uma demanda adicional e garantida pelo etanol, beneficiando produtores e consumidores, aumentando a produtividade e a competividade. Com investimentos entre 2014 e 2018 previstos de US$ 2,3 bilhões para ampliar a produção de etanol e biodiesel, a Petrobras Biocombustível vem atuando fortemente em São Paulo onde está presente em sete usinas no noroeste do estado, por meio de sua participação na empresa Guarani, onde são produzidos 602 mil m³ de etanol.

é a Raízen que vai inaugurar esse ano uma nova planta de 40 milhões de litros dedicada exclusivamente à produção deste novo modelo de biocombustível.

Comercializando etanol

Na área tecnológica, uma das principais frentes da companhia é a pesquisa com etanol de segunda geração. A empresa está desenvolvendo o projeto de engenharia para a implantação, em 2015, de sua primeira usina de produção comercial de etanol de segunda geração. Quem também está investindo no etanol de segunda geração

Com um modelo de negócio único no setor sucroenergético e operando desde 2008, a Copersucar faz a gestão de todos os elos da cadeia de açúcar e etanol, desde o acompanhamento da safra no campo até os mercados finais, incluindo as etapas de armazenamento, transporte e comercialização. A companhia tem a exclusividade na comercialização dos volumes de açúcar e etanol produzidos por 47 unidades produtoras sócias, localizadas no Paraná, Minas Gerais,

São Paulo não quer parar Goiás e São Paulo, onde trabalha com 40 usinas. Hoje, a Copersucar é a maior comercializadora integrada de açúcar e etanol no mundo e a maior exportadora brasileira desses produtos. Na safra 2012/2013, a empresa comercializou 3,7 bilhões de litros. O plano de investimentos da empresa soma R$ 2 bilhões em projetos de logística entre 2011 e 2015. Só o projeto do terminal de etanol em Paulínia está orçado em R$ 150 milhões. Para fortalecer a logística de transporte e armazenagem de etanol, a Copersucar tem foco em dois projetos principais: a participação no projeto do Sistema Logístico do Etanol, em implantação pela Logum, e a construção do Terminal de Tancagem de Paulínia, com capacidade de armazenagem de 180 milhões de litros em sua primeira fase e início das operações previsto para 2014, com investimentos de R$ 150 milhões. O Terminal de Paulínia será integrado ao etanolduto da Logum,

sistema integrado de distribuição do biocombustível que ligará os principais polos produtores aos centros consumidores. As melhorias previstas em toda a cadeia logística do etanol deverão proporcionar maior competitividade para o produto nos mercados interno e de exportação. Já o terminal da empresa em Santos está operando parcialmente, com capacidade de embarcar 250 mil toneladas por mês, já que desde o ano passado estão em curso os trabalhos de reconstrução. A partir de maio deste ano, com parte dessas obras já concluída, a companhia afirma que será possível operar com capacidade de embarque de quatro milhões de toneladas por ano. Quando estiver finalizado, em fevereiro de 2015, o terminal vai operar com capacidade de 10 milhões de toneladas por ano. “O estado de São Paulo é o maior produtor de etanol e de açúcar do país, e também o maior exportador. É uma vocação econômica tradicio-

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Aço para óleo e gás Uma das indústrias mais importantes para os projetos em andamento do setor de petróleo e gás é o do aço, que fornece as chapas para as plataformas e os navios FPSO que vão para os campos offshore. O aço também atende a indústria de bens e serviços do setor petrolífero que está em sua maioria instalada em São Paulo. De acordo com o Instituto Aço Brasil (IABr), em 2013, dos 34,2 milhões de toneladas de aço bruto

Com uma linha completa de válvulas para controle de vapores a Valve Concepts, estabeleceu um novo padrão em qualidade de fabricação e adaptabilidade no mercado, através do design modular inovador, que permite uma redução de 33% à 66% dos custos de instalação. para alivio em tubulação, alivio atmosférico. Podendo ser operadas por molas, peso ou por válvula piloto, sem ter a necessidade de adquirir uma nova válvula. Essa é uma inovação da qual os clientes da Cashco/ VCI tem a sua disposição

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nal do estado, que evoluiu e atingiu padrões de qualidade, eficiência e produtividade incomparáveis”, afirmou a empresa. Além do terminal açucareiro em Santos e do terminal de etanol em Paulínia, a Copersucar tem mais dois terminais intermodais próprios no interior o estado (São José do Rio Preto e Ribeirão Preto), para operar com açúcar, além de contar também com operações de terceiros.

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Foto: Divulgação Usiminas

capital de energia

produzido, o estado de São Paulo foi responsável pela produção de 5,5 milhões de toneladas. Uma das principais empresas do setor de aço do Brasil, a Usiminas foi uma das grandes responsáveis por essa produção, já que em 2013 a companhia, somente na usina de Cubatão, produziu cerca de três milhões de toneladas de aço bruto. Boa parte desse aço vai para clientes dos mercados naval e de óleo e gás que, em média, nos últimos cinco anos, foi responsável por 36% das vendas do segmento industrial da companhia. O atendimento ao mercado de óleo e gás em São Paulo é feito principalmente pelas duas subsidiárias da companhia no estado, que produzem peças cortadas (blanks) e blocos navais (Usiminas Mecânica), além de bobinas, chapas, rolos, peças cortadas em diversas formas, conjuntos soldados e tubos (Soluções Usiminas). De acordo com vice-presidente Comercial da Usiminas, Sergio Leite, nos últimos cinco anos, a Usiminas passou por um importante ciclo de investimentos de mais de R$ 11 bilhões, focado na moder nização das linhas de produção e no aumento do valor agregado dos produtos. “Estes investimentos 44

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possibilitaram que a empresa se posicionasse na vanguarda do fornecimento de aços diferenciados para o setor de óleo e gás, de modo a agregar valor aos clientes por meio de um portfólio ainda mais competitivo e com alto conteúdo tecnológico”, afirmou. Entre esses projetos está o novo Laminador de Tiras a Quente / LTQ, instalado na Usina de Cubatão, no litoral de São Paulo, que é um dos equipamentos mais modernos da siderurgia global. Em operação desde 2012, o LTQ tem capacidade produtiva de 2,3 milhões de toneladas por ano em sua primeira fase de implantação. O novo produto permitiu que a Usiminas aumentasse a oferta de aços com melhores combinações de dimensões e graus de resistência e com maiores propriedades de soldabilidade. A técnica atende ao mercado de petróleo, permitindo a produção de aços da linha de dutos (line pipe), até o grau X80, empregados para o transporte de óleo e gás e linha OCTG (Oil Country Tubular Goods) usados na exploração de jazidas ou poços. A Usiminas atua também neste mercado por meio de sua subsidiária, Usiminas Mecânica. Empresa de bens de capital e serviços, a Usiminas Mecânica atua em projetos de engenharia mais complexos, fornecendo montagens industriais, equipamentos e componentes es-

truturais para o setor naval, óleo, gás e petroquímica. “A Usiminas vem diversificando seu portfólio de produtos e investindo em novas tecnologias, com o objetivo de atender todas as exigências do novo momento do mercado naval e offshore”, acrescentou o executivo da empresa. Dentre os projetos no setor naval dos quais a empresa participou recentemente está a primeira conversão de casco de um VLCC (Very Large Crude Carrier) em plataforma FPSO (Floating Production, Storage and Offloading), executado pelo Estaleiro Enseada do Paraguaçu. O projeto compreende a conversão de quatro cascos em plataformas (P-74, P-75, P-76 e P-77) que vão atender às demandas da Cessão Onerosa. Outra importante companhia do mercado de aço vem incrementando suas ações para ganhar espaço no setor de óleo e gás. Com uma unidade produtora de aço em São Paulo, localizado na cidade de Sumaré, a Villares Metals já tem no segmento de óleo e gás uma parte importante do seu mercado, com uma participação de 20% do faturamento anual. Para incrementar ainda mais esses números, a empresa está investindo em um centro de usinagem para oferecer o produto para aplicação em óleo e gás em estágio adiantado faltando somente a soldagem, acabamento final e montagem. Segundo Gladston Edi Sugahara, gerente de Marketing da Villares Metals, o objetivo é agregar valor aos produtos da cadeia de óleo e gás, entregando peças cada vez mais completas aos clientes. Dentro do portfolio da empresa estão barras laminadas e forjadas, peças sob desenho de diversas ligas especiais como ligas de Ni, duplex, superduplex, aço inoxidável, aço construção mecânica, entre outras. Os aços da Villares Metals são utilizados em árvores de natal molhadas, manifolds, fixadores, válvulas, entre outros.

Maximizing Pipeline Life-cycle Through Engineering Optimization Techniques

4TH ANNUAL GLOBAL PIPELINE INTEGRITY SUMMIT 19 – 21 May 2014 Le Royal Méridien Abu Dhabi, U.A.E.

MEET PARTICIPANTS FROM Reliance Gas Infrastructure Ltd. Oman Oil Marketing Company Rasgas

KEY TAKE-AWAYS Kuwait Oil Company Velosi Asset Integrity Ltd Occidental of Oman, Inc.

Re-strategize isolation of HCA Pipelines Fasten Offshore Repairs

Petronas Qatar Petroleum Saudi Aramco

Outlook for Pipeline Technology Maximize Life Extension & Optimize Decommissioning

Association

Media Partner

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Um porto de recordes Principal polo econômico e industrial da América do Sul, São Paulo também possui o principal porto brasileiro: o Porto de Santos. O complexo portuário possui uma área de influência que concentra mais de 60% do Produto Interno Bruto (PIB) nacional, abrangendo os estados de São Paulo, Minas Gerais, Goiás, Mato Grosso e Mato Grosso do Sul. Por possuir cerca de 90% da base industrial do estado localizada a menos de 200 km de seu entorno, o porto é responsável pela movimentação de cerca de um quarto da Balança Comercial Brasileira, e em 2013 fechou sua participação em US$ 122,5 bilhões (25,4% do total de US$ 481,8 bilhões).

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Foto: Estudio 58

ntre as principais cargas movimentadas estão: açúcar, soja, cargas conteinerizadas, café, milho, trigo, sal, polpa cítrica, suco de laranja, papel, automóveis, e granéis líquidos. “Os líquidos a granel representam 14,1% de toda a movimentação de cargas do porto. Esse setor é de extrema importância para nós”, afirma o presidente da Companhia Docas do Estado d e S ã o Pa u l o (Codesp), Renato Barco. Entre derivados de petróleo – óleo diesel e gasóleo, óleo combustível, gás liquefeito de petróleo –, produtos químicos, amônia e álcool – Santos movimentou em 2013 um total de 16,0 milhões de toneladas de granéis líquidos, 2,1% a mais do que em 2012 (15,7 milhões t). Os grandes números não param por aí. No ano passado, o complexo portuário registrou recordes mensais sucessivos e alcançou crescimento de 9% em relação a 2012. No acumulado o ano, as exportações cresceram 10,5% e as importações 6,2%. Os principais destinos das exportações por Santos, quanto ao valor, foram a China (US$ 8,7

bilhões), os Estados Unidos (US$ 5,9 bilhões) e a Argentina (US$ 4,1 bilhões).

Investimentos Com importantes obras que contemplam investimentos do Governo Federal, através do Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), o porto engloba projetos que visam à melhoria de sua infraestrutura de cais. Além da ampliação da capacidade para atracação de navios de passageiros, que tem por objetivo reduzir gargalos logísticos para a Copa do Mundo, a Codesp trabalha na reforma e reforço dos píeres da Alemoa (operação de granéis líquidos), que permitirá o aumento da capacidade nos berços de atracação. “No caso da Alemoa, a instalação estará apta ao estabelecimento de profundidade de 14 m. A obra foi iniciada em outubro de 2013 e tem previsão de conclusão em um prazo de 22 meses”, destaca

Barco. Segundo ele, na Ilha do Barnabé, que também realiza operação de granéis líquidos, resta finalizar o trabalho de sondagens geológicas no mar para conclusão do projeto executivo de reforço e recuperação das estruturas de 300 m de cais, permitindo o aprofundamento para 15 m.

Aprofundamento do canal de navegação A Codesp obteve em 2013 a homologação do calado para navegação nos trechos 1, 2 e 3 do canal do Porto de Santos, numa extensão de cerca de 20 km, desde a Barra até proximidades do armazém 6 do cais, de um total de cerca de 25 km. Com o aprofundamento, torna-se segura a navegação de embarcações com até 13,20 m de calado. “Com a nova profundidade, ampliada em 2 m em relação à cota anterior, estima-se um ganho de capacidade de até 1.400 contêineres transportados a mais em uma única embarcação ou até 60 mil toneladas a mais no transporte marítimo de cargas a granel”, conta Barco. A obra de aprofundamento garante um aumento de capacidade de movimentação da ordem de 30% em função do maior aproveitamento da capacidade de transporte dos navios de maior porte.

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Foto: Sergio Coelho

Porto de Santos

Atualmente, a Secretaria de Portos (SEP) se prepara para lançar certame licitatório para contratação da dragagem de manutenção do canal de navegação, dos berços de atracação e de seus acessos. O serviço foi estimado pela SEP em R$ 550 milhões e será executado em um prazo de três anos. “Em 2013, Codesp procedeu, com recursos próprios, à dragagem de manutenção e aprofundamento em berços e acessos dos 54 pontos de atracação”, diz o presidente da Codesp.

Sistema viário Contemplando a margem direita do Porto de Santos, três importantes obras viárias devem ser licitadas em 2014. São elas: a implantação do trecho da Avenida Perimetral da Margem Direita na região da Alemoa

Área: 7,7 milhões de m² Cais: 14 quilômetros Berços: 65 para atracação Capacidade para granéis líquidos: 700 mil m³ Granéis sólidos: 2,5 milhões de toneladas Movimentação e cargas em 2013: superior a 114 milhões de toneladas Movimentação de granéis líquidos: 16,0 milhões de toneladas (derivados de petróleo, ex.: óleo diesel e gasóleo, óleo combustível, gás liquefeito de petróleo, etc., produtos químicos, amônia e álcool, entre outros)

até o início da passagem subterrânea para tráfego rodoviário (Mergulhão); a construção dessa passagem; e o trecho da avenida no outro extremo do Porto, entre o Canal 4 e o bairro da Ponta da Praia. Os três projetos, com conclusão prevista para o primeiro semestre, representam investimentos, inicialmente previstos, da ordem de R$ 600 milhões em execução de obras, com recursos provenientes do PAC 2. A Codesp, o Governo do Estado de São Paulo e a Prefeitura Municipal de Guarujá também assinaram convênios para a melhoria de acessos no final da Via Anchieta. Com a Prefeitura Municipal de Guarujá, a Codesp assinou um Termo de Convênio que prevê a interveniência dos terminais da margem esquerda para construção de acesso

provisório da Avenida Santos Dumont com a Rodovia Cônego Domênico Rangoni, na mesma faixa de terra prevista para a implantação da segunda etapa da Avenida Perimetral da Margem Esquerda. A obra será custeada na forma de rateio entre os terminais instalados naquela região e a Codesp pagará pela utilização das áreas de terceiros destinadas ao acesso. “O acesso provisório propiciará ao porto um ganho significativo, principalmente, para os terminais de exportação do Guarujá; da indústria de sucos Cutrale; da Dow Química e outros instalados na área de retroporto, desafogando o único acesso hoje existente (Rua do Adubo) e agilizando o fluxo de tráfego destinado a todos os terminais da margem esquerda, no Guarujá”, conclui Barco.

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Foto: Divulgação

Porto de São Sebastião inicia obras de ampliação

Com movimentação crescente, em especial de produtos como chapas de aço, máquinas e equipamentos, tubos, bobinas fio máquina e veículos, o Porto de São Sebastião, que em 2015 completará 60 anos, já planeja suas obras de ampliação. Em dezembro de 2013, o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) concedeu a Licença Prévia (LP) para as fases 1 e 2 do projeto, que possibilitará dobrar a área portuária de operações, que passará dos atuais 400 mil m2 para 800 mil m2. O investimento previsto nesta etapa é de R$ 2 bilhões. A LP contempla obras importantes para o desenvolvimento portuário como a construção dos berços 2, 3 e 4 que fazem parte das fases 1 e 2 da ampliação do porto. Cada berço terá 300 m de comprimento por 40 m de largura, profundidade mínima de 16 m e será destinado a navios de última geração com capacidade para até nove mil Teus (Twenty-foot Equivalent Unit – unidade de medida equivalente a um contêiner de 20 pés), que hoje não atracam em São Sebastião ou no Porto de Santos. Também será implantada uma Base de Apoio Offshore com 117.590 m2 que possibilitará a implantação de até dez berços para embarcações de menor porte (apoio e rebocadores) voltados para o transporte de cargas e tripulações para as plataformas de petróleo.

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“Esta obra atenderá a demanda prevista de cargas pelos próximos 15 anos. Isso incrementará a movimentação de cargas do porto em 400% por ano”, afirma o presidente da Companhia Docas de São Sebastião, Casemiro Tércio Carvalho. Cuidados ambientais – Conforme proposto nos estudos ambientais elaborados pelo porto, o Ibama vinculou algumas condicionantes na emissão da LP que deverão ser rigorosamente cumpridas pela Docas de São Sebastião antes, durante e depois da execução das obras. Dentre estas, a continuidade e adequação do Monitoramento da Qualidade Ambiental do Porto Organizado, que já é desenvolvido pela Companhia Docas de São Sebastião desde 2011, em atendimento às condicionantes da Licença de Operação (LO). O monitoramento ambiental contempla a análise da qualidade das águas, sedimento e as espécies encontradas no canal, praias, costões rochosos e áreas próximas ao porto, como a Enseada do Araçá e Praia Preta, assim como o monitoramento dos manguezais do Araçá e ao lado da travessia de balsas, ruídos e águas subterrâneas. No total, atualmente são 20 programas desenvolvidos no porto que é considerado o terceiro

melhor em Gestão Ambiental do país, entre os 29 portos públicos do Brasil – avaliação do Índice de Qualidade de Gestão Ambiental em Portos Organizados (IQGAPO), da Antaq. No ano passado, a Companhia Docas de São Sebastião inaugurou o Centro de Atendimento a Emergências do Porto de São Sebastião (Ceate), que tem o objetivo de garantir a segurança ambiental na área e entorno do porto público em casos de acidentes. As atividades envolvem sinalização e evacuação das áreas, eliminação e contenção de vazamentos, proteção da fauna e áreas vulneráveis como a Enseada do Araçá, mangues, praias e costões rochosos. O Ceate está instalado numa área de 600 m 2 onde são armazenados equipamentos utilizados nas atividades, como barreiras rígidas para contenção de vazamentos, sistema de bombeamento com motobombas para recolhimento de óleo, tanques para armazenamento do produto e embarcações (botes e barcos). Tebar – A área do porto organizado também abriga o Terminal Marítimo Almirante Barroso (Tebar), da Transpetro – empresa de logística da Petrobras. O terminal, que é responsável pela movimentação de cerca de 50% do petróleo do país, ocupa uma área de 905 m – composta de dois píeres e quatro berços. Possui 43 tanques, com capacidade para armazenar o equivalente a 2.100.000 toneladas.

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Wilson Sons: encomendas a pleno vapor

Foto: Divulgação Wilson Sons

om uma carteira de encomendas que engloba a construção de 20 embarcações de apoio marítimo, os estaleiros Guarujá I e II, do Grupo Wilson Sons, estão localizados em uma das principais bacias petrolíferas: a Bacia de Santos. Juntos, os dois empreendimentos já receberam investimentos totais de R$ 100 milhões, e possuem capacidade para, também, realizar a manutenção simultânea de embarcações de pequeno e médio porte, principalmente para apoio offshore e portuário. “Temos um índice de fornecimento local superior a 60%”, afirma o diretor executivo da Wilson Sons Estaleiros, Adalberto Souza, que chama a atenção para o fato de os estaleiros estarem localizados no maior polo industrial do país. Atualmente, a produção se dedica à fabricação de: seis Oil Spill Recovery Vessels (OSRVs – embarcação para recolhimento de óleo), um Platform Supply Vessel (PSV – embarcação utilizada na atividade de exploração de petróleo para suprimento de plataformas), um Remotely Operated Vehicle Support Vessel (ROVSV – embarcação

de apoio marítimo equipada com um veículo subaquático remoto, que permite a observação e montagem de estruturas submarinas offshore) e 12 rebocadores – barcos projetados para empurrar, puxar e rebocar barcaças ou navios em manobras delicadas. “Nosso diferencial é que o modelo de trabalho baseia-se em logística de supply chain, quando atuamos como sistema integrador, contratando a siderúrgica para nos fornecer blocos de aço montados, que chegam ao estaleiro prontos para serem integrados. Isso ajuda bastante a

elevar o número de entregas por ano”, diz Souza. Em abril do ano passado, o Grupo inaugurou a segunda unidade da Wilson Sons Estaleiros: o Guarujá II. Resultado de um investimento de US$ 60 milhões, o novo estaleiro dobrou a capacidade de produção da companhia. Possui dique seco com 26 m de boca e 145 m de comprimento, o que permite a realização de reparos nas embarcações. “O Brasil tem mais de 400 embarcações offshore e 200 rebocadores. Os serviços de manutenção e docagem estão em pleno crescimento”, conclui Souza.

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Em busca da

liderança tecnológica

antos investe para se tornar polo de tecnologia e inovação. Uma das principais iniciativas é o Parque Tecnológico de Santos, fundado em 2011 para atrair investimentos, gerar empregos e promover a inclusão social por meio da união entre pesquisa e setor produtivo. Seu núcleo começa a sair do papel, e será construído no bairro Vila Nova, em um edifício que contará com 7.500 m², o qual abrigará empresas, incubadora, laboratórios e auditórios, bem como a sede administrativa da Fundação Parque Tecnológico de Santos (FPTS) – gestora do projeto. As empresas instaladas na área de abrangência do Parque e credenciadas pela FPTS terão benefícios como isenção de impostos. “A obra terá o custo de R$ 14 milhões, sendo R$ 10 milhões originados de convênio com o Governo do Estado de São Paulo e R$ 4 milhões da Prefeitura Municipal de Santos”, afirma o diretor presidente do FPTS, Marcus Sammarco. Segundo ele, as construções começarão no final deste semestre. E tudo será entregue em 18 meses. Em 2013, a Fundação celebrou compromisso com a Petrobras para a implantação do Centro Tecnológico da Baixada Santista (CTBS), uma unidade de pesquisas, que contará com 8.300 m², voltada para as atividades de exploração de petróleo e gás da Bacia de Santos. A construção 50

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Foto: Divulgação USP

Para apoiar a cadeia de serviços da indústria de óleo e gás instalada no estado, as instituições acadêmicas de São Paulo se unem às empresas para despontar seus núcleos voltados para Pesquisa e Desenvolvimento (P&D).

receberá investimentos integrais da petroleira, ao todo R$ 77 milhões – que também englobam a aquisição de equipamentos. “O foco é o cenário marinho em lâmina d’água ultraprofunda, distante da costa. Iremos integrar diversas áreas relacionadas à automação, otimização de processos, gerenciamento remoto, computação científica de alto desempenho, realidade virtual, monitoramento ambiental, entre outros”, comenta Sammarco, complementando que o centro será gerido pela FPTS em conjunto com a Universidade de São Paulo (USP), Universidade Estadual Paulista (Unesp) e Universidade Estadual de Campinas (Unicamp). O espaço será composto por nove laboratórios: Centro Operacional Integrado Virtual de Exploração e Produção (E&P), Processos de Exploração, Construção de Poços, Reservatórios e Processos de Produção, Planta de Processamento Primário, Logística de Suprimento para as Operações de E&P no Mar, Logística de Instalações e Operações de Manutenção de E&P no Mar, Monitoração e Simulação Meteo-Oceanográfica e Ambiental e Saúde Comportamental no Trabalho Integrado e Colaborativo de E&P.

No dia 14 de março, a Prefeitura de Santos, Petrobras, USP, Unicamp, Unesp e Fundação Parque Tecnológico de Santos assinaram um termo de compromisso referente à cessão de uma área livre do antigo Colégio Santista, que servirá de base para o centro de pesquisas. Assim, a Fundação de Apoio à Universidade de São Paulo (Fusp) dará início ao projeto executivo do prédio.

Inovação, empreendedorismo e tecnologia Em fevereiro, a FPTS deu início ao Programa Innoventa – Inovação, Empreendedorismo e Tecnologia em 90’. O projeto é um fórum regional que debate demandas, oportunidades e ofertas de tecnologia, servindo como um canal de comunicação e interação que pretende proporcionar encontros entre empresas, empreendedores, pesquisadores e apoiadores, possibilitando o conhecimento de necessidades e oportunidades. O Programa, com apoio da Prefeitura de Santos, Sebrae-SP e Associação de Engenheiros e Arquitetos de Santos (AEAS), será constituído de encontros mensais, na sede da AEAS em que um demandante (empresa âncora) fará a exposição das suas demandas tecnológicas a um público-alvo com a respectiva atividade do demandante. Cada encontro terá a duração de 90 minutos, e abordará um tema específico inserido em um rol derivado das ênfases do Parque Tecnológico de Santos e dos vetores de desenvolvimento de Santos: óleo e gás, porto e retroporto, logística, economia

criativa, economia da pesca, saúde, desenvolvimento urbano, meio ambiente, energia e mobilidade urbana. “Nosso próximo passo é finalizar as tratativas para firmar um convênio com o Massachusetts Institute of Technology (MIT), uma parceria que terá como objetivo o desenvolvimento de projetos de mobilidade urbana e logística em conjunto com as instituições de ensino superior e de pesquisa da Baixada Santista”, conclui Sammarco.

Foto: Divulgação USP

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Parceria produtiva Com várias parcerias junto ao setor de petróleo e gás, a Escola de Engenharia de São Carlos da Universidade de São Paulo (EESC / USP) se prepara para inaugurar, em julho deste ano, juntamente com a Petrobras, o Laboratório de Escoamentos Multifásicos Indústrias (Lemi), inteiramente financiado pela petroleira. Segundo o coordenador do projeto, chefe do Laboratório de Enge-

nharia Térmica e Fluidos da USP e professor, Oscar Rodriguez, o laboratório, que ficará localizado no Campus II da USP, em São Carlos, terá dois mil m2 e desenvolverá tecnologias que envolvem soluções na área de exploração e produção, com aplicações no pré-sal. Os projetos não param por aí. O departamento de Engenharia Mecânica, a EESC / USP também desenvolve pesquisas voltadas para biocombustíveis (uso de biodiesel em motores de combustão interna),

tecnologia de dutos (sistemas de detecção e localização de vazamento de petróleo), “poço inteligente” (automação, controle, instrumentação de poços de petróleo) e soluções para exploração e produção de petróleo e gás (separação de gás em poços bombeados e escoamento multifásico). “Recentemente entregamos para a Petrobras um produto tecnológico 100% nacional, que integra o projeto de separadores de gás de geometria inovadora, cuja aplicação será nos poços do pré-sal”, conta Rodriguez. O projeto, que tem por objetivo garantir a separação total de gás livre acima da bomba através do uso de um separador de geometria inovadora para aplicação em poços de petróleo direcionais, rendeu em 2011 o Prêmio Petrobras de Tecnologia, na categoria Tecnologia de Perfuração e Produção. Para Rodriguez, o país vive uma nova realidade, e o ganho de produtividade é resultado da interação entre academia e setor produtivo. “Em poucos anos teremos laboratórios de desenvolvimento tecnológico na área de petróleo e gás tão bons ou melhores do que aqueles existentes em países ditos de primeiro mundo.”

O Programa Núcleo de Apoio à Gestão da Inovação na Cadeia de Petróleo e Gás (Nagi PG), uma parceria entre a USP, Fiesp e Ciesp, tem o objetivo de capacitar 400 pequenas e médias indústrias paulistas para elaborar projetos de inovação a serem apresentados à Petrobras a fim de contribuir com produtos e serviços relacionados ao pré-sal. O projeto busca novas tecnologias, cooperação entre setor público e iniciativa privada, ganho da escala de bens e serviços, promoção da competitividade e qualificação dos recursos humanos. Virgílio Calças, consultor e ex-gerente de Engenharia da Petrobras, afirma que a finalidade desse projeto é também desenvolver a indústria local e valorizar os produtos nacionais. “Uma indústria local que produz peça para outro segmento, por exemplo, pode se preparar

Foto: Stéferson Faria, Agência Petrobras

Programa capacita novas indústrias

para fornecer um determinado tipo de peça para a Petrobras, que auxilie na captação de petróleo”, explica. Segundo Virgílio Calças, 85% dos fornecedores do pré-sal faturam até

100 milhões e são micro e pequenas empresas. “Entre 2015 e 2016 a Petrobras vai ter mais oito plataformas de captação de petróleo em operação, aumentando a produção para mais de 1 milhão de barris por dia. Queremos informar aos empresários que eles podem contribuir e faturar com esse sistema”, afirma. Para o diretor do Ciesp Sorocaba, Erly Domingues de Syllos, essa oportunidade de oferecer produtos e serviços para o setor de petróleo e gás é uma inovação para colocar as pequenas empresas no patamar de multinacionais e abrir um novo mercado nacional e mundial. “É importante capacitar esses empresários para estimular o capital regional e aumentar a competitividade. O mercado da região de Sorocaba só tem a ganhar”, complementa.

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eventos

Foto: Divulgação Tauil & Chequer

Seminário Tauil & Chequer

Especialistas falam sobre seguros para o setor de petróleo e gás Auditório lotado do IRB Brasil Re recebeu especialistas da área de seguros, com foco no setor de petróleo e gás, para discutir as peculiaridades da cobertura offshore e de outros estágios da produção, distribuição e comercialização

Tauil & Chequer Advogados promoveu, no dia 18 de fevereiro, no auditório do IRB Brasil Re, no Rio de Janeiro, o seminário ’Petróleo & seguros: Oportunidades, produtos e riscos’, que contou com a participação de advogados do escritório e outros especialistas do setor de resseguros. A questão de seguro na exploração e produção de petróleo é tida como primordial para que as empresas de exploração e produção se protejam contra possíveis acidentes e falhas. Alexandre Chequer, sócio do Tauil & Chequer Advogados, abriu o evento traçando um panorama do mercado de seguros e o que ele representa para a exploração de petróleo no país e no mundo. Falou de como o resseguro é feito no upstream, midstream e downstream, afirmando que “os inves52

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por Rodrigo Miguez

timentos em Libra podem chegar a 200 bilhões de dólares, o que torna o campo um grande atrativo para seguradoras”. Adriano Oka, diretor de óleo e gás da JLT Specialty Brasil, falou em sua palestra de como a construção offshore e o risco do construtor são temas de grande debate atualmente. De acordo com o especialista, “o período e o custo com a construção são de fundamental valor, tanto para a seguradora quanto para o segurado”. Segundo Oka, as empresas têm 60 dias para alertar a seguradora de mudanças ou adaptações que serão feitas no projeto. “Para evitar problemas com as apólices de seguro, é importante estar atento para seu início e para o prazo da obra”, afirmou. Advogado especialista em seguros do Tauil & Chequer, Dennys

Zimmermann falou sobre questões controvertidas em sinistros de óleo e gás. Explicou, entre outros procedimentos, como saber em que momento um poço pode ser considerado fora de controle, e quando a seguradora passa a cobrir um possível acidente. O especialista comentou ainda sobre a cobertura dos riscos de construção para a indústria offshore. “Os contratos no setor de óleo e gás não seguem o padrão a que estamos acostumados, ou seja, cada empresa é responsável pelo seu pessoal e patrimônio, e a culpa só é um elemento relevante nos casos de danos a terceiros. O clausulado internacional das apólices de riscos de construção, como a welcar, está atento a essa dinâmica e ela deve ser interpretada e aplicada com atenção a esta particularidade”, afirmou.

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eventos

Centro de Treinamento Marítimo

Rolls-Royce inaugura Centro de Treinamento Marítimo no Rio A britânica Rolls-Royce, especializada em sistemas de energia, inaugurou no dia 11 de março em Niterói (RJ), seu primeiro Centro de Treinamento (CT) Marítimo no Brasil, com a missão de atender os clientes que operam navios de apoio offshore e atuam na exploração de óleo e gás em águas profundas na costa brasileira. O centro será o terceiro do Grupo no mundo e o primeiro na América do Sul. Outros dois estão localizados em Ålesund, na Noruega, e em Cingapura.

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Fotos: Divulgação

om investimento da ordem de R$ 8,4 milhões, o centro, que ocupa um terreno de 2.100 m², oferecerá programas de treinamento para cerca de 750 profissionais por ano. O CT está localizado junto ao Centro de Serviço da Rolls-Royce em Niterói, dedicado a serviços marítimos de manutenção, reparo e revisão. Os primeiros cursos serão direcionados a operações de guincho e de posicionamento dinâmico (DP, na sigla em inglês), que utiliza tecnologia por satélite para controlar o sistema de propulsão da embarcação e mantê-la na posição correta mesmo em condições adversas do mar. De acordo com Paulo Rolim, diretor-geral da Divisão Marítima da Rolls-Royce Brasil, a empresa já havia iniciado alguns cursos de qualificação antes mesmo da inauguração oficial e, num futuro próximo, a Rolls Royce já planeja expandir o CT para abranger outras áreas de atuação, como energia, e atender cerca de dois mil profissionais. A escolha do local para abrigar a unidade se deve à proximidade dos clientes da empresa, com a maioria dos estaleiros e com o porto de Niterói. “O centro vai complementar a

por Maria Fernanda Romero

compra de nossos clientes. Os treinamentos oferecidos pelo CT vão garantir que a tripulação tenha um conhecimento mais aprofundado dos sistemas da Rolls-Royce, melhorando assim a performance nos nossos equipamentos, através de maior confiança e segurança na operação, e consequentemente reduzindo o tempo de manutenção e facilitando na resolução dos problemas que possam vir a surgir”, explica o diretor. No centro, a Rolls-Royce terá a oportunidade de também treinar seus engenheiros e assim poderá melhorar a competência e a capacidade de atendimento na região. DOF, CBO, Bravante, Solstad, Edison Chouest,

Siem Offshore, ER Offshore são alguns dos clientes do Grupo que terão profissionais treinados no CT da companhia. Segundo Francisco Itzaina, presidente da Rolls-Royce na América do Sul, os conceitos de treinamento, materiais do curso e equipamentos têm como base os mesmos oferecidos no Centro de Treinamento da Rolls-Royce na Europa, localizado em Ålesund, na Noruega. “Proporcionar treinamento aos clientes no Brasil é fundamental para que possam maximizar o valor e o potencial completo dos equipamentos e sistemas de bordo de navios de alta complexidade que oferecemos”, afirmou. Os cur-

GARANTIAS CONTRATUAIS

Alta tecnologia O CT é equipado com simuladores que permitem treinamentos em ambientes ultrarrealistas e vão preparar a tripulação para lidar com uma série de cenários que encontrarão no dia a dia. Além das aulas práticas, os alunos também terão aulas teóricas de instrução. O novo centro dispõe de um guincho de demonstração em tamanho real na oficina. Os cursos são baseados em uma combinação de aulas teóricas de instrução, exercícios práticos nos simuladores e treinamento de manutenção. Um simulador principal, com duas cadeiras de operador, permite a formação de uma equipe interativa de treinamento com um diversificado leque de opções de planejamento de cenários para testar qualquer nível de habilidade.

Corretora de Seguros Além disso, duas cúpulas simuladoras que proporcionam uma visibilidade de 180º no horizonte estão instaladas para simulações de guincho e são projetadas para que a tripulação aperfeiçoe suas técnicas de operação em ambientes ultrarrealistas. Uma cúpula similar possui um simulador de guindaste. O empreendimento também conta com uma sala de aula, além de um segundo espaço que abriga quatro estações de treinamento e cabines de DP, proporcionando uma combinação de treinamentos operacionais e de manutenção.

Fábrica em Duque de Caxias (RJ) A Rolls-Royce vai instalar uma fábrica de propulsores em Duque de Caxias, na Baixada Fluminense. A unidade será voltada para a finalização e testes com os equipamentos marítimos fornecidos no Brasil e tem o início das operações previsto para 2015. O anúncio foi feito pelo presidente da Rolls-Royce para a América do Sul, Francisco Itzaina, durante a inauguração do CT Marítimo da companhia. De acordo com Itzaina, a fábrica de turbogeradores da empresa em Santa Cruz estará totalmente operacional ainda no primeiro semestre deste ano, e ocupará uma área de 103 mil m2, contando com mais de cem funcionários. As primeiras unidades a serem montadas e testadas na nova instalação são

Foto: Stock.xcng

WILL

sos e simuladores foram desenvolvidos em cooperação com o Centro de Simulação Offshore, também na Noruega, e representam o que há de mais moderno em tecnologia de simulação.

equipamentos offshore incluídos em um contrato com a Petrobras de 32 turbogeradores com turbinas a gás RB211, incluindo unidades de recuperação de calor, para atender aos requisitos de geração de energia de oito embarcações FPSO (Floating Production, Storage and Offloading) distintas, utilizadas nos prospectos de Lula, Tupi e Guará. Segundo o presidente da Rolls-Royce para a América do Sul, a entrega do último lote para a estatal está prevista para 2016 e terá mais de 50% de conteúdo local. No Brasil há 55 anos, a Rolls-Royce emprega atualmente cerca de 600 pessoas em operações em São Bernardo do Campo, Rio de Janeiro, Niterói e Macaé. São 800 profissionais contando com a força de trabalho da Rolls-Royce Power Systems, conhecida no país como MTU, localizada em São Paulo.

• SEGURO GARANTIA GARANTIAS CONTRATUAIS; • Garantias para Licitações e Execução de Contratos; • Garantias Aduaneiras; • Garantias Trabalhistas; • Seguros de Riscos de Engenharia; • Seguros de Responsabilidade Civil; • Vistoria no local do risco em 48 horas; • Cotação do seguro em até 24 horas; • Gerenciamento do risco; • As melhores coberturas para qualquer construção; • Trabalhamos com todas as seguradoras e possuímos taxas atraentes para sua cotação. Consulte-nos. www.will.com.br www.carricocorretora.com.br São Paulo Matriz: Rua Marques de Itú, 70, 10º andar – Tel.: (11) 3138-2999 Filial: Rua Canuto Saraiva, 59, Cj. 71, Mooca – Tel.: (11) 2081-3717 Belém do Pará Rua Mundurucus, 3100, sala 1710 – Tel.: (91) 3229-5092 TN Petróleo 94

perfil profissional

Colecionadora de

experiências

Fotos: TN Petróleo

TN Petróleo 94

Nascimento: Budapeste, na Hungria. Idade: 57 Hobby: Ler. Tudo me interessa, até bula de remédio. Música preferida: Canon, de Pachelbel. Livro preferido: A fonte de Israel, de James Michener (uma novela histórica, na qual três arqueólogos, um judeu, um cristão e um muçulmano, contam, através da exploração de um sítio, a história de Israel e dos povos que lá habitaram). Melhor lugar para descansar: Praia, pois ao olhar para o céu e o mar, nos dá a verdadeira noção de que tudo o mais é pequeno! Filme preferido: High Noon [Matar ou morrer], um filme de faroeste de 1952, em branco em preto, classificado como 33º melhor filme de todos os tempos. Aborda os caminhos da vida, suas dificuldades e a coragem dos homens para seguir em frente, com dignidade. Casada? Não. de sistemas de automação, onde aprendeu muito sobre conteúdo local, e foi introduzida no universo da inovação. Mercado brasileiro – Ano passado, Elizabeth voltou para a empresa Contromation, onde tem tido imenso trabalho na prospecção e identificação de oportunidades de negócio. A companhia, que obteve grande sucesso na área de integração de sistemas de automação no exterior, está se estruturando no Brasil para participar do mercado de engenharia básica, feed, e projetos de detalhamento multidis-

perfil profissional especial

TN Petr贸leo 94

Ano 4 • nº 32 • março de 2014 • www.tnsustentavel.com.br

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

Mais com mais Sem investimento não há crescimento, evolução ou mudança no cenário da sustentabilidade no Brasil. Há 12 anos, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) criou sua comissão de responsabilidade social para que as empresas pudessem ter um espaço no qual discutir os problemas e pensar juntos em soluções para as questões e entraves nas áreas de responsabilidade social e sustentabilidade do mercado de petróleo. E para tentar colaborar com esse pensamento, trouxemos como entrevistado dessa edição Armando Tripodi, gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras, que destaca as principais iniciativas nesta área e detalha o Programa Petrobras Socioambiental, que prevê investimentos de R$ 1,5 bilhão no período de 2014 a 2018. Os investimentos da Petrobras em projetos com foco em crianças, adolescentes e jovens por meio da educação e da qualificação profissional refletem o compromisso da companhia em contribuir para a redução da pobreza e da desigualdade no país. Esperamos que os números fortaleçam as ações e inspirem outras empresas a descobrir a sua real vocação dentro da temática socioambiental para que todos ganhem em conhecimento, qualidade de vida e também em recursos financeiros, pois sem eles é impossível avançar! Boa leitura e até a próxima! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

Entrevista especial com Armando Tripodi, gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras

Projetos sociambientais transformam a realidade do país

CTS Ambiental amplia atuação em petróleo e gás

Energia eólica mundial cresce 12,5% em 2013

Sistema Firjan

Conselho Global de Energia Eólica

TN Petróleo 94

suplemento especial

Entrevista especial com Armando Tripodi, gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras.

Projetos sociambientais transformam a realidade do país Os investimentos da Petrobras em projetos com foco em crianças, adolescentes e jovens por meio da educação e da qualificação profissional refletem o compromisso da companhia em contribuir para a redução da pobreza e da desigualdade no país. Em entrevista à TN Petróleo, Armando Tripodi, gerente executivo de Responsabilidade Social da Petrobras, destaca as principais iniciativas nesta área e detalha o Programa Petrobras Socioambiental, que prevê investimentos de R$ 1,5 bilhão no período de 2014 a 2018. por Maria Fernanda Romero Foto: Divulgação

TN Petróleo – Quais as premissas básicas para a Petrobras apoiar um projeto educacional que contribua para a geração de renda e qualificação?

Pernambuco, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte e Sergipe. Todos os projetos ficam alocados no

Armando Tripodi – Dentro da linha de

Programa Petrobras Desenvolvimento

atuação Educação, os projetos voltados

& Cidadania?

especificamente para a área de “edu-

Os investimentos sociais da Petro-

cação para o trabalho” são analisados

bras são organizados em programas

segundo critérios como: a presença

com Planejamentos Plurianuais, que

de certificação emitida por entidade

definem as diretrizes, metas e critérios

de referência, o reconhecimento da

de acesso aos seus recursos ampla-

certificação profissional pelo ministério

mente divulgados para a sociedade.

do trabalho, a qualidade e diversidade

Entre 2007 e 2012, esses investimentos

dos conteúdos de formação, a adequação

estiveram estruturados nos programa

entre as categorias ocupacionais objeto

objetivo é contribuir para a redução do

Petrobras Desenvolvimento & Cidadania

de formação e as oportunidades reais

analfabetismo, o fortalecimento da cida-

e Petrobras Ambiental.

de inserção no mundo do trabalho, as

dania e a construção de políticas públicas

estratégias de acompanhamento e apoio

para a educação de jovens e adultos.

aos alunos já formados para sua efetiva inserção no mercado de trabalho, a existência de interface com o ensino formal

O primeiro tinha como foco projetos voltados para a geração de oportunidade de trabalho e renda; educação para a qualifi-

Quais os números deste projeto? Nesses dez anos, o Mova alfabeti-

cação profissional; e garantia de direitos da criança e do adolescente. Já o Petrobras

para acompanhamento da evolução das

zou 243.823 brasileiros, sendo 8.240

Ambiental investe em projetos destinados

escolaridade, a existência de critérios de

em Alagoas, 14.319 no Amazonas,

à fixação de carbono e emissões evitadas;

seleção dos participantes transparentes

38.745 na Bahia, 39.234 no Ceará,

recuperação ou conservação de espécies

democráticos e equitativos em relação às

10.330 em Minas Gerais, 2.237 na Para-

e ambientes costeiros, marinhos e de água

questões de gênero e de igualdade racial.

íba, 27.038 em Pernambuco, 32.274 no

doce; gestão de corpos hídricos superfi-

Rio de Janeiro, 39.603 no Rio Grande

ciais e subterrâneos.

Quais os principais projetos voltados

do Norte, 11.640 em São Paulo, e 20.163

para a educação?

em Sergipe. Em 2013, cerca de 29 mil

tos em todo o país, com o objetivo de

pessoas aprenderam a ler e escrever

contribuir para o desenvolvimento local,

Mova Brasil, inspirado no Movimento

em 188 municípios, em dez estados

regional e nacional, promovendo a recupe-

de Alfabetização de Jovens e Adultos

brasileiros (Alagoas, Amazonas, Bahia,

ração e preservação do meio ambiente, a

(Mova), criado pelo educador Paulo

Ceará, Minas Gerais, Paraíba, Pernam-

inserção digna e produtiva de pessoas que

Freire. O projeto é desenvolvido por meio

buco, Rio de Janeiro, Rio Grande do

vivem em situação de desvantagem social,

de uma parceria entre a Petrobras, a

Norte e Sergipe). Na etapa de 2014,

a qualificação profissional e a garantia de

Federação Única dos Petroleiros (FUP) e

a meta do Mova Brasil é alfabetizar

direitos da criança e do adolescente.

o Instituto Paulo Freire. Visa a melhorar

mais 20 mil pessoas, divididas em

as condições de participação cidadã, de

mil turmas, nos estados de Alagoas,

trabalho e geração de renda, por meio

Amazonas, Bahia, Ceará, Minas Gerais,

de cursos de alfabetização. O principal

Maranhão (estado inaugural), Paraíba,

Entre as iniciativas, temos o Projeto

TN Petróleo 94

Esses programas apoiaram proje-

Quando foi lançada a versão 2014? No final de 2013, a Petrobras lançou o Programa Petrobras Socioambiental

2014-2018, que integra as dimensões

251 projetos em andamento. Além disso,

buiu para um desenvolvimento inclusivo

social, ambiental e socioesportiva, re-

aqueles apoiados pelo Programa Petro-

e sustentável através de iniciativas que

fletindo assim o conceito de desenvolvi-

bras Ambiental promoveram oficinas de

promoveram a construção de bancos

mento sustentável, que considera essas

formação em Educação Ambiental que

de mudas e sementes, a preservação

dimensões transversais e complemen-

mobilizaram 4,6 milhões de pessoas

do risco de extinção de espécies, tendo

tares. Acreditamos que, para promover

entre 2008 e 2012.

atingido a reversão de status para 4

transformações estruturais, efetivas e

espécies, a participação na gestão de

de médio e longo prazo na sociedade, é

Quantos projetos já foram apoiados até

bacias hidrográficas, o acesso a água de

preciso partir da compreensão de que a

hoje e qual foi o estado mais contemplado?

qualidade, a conservação de florestas

realidade é tematicamente indivisível e

Dentro das linhas de atuação citadas

e a recuperação de áreas degradas em

naturalmente integrada. O Petrobras So-

e Educação para a Qualificação Profis-

todos os biomas do país, a valorização do

cioambiental, que investirá R$ 1,5 bilhão

sional foram apoiados 923 projetos nos

diálogo entre conhecimentos tradicionais

entre 2014 e 2018, tem como objetivo

últimos sete anos através do Programa

e científicos, a segurança alimentar, a

potencializar a contribuição da compa-

Petrobras Desenvolvimento & Cidadania.

garantia de direitos da criança e do ado-

nhia para o desenvolvimento sustentável

E a distribuição regional desses projetos

lescente, o combate à exploração sexual

e a promoção de direitos, com investi-

espelha de forma quase exata a distri-

de crianças e adolescentes, a constru-

mentos em práticas voltadas para um

buição demográfica do país, com maior

ção de cadeias de valor de atividades

ambiente ecologicamente equilibrado e

concentração dos projetos no Sudeste

extrativistas, cooperativas e redes de

socialmente mais equitativo.

(46%) e Nordeste (25%), a região Sul

coleta seletiva e reciclagem, o aumento

vem depois (14%), seguida da região

da renda de agricultores familiares e da

Norte (8%) e Centro-Oeste (7%).

produção agroecológica, o fortalecimento

Como é a questão de duração dos contratos / patrocínios? Os projetos que são apoiados têm, em média, a duração de 24 meses. Por isso, as seleções públicas – nacional e a

da economia solidária, a alfabetização e a Quanto a Petrobras já investiu no total

ampliação da oferta de educação de qua-

em trabalhos para este fim?

lidade, além de propiciar novas formas de

O investimento em projetos voltados

educação comunitária e de participação

regionais – acontecem de forma interca-

com foco na Educação para a Qualificação

cidadã, e a inserção qualificada no mer-

lada, a cada dois anos.

Profissional concentrou cerca de 25%

cado de trabalho.

dos investimentos sociais da Petrobras no Quais as premissas básicas para apoiar

período de 2007 a 2013.

um projeto educacional? Que os projetos tenham foco em pelo menos uma das sete linhas de atuação

Quais são os principais números que refletem o impacto deste programa?

Quais as principais dificuldades encontradas? Um dos principais desafios é viabilizar

Cerca de 5 milhões de pessoas foram alcançadas diretamente pelas

do Programa Petrobras Socioambiental:

o protagonismo dos atores sociais, refor-

ações desenvolvidas pelos projetos.

1) direitos da criança e do adolescente;

çando o trabalho coletivo e as mudanças

Além disso, os investimentos sociais

2) inclusão produtiva e sustentável; 3)

culturais que são essenciais para o

geraram 20.760 postos de trabalho

educação; 4) água; 5) floresta e clima;

sucesso dos projetos. É nesse sentido que

entre técnicos e gestores dos proje-

6) esporte; e 7) sociobiodiversidade.

promovemos oportunidades de qualifica-

tos patrocinados. E também promo-

São priorizados os projetos capazes de

ção das organizações da sociedade civil

vemos a recuperação ou conserva-

viabilizar a integração entre as diferentes

para participarem dos processos seletivos

ção de cerca de 650 mil hectares de

linhas, e que, de forma transversal, tam-

nacionais e regionais da Petrobras da

terra, o que equivale a cinco vezes

bém promovam a equidade de gênero, a

forma mais equitativa possível. Temos, por

a cidade do Rio de Janeiro. E foram

igualdade racial, a inclusão de pessoas

exemplo, as ‘caravanas sociais e ambien-

mais de 2000 espécies da fauna e

com deficiência, a participação democrá-

tais’ que oferecem oficinas de elaboração

flora trabalhadas. Essas ações bene-

tica e o controle social.

de projetos para organizações de todos os

ficiaram todos os biomas brasileiros:

estados com foco nas seleções públicas, e

Amazônia, Mata Atlântica, Caatinga,

Quantos projetos vocês têm atualmente

as ‘caravanas virtuais’, que durante todo o

Cerrado, Pantanal e Pampa, além

com este foco educacional?

período de inscrição oferecem consultoria

dos ambientes costeiros e marinhos.

online para candidatos de todo o país.

Trata-se de números auditados por

As linhas de atuação envolvendo ‘Garantia de Direitos da Criança e do Adolescente’, que incluem o direito à educação, e de Educação para a Qualificação Profissional, somam hoje

instituições de referência e que Quais as principais conquistas nesta área?

carregam consigo transformações

Por meio dos seus programas de

importantes na história de vida de

investimento social, a Petrobras contri-

muitos brasileiros e brasileiras. TN Petróleo 94

suplemento especial

CTS Ambiental amplia atuação em petróleo e gás O Centro de Tecnologia Senai Ambiental (CTS Ambiental), do Sistema Firjan, avança no atendimento ao setor de petróleo e gás fluminense. Na área, o foco de atuação tem sido o laboratório, que dá suporte identificando gargalos tecnológicos que necessitam de rápida resolução. por Maria Fernanda Romero

TN Petróleo 94

Fotos: Antonio Batalha

m cooperação com o Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes), da Petrobras, o Centro de Tecnologia está desenvolvendo soluções para implantação de metodologias para fins de caracterização de amostras oriundas de diversas etapas de processamento de petróleo (abastecimento, exploração e produção, por exemplo). Além de projetos de pesquisa e desenvolvimento, o laboratório atende ao setor de petróleo e gás através de contratos anuais de monitoramento ambiental, realizando amostragens e análises de parâmetros físico-químicos, e compostos orgânicos e inorgânicos em rios, águas de processo, efluentes e estações de tratamento. A área de saúde do trabalhador (higiene e toxicologia ocupacional) do laboratório também atende ao setor de forma indireta, isto é, através de contratos estabelecidos por outras áreas do Sistema Firjan: unidades operacionais Sesi/Senai e Centros de Referência. Segundo o gerente do CTS Ambiental, Paulo Roberto Furio, a principal demanda do setor está concentrada na utilização da capacidade tecnológica dos centros de excelência na área de química analítica para a realização de pesquisa e desenvolvimento de forma a aten-

der aos desafios de diversas áreas do processamento do petróleo, tais como exploração, refino e logística. As outras demandas de óleo e gás incluem gestão ambiental e sustentabilidade (com auditorias ambientais – Conama 306, reflorestamento, licenciamento ambiental / EIA e Rima, projetos de educação ambiental e implantação de Sistema de Gestão Integrado / SGI, como as ISO 14001 e OHSAS 18001); gerenciamento de áreas contaminadas (avaliação preliminar, investigação confirmatória e detalhada e, se necessário, remediação do local); produção mais limpa (avaliação do ciclo de vida de produtos, implantação de produção mais limpa para reduzir resíduos, efluentes e otimizar o consumo de água e energia); ecoeficiência e tecnologias limpas (otimização no uso da água e de tratamento de efluentes

para reduzir a quantidade de lodos e resíduos perigosos, redução de resíduos por programas de ecoeficiência e otimização do emprego da energia elétrica); e monitoramento atmosférico e proteção do clima. O executivo ressalta ainda que no segmento de produção mais limpa, os novos produtos em cooperação com a United Nations Environment Programme (Unep) apoiam a otimização de recursos, e a redução dos custos operacionais e do uso intensivo de produtos químicos (Chemical leasing), como tintas, produtos antiferrugem, desengraxantes, lubrificantes, dentre outros. Atualmente, o Centro conta com uma força de trabalho multidisciplinar de 118 profissionais, dentre eles doutores, mestres, especialistas, engenheiros e técnicos preparados para atender as demandas e desafios

ambientais do setor industrial, em especial o setor de petróleo e gás, estratégico para a economia fluminense. Paulo Roberto Furio conta que o crescimento da produção que o Centro de Tecnologia vem experimentando ao longo dos anos – 35% em média nos últimos cinco anos –, e os indicadores de satisfação no atendimento evidenciam a importante conquista da percepção da qualidade por parte dos clientes e das autoridades ambientais. Dentre as principais conquistas desde sua fundação, o executivo destacou: as duas acreditações pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro) segundo a norma NBR/ISO IEC 17025; o sucesso na participação de programas interlaboratoriais com instituições internacionais de referência; parcerias com entidades como Unep/ Unido; e a mais recente conquista: o credenciamento junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), para atuar em pesquisa e desenvolvimento. Além disso, o Centro de Tecnologia possui o credenciamento junto ao Instituto Estadual de Ambiente (Inea). Nos últimos três anos, o CTS Ambiental atendeu uma média de 230 empresas por ano. Destas, 37 são do setor de óleo e gás. Para Furio, os principais desafios desse setor estão relacionados aos aspectos de emissão atmosférica, energia eficiente, resíduos e, principalmente, segurança na operação objetivando a redução do risco de acidentes ambientais. “Quanto mais pesquisas forem realizadas, mais eficientes se torna-

rão as indústrias e atividades do setor em termos de emissão, de redução na geração de resíduos e sua correta destinação, bem como, de redução no consumo de energia e melhores planos para mitigação de eventuais acidentes indesejados”, reforça. Histórico – Fundado em 1968, o Centro então chamado Sesilab, oferecia serviços analíticos de higiene ocupacional e toxicologia para identificação e quantificação de substâncias contaminantes no trabalhador brasileiro. Após a Eco 92, a pedido dos empresários do estado do Rio de Janeiro, o Centro incorporou ao seu portfólio a realização de análises nas chamadas matrizes ambientais, identificando substâncias contaminantes e tóxicas em resíduos industriais, ar, solos e sedimentos. Ao longo dos anos, com os investimentos realizados em pessoas e equipamentos, passou a prestar serviços de consultoria, interpre-

tando os resultados analíticos com elevado padrão metrológico obtidos em seus laboratórios. E, com a necessidade da indústria fluminense e nacional de se tornar mais competitiva, nos últimos quatro anos voltou sua atenção para apoiar as empresas em suas demandas para a inovação e projetos de desenvolvimento tecnológico, que exigem pesquisas. Hoje, presta serviços técnicos especializados, consultorias, pesquisa e desenvolvimento. O gerente do CTS Ambiental explica que o principal objetivo do Centro de Tecnologia é auxiliar as empresas brasileiras, e em especial as do estado do Rio de Janeiro, a se tornarem mais competitivas, adotando em seus processos industriais programas ambientais sustentáveis e mais eficientes. “O CTS Ambiental empreende esforços para que a cultura ambiental de eficiência e sustentabilidade prevaleça em detrimento da perspectiva de custo”, conclui.

Projetos de óleo e gás que o CTS Ambiental trabalha atualmente Caracterização de amostras derivadas do petróleo – Suporte ao Cenpes por meio do fornecimento de serviços de caracterização através de ensaios químicos, físico-químicos e termogravimétricos de amostras derivadas de petróleo originadas das áreas de abastecimento (refinarias, logística, distribuidora de combustíveis) e de exploração e produção (E&P), permitindo a tomada de decisão a partir dos resultados analíticos.

Determinação de hidrocarbonetos aromáticos e alifáticos – Suporte ao Cenpes através do fornecimento de serviços de determinação de hidrocarbonetos aromáticos e alifáticos por meio de cromatografia de fluido supercrítico de amostras derivadas de petróleo originadas das áreas de abastecimento e E&P, permitindo a tomada de decisão a partir dos resultados analíticos.

Gestão ambiental e sustentabilidade – Realização de auditoria ambiental em algumas empresas; e o projeto Cultivar, que promove ações de educação ambiental, recomposição de áreas degradadas e recuperação da biodiversidade com o plantio de árvores da Mata Atlântica. Gerenciamento de áreas contaminadas – Serviços de investigação, avaliação e monitoramento ambiental. TN Petróleo 94

suplemento especial

Conselho Global de Energia Eólica (Global Wind Energy Council / GWEC) divulgou as estatísticas referentes ao mercado eólico em 2013, apresentando uma capacidade cumulativa global de 318.137 MW, um aumento de quase 200.000 MW nos últimos cinco anos. No entanto, o mercado anual caiu quase 10 GW para 35.467 MW, atribuível à queda vertiginosa nas instalações norte-americanas, devido à lacuna política criada pelo Congresso dos EUA em 2012. Embora 2013 tenha marcado outro ano difícil para a indústria eólica, com “apenas” 12,5% de crescimento acumulado, as perspectivas para 2014 e nos anos seguintes parecem muito mais positivas. “Fora da Europa e dos Estados Unidos, o mercado global cresceu discretamente no ano passado, liderado pela China e um ano excepcionalmente forte no Canadá. Enquanto o hiato político norte-americano impactou com força o ano de 2013, a boa notícia é que ali os projetos em construção totalizaram mais de 12.000 MW no final do ano, um novo recorde. As instalações europeias ficaram atrás por apenas 8%, mas com uma concentração insalubre do mercado em apenas dois países – Alemanha e Reino Unido”, disse o secretário-geral do GWEC, Steve Sawyer.

TN Petróleo 94

Foto: Depositphotos

Energia eólica mundial cresce 12,5% em 2013

O GWEC destaca os números das grandes instalações da China, observando que a fase de consolidação para a indústria chinesa, que começou após o ano de pico em 2010, parece ter acabado. “A China é, novamente, um mercado em crescimento, o que é uma boa notícia para a indústria. O compromisso do governo para a energia eólica foi reforçada, mais uma vez, elevando a meta oficial para 2020 em 200 GW, e a indústria tem respondido”, continuou o Sawyer. A Índia tem uma nova Missão Eólica, o Brasil contratou 4.7 GW de novos projetos em 2013 e a reforma do setor elétrico agitará o mercado nos próximos anos. Apesar de alcançar somente 90 MW em instalações durante 2013, a África apresentará crescimento com novas instalações em 2014, liderada pela África do

Sul, Egito, Marrocos, Etiópia, Quênia e Tanzânia. “Os mercados que não são membros da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE), no geral, são muito saudáveis, e há um fluxo constante de novos mercados emergentes na África, Ásia e América Latina. Com os EUA, aparentemente de volta aos trilhos, pelo menos para os próximos dois anos, o principal desafio é estabilizar os mercados europeus, onshore e offshore, que tem sido abalado por indecisão política ao longo dos últimos anos”, disse Sawyer. O GWEC espera que as instalações de 2014 retornem, pelo menos, aos níveis de 2012 e, provavelmente, os ultrapasse – suas previsões para os próximos cinco anos (2014-2018) serão divulgadas em abril.

Novas arenas reforçam sustentabilidade com geração de energia solar Maracanã, Itaipava Arena Pernambuco e Itaipava Arena Fonte Nova geram energia correspondente ao consumo médio de dez mil pessoas. A energia gerada abastecerá em até 25% o consumo das arenas.

Foto: Divulgação CELPE

tilizar energia limpa e contribuir para a redução das emissões de CO². Essas são as conquistas do Maracanã, da Itaipava Arena Pernambuco e da Itaipava Arena Fonte Nova com as usinas solares instaladas em cada uma delas e que poderão gerar energia suficiente para abastecer o consumo médio de dez mil brasileiros. No Maracanã, a energia solar é utilizada no aquecimento da água dos vestiários. Painéis fotovoltaicos instalados na cobertura do estádio, capazes de gerar 400 mil kW/h por ano, futuramente poderão evitar que cerca de 5 mil toneladas de CO² sejam lançadas na atmosfera. O projeto, financiado pela Light e EDF (Eletricité de France), é capaz de abastecer o consumo de cerca de 240 residências. Na Itaipava Arena Pernambuco, a Usina Solar São Lourenço da Mata iniciou suas operações ainda em 2013 com potência instalada de 1 mil kWp. Com investimento de R$ 10 milhões, a usina gera energia equivalente ao consumo médio de seis mil pessoas e pode suprir até 20% do consumo da arena. Localizados em um terreno

de 14,5 mil m², os painéis solares fotovoltaicos captam a luz emitida pelo sol e a transformam em energia elétrica, que poderá ser entregue ao sistema elétrico do estádio ou à rede de distribuição da Celpe (Companhia Energética de Pernambuco). Em Salvador (BA), uma parceria entre a Coelba e a Fonte Nova Negócios e Participações (FNP) está permitindo a implantação de uma usina solar com capacidade para gerar 750 mil kW/h por ano, o equivalente ao consumo médio de três mil brasileiros. A usina solar, que terá 500 kWp de potência instalada, tem previsão de implantação para o

primeiro semestre de 2014. Com investimento de cerca de R$ 5,5 milhões, a usina utiliza a tecnologia de painéis flexíveis, instalados sobre o anel de compressão da cobertura da arena. Toda a energia gerada será utilizada pela Itaipava Arena Fonte Nova e reduzirá o consumo de energia na arena em cerca de 10%. Comprometidos com a sustentabilidade, os três estádios seguem as normas do sistema Leed (Leardership in Energy and Environmental Design), do Green Building Council Brasil, concedido a empreendimentos que apresentam alto desempenho ambiental e energético.

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TN Petróleo 94

suplemento especial

Pacific Hydro lança Fundo Comunidades Sustentáveis

Pacific Hydro, provedora global de soluções de energia limpa, lançou em fevereiro o Fundo Comunidades Sustentáveis Pacific Hydro Brasil, que tem como objetivo selecionar e apoiar projetos que contribuam para o desenvolvimento de Barra do Camaratuba, no município de Mataraca, Paraíba, onde a empresa opera os parques eólicos Vale dos Ventos e Millenium. A iniciativa visa a apoiar projetos que contribuam para o desenvolvimento local nas seguintes áreas prioritárias: educação, cultura, esporte & lazer; qualificação e fortalecimento de jovens e adultos; sustentabilidade & meio ambiente; e qualidade de vida, cuidado e prevenção em saúde. De acordo com Adriana Waltrick, diretora-geral da Pacific Hydro no Brasil, o Fundo Comunidades Sustentáveis foi lançado em conformidade com a Política de

Sustentabilidade da companhia e reflete o compromisso que a empresa sempre teve com as comunidades do entorno dos seus empreendimentos. “Trata-se de um instrumento democrático para a promoção do desenvolvimento local, que aporta fundos não reembolsáveis, objetivando a promoção humana, a valorização e o fortalecimento das comunidades onde a Pacific Hydro está presente”, explica Waltrick. A ação é resultado de um levantamento intitulado “O futuro que queremos” que a Pacific Hydro fez junto às lideranças comunitárias locais. A empresa, juntamente com uma consultoria especializada, fez entrevistas com 26 líderes comunitários sobre sustentabilidade, desenvolvimento local e expectativas sobre a contribuição

possível da Pacific Hydro com a implementação do Fundo Comunidades Sustentáveis. O valor mínimo de patrocínio de cada projeto será de R$ 2 mil e o custeio máximo de R$ 5 mil. Desde o início de suas operações na Barra do Camaratuba, em 2007, a Pacific Hydro prioriza a mão de obra local e apoia a comunidade em vários projetos sociais e ambientais, como Dia da Cidadania, Projeto Barra Limpa e Grupo Junino Mangue-Uçá. Ao longo desses sete anos, as ações da empresa já beneficiaram mais de sete mil pessoas. “O lançamento desse projeto significa a continuidade de investimentos aportados no município de Mataraca/PB, que vem ocorrendo desde a fase de construção dos parque eólicos Millennium e Vale dos Ventos, inaugurados em 2007 e 2008, respectivamente, representando portanto, o amadurecimento do relacionamento com a comunidade de Barra do Camaratuba, área de influência direta dos referidos empreendimentos”, detalha a diretora.

Livro trata das mudanças climáticas e do equilíbrio global da Antártica

seminário ‘Antártica, 2048: Mudanças climáticas e equilíbrio global’, realizado na capital gaúcha no final de 2013, originou uma publicação que leva o mesmo nome. Trata-se de um inédito painel das questões da Antártica e como as mesmas se entrelaçam com o equilíbrio do planeta, por meio da reprodução de palestras de especialistas que participaram do encontro. O lançamento ocorreu em março deste ano, em Porto Alegre (RS). No livro, são abordados temas como ordenamento jurídico do continente; a política e pesquisa científica brasileira; as mudanças climáticas e seus impactos no 66

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continente e na meteorologia do hemisfério Sul (e em particular no Rio Grande do Sul); a biota austral; a presença humana e o turismo. A publicação, por não ser um livro acadêmico, mas sim de di-

vulgação científica, oferece linguagem acessível ao público em geral. As cerca de 120 imagens são de fontes diversificadas, com destaque para um ensaio fotográfico de autoria de Marina Bandeira Klink, fotógrafa de natureza e esposa de Amyr Klink, com quem o navegador foi inúmeras vezes para a Antártica. “Este livro tem a grande qualidade de oferecer uma visão abrangente do continente antártico, reunindo temas que são usualmente tratados de forma dispersa. Ao reunir estas questões, ele apresenta uma Antártica poucas vezes vista em sua totalidade e riqueza”, afirma Alfredo Nastari, editor e realizador do projeto.

What are the latest developments in petrochemical integration? How can global companies benefit from regional advancements?

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4th Annual Global Petrochemicals Technology Conference 6 – 8 May 2014, Grand Hyatt Doha Hotel, Doha, Qatar

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GE inicia 2014 com novo comando no Brasil

A GE anunciou Gilberto Peralta como novo presidente e CEO da GE do Brasil. Na empresa desde 1980, o executivo acumulará a função de diretor regional da GE Capital Aviation Services para a América Latina. Ele substitui Adriana Machado, que passa a ser vice-presidente de Assuntos Governamen-

tais e Políticas Públicas da GE para a América Latina. Peralta iniciou suas atividades na GE Celma, em Petrópolis (RJ), como engenheiro de desenvolvimento e manutenção. Atuou em diversas posições na área de vendas de serviços para motores, chegando à vice-presidência para

programas Airbus. Em 2006, ele se juntou ao time da GE Capital Aviation Services para exercer a função atual, que passou a acumular com a de CEO no Brasil. “Foi com muita satisfação que aceitei o convite para o grande desafio que é comandar uma das principais operações da GE no mundo atualmente”, afirma. À frente das operações brasileiras, o executivo estará focado em iniciativas-chave e estratégicas para o crescimento local da companhia. “Nesta nova etapa, continuaremos focados em fortalecer ainda mais o compromisso que assumimos com o Brasil há 94 anos, mantendo o forte ritmo de trabalho para ajudar o país a superar seus maiores desafios em infraestrutura. E dando continuidade ao grande trabalho feito por Adriana Machado em quase dois anos”, comenta. Em seus novos postos, Gilberto Peralta e Adriana Machado reportam-se diretamente a Reinaldo Garcia, presidente e CEO da GE para a América Latina.

A engenheira mecânica Maria Peralta assume a unidade de negócios Subsea da Aker Solutions do Brasil. A executiva, que ocupava o cargo de vice-presidente de Sistemas de Produção Subsea e era responsável por sistemas de poço, tie-in & estruturas, manifolds e execução de projeto no país, substitui Egil Boyum, que atuava no cargo desde 2011. Boyum passa a ter responsabilidade global pelas estratégias de entrega, ferramentas de execução e processos na área de negócios subsea. Com 18 anos de experiência, sendo 14 no segmento submarino da indústria de óleo e gás, Peralta possui vivência em todas as fases de projetos, incluindo gestão de portfólio de diversos clientes e de grandes equipes. Maria Peralta 68

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Aker Solutions: novo responsável por Subsea

também tem experiência internacional em outras áreas industriais. Engenheira mecânica, com pós-graduação em Gerenciamento de Projetos e MBA Executivo em Administração, conta com

passagens por empresas em Portugal, na Índia e no Brasil em seu histórico profissional. Nova unidade – A Aker Solutions inaugurará uma nova instalação de produção de equipamentos submarinos em Curitiba em 2015, que substituirá a planta atual e empregará perto de 1.100 pessoas. A empresa também anunciou a construção de uma nova sede de serviços múltiplos para seu negócio de equipamentos de perfuração em Macaé, 180 km a nordeste do Rio de Janeiro, o que aumentará de modo significativo sua capacidade de atender ao mercado de perfuração que cresce rapidamente no país. Esta sede será a quarta instalação da Aker Solutions no Brasil, além das sedes em Rio das Ostras (RJ), Curitiba (PR) e Rio de Janeiro (RJ).

A Schneider Electric, especialista global em gestão de energia, informa que Luís Felipe Kessler assumiu, em janeiro, a vice-presidência de Contas Estratégicas. O executivo é formado em Engenharia Elétrica pela Universidade Federal do Rio Grande do Sul (UFRGS) com especialização em Marketing. Também possui mais de 24 anos de experiência no mercado, sendo 14 anos na empresa atuando em diversas áreas no Brasil e na França. Nos últimos anos liderou a integração da Areva-D e a criação da unidade de energia. Com a alteração, chega à companhia Renato Finoti, que assume a vice-presidência da unidade de negócios responsável por soluções para o setor de energia e infraestrutura. Com 15 anos de experiência, o profissional já trabalhou na gestão de contas globais e vendas para os segmentos de petroquímica, química e farmacêutica, além de coordenação de projetos em operações no Brasil, Estados Unidos e Alemanha. O executivo tem

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Schneider Electric anuncia novo vice-presidente de contas estratégicas e energia

Felipe Kessler passagens pela ABB e Voith Siemens. Finoti é formado em Engenharia pela Escola de Engenharia de Mauá e tem especialização em gestão de negócios pelo International Institute for Management Development (IMD) de Lausanne, na Suíça. “A criação de uma área focada em clientes estratégicos incrementará, ainda mais, o atendimento já oferecido às demandas das maiores compa-

Renato Finoti nhias do país. Com as oportunidades que surgem no setor de infraestrutura, a unidade de Energia da Schneider Electric – responsável pelo atendimento deste segmento – também reforça sua estrutura para oferecer soluções ainda mais integradas e inteligentes, que levem em conta a eficiência energética, e a otimização de outros processos e ativos”, declara Rogério Zampronha, presidente da Schneider Electric no Brasil.

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Eduardo Mezzalira volta para a DNV GL Com a nova estrutura organizacional da DNV GL, o engenheiro naval Eduardo Mezzalira retorna em janeiro para assumir o cargo de chefe de departamento, responsável pelas atividades de vistoria de Novas Construções e Conversões, Aprovação de Planos e de Certificação de Materiais e Equipamentos, tanto para navios como plataformas offshore. Graduado em 1980 pela Universidade Federal do Rio de

Janeiro (UFRJ), Mezzalira trabalhou na DNV GL por 24 anos nas áreas de negócio Marítima e Óleo & Gás no Brasil e no exterior, se desligando da empresa em 2012 quando ocupava o cargo de Business Development Manager Offshore Class. Na época ingressou na Applus RTD, multinacional com sede na Espanha, especializada em serviços de END (Ensaios Não Destrutivos) onde ocupou o cargo de diretor Regional da América do Sul. TN Petróleo 94

produtos e serviços

Asel Tech

Corrosão, acidentes naturais, interferência de terceiros e criminalidade são causas que estão fazendo aumentar os vazamentos e roubos em dutos, em todo o mundo. A brasileira Asel-Tech desenvolveu uma tecnologia para detecção e localização de vazamentos e roubos em dutos, já utilizada com muito sucesso por empresas petroleiras em vários países. Depois de alguns anos de espera, a companhia obteve a patente dessa tecnologia nos Estados Unidos. “Isso é motivo de muito orgulho e importantíssimo pelo tamanho do mercado naquele país, com a maior rede de dutos do mundo, de cerca de 2,6 milhões de milhas. Somente como comparação, o Brasil tem

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Asel Tech obtém patente americana de tecnologia para detecção e localização de vazamentos e roubos em dutos

cerca de 20.000 km”, afirma Julio Alonso, CEO da Asel Tech. Alonso esclarece que o mercado americano represen-

ta uma oportunidade enorme de exportação dos sistemas de detecção de vazamentos fabricados pela Asel-Tech, trazendo muitas divisas para o Brasil. “Com a patente naquele país, haverá muito mais segurança para fornecer os produtos e dar tranquilidade aos novos clientes”, ressalta. A tecnologia acústica patenteada pela Asel-Tech é a mais rápida do mercado para detecção de vazamentos e roubos em dutos, pois utiliza a velocidade do som para transmitir o sinal através do fluido. Detecta o vazamento ou roubo, mesmo que seja um furo muito pequeno, em 20 segundos e localiza o ponto com precisão de 50 m a 100 m, seja o duto enterrado ou submarino. O proprietário do duto pode ter relatórios em tempo real sobre os incidentes no seu duto.

Copergás

Copergás vai ampliar gasoduto em Pernambuco A Companhia Pernambucana de Gás (Copergás) anunciou que em março de 2015 vai lançar edital para a construção do gasoduto Caruaru-Arcoverde, com 125 km de extensão divididos em duas etapas. A primeira sairá de Caruaru e vai até Belo Jardim, medindo 50 km. A segunda, com 75 km, irá de Belo Jardim até Arcoverde, no sertão pernambucano, com um investimento total em torno R$ 350 milhões. A previsão é de início das obras em agosto deste ano, com conclusões das etapas em dezembro de 2015 e até meados de 2018, respectivamente. A oferta de gás natural em toda a extensão do gasoduto será 70

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de 400.000 m3/dia, com possibilidade de atingir 1 milhão de m3/ dia, conforme a demanda. A empresa Baterias Moura, que fica sediada em Belo Jardim, entra como parceira da Copergás na primeira fase da obra, com um aporte de R$ 10 milhões. Atualmente, a Baterias Moura tem um gasto anual com frete perto de R$ 6 milhões, já que o gás natural sai de Caruaru e segue de carreta até Belo Jardim. Em contrapartida, a Moura tem a garantia de receber o gás natural na sua porta até março de 2016; caso contrário, a Copergás se compromete a fornecer o produto sem o custo do frete.

Segundo Aldo Guedes, presidente da Copergás, a companhia já negocia também com as indústrias Palmeiron e Natto. “Com a chegada do gasoduto será possível, ainda, aumentar a rede de Gás Natural Veicular (GNV) nos postos de combustíveis entre Caruaru e Belo Jardim”, afirma. Além disso, a Distribuidora avança em parceria visando a implantar a primeira estação de Gás Natural Liquefeito (GNL) do estado naquela região.

Chemtech

Automatização de processos submarinos Com as atividades iniciadas no Parque Tecnológico da Ilha do Fundão (RJ) desde o dia 6 de janeiro, a Chemtech dá continuidade aos projetos voltados para o setor de petróleo e gás. Segundo a empresa, o projeto mais inovador desenvolvido atualmente pela companhia é o Sistema Hidroacústico para Acionamentos Remotos (Shar). A tecnologia, encomendada pela Petrobras, consiste em um sistema projetado para controlar válvulas submarinas de manifolds através de enlace acústico, sem a necessidade de mergulhadores ou cabos umbilicais. Os manifolds são equipamentos para a interligação de poços de petróleo às plataformas offshore de produção. O objetivo é que o sistema sem cabos acione, remotamente, a abertura e fechamento dessas válvulas. O diretor de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D), Roberto Leite, explica que o Shar irá automatizar

por diferentes testes, o próximo passo será a instalação e comissionamento do sistema. A entrada definitiva em operação está prevista para o primeiro trimestre de 2014. A Chemtech ainda trabalha nos projetos de detalhamento das plataformas FPSOs (unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarga) replicantes do pré-sal, também contratadas pela estatal e seus parceiros. A empresa é a responsável pelo detalhamento de oito módulos e a integração das plataformas P-67 e P-70 para a Integra Offshore, consórcio formado por Mendes Júnior e OSX. Também trabalha no detalhamento de três módulos de geração de energia para cada um dos seis replicantes, uma encomenda do consórcio formado por DM Construtora e TKK Engenharia. Outros projetos envolvem o detalhamento e a integração de oito módulos das plataformas P-68 e P-71, que serão entregues à Jurong.

processos submarinos em águas rasas no entorno da plataforma P-47 da Petrobras, no campo de Marlim, em Macaé (RJ), onde as válvulas são operadas, atualmente, por mergulhadores e navios de apoio. Esta será a primeira de uma série de aplicações para a área submarina. Futuramente, a tecnologia também poderá ser utilizada nas operações em águas profundas, no pré-sal, por exemplo. “O sistema serve não apenas para abrir e fechar válvulas, mas o seu conceito pode ser usado para coleta de dados em tempo real, o que nas áreas do pré-sal, por exemplo, será de grande importância. Isto reduzirá sensivelmente a emissão de carbono, os custos e os riscos, trazendo ganhos operacionais para a Petrobras”, afirma Leite. Segundo ele, após passar

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produtos e serviços

Kongsberg

Simuladores avançados geram negócios reais

Atuando no país desde 1980, quando começaram a chegar os primeiros navios de posicionamento dinâmico – usados tanto em operações de suporte quanto na atividade de alívio (oofloading, escoamento de petróleo) das plataformas offshore – instalou em 2003, o primeiro centro de treinamento no Brasil, em Macaé. Líder de mercado na área de simuladores marítimos em geral, atualmente, e simuladores DP em particular, com o incremento das atividades em toda a costa brasileira, transferiu a unidade para o Rio de Janeiro em julho de 2013, visando atender a demanda de um mercado em expansão, com operações em toda a costa brasileira. O aumento do uso de simuladores no treinamento é uma tendência mundial. Razão pela qual a empresa instalou um sistema avançado no novo centro de treinamento carioca que, até julho desse ano, vai ganhar um segundo simulador state-of -the-art, do modelo aprovado pelas novas regras do Nautical Institute (NI). “Nos simuladores, os participantes do curso passam por situações e condições que podem levar anos para se experimentar a bordo de um navio. O treinamento permite aos alunos fazer um uso melhor e mais eficaz do equipamento, minimizando os erros, e dando-lhe a oportunidade de melhorar suas habilidades”, destaca Cinthya Lopes, gerente comercial de Simuladores e Treinamento no Brasil. A tecnologia utilziada no centro proporciona experiências que permitem ao aluno lidar com uma situação 72

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Com a demanda vertiginosa de pessoal qualificado para atuar em operações offshore no Brasil, o centro de treinamento de Posicionamento Dinâmico (Dynamic Position) da norueguesa Kongsberg tem se desdobrado para atender as empresas e profissionais que buscam seus cursos, que são suportados por avançados simuladores e outras ferramentas tecnológicas.

crítica corretamente. “Pode ser uma situação de emergência ou condições meteorológicas que exigem resposta rápida e atitude do aluno, que será um futuro operador de um navio DP”. As habilidades práticas – Ocupando quatro dos sete andares do escritório localizado no centro do Rio de Janeiro, o centro de treinamento Kongsberg conta com oito instrutores, três laboratórios técnicos, seis salas de aulas e três salas com diferentes simuladores. O mais avançado é um console de passadiço completo de um navio, onde é possível recriar diferentes condições extremas para os estudantes. Operação dos equipamentos de posicionamento dinâmico e automação estão entre as principais demandas, razão pela qual o centro oferece dois cursos básicos e dois avançados, além de cursos de manutenção, nos quais os participantes precisam mostrar suas habilidades práticas nos simuladores. “Trata-se de uma ferramenta estratégica para a indústria marítima, permitindo aos alunos a prática de cenários da vida real em um ambiente seguro. Os simuladores são extremamente realistas, capazes de simular situações muito próximas da realidade”, acrescenta Cinthya Lopes. “O estudante tem muito a ga-

nhar com este treinamento. Hoje, as empresas estão muito preocupadas em dar aos seus empregados a formação adequada, e todos querem funcionários altamente qualificados, que sabem mais do que o básico”. Redução do tempo ao mar e navegação mais eficaz são outros benefícios do treinamento em simulador com a variedade de cursos oferecidos. Aumento da capacidade – No ano passado cerca de mil pessoas participou dos diferentes cursos ministrados pela Kongsberg, que espera atrair novos públicos. Marinheiros de empresas norueguesas como Farstad, Solstad, DOF, Norskan e companhias brasileiras como a Odebrecht Óleo e Gás e Queiroz Galvão são encontrados com frequência entre os alunos do centro da empresa, por terem navios equipados pela empresa. Rota alternativa – A demanda para as tripulações qualificadas para embarcações marítimas em geral, e de operadores de posicionamento dinâmico em particular, está subindo rapidamente, e DNV GL está trabalhando para abrir o sistema regulatório brasileiro, que regula a formação de operadores de posicionamento dinâmico. Esta aplicação fornecerá uma rota alternativa para o processo de certificação em andamento. “Os cursos que oferecemos hoje são todos certificados pelo Instituto Náutico de Londres, e a Marinha do Brasil reconhece apenas os operadores com certificados de cursos de instituições de treinamento certificadas. A norma da DNV já está sendo implementada em outros países. A Kongsberg mantém-se atualizada com o novo sistema de formação em desenvolvimento”, conclui Cinthya Lopes.

18.000 visitantes altamente qualificados

Mais de

380

marcas expositoras

Pavilhões Internacionais

Estaleiros nacionais e internacionais

Razão para estar presente: “O fortalecimento do setor acontece em todos os elos da cadeia e iniciativas governamentais, como o apoio dado pelo Governo do Rio vêm impulsionando o segmento. Para enriquecer o processo, eventos como a Navalshore atraem conhecimento e proporcionam oportunidades.” Augusto Mendonça, Presidente da Abenav e Vice-Presidente do Sinaval

Realização

Mídia Oficial

Mais informações: Danilo Lastrucci dlastrucci@ubmbrazil.com.br www.marintecsa.com.br

Apoio

Tradutora Oficial

O ENCONTRO DO SETOR NAVAL

GRANDES NEGÓCIOS | NETWORKING | MELHORES PRÁTICAS

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produtos e serviços

GranEnergia

A GranEnergia, empresa brasileira de óleo e gás e logística, iniciou nesta semana a navegação de sua primeira unidade de manutenção e segurança (UMS) offshore. Batizada de Olympia, a primeira de três plataformas da companhia programadas para começarem a operar a partir deste ano, será entregue à Petrobras três meses antes do prazo previsto. O equipamento saiu do estaleiro após a conclusão, com sucesso, dos chamados testes de mar, que foram acompanhados de perto por uma comissão de gerência da estatal. A plataforma iniciará atividades na Bacia de Campos no segundo trimestre deste ano. “Este é um marco para o início de nossas atividades offshore, e estamos muito felizes por ter a Petrobras como parceira e primeiro cliente”, afirma Miguel Gradin, presidente da GranEnergia.

As unidades de manutenção e segurança são destinadas ao aumento de produtividade e eficiência de campos maduros de petróleo e possuem um conceito inovador ao combinar a estabilidade de uma plataforma semissubmersível com a versatilidade de um catamarã. A contratação de uma delas pela Petrobras está relacionada ao Programa de Recuperação da Eficiência Operacional da Bacia de Campos (Proef), lançado pela estatal em 2012, que demandará investimentos de cerca de US$ 5,6 bilhões em cinco anos. A segunda unidade projetada pela GranEnergia, denominada Vênus, ficará pronta em novembro deste ano, e a terceira, Themis, até abril de 2015. De acordo com Gradin, as negociações para a contratação da segunda plataforma estão em fase avançada. A

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Plataforma de serviços para a Petrobras

construção das outras duas plataformas também será financiada por bancos mundiais, na modalidade de project finance non recourse, assim como a primeira. Em 2014, a companhia terá receita de R$ 200 milhões, metade proveniente da área de óleo e gás. Os outros R$ 100 milhões serão gerados pelo negócio de logística multimodal, em sociedade com Infra Partners, especializada em seleção e estruturação de negócios no setor.

Akofs No dia 20 de fevereiro, a unidade de negócio Aker Oilfield Services (Akofs) foi premiada no fórum de Segurança Marítima da Petrobras, realizado no Rio de Janeiro, pelo desempenho da embarcação Skandi Santos com destaque para os quesitos excelência operacional e SMS ao longo do ano de 2013. O prêmio coincide com a comemoração do quarto ano de operação do navio que se dará no próximo mês de março. Ao longo deste período de contrato foram executadas quase 600 operações pelo navio especializado em intervenções submarinas, todas concluídas sem qualquer ocorrência de incidentes com afastamento. Para Luiz Ranieri Bazzo, gerente geral da Akofs Brasil, “este reconhecimento da Petrobras, pela extraordinária performance do Skandi San74

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Projeto Skandi Santos recebe prêmio da Petrobras

tos, é resultado da aplicação de uma solução de engenharia pioneira desenvolvida para esta embarcação de características singulares, associada ao nosso foco em SMS, comprometimento, trabalho em equipe e competência das equipes onshore e offshore”. O presidente da Aker Solutions do Brasil, Luis Araújo, afirma que “ receber um prêmio como este

de um cliente tão importante e exigente como a Petrobras é, de fato, uma grande conquista e motivo de orgulho de todos que colaboraram para isso. Esperamos poder ampliar nossa parceria com a Petrobras em novos projetos e aplicar toda essa experiência e conhecimento adquiridos no projeto Skandi Santos, que é comprovadamente uma opção segura, econômica e eficaz para a realização de operações de completação submarina”, conclui. O SESV/Skandi Santos é um navio de apoio desenvolvido especialmente para instalação e intervenção em equipamentos submarinos, com recursos para proporcionar todo suporte às atividades de guindaste ou comissionamento. A embarcação está afretada pela Petrobras em contrato de cinco anos.

SC Gás

SC Gás completa 20 anos e investe em expansão da rede

Com 14 anos de operação e 20 de fundação, a SC Gás inicia 2014 com 1.045 km de rede própria, marca que coloca Santa Catarina na terceira posição entre as maiores malhas de gasodutos de distribuição de gás no Brasil, ficando atrás apenas de São Paulo e Rio de Janeiro. “Cumprimos alguns dos desafios a que nos propomos nestes primeiros 20 anos. Formamos uma empresa sólida e bem-sucedida, comercializamos quase todo o contrato de suprimento inicial e construímos mais de mil quilômetros de rede. Os próximos objetivos são a interiorização da oferta e o aumento do suprimento”, avalia Cósme Polêse, presidente da SC Gás. Para manter o ritmo de crescimento, a companhia conduz atualmente o maior projeto de expansão de rede do Brasil, o Projeto Serra Catarinense, que está em sua terceira fase, no trecho entre Ibirama e Rio do Sul. Este projeto prevê um investimento total de R$ 200 milhões, com a construção de 230 km de rede entre Indaial e Lages, percorrendo 16 municípios. O projeto é a aposta da companhia para cumprir o seu compromisso de democratização da oferta, chegando também a regiões carentes de investimentos. “O gás natural é uma ferramenta poderosa de desenvolvimento. Onde ele está presente, alavanca, onde não está, condena. Interio-

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São R$ 200 milhões na ampliação da malha pelo interior do estado, além da doção de outras soluções para aumentar o fornecimento de gás em Santa Catarina.

rizando a oferta, estamos gerando emprego e renda e melhorando a vida de todos de forma sustentável”, comenta Polêse. A busca de soluções para o esgotamento do contrato de fornecimento de gás junto à Petrobras é hoje a agenda prioritária da empresa. Dos dois milhões de metros cúbicos por dia de gás natural fornecidos através do Gasoduto Bolívia-Brasil (Gasbol), cerca de 1,9 milhão está comercializado, restando uma pequena margem para expansão. A aposta prioritária da SC Gás é a captação de investimentos para a instalação de um terminal de regaseificação de GNL (Gás Natural Liquefeito) em um porto catarinense, o que permitiria a importação de gás líquido em cilindros no mercado internacional e a inser-

ção na rede de distribuição após regaseificação. Outras alternativas são a construção de um gasoduto submarino para transportar o gás produzido nos campos de exploração de petróleo na costa catarinense e a recompressão do Gasbol, o que aumentaria a capacidade de transporte do gasoduto. Outra saída encontrada pela companhia para aliviar a escassez de suprimento é o desenvolvimento de projetos de geração de biogás. Atualmente estão sendo conduzidos quatro projetos de gás renovável: em Concórdia (dejetos suínos), Braço do Norte (dejetos suínos), Pomerode (resíduos do jardim zoológico) e Biguaçu (aterro sanitário) – todos em fase de finalização de projetos e negociação com investidores.

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segurança

A complexidade dos

riscos marítimos

A retomada da indústria naval e a exploração e produção de petróleo e gás relacionada ao présal movimentou diversos segmentos econômicos. Com o mercado de seguros para riscos marítimos não foi diferente: os projetos nessa área claramente refletem no mercado segurador brasileiro. O setor, incluindo risco de petróleo, transporte marítimo nacional e internacional e cascos, movimentou cerca de R$ 1,9 bilhão em prêmio em 2012, segundo a Superintendência de Seguros Privados (Susep).

Antonio Lleyda é Engenheiro de Marine da LIU, divisão de riscos especiais da Liberty Seguros

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omente o segmento de cascos marítimos pode ter chegado a R$ 200 milhões em prêmio em 2013, uma expansão de 10% em relação aos R$ 180 milhões registrados em 2012, de acordo com dados da Federação Nacional de Seguros Gerais (Fenseg). O que justifica esse crescimento é a necessidade de ter os bens segurados, pois dificilmente um investidor aplica milhões de dólares em um projeto sem ter a certeza de que seu dinheiro está protegido com uma garantia de retorno. Os seguros de cascos marítimos são aqueles que garantem ressarcimento no caso de perdas e danos de qualquer tipo de embarcação. Como exemplo, podem-se citar: navios cargueiros, petroleiros, embarcações de apoio offshore e rebocadores de apoio portuário. A proteção pode cobrir desde a construção da embarcação até sua operação e reparos. A cobertura de perda de frete (LOH – Loss off Hire) é também muito comercializada e garante o ressarcimento de lucros cessantes durante uma eventual parada da embarcação devido a um sinistro coberto pela apólice de cascos e máquinas. O segmento de construção de navios com especial atenção às embarcações de apoio offshore (embarcações que dão apoio às plataformas de exploração e produção de petróleo) tem gerado grande demanda por seguros especiais. Entretanto, a principal discussão no Brasil é quanto ao uso das chamadas condições nórdicas, que consiste em um conjunto de normas de seguros marítimos largamente utilizado por armadores internacionais. O clausulado nórdico é uma alternativa às condições de contratações comumente usadas no Brasil. Nas condições nórdicas, a principal característica é a apólice all risks, ou seja, todos os riscos que não estiverem explicitamente excluídos das condições da apólice estarão cobertos, inclusive aqueles novos riscos não identificados quando da contratação do seguro. Diversos riscos também são cobertos sem a aplicação de franquia dedutível, incluindo os riscos assumidos para evitar ou atenuar danos. É uma grande diferença da condição brasileira, que nomina os riscos que serão cobertos. Sendo assim, apenas estes são contemplados na apólice e somente em caso de perda total da embarcação é que a franquia não é deduzida. Por isso, há um grande apelo para que se apliquem no mercado brasileiro as condições nórdicas. A perspectiva para os próximos anos é positiva, considerando os altos investimentos das empresas especializadas em petróleo e gás que farão pesquisas, perfuração, exploração, transporte dentre outras atividades

Foto: Depositphotos

econômicas envolvidas na cadeia de exploração do petróleo. Entretanto, um dos maiores desafios para as operações desta natureza é o trabalho em águas profundas. Por essa razão, toda a cadeia do pré-sal demandará apólices especiais nas quais a diferenciação não se dá somente pela complexidade da subscrição, mas também pelo trabalho de engenharia de riscos, que deve ser incorporado aos seguros, que não são produtos de “prateleira” como um seguro de automóvel, por exemplo. Os riscos envolvidos nas operações marítimas, além de serem complexos, necessitam de significativos limites de coberturas para assegurar os bens (de alto custo) e viabilizar os projetos. Para se ter ideia, somente as embarcações que dão apoio às plataformas, ou que dão apoio ao lançamento de equipamentos ao mar, chegam a custar mais de US$ 300 milhões em alguns casos. São equipamentos que estão expostos a uma série de riscos, como colisão, explosão, incêndio, poluição, dentre outros incidentes que podem ocorrer em qualquer fase das operações. As embarcações para operações offshore necessitam de estaleiros especializados com um profundo desenvolvimento em engenharia. Estaleiros que, por sua vez, também demandam apólices sofisticadas. Outro segmento que deverá ter um grande crescimento nos próximos anos será o de portos especializados para o suporte aos navios de apoio

offshore, os quais são instrumentos fundamentais na cadeia logística do petróleo. A complexidade dos riscos justifica o motivo pelo qual os seguros especiais estão presentes em todas as fases da cadeia de exploração do petróleo, desde a licitação junto à ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), passando pela concepção dos projetos que demandam apólices de garantia de cumprimento contratual até a finalização do projeto em si, através do produto seguro garantia (surety bond). Há ainda uma série de outras apólices que compõem o arsenal de proteção: riscos de engenharia, construção, transporte (incluindo perdas financeiras decorrentes de acidentes), responsabilidade civil e responsabilidade dos executivos (D&O - Directors and Officers Liability Insurance) – este último voltado principalmente para os projetos realizados por meio de Parcerias Público-Privadas (PPPs). Além dos negócios gerados no âmbito do pré-sal, o mercado marítimo brasileiro também oferece muitas oportunidades de negócios para outros segmentos de seguros como os de transportes de cargas. Isso ocorre porque o Brasil conta com grandes rios navegáveis e uma das maiores costas litorâneas do mundo. São 8,5 mil quilômetros navegáveis com um setor portuário que movimenta anualmente cerca de 700 milhões de toneladas das mais diversas mercadorias, respondendo sozinho por mais de 90% das exportações, de acordo com a Secretaria Especial de Portos (SEP). TN Petróleo 94

contratos

Dispute boards:

a redução do risco de judicialização de conflitos com subcontratados

O Brasil vive o momento da infraestrutura. Se quisermos crescer, e continuarmos a nos manter na ‘crista da onda’ desenvolvimentista tão alardeada no que concerne aos membros dos chamados Brics (Brasil, Rússia, Índia e China, e África do Sul), necessitaremos, cada vez mais, de investimentos na área de infraestrutura, um dos principais gargalos de desenvolvimento do país, senão o maior.

Alexandre Sion é advogado, com formação em Direito e Administração de Empresas, mestre em Direito Internacional Comercial (L.LM) pela Universidade da Califórnia (EUA). É especialista em Direito Constitucional; pós-graduado em Direito Civil e Processual Civil (FGV) e sócio fundador da Sion Advogados. Giovanni Peluci Paiva é advogado, graduado pela Faculdade de Direito PUC-Minas. É pós-graduado em Direito Civil; foi defensor público estadual no estado da Bahia e professor da disciplina Gestão de Contratos. Mariana de Souza Galan é advogada, graduada pela Faculdade de Direito da PUC-Minas. É pós-graduada em Direito Ambiental pelo Centro de Atualização em Direito e Universidade Gama Filho e em Direito Processual pelo IEC-PUC-Minas.

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modernização de nossa infraestrutura logística se impõe, em meio à crescente necessidade de modernização no setor, em face de uma demanda que só aumenta. E os investimentos em infraestrutura demandam a celebração de contratos de vulto considerável, haja vista o porte dos investimentos necessários para a construção de portos, aeroportos, ferrovias, estradas, entre outros. A esses contratos segue-se a necessidade de subcontratação de parceiros, com vistas a manter os altos graus de profissionalização e especialização exigidos para a execução de determinados serviços e fornecimentos para a execução integral das obras de infraestrutura. Assim é que surgem os subcontratos, ou seja, contratos firmados com terceiros com a finalidade de tornar viável e concreta a execução, neste particular, das obras de infraestrutura tão necessárias ao nosso desenvolvimento. É de se destacar que tais ‘subcontratos’ inauguram uma relação contratual dentro de outra relação contratual – o contrato principal cujo resultado será a obra de infraestrutura pretendida –, estabelecendo uma rede de interferências de tal magnitude que qualquer atraso ou não cumprimento em um deles, por mais simples que seja, termina por prejudicar todo o andamento da obra principal. Por óbvio, quanto mais subcontratos houver, maior o risco de eventos impactantes nos cronogramas das obras, haja vista que, se em caso de um único atraso no fornecimento de insumos necessários à execução do objeto do contrato principal já se verificará impacto no cronograma, o que dizer se forem verificados atrasos ou não cumprimentos de mais de um subcontratado? Ademais, sempre é possível a ocorrência de conflitos entre um subcontratado e o contratante, conflitos que podem se referir a condições de cumprimento do subcontrato, valores, reajustes etc. E conflitos, como é sabido, sempre podem desaguar no Poder Judiciário, implicando atrasos ainda maiores. Com o intuito de minimizar os danos que possam decorrer de tais atrasos, originados de conflitos e/ou atrasos e/ou não cumprimentos, torna-se necessário estruturar os subcontratos com mecanismos se não de prevenção, de redução dos riscos. Assim, para evitar o acionamento das instâncias arbitrais (comuns a contratos de grande vulto), bem assim evitar que os conflitos desaguem em nosso moroso sistema judiciário, vem sendo pensada e aplicada – de forma tímida – uma nova forma de solução dos conflitos que eventualmente se instalem durante a execução dos subcontratos vinculados a um

contrato que objetive a execução de obras de infraestrutura: as dispute boards. As dispute boards seriam instâncias autônomas concebidas no bojo do próprio subcontrato com a finalidade precípua de mediação dos conflitos eventualmente surgidos, antes de serem os citados conflitos levados à apreciação da instância arbitral ou judicial. Pautada no princípio da autonomia da vontade das partes, a aplicação do método dos dispute boards vem se destacando como uma alternativa viável de solução de controvérsias no âmbito dos contratos, especialmente no que se refere ao setor de infraestrutura, haja vista a natureza, vulto e importância dos contratos firmados para regular a execução das obras de infraestrutura e dos subcontratos deles decorrentes. A Câmara de Comércio Internacional (CCI) define os dispute boards como espécies de “comitês compostos de um ou três membros, normalmente estabelecidos quando do início de um contrato, para auxiliar as partes contratantes na resolução de quaisquer conflitos que possam surgir durante a sua execução” (tradução livre). A CCI aponta três tipos de dispute boards passíveis de constituição sob suas regras: 1) dispute review boards (DRBs); 2) dispute adjudication boards (DAB); e 3) combined dispute boards (CDBs). A DRB emitirá uma recomendação às partes que a poderão cumprir em até 30 dias, ou simplesmente formalizar sua não concordância por meio de uma notificação. Caso não haja nenhuma notificação por escrito contrária à recomendação, esta se tornará vinculante e obrigatória. A DAB gerará uma decisão de cunho obrigatório, que deverá ser cumprida pelas partes, prevendo-se a possibilidade de as partes manifestarem sua insatisfação com a decisão. A CDBs é uma combinação das espécies anteriores. Em geral é emitida uma recomendação, contudo, caso uma das partes solicite uma decisão e a outra parte não se oponha, haverá a imposição de caráter vinculante à recomendação emitida. A escolha dos membros que irão compor a dispute board é feita pelas partes antes do conflito, de maneira que seus membros sejam imparciais ao longo da execução do contrato, pois acompanham desde o início a execução do contrato e podem visualizar de forma bem mais isenta e clara a origem e as razões do conflito. Os membros do dispute board deverão sempre estar atualizados sobre os fatos relevantes da obra, por meio de relatórios, reuniões, visitas ao local das obras, resultando em decisões ou recomendações mais adequadas ao desenvolvimento do projeto. Como se vê, a ideia das dispute boards mostra seu valor ao permitir a autocomposição dos conflitos pelas partes, evitando o incremento dos prejuízos já verificados em razão do conflito, na medida em que pode, em tese, evitar que o conflito vá se resolver em instâncias externas ao contrato e por pessoas que, muitas das

vezes, não têm a possibilidade de compreender as circunstâncias fáticas de um descumprimento ou atraso, tampouco de suas consequências. Há que se registrar, ademais, que os dispute boards ainda não são comuns nos contratos de infraestrutura no Brasil, talvez em razão do desconhecimento acerca da possibilidade de sua constituição e mesmo por força da cultura de litigiosidade a que estamos habituados. Outro aspecto refere-se às decisões emitidas pelos disputes boards, que em regra, não são exequíveis como título executivo, como o laudo arbitral emitido ao se utilizar a arbitragem como método de solução de controvérsias. Contudo, apesar de não serem, em regra, títulos executivos extrajudiciais, poderão constituir provas concretas e suficientes ao ajuizamento da ação judicial cabível ou mesmo para a instrução da instância arbitral, caso tenha sido essa a opção no contrato. Em que pese a regra seja a não constituição de título executivo extrajudicial, é possível que ao documento originado pelo método das dispute boards seja atribuída tal eficácia. É de ver que, estabelecendo-se, na eventual recomendação da dispute board constituída, obrigações certas, líquidas e exigíveis e sendo a recomendação assinada pelas partes e duas testemunhas, haverá a constituição do necessário título executivo extrajudicial, nos termos do inciso II do artigo 585, do Código de Processo Civil. Assim, a implementação das dispute boards deve ser avaliada com interesse no que toca a contratos de infraestrutura, de longa, média ou curta duração, por força da complexidade da relação contratual, dos elevados valores estabelecidos e da interdependência das obrigações subcontratadas. É de se notar que a opção pelas dispute boards pode permitir a solução de conflitos durante a execução dos contratos de maneira mais célere e adequada às necessidades do projeto, diminuindo os valores gastos com a arbitragem ou com a opção pela via judicial, compensando-se o custo de sua aplicação com a possibilidade de não ter que arcar com os custos da opção por outras vias de resolução. Ademais, apesar do franco desconhecimento de tais métodos de solução de conflitos intracontratuais pelos advogados brasileiros, com algumas raras exceções, impõe-se, ao menos, a necessidade de pensar as dispute boards, na medida em que inúmeras instituições as exigem, destacando, neste universo, o Banco Mundial, que exige a existência de previsão da dispute board nos contratos dos empreendimentos de infraestrutura que irá financiar. É hora de avançarmos na busca de soluções de conflitos dentro dos próprios contratos, evitando-se a perda de sinergia e o atraso na execução de contratos cujos resultados possuem impacto fundamental no nosso desenvolvimento. TN Petróleo 94

produção

Campos maduros, um ativo estratégico:

análise do processo produtivo para campos de petróleo em reativação

O desenvolvimento e a produção de determinada área produtora de petróleo e gás abrangem diversos aspectos que independem do tamanho e localização da área explorada ou de valores investidos. Obviamente, o nível de detalhamento dependerá da etapa de avaliação, que demonstrará as principais características dos reservatórios que justifiquem o início da escala produtiva.

Eduardo Oliveira Telese é professor do Instituto Federal de Educação, Ciência e Tecnologia da Bahia, Campus Camaçari. Trabalha com modelagem e desenvolvimento de ferramentas de apoio à decisão para a indústria, robótica e ambientes virtuais de ensino. Ednildo Andrade Torres é coordenador do Laboratório de Energia e Gás (LEN), da Escola Politécnica da Ufba, doutor em Energia pela Unicamp, Mestre pela Universidade de São Paulo/Escola Politécnica, graduação na Universidade Federal da Bahia. Francisco Gaudêncio M. Freires é Professor Associado do Departamento de Engenharia Mecânica da Escola Politécnica da Ufba. Atua também no Programa de Pós-graduação em Engenharia Industrial (PEI) da Ufba.

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reativação de campos antes considerados economicamente marginais, hoje, devido ao aumento gradativo do preço do barril de petróleo, fez com que este tipo de negócio se tornasse cada vez mais atraente. No entanto, diversas questões surgem ao se analisar este processo produtivo peculiar. Aspectos ambientais, por exemplo, variam conforme as bacias sedimentares e os órgãos ambientais de cada região. Em áreas que já foram produtoras, as medidas e seus custos já podem ser traçados com maior facilidade. O objetivo deste trabalho é elencar questões importantes a partir da análise do processo produtivo, como, por exemplo: gestão de reservatório, mecanismos de recuperação, completação, processamento de efluentes, abandono, gestão da manutenção, etc. Será apresentado um esquema geral das principais questões e variáveis que interferem na gestão e decisão da produção. Assim, espera-se, com a pesquisa, ter fundamentos para a fragmentação do ciclo produtivo de forma a relacionar todas as variáveis e, como estas se inter-relacionam por áreas, permitir que novos métodos e tecnologias facilitem a gestão em campos reativados. Campos maduros – A produção de petróleo e gás no Brasil tem suas atenções voltadas para a exploração e desenvolvimento em águas profundas, mais notadamente na Bacia de Campos, Sudeste do país. A atividade produtiva nesta área, também conhecida como ‘pré-sal’ é dominada pela Petrobras e companhias multinacionais de grande porte. No entanto, em outras bacias sedimentares, a produção de petróleo tem características bem diferentes, tanto no potencial produtivo quanto no perfil das empresas interessadas em fazer investimentos. Os campos maduros podem ser definidos como áreas de produção de petróleo que já ultrapassaram seu pico produtivo – mais de 40% de seu volume recuperável. Estes campos tendem a utilizar métodos de recuperação em seus poços para potencializar e viabilizar financeiramente a produção. Quando um campo maduro chega a um nível produtivo que a produção apenas é viável com investimentos em técnicas avançadas de recuperação, também pode ser classificado como de acumulação economicamente marginal [1].

Com a Lei 9.478/97, conhecida como a Lei do Petróleo [2], aspectos relacionados com a hegemonia da Petrobras foram revistos e, a partir desta data, a devolução de campos considerados economicamente marginais para a empresa, começaram a ocorrer. A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) poderia, portanto, iniciar o processo de reativação destes campos, licitando tais áreas e assim o fez. O resultado mostrou uma nova oportunidade de negócio e de reaquecimento das microrregiões onde as áreas com acumulações marginais estão localizadas. Com o objetivo de elencar questões relacionadas com a reativação de campos maduros de petróleo e gás, a análise foi dividida em grandes áreas, a saber: ambiental, técnica e jurídico-tributária. Dentro de cada uma delas são consideradas as principais variáveis para a gestão em projetos de reativação. Questões de ordem econômica estão distribuídas por estas áreas, já que todas as ações e questões levantadas influenciam o fluxo de caixa da empresa. Cabe salientar que este artigo é resultado de uma pesquisa em andamento que tem como objetivo geral a construção de um algoritmo híbrido que dê suporte à tomada de decisão em projetos desse tipo. Como contribuição, procura-se nortear os gestores interessados em investir nesse nicho de mercado e aqueles que já estão inseridos no contexto de produção de petróleo e gás em campos maduros. Como dito antes, após uma breve contextualização sobre o processo de reativação de campos maduros, são apresentadas as questões de cada área e, por fim, uma análise geral do processo produtivo. Reativação – Dentro da classificação “campos acumulações marginais”, além de áreas inativas que já produziram antes, existem campos que foram descobertos e avaliados pela Petrobras, mas que não chegaram ao estágio de produção por estratégia ou mesmo pela situação mercadológica em determinado momento histórico. Outros ainda, sob estas condições, foram abandonados e devolvidos [3]. Em estudo realizado, constatou-se que cerca de 70% dos campos terrestres concedidos à Petrobras em 2005 eram considerados marginais – um total de 157 campos, que continham mais de três mil poços. A soma das reservas provadas destes poços não chegava a alcançar 1% das reservas provados do país [4]. Estes dados mostram que, apesar de gerar renda e dinamismo nas microrregiões onde se encontram, a produção destes campos não influenciam de modo significativo os negócios da Petrobras. Com o preço do barril de petróleo em condição ascendente, a pressão por rodadas de licitação contendo áreas devolvidas aumentou e a ANP apresentou algumas áreas na década passada. A primeira rodada de licitação contendo campos com acumulações marginais

não obteve o sucesso esperado em virtude dos diversos riscos existentes e poucas garantias apresentadas. O aprimoramento das condições existentes e redução dos riscos geológicos e custos de participação/investimento, mais empresas de pequeno e médio porte demonstraram interesse. Além disso, rapidamente estes campos podem aumentar a sua produção a partir de métodos de recuperação avançados, quando ocorrer uma variação positiva do preço do barril [5]. Em outubro de 2005, a ANP realizou uma etapa dentro da sétima rodada apenas com acumulações marginais. O perfil destas áreas não era atraente para grandes empresas. O resultado (94% de arremates) demonstrou que a abertura de mercado para PMEs estava realmente acontecendo a partir daquele momento [6]. Um aspecto importante para a reativação de campos maduros é o conjunto de requisitos para qualificação das empresas interessadas em tais áreas. Cada edital tem suas peculiaridades, mas nota-se que ocorre uma diferenciação dos requisitos para empresas interessadas em áreas com acumulações marginais daquelas áreas com alto risco geológico. Para a ANP, a qualificação para áreas de reativação se resume na apresentação e aprovação dos seguintes principais itens: Relatório técnico: apresentação das atividades exercidas pela empresa para identificação se a mesma faz parte da cadeia de petróleo e gás e, comprovação de capacidade técnica (em termos de recursos humanos qualificados) para a operação; Comprovação de patrimônio: apresentação de documentação comprobatória de patrimônio líquido maior que R$ 50.000 o que inclui um extrato bancário de suas operações anteriores e os demonstrativos de resultados de exercícios dos últimos anos para conferência e alinhamento das informações prestadas; Controle societário: relação jurídica entre a mantenedora e a empresa em qualificação, o que inclui um demonstrativo detalhado do controle exercido pela mantenedora. Apesar de diversas facilidades apresentadas pela ANP, o ciclo produtivo do petróleo em si apresenta riscos que sempre existirão. Não existem garantias na perfuração de novos poços nestas áreas com acumulação marginais. A fase de exploração consome um percentual significativo dos custos totais de um projeto, mesmo com alto investimento em profissionais especializados (geólogos e geofísicos). Acrescenta-se a estes fatores, que mesmo produzindo apenas com os poços já existentes em um campo reativado, a fase de produção é extensa na escala de tempo e custos com a reestruturação e manutenção dos sistemas que formam um campo (sistema de elevação, sistema de coleta e de transferência, sistema de tratamento, movimentação, compressão, injeção e armazenamento) e que crescem ao longo dos anos, mesmo com o decréscimo da produção. A seguir, apresentamTN Petróleo 94

produção -se as principais questões e variáveis relacionadas à reativação destes campos, e que, conforme apresentado, é uma boa oportunidade de investimento para pequenas e médias empresas do ramo. Aspectos ambientais – Atualmente, a preocupação com os recursos ambientais se tornou mais rotineira. A percepção dos recursos naturais como bens finitos levou a sociedade como um todo a prestar atenção e evitar práticas que, de uma forma ou de outra, degradem o meio ambiente. As empresas são cobradas por requisitos quanto ao uso dos recursos naturais de uma forma mais significativa. O não cumprimento de requisitos ambientais tornaram-se barreiras para alguns setores e a sustentabilidade é um termo importante para os negócios. Torna-se importante uma análise detalhada do conjunto de documentos norteadores para avaliação de critérios ambientais. Por meio de uma abordagem histórica, têm-se a Lei 6.803/80 [7] que traz as diretrizes básicas para zoneamento industrial em áreas críticas de poluição e, a Lei 6.902/81 [8] que descreve a criação de estações ecológicas e áreas de proteção ambiental. Esta última requer um estudo apurado sob o risco de embargos de realização de atividades de exploração e produção caso a área de acumulação marginal esteja dentro dos limites de alguma reserva natural protegida. A Política Nacional do Meio Ambiente e o Conselho Nacional de Meio Ambiente (Conama) foram criados em 1981, com a Lei 6.938 [9]. Relacionada a esta política pública de gestão do meio ambiente brasileiro está a criação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), com a Lei 7.735/89 [10], resultando na extinção de órgãos que cumpriam em parte as atribuições que o Instituto passou a exercer. Com isso, a Política Nacional do Meio Ambiente foi revista juntamente com outras diretrizes básicas. A aplicação das mudanças ocorreu também em 1989, com a Lei 7.804/89 [11]. A Lei 99.274 [12] de 1990 regulamentou as leis anteriores: 6.902/81 e 6.938/81. Em 1998, as sanções penais e administrativas derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente foram estabelecidas por meio da Lei 9.605/98 [13]. Em 2000, foi instituído o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza (Snuc) a fim de regular as atividades relacionadas às unidades de conservação ambiental (criação, implementação e gestão) – Lei 9.985 [14], regulamentada pelo Decreto 4.340 [15] de 2002. E esta regulação foi atualizada cinco anos depois pela Lei 11.132 [16] e Decreto 5.566 [17]. Voltando as atenções exclusivamente para a legislação que especifica sobre as atividades de exploração e produção de petróleo e gás, em 1989, foi sancionada a Lei 7.990 [18] que disserta sobre a compensação financeira atribuída aos Estados, Distrito Federal e Municípios, em resultado da exploração de recursos naturais 82

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para fins de geração de energia elétrica, o que inclui a exploração de petróleo e/ou gás natural. Só depois de oito anos, em 1997, a política energética nacional e o monopólio do petróleo pela Petrobras foram legislados com a Lei 9.478 [2], também conhecida como a Lei do Petróleo. Esta mesma lei instituiu o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo. A partir daí, portarias da agência reguladora especificam sobre o trato com meio ambiente quando da realização de atividades de exploração e produção. As consideradas mais relevantes para este estudo são: Portaria ANP 114/01: Aprova o Regulamento técnico que define os procedimentos a serem adotados na devolução de áreas de concessão na fase de exploração [19]; Portaria ANP 25/02: Aprova o Regulamento de Abandono de Poços perfurados com vistas à exploração ou produção de petróleo e/ou gás [20]. Revoga a Portaria ANP n. 176/99 [21]; Portaria ANP 03/03: Estabelece o procedimento para comunicação de incidentes, a ser adotado pelos concessionários e empresas autorizadas pela ANP a exercer as atividades de exploração, produção, refino, processamento, armazenamento, transporte e distribuição de petróleo, seus derivados e gás natural, biodiesel e de mistura óleo diesel/biodiesel no que couber [22]. Algumas resoluções do Conama, também direcionaram as ações relacionadas a exploração e produção, a saber: Resolução Conama 13/90: Estabelece normas referentes ao entorno das Unidades de Conservação [23]; Resolução Conama 23/94: Institui critérios específicos para o licenciamento ambiental das atividades relacionadas à perfuração e produção de petróleo e gás natural. Todas as atividades devem ser licenciadas pelo Ibama ou pelos órgãos ambientais estaduais [24]; Resolução Conama 237/97: Regulamenta o sistema nacional de licenciamento ambiental [25]; Resolução Conama 306/02: Estabelece os requisitos mínimos e o termo de referência para realização de auditorias ambientais na indústria do petróleo e gás natural [26]; Resolução Conama 344/03: Estabelece as diretrizes gerais e os procedimentos mínimos para a avaliação do material a ser dragado em águas jurisdicionais brasileiras, e dá outras providências [27]. Tomando como referência a Bacia do Recôncavo, situada no estado da Bahia, onde estudos sobre reativação estão sendo desenvolvidos, e a rodada de licitação que ofertou áreas com acumulações marginais nesta bacia, verifica-se que há um conjunto de documentos legais específicos de acordo com a área ofertada. Nesse caso, os decretos tratam da criação de áreas de proteção ambiental do território onde se encontram os campos (Decreto 605/91 [28], Decreto 1.046/92 [29], Decreto 2.218/93 [30], Decreto 7.595/99 [31], Decreto 7.596/99 [32], Decreto 8.553/03 [33], Resolução Cepram 983/94 [34],

Tabela 1: Variáveis técnicas Nome da variável

Descrição

Duração do projeto

Ano de início e previsão de abandono das instalações e devolução à ANP.

Tempo de operação

Tempo de vida útil da unidade de produção.

Produção máxima

Produção máxima de uma unidade de produção.

Custo de desenvolvimento

Custo de desenvolvimento de uma unidade de produção.

Tempo de construção

Tempo para construção/montagem de uma unidade de produção.

Produção diária média

Produção de barris diários esperada do campo.

Valor de venda

Valor de venda esperado das unidades/instalações após a devolução do campo.

Pico de produção

Ano em que se alcançou/alcançará o pico de produção.

Custo operacional

Custo operacional por unidade de produção.

Despesas administrativas

Despesas administrativas por unidade de produção (rateio por unidades).

Tempo de manutenção

Tempo médio de inatividade de unidade de produção e demais instalações para realização de manutenção.

Período de manutenção

Periodicidade de manutenção da unidade de produção e das instalações do campo.

Resolução Cepram 1.040/95 [35], Resolução Cepram 2.027/99 [36], Resolução Cepram 2.974/02 [37]). Percebe-se que parte dos documentos se refere à legislação para exploração e produção de petróleo e gás, e outros se referem às áreas onde estão localizados os campos, trazendo suas características e demarcações. As diretrizes resultantes das avaliações periódicas das áreas auxiliam no processo de atualização documental e regulatório que envolve o meio ambiente. Como observado, são os Órgãos Estaduais de Meio Ambiente (Oemas) os responsáveis pelo licenciamento ambiental das áreas de exploração que estão situadas em áreas de um único estado da Federação. Os documentos principais para as atividades de licenciamento são os relatórios de avaliação ambiental e os estudos de impacto ambiental. Por fim, são apresentadas questões de caráter ambiental que os gestores de projetos de reativação devem considerar, além do que já foi apresentado até então: - Como ocorrerá o processamento de efluente? - Os riscos e impactos ambientais da reativação da produção foram avaliados? - Como proceder em caso de poluição/degradação por ocorrências imprevistas? - Como serão definidas as auditorias ambientais internas? - Quais serão os indicadores de monitoramento ambiental? - As atividades referentes à gestão ambiental serão terceirizadas? - Será necessária a reabilitação da área explorada? A que custo? Para a reativação de campos de petróleo com acumulações marginais, as áreas que compreendem a estes campos são analisadas pelo Ibama e pelos órgãos estaduais de

controle do meio ambiente. Após a análise conjunta, uma série de diretrizes fundamentadas na legislação em vigor e nas características de cada área é apresentada a fim de garantir a inclusão dos aspectos ambientais à gestão dos projetos de exploração. Estes estudos são realizados periodicamente em virtude das alterações de contexto ao longo do tempo. Portanto, independente da quantidade de vezes que determinado bloco já tenha sido ofertado, as diretrizes devem ser avaliadas. Desafios técnicos – As questões técnicas envolvem diversos tipos de ações, tais como: aquisição, estudos especializados, perfuração, desenvolvimento, operacionalização e manutenção de toda a planta. Algumas das ações, ao longo do tempo, tomam importância maior dada a necessidade de continuidade de execução das mesmas durante todo a vida produtiva do campo. Manutenções dos sistemas auxiliares do campo e execução de atividades de reparação de poços são algumas destas atividades. A tabela 1 apresenta algumas variáveis de caráter técnico importantes. As variáveis citadas acima, juntamente com as citadas nos demais tópicos, formam o cenário de decisão de uma reativação. Ao analisar tais variáveis, algumas questões importantes necessitam de respostas, tais como: - Qual o fator de recuperação dos poços? - Quais tipos de reservatório o campo possui e que produtos serão comercializados? - Quais parâmetros irão determinar a taxa planejada de produção? - Qual o número de poços necessários para a produção otimizada? E quais/quantos deles serão injetores? TN Petróleo 94

produção

Tabela 2: Variáveis jurídicas e tributárias Nome da variável

Descrição

Prazos

Especificar os prazos em contrato e o tempo de vida útil do campo.

Bônus de assinatura

Valor pago na assinatura do contrato ou no momento de concessão da licença de exploração.

Bônus de produção

Valores pagos ao serem atingidas determinadas marcas de produção. Estes valores e os níveis de produção são determinados pelo contrato.

Royalties

Valores pagos de acordo com o faturamento da produção decorrente da extração de um recurso mineral.

Participação especial

Taxa para grandes volumes de produção.

Custo com ocupação da área

Valores percentuais do faturamento pagos ao proprietário da terra e, anualmente, ao Estado, pela área de extensão do sistema produtivo.

Alíquota IR

Taxa referente ao Imposto de Renda de Pessoas Jurídicas.

Alíquota CSLL

Taxa referente ao pagamento da contribuição social sobre o lucro líquido.

Pesquisa

Valor gasto com pesquisa e desenvolvimento.

Juros

Juros sobre capital externo investido no projeto.

Depreciação

Taxa de depreciação dos equipamentos.

Tributos indiretos operacionais

Incidência de tributos indiretos sobre o custo operacional.

Tributos indiretos desenvolvimento

Incidência de tributos indiretos sobre o custo de desenvolvimento.

Tributação do lucro

Tributação sobre o lucro obtido no período.

ISS

Imposto Sobre Serviço executados no campo por terceiros.

- Qual mecanismo de produção será utilizado? - Qual a frequência prevista para manutenção e/ou recondicionamento dos poços? - A equipe especialista será terceirizada ou própria? Em caso de terceirização, quais parâmetros para escolha da prestadora de serviços (preço ou portfólio)? - O preço do barril gera a necessidade de uma análise de sensibilidade? - O custo com a otimização da produtividade é viável quando analisado o potencial da reserva? - As instalações existentes atendem o perfil de produção do campo? - Qual o nível de reparo necessário das instalações existentes para início das operações? - Os custos com tamponamento e abandono estão sendo considerados? - A política de investimentos sugere a perfuração de poços de avaliação? A que custo? - Qual a política a adotar em caso de desvios de comportamento significativos no histórico de produção? - Serão necessários, a priori, a perfuração e completação de poços adicionais? - Como as decisões tomadas relativas às questões técnicas irão interferir na exposição financeira da empresa? - O tempo de retorno do investimento profundamente afetado por quais fatores/escolhas técnicas? - Quais custos com pessoal (salários, alojamentos, transporte, etc.)? 84

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Outro fator importante para a reativação de áreas produtoras de petróleo e gás, dada a localização destas em regiões – muitas vezes, distantes de grandes centros – envolve o levantamento e coordenação da cadeia de suprimentos. Definir o que será fornecido externamente, um estudo consistente sobre a capacidade das instalações, controle de inventário e a frequência de aquisição de bens e materiais, além da classificação de fornecedores a partir de indicadores como qualidade, prazos e custos, são essenciais para a rentabilidade da empresa. As atividades relacionadas à reativação de um campo de petróleo e gás envolvem as mais diversas operações, muitas delas com alto grau de complexidade e, consequentemente, de alto custo. As variáveis e questões sugeridas acima se limitam à área produtora e à produção de hidrocarbonetos e seu transporte e armazenamento nas instalações do campo. Não foram abordadas, portanto, questões relacionadas à venda e logística do produto extraído. Além das questões ambientais que compõem os primeiros itens de análise de decisão, juntamente com alguns dos aspectos técnicos outrora mencionados, parte do capital investido e gasto em um empreendimento com estas características é voltado para o pagamento de taxas, tributos e outras participações. No item a seguir são apresentadas as variáveis e as questões relacionadas a estes artefatos.

Variáveis jurídicas e tributárias – Boa parte da receita bruta de um projeto de reativação é destinada ao pagamento de tributos e participações [38]. Neste segmento estão os encargos e benefícios dados pelo Estado ao projeto de reativação. Assim, a legislação da área, o contrato, as normas, resoluções, portarias e regulamentos que controlam a exploração mineral fazem parte do material necessário para estudo e composição do projeto de reativação [39]. Uma portaria importante para o objeto de estudo desta pesquisa é a Portaria da ANP 174/99 [40] que regulamenta as rodadas de licitação para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. A tabela 2 apresenta as variáveis jurídicas e tributárias. Logo depois são elencados documentos legais aplicáveis a todas as bacias brasileiras. Neste caso, as regras específicas de cada estado não são citadas em virtude da caracterização generalista deste trabalho. Estas variáveis podem ser desdobradas para melhorar compreensão durante a composição do fluxo de caixa. A legislação estabelece critérios e percentuais para impostos, mas podem sofrer alterações. Além do Decreto 2.455/98 [41] que implantou a ANP e o Decreto 2.705/98 [42] que estabeleceu os critérios de cálculos das participações do governo, nos últimos anos, um novo regime regulador foi instaurado com a Lei 12.351 [43] em 2010 incrementando o regime de partilha de produção para áreas do pré-sal e outras consideradas estratégicas. Cabe salientar que o regime de concessão continua em vigor, conforme a Lei 9.478 de 1997. Este novo ambiente legal foi composto pelas Leis 12.276 [44] e 12.304 [45], de 2010. Potencial a se explorar – Este trabalho elencou as questões relativas à reativação de campos maduros de petróleo e gás. A análise foi dividida em questões relacionadas ao meio ambiente, a aspectos da gestão e técnicos, além de elencar pontos altos da tributação e legislação brasileira que se aplicam a áreas terrestres de acumulações marginais. Ficou claro que a avaliação

econômica de um projeto de reativação deve contemplar todas as questões elencadas, já que cada atividade tem altos custos. Este artigo é desdobramento de uma pesquisa de doutorado em campos maduros, em andamento. Após o levantamento destas variáveis e questões, está sendo realizada a modelagem do processo de negócio com o objetivo de construir um entendimento detalhado sobre todo o processo de reativação. A regra de negócio em modelagem perpassa pelos editais de licitação voltados para estas áreas com acumulações marginais, contém uma visão gerencial dos sistemas operacionais de um campo (poços, estações de coleta e tratamento, unidade de injeção, unidade de movimentação, unidade de armazenamento e unidade de compressão) e leva em consideração as áreas de suprimentos e manutenção. Em paralelo, para fundamentar a modelagem, ocorre o acompanhamento das atividades de exploração e produção em uma área com as características do objeto de estudo na Bacia do Recôncavo, no estado da Bahia. O resultado esperado da pesquisa é apresentar um algoritmo híbrido, contendo técnicas computacionais e de decisão a fim de auxiliar pequenas e médias empresas a decidir sobre investir ou não na reativação do campo. Os investimentos em áreas de alto risco exploratório não excluem a importância da produção dos campos em terra. Com a flexibilização dos editais de concessão destes campos para empresas de menor porte, grande potencial está surgindo principalmente quando se trata das microrregiões onde estão localizadas estas áreas. A legislação, nos últimos anos, vem se adaptando aos dois contextos de exploração e produção existentes. Uma revisão nas políticas públicas do setor visando ao fomento da exploração de áreas antes exploradas, considerações dos riscos, das incertezas, a obtenção das respostas às questões apresentadas e o estudo de variáveis relacionadas através de um modelo de negócio completo podem auxiliar na tomada de decisão no projeto de reativação dos campos.

Referências [1] CÂMARA, R. J. B. “Campos maduros e campos marginais: Definições para efeitos regulatórios.” 139f. Dissertação de Mestrado. Salvador: Universidade de Salvador, Unifacs, Departamento de Engenharia e Arquitetura, Mestrado em Regulação da Indústria de Energia, p.120, 2004. [2] BRASIL, Lei 9.478 de 06 de agosto de 1997, “Dispõe sobre a política energética nacional, as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências.”, 1997. [3] SENNA, B. D. “Estudo de viabilidade econômica em campos maduros.” 121p. Dissertação de Mestrado, Programa de Pós-graduação em Ciências e Engenharia de Petróleo, UFRN, Natal, 2011. [4] MONTEIRO, N. R. “Processo da implantação e consolidação da atividade de produção de petróleo de campos marginais na Brasil”, In: DONEIVAN F. Ferreira (Org.) Produção de petróleo e gás em campos maduros. Campinas, Komedi, 2009. [5] DIAS, M. A. G. “Opções reais híbridas com aplicações em petróleo.” Tese de Doutorado, Pós-graduação em Engenharia Industrial, PUC-Rio, 2005. [6] ANP / Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis. “Brasil-rounds licitações de petróleo e gás”, Disponível em: <www.brasil-rounds.gov.br> Acesso em 02/04/2013. [7] BRASIL, Lei 6.803 de 02 de julho de 1980. “Dispõe sobre as diretrizes básicas para o zoneamento industrial nas áreas críticas de poluição, e dá outras providências”, 1980. TN Petróleo 94

produção

[8] BRASIL, Lei 6.902 de 27 de abril de 1981. “Dispõe sobre a criação de Estações Ecológicas, Áreas de Proteção Ambiental e dá outras providências”, 1981. [9] BRASIL, Lei 6.938 de 31 de agosto de 1981. “Dispõe sobre a Política Nacional do Meio Ambiente, seus fins e mecanismos de formulação e aplicação, e dá outras providências”, 1981. [10] BRASIL, Lei 7.735 de 22 de fevereiro de 1989. “Dispõe sobre a extinção de órgão e de entidade autárquica, cria o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis e dá outras providências”, 1989. [11] BRASIL, Lei 7.804 de 18 de julho de 1989. “Altera a Lei 6.938, de 31 de agosto de 1981, que dispõe sobre a Política Nacional do Meio Ambiente, seus fins e mecanismos de formulação e aplicação, a Lei 7.735, de 22 de fevereiro de 1989, a Lei 6.803, de 2 de julho de 1980, e dá outras providências”, 1989. [12] BRASIL, Lei 99.274 de 06 de junho de 1990. “Regulamenta a Lei 6.902, de 27 de abril de 1981, e a Lei 6.938, de 31 de agosto de 1981, que dispõem, respectivamente sobre a criação de Estações Ecológicas e Áreas de Proteção Ambiental e sobre a Política Nacional do Meio Ambiente, e dá outras providências”, 1990. [13] BRASIL, Lei 9.605 de 12 de fevereiro 1998. “Dispõe sobre as sanções penais e administrativas derivadas de condutas e atividades lesivas ao meio ambiente, e dá outras providências”, 1998. [14] BRASIL, Lei 9.985 de 18 de julho de 2000. “Regulamenta o art. 225, § 1º, incisos I, II, III e VII da Constituição Federal, institui o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza e dá outras providências”, 2000. [15] BRASIL, Decreto 4.340 de 22 de agosto de 2002. “Regulamenta artigos da Lei 9.985, de 18 de julho de 2000, que dispõe sobre o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza - SNUC, e dá outras providências” [16] BRASIL, Lei 11.132 de 04 de julho de 2005. “Acrescenta artigo à Lei 9.985, de 18 de julho de 2000, que regulamenta o art. 225, § 1o, incisos I, II, III e VII da Constituição Federal e institui o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza”, 2005. [17] BRASIL, Decreto 5.566 de 26 de outubro de 2005. “Dá nova redação ao caput do art. 31 do Decreto 4.340, de 22 de agosto de 2002, que regulamenta artigos da Lei 9.985, de 18 de julho de 2000, que dispõe sobre o Sistema Nacional de Unidades de Conservação da Natureza - SNUC”, 2005. [18] BRASIL, Lei 7.990 de 28 de dezembro de 1989. “Institui, para os Estados, Distrito Federal e Municípios, compensação financeira pelo resultado da exploração de petróleo ou gás natural, de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica, de recursos minerais em seus respectivos territórios, plataformas continental, mar territorial ou zona econômica exclusiva, e dá outras providências. (Art. 21, XIX da CF)”,1989. [19] BRASIL, Portaria ANP 114 de 25 de julho de 2001. “Aprova o Regulamento técnico que define os procedimentos a serem adotados na devolução de áreas de concessão na fase de exploração”, 2001. [20] BRASIL, Portaria ANP 25 de 06 de março de 2002. “Aprova o Regulamento de Abandono de Poços perfurados com vistas à exploração ou produção de petróleo e/ou gás”, 2002. [21] BRASIL, Portaria ANP 176 de 29 de outubro de 1999. “Regulamenta e estabelece procedimentos para o abandono dos poços perfurados nas áreas de concessão”, 1999. [22] BRASIL, Portaria ANP 03 de 10 de janeiro de 2003. “Estabelece o procedimento para comunicação de incidentes, a ser adotado pelos concessionários e empresas autorizadas pela ANP a exercer as atividades de exploração, produção, refino, processamento, armazenamento, transporte e distribuição de petróleo, seus derivados e gás natural, biodiesel e de mistura óleo diesel/biodiesel no que couber”, 2003. [23] BRASIL, Resolução Conama 13 de 06 de dezembro de 1990. “... normas referentes ao entorno das Unidades de Conservação visando a proteção dos ecossistemas ali existentes. ”, 1990. [24] BRASIL, Resolução Conama 23 de 07 de dezembro de 1994. “... critérios específicos para licenciamento ambiental visando o melhor controle e gestão ambiental das atividades relacionadas à exploração e lavra de jazidas de combustíveis líquidos e gás natural, na forma da Legislação vigente”, 1994. [25] BRASIL, Resolução Conama 237 de 19 de dezembro de 1997. “...revisão dos procedimentos e critérios utilizados no licenciamento ambiental”, 1997. [26] BRASIL, Resolução Conama 306 de 05 de julho de 2002. “Estabelecer os requisitos mínimos e o termo de referência para realização de auditorias ambientais...”, 2002. [27] BRASIL, Resolução Conama 344 de 25 de março de 2004. “Estabelece as diretrizes gerais e os procedimentos mínimos para a avaliação do material a ser dragado em águas jurisdicionais brasileiras, e dá outras providências”, 2004. [28] BAHIA, Decreto 605 de 06 de novembro de 1991. “Cria a Área de Proteção Ambiental de Mangue Seco, no município de Jandaíra e dá outras providências”, 1991. [29] BAHIA, Decreto 1.046 de 17 de março de 1992. “Cria a Área de Proteção Ambiental do Litoral Norte do Estado da Bahia e dá outras providências”, 1992. [30] BAHIA, Decreto 2.218 de 06 de junho de 1993. “Cria a Área de Proteção Ambiental da Ponta da Baleia/Abrolhos, nos Municípios de Alcobaça e Caravelas, dá outras providências”, 1993. [31] BAHIA, Decreto 7.595 de 05 de junho de 1999. “Cria a Área de Proteção Ambiental, APA da Baía de Todos os Santos e dá outras providências”, 1999. [32] BAHIA, Decreto 7.596 de 05 de junho de 1999. “Cria a Área de Proteção Ambiental, APA de Joanes-Ipitanga e dá outras providências”, 1999. [33] BAHIA, Decreto 8.553 de 05 de junho de 2003. “Cria a Área de Proteção Ambiental, APA da Plataforma Continental do Litoral Norte e dá outras providências”, 2003.

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[34] BAHIA, Resolução CEPRAM 983 de 23 de setembro de 1994. “Aprova o Plano de Manejo da Área de Proteção Ambiental de Mangue Seco, no Município de Jandaíra, BA”, 1994. [35] BAHIA, Resolução CEPRAM 1.040 de 21 de fevereiro de 1995. “Aprova o Plano de Manejo da Área de Proteção Ambiental (APA) do Litoral Norte do Estado da Bahia”, 1995. [36] BAHIA, Resolução CEPRAM 2.027 de 20 de agosto de 1999. “Aprova o Termo de Referência para elaboração do Plano de Manejo da Área de Proteção Ambiental - APA BAÍA DE TODOS OS SANTOS”, 1999. [37] BAHIA, Resolução CEPRAM 2.974 de 24 de maio de 2002. “Aprovar o Zoneamento Ecológico-Econômico da Área de Proteção Ambiental, APA Joanes-Ipitanga, integrante do Sistema de Áreas Protegidas do Litoral Norte”, 2002. [38] BARBOSA, D. H. “Tributação de projetos de E&P no Brasil”, Rio de Janeiro, IBP, 2006. [39] AMUÍ, S. “Petróleo e gás natural para executivos: exploração de áreas, perfuração e completação de poços e produção de hidrocarbonetos”, Editora Interciência, Rio de Janeiro, 2010. [40] BRASIL, Portaria ANP 174 de 25 de outubro de 1999. “Aprova o Regulamento que trata dos procedimentos para a realização da licitação de blocos destinada à contratação das atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e de gás natural”, 1999. [41] BRASIL, Decreto 2.455 de 14 de janeiro de 1998. “Implanta a Agência Nacional do Petróleo - ANP, autarquia sob regime especial, aprova sua Estrutura Regimental e o Quadro Demonstrativo dos Cargos em Comissão e Funções de Confiança e dá outras providências”, 1998. [42] BRASIL, Decreto 2.705 de 03 de agosto de 1998. “Define critérios para cálculo e cobrança das participações governamentais de que trata a Lei 9.478, de 6 de agosto de 1997, aplicáveis às atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, e dá outras providências”, 1998. [43] BRASIL, Lei 12.351 de 22 de dezembro de 2010. “Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei no9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências” 2010. [44] BRASIL, Lei 12.276 de 30 de junho de 2010. “Autoriza a União a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. - PETROBRAS o exercício das atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, e dá outras providências”, 2010. [45] BRASIL, Lei 12.304 de 02 de agosto de 2010. “Autoriza o Poder Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e dá outras providências”, 2010.

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petroquímica

Como as petroquímicas podem prosperar com o

boom do LGN

A perspectiva é muito diferente na América do Norte e na Europa, mas há oportunidades nas duas regiões

José de Sá é sócio do escritório da Bain & Company em São Paulo. Ele se juntou à Bain em 2008 e possui mais de 15 anos de experiência em consultoria de gestão. É graduado em Engenharia Química pela Universidade Federal da Bahia, e possui MBA pela Johnson School, Cornell University (EUA).

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oferta abundante de gás de xisto na América do Norte tem reenergizado a indústria petroquímica da região, desencadeando uma onda de investimentos de capital em novas instalações e deslocando as profit pools dos produtores de gás e processadores para as fabricantes petroquímicas. É uma mudança dramática que começou há alguns anos, quando os Líquidos de Gás Natural (LGNs) que saíram do chão com o gás natural foram considerados um subproduto. Mas à medida que os preços do gás caíram na América do Norte, os produtores mudaram seu foco para poços com maior conteúdo de líquidos, já que os LGNs que eles produzem são mais rentáveis do que o gás. Embora o longo prazo pareça ser brilhante, os negócios podem se tornar difíceis nos próximos anos à medida que executivos de petroquímicas comecem a tomar decisões importantes em um momento de incerteza. Para se ter uma ideia do que o futuro pode trazer, na Bain & Company avaliamos fatores de oferta e demanda que causam essas alterações e consideramos como eles afetam as oportunidades para produtores petroquímicos na América do Norte e na Europa. Na América do Norte, os preços já começaram a se recuperar e esperamos que eles se estabilizem conforme o aumento da demanda absorva o excedente da oferta. O gás natural vai continuar a crescer como fonte de energia, devido ao seu baixo custo e ao seu perfil de carbono mais atraente em comparação com o carvão. Mesmo assim, esperamos que os preços norte-americanos permaneçam abaixo dos níveis globais por algum tempo. O acesso a esta matéria-prima de baixo custo permitirá que produtores petroquímicos da América do Norte operem com uma vantagem de custo enorme em comparação com outras regiões, perdendo apenas para o Oriente Médio. O resultado será uma grande expansão das exportações de plásticos acabados. Em 2017, a produção de polietileno da América do Norte poderia exceder a demanda local por £5 bilhões, elevando as exportações de cerca de 10% a 15% para 25%. Nós esperamos que essa vantagem dure até o início da década de 2020, ou seja, até que a demanda norte-americana cresça o suficiente para absorver a oferta local. Estas exportações irão colocar pressão sobre as indústrias petroquímicas em outras regiões, especialmente na Ásia e América Latina. Para se manter competitivas, algumas empresas vão saltar para a briga na América do Norte com a construção de novas instalações. A sul-africana Sasol, por exemplo, anunciou em dezembro de 2012 a construção de um grande cracker de etano em Louisiana (EUA). Outros estão bloqueando contratos para trazer LGNs de custo mais baixo para crackers na Europa melhorando, assim, a sua competitividade antes do próximo boom de capacidade de polietileno da América do Norte.

Foto: Braskem

Dadas estas oportunidades e ameaças competitivas, como as empresas petroquímicas da América do Norte devem ser geridas ao longo dos próximos anos? Elas vão precisar: • Garantir o acesso a suprimento de baixo custo: as petroquímicas podem conseguir contratos muito atraentes para o etano agora e nos próximos anos, enquanto a oferta ultrapassa a demanda. • Entregar projetos de expansão no tempo previsto e dentro do orçamento: novos projetos ao longo da Costa do Golfo poderiam produzir de 15 a 25 bilhões de libras a mais de etileno por ano, junto com uma anunciada expansão de derivativos (polietileno, dicloreto de etileno, óxido de etileno) e os terminais propostos de gás natural liquefeito e fábricas de gás-para-líquidos. Com tanta nova capacidade que surge em um período tão curto, as empresas que aumentarem primeiro a produção dentro das limitações financeiras do seu negócio serão as vencedoras. • Desenvolver capacidades de exportação: as empresas terão de construir relacionamento com seus clientes, parcerias de distribuição e cadeias de fornecimento para exportar o excedente ao mercado em crescimento na América Latina e na Ásia. • Manter os custos baixos: os máximos históricos nas margens de etileno não vão durar para sempre. Por isso, as empresas terão que se preparar para operar com margens muito mais baixas do que estão acostumadas. Altas margens mascararam o aumento dos custos, mas as empresas terão que lidar com isso antes do próximo ciclo. • Inovar com novos produtos e melhorar a compreensão das necessidades dos clientes: a diferenciação nos produtos e serviços finais também pode criar uma almofada para a próxima desaceleração. Uma melhor compreensão de como os clientes utilizam o produto pode ajudar a entregar o melhor valor. As empresas que podem apontar os atributos específicos de seus produtos plásticos (melhora no tempo de prateleira, redução do desperdício, melhor rendimento na produção para o cliente) estão criando valores reais. Os produtores norte-americanos da indústria petroquímica terão enormes vantagens de custo sobre a Europa, pelo menos para a próxima década. A Europa tem reservas de xisto consideráveis, mas os custos de sua extração – onde isso é permitido – são o dobro daquelas nos Estados Unidos. Já que matérias-primas e energia constituem cerca de 80% do custo de produção petroquímica, essas vantagens se traduzem em melhores margens para produtores na América do Norte e Oriente Médio. Os preços do gás globais irão convergir ao longo do tempo, mas produtores químicos europeus devem melhorar a sua eficiência de desempenho e reposicionar-se para tirar vantagem de matérias-primas de baixo custo, se quiserem sobreviver.

• Reduzir os custos operacionais: aumentar a capacidade da planta por meio da atualização de equipamentos e fechamento das operações menos rentáveis. Podar a carteira de baixo volume e sem lucro – e, até mesmo, alguns clientes. • Reduzir a matéria-prima e os custos de energia: mudar produtos mais leves, como o propano (possivelmente da América do Norte), trazer etano de baixo custo diretamente da América do Norte e negociar contratos de gás mais competitivos a longo prazo e até mesmo importar gás natural liquefeito diretamente. • Produzir em regiões mais baratas: diminuir os custos por meio da produção em regiões de menor custo, como o Oriente Médio ou América do Norte. • Prosseguir com maior margem de produtos químicos: a matéria-prima torna-se uma proporção menor dos custos de produtos químicos especiais, apesar de necessitarem de vendas mais extensas, atendimento ao cliente e suporte técnico. Esperamos ver a indústria química da Europa se consolidando e eliminando seus ativos menos eficientes. Investimentos futuros fluirão para a América do Norte, enquanto a indústria se inclina para o desenvolvimento mais agressivo da indústria de gás de xisto na Europa. Também esperamos ver mais cooperação e uma política energética coerente em toda a União Europeia. Os executivos da indústria petroquímica na América do Norte e na Europa têm diferentes perspectivas sobre o boom do xisto. Os da América se beneficiam pelo acesso à matéria-prima barata, enquanto os da Europa devem se reposicionar e, também, reposicionar os seus bens para se manterem competitivos. No longo prazo, entretanto, as empresas de ambas as regiões podem colher grandes recompensas a partir das vastas quantidades de LGNs vindas do xisto, dando aos executivos a oportunidade de tomar decisões corretas ao longo dos próximos anos. TN Petróleo 94

fino gosto

Um Novo Cais no Centro do Rio por Orlando Santos

Fotos: TN Petr贸leo

termidor ao creme de gorgonzola cebolas acarameladas, batatas r煤sticas e cogumelos

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Quando o empresário cearense Antonio Rod r i g u e s a ss u m i u , n o início deste ano, o restaurante Cais do Oriente, no Centro histórico do Rio, a impressão que se tinha era que bastava chegar ao local, trocar algumas pessoas e simplesmente continuar com as portas abertas.

o contrário, no dia seguinte à assinatura dos contratos, uma verdadeira força-tarefa desembarcou ali, com mais de cem operários, engenheiros, arquitetos. Sob o comando de Antonio, iniciou-se a construção de um novo Cais, uma das referências do polo gastronômico neste ponto da capital carioca. Antonio sabe que esse é um dos grandes desafios de sua bem-sucedida carreira empresarial, como mostra, de forma inequívoca, a rede de 17 casas de sucesso espalhadas por vários pontos da cidade. O primeiro deles, o Belmonte da Praia do Flamengo. O restaurante passou por uma grande reforma e sua logomarca traz, agora, apenas o nome Cais. As paredes de tijolos aparentes e o pé-direito alto permaneceram intocáveis: as intervenções feitas só valorizaram ainda mais o local. O restaurante dispõe, hoje, de uma equipe altamente profissional, com recepcionista bilíngue na porta, e um novo espaço que alia conforto e gastronomia de alta referência. Em especial para atender executivos de empresas sediadas nos arredores – ele fica na rua Visconde de Itaboraí, 8, atrás dos Correios da Primeiro de Março –, sobretudo as empresas notadamente vinculadas ao setor de petróleo, gás e energia, como a própria TN Petróleo.

Um Chef com novo vigor O homem que está comandando a cozinha do novo Cais, desde a sua reinauguração, conhece muito bem cada pedaço da casa, que ele inaugurou, há 15 anos, voltou, saiu de novo e agora reassume com toda a força. Eduardo Castro não esconde que o Cais tem sido, desde o começo do ano, um dos seus grandes desafios profissionais. Mas considera coisa do destino retornar a uma casa que

cais

Rua Visconde de Itaboraí, 8 Centro - Rio de Janeiro - RJ Tel.: 21 2233 2531 www.caisgourmet.com.br

Ele conta com a ajuda de dez a 15 profissionais para atender a ampla clientela do dia a dia. Número que poderá aumentar, caso o restaurante venha a abrir as portas à noite, como consta o projeto. Durante o dia são oferecidos cinco sugestões semanais, renováveis a cada semana. O público parece ter se identificado com a proposta, porque a clientela aumentou e deixa o local satisfeita. Não é isso que todo chef espera dos seus comensais? TN Petróleo 94

coffee break

Dalton Trevisan

Clarice Lispector

Nelson Rodrigues

Loredano

arte da caricatura

Vinicius de Moraes Gabriel Garc铆a M谩rquez

Franz Kafka Karl Marx

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Mill么r Fernandes

por Orlando Santos

Loredano, Benício Biz e Orlando Santos

Memórias de o Pasquim Durante a agradável conversa, Loredano e Benício, da TN Petróleo, relembraram com bom humor a passagem de ambos pelo Pasquim. O primeiro, às voltas com seu trabalho de caricaturista, e Benício tentando, na época, ‘consertar’ as finanças de um ‘barco’ já à deriva. Como diz o jargão popular, ganhava-se pouco ou quase nada, mas o ambiente fervilhava de pessoas criativas, inteligentes, surrealistas, resultando num caldeirão de cultura, alegria e medo... afinal, eram os anos de chumbo da ditadura militar no Brasil. TN Petróleo 94

indicadores tn feiras e congressos

Março

24 a 27 - Coreia do Sul Gastech Conference & Exhibition Local: Goyang, Coreia do Sul Tel.: +44 (0) 203 615 2853 Email: paulsinclair@dmgevents.com www.dmgevents.com

8 a 11 - Brasil Santos Offshore Local: Santos, SP Tel.: + 55 11 3060 4742 Email: santosoffshore@ reedalcantaranews.com.br www.santosoffshore.com.br

Maio

25 a 28 - Malásia OTC Asia Local: Kuala Lumpur, Malásia Tel: +60.3.2182.3151 Email: ad@otcnet.org www.otcasia.org/2014

14 e 15 - Inglaterra World National Oil Companies Congress Local: Londres, Inglaterra Tel.: +44 (0)20 7092 1000 Email: enquiry.uk@terrapinn.com www.terrapinn.com

Abril

8 a 11 - Brasil 5° Rio Gas & Power Forum Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: +44 20 7978 0028 Email: sbarros@thecwcgroup.com www.cwcriogas.com

8 a 10 - Espanha MCE Deepwater development 2014 Local: Madri, Espanha Tel.: (281) 491-5900 Email: bo.howard@questoffshore.com www.questoffshore.com

15 a 19 - Rússia World Petroleum Congress Local: Moscou, Rússia Tel/fax.: +7 495 739 2854 Email: info@21wpc.com www.21wpc.com

Agosto

26 e 27 - Argentina Shale Gas World Local: Buenos Aires, Argentina Tel.: +44 (0)207 092 1231 Email: enquiry.uk@terrapinn.com www.terrapinn.com

Setembro

5 a 8 - EUA Offshore Technology Conference Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 www.otcnet.org

15 a 18 - Rio de Janeiro Rio Oil & Gas Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: + 55 21 2112-9000 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br

Junho

2 a 5 - EUA LNG Americas Summit Local: San Antonio, TX Tel: +44 20 7978 0018

17 a 19 - Dinamarca IGRC 2014 Local: Copenhague, Dinamarca Tel.: +45 20401405 E-mail: pih@igrc2014.com www.igrc2014.com

Email: rjanmahomed@thecwcgroup.com

www.lngamericas.cwclng.com

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 3221-7500 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br 94

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de Mariana Schmidt, especialista em Direito do Trabalho, do escritório Ferreira & Schmidt Consultoria Jurídica.

opinião

Nova lei anticorrupção:

qual será o impacto na esfera trabalhista?

A lei 12.846/2013, também conhecida como “nova lei anticorrupção”, entrou em vigor no último dia 29 de janeiro e traz uma série de questionamentos sobre sua aplicação prática, uma vez que ainda aguarda regulamentação do Poder Executivo Federal e Estadual.

ndependente dos saudáveis debates formais sobre a lei, trata-se de importante instrumento de combate às práticas de corrupção, o que já é observado pelas empresas estrangeiras desde a década de 1990. Inspirada em instrumentos estrangeiros, como o FCPA (Foreign Corruptopm Practice Act) dos Estados Unidos e o BA (Birbery Act), da Grã-Bretanha, a promulgação da lei pela presidente Dilma é um importante avanço do Brasil no combate à corrupção, o que poderá colocar o país em uma melhor colocação no cenário mundial, uma vez que ocupamos a 72ª posição no índice internacional Corruption Perception Index. A lei é direcionada às sociedades nacionais ou estrangeiras que possuam negócios com o poder público, não trazendo distinção quanto ao tamanho, constituição social, modelo societário ou personalidade jurídica. Assim, absolutamente todas as empresas que mantêm contratos com a iniciativa pública poderá ser alvo da fiscalização a que se refere a lei em análise. O elo dos atos corruptos que até então não era muito bem observado por nossa legislação passa a ser alvo da mesma, uma vez que a empresa, antes sujeita à penalidades ineficazes, passará a sentir os efeitos de atos lesivos no bolso. A partir da vigência da lei anticorrupção, empresas que praticarem atos lesivos à administração pública nacional ou estrangeira, como fraudar licitações, superfaturar contratos, dar ou receber “presentes” etc., serão responsabilizadas objetiva-

mente por seus atos. Isso significa que, a partir do último dia 29, as empresas que tiverem qualquer envolvimento em atos fraudulentos poderão ser investigadas em processo administrativo e condenadas a penalidades bastante expressivas, ainda que não seja possível identificar a pessoa física que praticou o ato em nome da pessoa jurídica. Independentemente da responsabilização individual dos agentes do ato de corrupção e sem ter que submeter a investigação ao Poder Judiciário, se condenadas, as empresas poderão sofrer multas que chegam a 20% de seu faturamento bruto, publicidade negativa, inclusão em cadastro de empresas punidas e até ter suas atividades encerradas via processo judicial. Certamente haverá expressiva mudança na cultura empresarial brasileira, que deverá adotar nova palavra de ordem para não se ver alvo de uma investigação: prevenção. Invariavelmente, empresas de todos os portes passarão a observar melhor seus processos internos e, mais do que isso, notarão que a prevenção deve ser direcionada aos seus empregados, prepostos e representantes, pois é seu capital humano que opera suas atividades. Considerando que a nova lei trabalha em um front repressivo e um front investigativo, carrega em seus artigos hipóteses de diminuição da penalidade a ser aplicada, culminando com a possibilidade de serem realizados acordos de leniência. Uma das possibilidades de diminuição da penalidade administrativa da empresa é justamente a comprovação da existência de processos de audiTN Petróleo 94

opinião toria interna, políticas de compliance, manuais de conduta ética e demais instrumentos eficazes no treinamento dos profissionais no sentido de não praticarem atos de corrupção. É justamente neste ponto que se vê uma invariável alteração nas relações de trabalho e engana-se quem julga que somente as corporações de grande porte serão atingidas. As políticas internas de prevenção que serão fortalecidas ou criadas pelas empresas de todos os portes são alterações no contrato de trabalho, posto que o empregado se obriga às diretrizes de conduta interna fornecidas pelo empregador. A criação e implementação de tais políticas está prevista em lei e é positiva para o contrato de trabalho, uma vez que aumentará o grau de confiança entre as partes. Mas, para que a organização possa garantir a eficácia da prevenção, deve ter atenção especial no processo de elaboração de seus manuais de conduta ética e políticas de compliance, notadamente quanto aos pormenores da legislação trabalhista. As políticas de prevenção não podem conter disposições que contrariem os direitos de seus empregados, sob pena de nulidade. A violação dos direitos trabalhistas em manuais de conduta e políticas

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internas podem, inclusive, gerar ações de indenização por assédio moral na justiça trabalhista. Assim, as companhias não poderão adotar políticas que violem os direitos e a intimidade do empregado ou que exijam posturas que vão além de seu contrato de trabalho. Com a entrada da lei em vigor é de suma importância que as empresas contem com profissionais especializados, aptos a fornecer as tecnologias de prevenção que atendam ao propósito preventivo e à lei trabalhista ao mesmo tempo. As tecnologias são flexibilizadas de acordo com o tamanho da empresa, área de atuação e contratações com o poder público, sendo aplicáveis para companhias de todo porte. Com a regulamentação dos pormenores pelo Poder Executivo em pontos cruciais, como a majoração da multa, por exemplo, por certo as mudanças que a nova lei anticorrupção trará são positivas. Além de garantir uma melhor imagem ao país, o que atrairá investimentos nacionais e internacionais, trará mais transparência às relações de trabalho e ao povo. Com adoção de medidas anticorrupção e políticas de prevenção, ganha a empresa, ganha a relação de emprego e ganha o país.

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