TN PETRÓLEO 79 by Webmaster TN Petróleo

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sumário

edição nº 79 set/out 2011

Entrevista exclusiva

com Welter Benicio, diretor de Óleo e Gás da Siemens do Brasil

Vamos crescer no Brasil

Especial

Água:

ela é vital na indústria de óleo e gás 32 Foco no reuso

PN 2011-2015

Reforço necessário e contínuo em E&P

50 54

Cadeia produtiva Distribuição com foco na logística

56 As gigantes do refino começam a ganhar forma

OSX anuncia plano de execução 2011-2015

Liderança em Classificação e Certificação Offshore e-mail: absrio@eagle.org Tel: + 55 21 2276-3535

CONSELHO EDITORIAL

Prévia Rio Pipeline 2011

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

Pré-sal e novas tecnologias

2º Encontro Nacional de Gás LP

GLP: mercado otimista 82

M&T Peças e Serviços e Construction Expo

Equipamentos e serviços para a indústria do petróleo 92

Conferência ETHOS: transição verde

artigos 102 Terceiro setor: primordial para o Brasil, por Fabio Rocha do Amaral

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

104 Biocombustíveis e a nova geração do diesel, por Hérica Gonçalves 132 Corrida contra o tempo, por Goret Pereira Paulo 134 Tecnologia virtual a serviço da segurança, por Anthony Patterson 142 Conteúdo local: analisando o tema através de uma metáfora geológica, por Heller Redo Barroso e Marcos Macedo 144 Um avanço para a inteligência do petróleo, por João Guilherme Sabino Ometto 146 Royalties e exploração de petróleo no Brasil, por Antonio Bastos Sarmento 150 Biodiesel no Brasil e no mundo, por Frederick Sperandio Gonçalves, Michelle Gonçalves Mothé e Cheila Gonçalves Mothé

158 A exploração do petróleo no regime de partilha, por Guilherme Doval e Gustavo Batista

164 A Era da Soldagem e inspeção, por André Lincoln

114 perfil empresa 120 produtos e serviços 166 fino gosto 168 coffee break 170 feiras e congressos 171 opinião

nº 79

9 editorial 10 hot news 14 indicadores 70 eventos 86 perfil profissional 89 caderno de sustentabilidade 108 pessoas

ESPECIAL – ÁGUA: ELA É VITAL NA INDÚSTRIA DE ÓLEO E GÁS

seções

Ano XII • set/out 2011 • Número 79 • www.tnpetroleo.com.br

opinião

por Alexandre Augusto Rosati

TN PETRÓLEO

162 RFID na cadeia de petróleo e gás: eficiência e controle total,

Ano XII • Número 79 • set/out 2011 Fotos: Agência Petrobras e Siemens Brasil

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

160 O etanol celulósico no Brasil, por Cynthia Bryant

O Cade e o setor de petróleo, de Renato Dolabella, advogado da Dolabella Advocacia e Consultoria PN 2011-2015: reforço necessário e contínuo em E&P Inteligência energética OSX anuncia plano de execução 2011-2015 GLP: mercado otimista

ESPECIAL

ela é vital na indústria de óleo e gás

Entrevista exclusiva

Biocombustíveis e a nova geração do diesel, por Hérica Gonçalves Conteúdo local: analisando o tema através de uma metáfora geológica, por Heller Redo Barroso e Marcos Macedo Biodiesel no Brasil e no mundo, por Frederick Sperandio Gonçalves, Michelle Gonçalves Mothé e Cheila Gonçalves Mothé

Welter Benicio, diretor de Óleo e Gás da Siemens do Brasil

Vamos crescer no Brasil

A exploração do petróleo no regime de partilha, por Guilherme Doval e Gustavo Batista O etanol celulósico no Brasil, por Cynthia Bryant Royalties e exploração de petróleo no Brasil, por Antonio Bastos Sarmento

SUPLEMENTO ESPECIAL: CADERNO DE SUSTENTABILIDADE

EDIÇÃO CIRCULANDO NA

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editorial

Rua do Rosário, 99/7º andar Centro – CEP 20041-004 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3221-7500 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE NOVOS NEGÓCIOS Lia Medeiros (21 8241-1133) liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso (21 9617-2360) beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br EDITOR DE ARTE, CULTURA E VARIEDADES Orlando Santos (21 9491-5468) REPÓRTERES Maria Fernanda Romero (55 21 8867-0837) fernanda@tnpetroleo.com.br Rodrigo Miguez (21 9389-9059) rodrigo@tnpetroleo.com.br Karolina Gomes (55 21 7589-7689) karolyna@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio (21 9361-2876) dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz (21 3221-7500) beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Fabiano Reis (21 3221-7506) webmaster-tn@tnpetroleo.com.br Marcos Salvador (21 3221-7510) marcossalvador@tnpetroleo.com.br REVISÃO Sonia Cardoso (21 3502-5659) DEPARTAMENTO COMERCIAL José Arteiro (21 9163-4344) josearteiro@tnpetroleo.com.br

Lorraine Mendes (21 7801-7860) lorraine@tnpetroleo.com.br Bruna Guiso (21 7682-7074) bruna@tnpetroleo.com.br Luiz Felipe Pinaud (21 7861-4828) l.felipe@tnpetroleo.com.br assinaturas Rodrigo Matias (21 3221-7503) matias@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Walprint Gráfica DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados. Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo. Filiada à

Brasil ainda é o foco das atenções

o cenário internacional, atentados, conflitos e crise econômica. Escândalos lá fora e aqui dentro – internamente, juros ainda altos (12%) e queda na previsão de crescimento para algo em torno de 4% do Produto Interno Bruto – o que levou a indústria a rever seus indicadores, projetando uma queda na produção esse ano. Mesmo assim, continuamos no foco do mundo, principalmente no setor de petróleo e gás, por conta do enorme potencial de novas descobertas no pré-sal, aos quais já se somaram outras no pós-sal, em terra e no mar. Isso tudo com o atrativo extra de um alto volume de investimentos locais: somente a Petrobras prevê US$ 224,7 bilhões (equivalentes a R$ 389 bilhões) em seus projetos até 2015, sendo que R$ 79 bilhões no próximo ano, de acordo com a ministra do Planejamento, Miriam Belchior. Sem falar no volume considerável de recursos que será alocado pelas demais petroleiras e consórcios atuantes no país – já são 25 os operadores de ativos com produção em nosso território, somando mais de 2,5 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), oriundos de 307 concessões. O mesmo movimento faz a cadeia de fornecedores, os quais buscam investir na qualificação, expansão da capacidade produtiva, instalação de laboratórios de pesquisas dedicados ao setor (a grande maioria no Rio) e em parcerias estratégicas, seja para ganhar maior competitividade, seja para garantir requisitos de conteúdo local. Afinal, são muitas as oportunidades de negócios desse setor em forte expansão, o qual, mesmo tendo o hidrocarboneto como razão de ser

e existir, também prioriza um outro recurso natural tão precioso como o petróleo: a água. Presente em todo o ciclo da cadeia de óleo e gás, desde a exploração e produção (na qual é uma grande aliada) ao refino e petroquímica, o gerenciamento da água hoje está entre as prioridades das companhias petrolíferas. É o que mostra a reportagem de capa dessa edição, com as principais tecnologias de tratamento de água utilizadas em plataformas e refinarias para otimizar processos, reduzir custos e assegurar ganhos ambientais. A questão da sustentabilidade também está na ordem do dia dos novos projetos da Petrobras, como o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e a Refinaria Abreu e Lima (RNEST). As obras dos dois empreendimentos devem avançar mais rápido para assegurar as metas de processamento de petróleo da estatal, frente ao incremento da produção nacional de petróleo nos próximos anos, com a partida nas operações de vários projetos na área do pré-sal. Poderoso ‘aditivo’ no motor dessa indústria, o pré-sal não apenas alavanca toda a cadeia produtiva, como também atrai para cá um acontecimento inédito: a OTC Brasil 2011. Primeira edição da maior exposição tecnológica do mundo na área offshore, está atraindo empresas de diversos países e terá a cobertura completa da TN Petróleo. A realização deste e de outros eventos, como a Rio Pipeline, já consolidados em nossa agenda de feiras e conferências (hoje o segundo mercado nesse segmento), mostra que o Brasil não deixou de ser o principal foco da indústria mundial de petróleo e gás.

Benício Biz Diretor executivo da TN Petróleo

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hot news

Convênio: Cameron e Unicamp O convênio, que foi articulado pela Agência de Inovação Inova Unicamp, órgão da Universidade responsável pela gestão do Parque Científico, estabelece as condições de ocupação e a permissão de uso da área para a construção do prédio do laboratório. A empresa de produção de equipamentos para exploração de óleo e gás será a primeira a se instalar no local. A área total do terreno cedido à Cameron é de 850 m2 e o laboratório irá ocupar uma área aproximada de 1.000 m2. O prazo total para construção da obra será de até dois anos e os custos envolvidos na construção serão de responsabilidade da empresa. “A motivação principal para a instalação de um laboratório de pesquisa e desenvolvimento de empresas no Parque é a realização de projetos de pesquisa em colaboração com a Unicamp”, destacou Roberto de Alencar Lotufo, diretor executivo da Inova. A Cameron estabeleceu um acordo de cooperação com a Universidade em fevereiro deste ano, prevendo a prospecção de projetos de pesquisa nas áreas de equipamentos e processos submarinos para processamento e produção de petróleo, com foco no pré-sal. O acordo de cooperação envolveu a Faculdade de Engenharia Mecânica da Unicamp (FEM) e o Centro de Estudos de Petróleo da Unicamp (Cepetro). O vice-presidente de Desenvolvimento e Tecnologia da Cameron

Foto: Divulgação

A Cameron do Brasil firmou convênio com a Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) para a instalação de um laboratório no Parque Científico da Universidade.

Diretor presidente da Cameron do Brasil, Juan Carlos Arango, assina o contrato de convênio com a Unicamp

Corporation, John Bartos, afirma: “Estamos felizes por termos assinado este contrato de cooperação na área de pesquisas com a Unicamp. A Unicamp é a escolha perfeita para nossas atividades no Brasil e nos sentimos privilegiados em ter uma parceira no desenvolvimento de nossos projetos tecnológicos no país.” O primeiro projeto a ser realizado será um grupo de pesquisa em Sistemas Marítimos e Risers (LabRiser) e a pesquisa ‘Estudo Numérico e Experimental de um Supressor PTMD em Modelo Reduzido de Jumper Submerso’. A pesquisa permitirá estudar inovações para supressão de vibração em linhas submarinas submetidas a esforços de correnteza, dentre outras. Segundo o professor Celso Kazuyuki Morooka, do Departamento

de Engenharia de Petróleo da FEM, além de trazer contribuições a alunos da pós-graduação, o estudo em questão poderá contar com a participação de alunos de graduação em iniciação científica e há a possibilidade de uma interação com a Universidade de Houston (UH) dos Estados Unidos. O acordo também abrange atividades de P&D interdisciplinares. “A pesquisa envolverá áreas como de processamento químico e materiais, as quais apresentam interações fortes com o Instituto de Química, por exemplo.” Segundo ele, o estudo irá contribuir com os estudos sobre petróleo, iniciados na Unicamp na área de Exploração e Produção (E&P) no ano de 1987, com a criação do mestrado em Engenharia de Petróleo.

O navio PSV-OSRV Astro Tupi, encomendado pelo armador Astromarítima Navegação ao Estaleiro Eisa, foi lançado no dia 29 de julho. A embarcação, construída com recursos do Fundo de Marinha Mercante (FMM), tem o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) como agente

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financeiro. O projeto é da empresa Guido Perla and Associates. Características da Embarcação (Tipo PSV-OSRV): Porte bruto: 1.300 ton; Comprimento: 64,05 m; Boca: 15,60 m; Pontal: 6 m; Propulsão: 2 Azimutais com 1.700 kW cada; Velocidade: 10 nós; Sociedade classificadora: ABS.

Foto: Divulgação

Eisa faz lançamento técnico do Astro Tupi para a Astromarítima

Durante palestra sobre tecnologia promovida pela Câmara Britânica de Comércio e Indústria no Brasil (Britcham), o gerente executivo do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes), Carlos Tadeu Fraga, afirmou que a estatal é uma das dez maiores investidoras do setor de óleo e gás, em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) do mundo. “A Petrobras está hoje entre as quatro maiores investidoras do mundo em inovação. Nosso investimento em pesquisa e desenvolvimento é de US$ 1 bilhão por ano, valor cinco vezes maior do que investíamos no início da década”, disse. Segundo ele, esse aumento nos investimentos em P&D, acompanhou o crescimento da companhia nos últimos dez anos. Em três anos, foram investidos US$ 2,6 bilhões. O setor de Produção e Exploração foi o que mais recebeu investimentos em pesquisa, com área de downstream abocanhando 22% dos recursos. Fraga citou os desafios tecnológicos que a companhia terá que enfrentar para a exploração do pré-sal nos próximos anos e informou ainda que a Petrobras investiu US$ 700 milhões na duplicação do seu centro de pesquisas: “Atualmente, o Cenpes é o maior centro de pesquisas do hemisfério sul e um dos cinco maiores do mundo”, concluiu. Além do Cenpes, a Petrobras incentiva a pesquisa em todo o país, através das redes

Foto: Agência Petrobras

Petrobras investe US$ 1 bi em P&D

temáticas, formadas por 50 redes constituídas por 80 instituições, na sua maioria, universidades e institutos de pesquisa. O gerente executivo da Petrobras lembrou ainda dos investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento que parceiros e fornecedores da Petrobras estão fazendo no Rio de Janeiro, com a construção de centros de pesquisa no Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ). Dentre os produtos que estão sendo desenvolvidos e pesquisados pela Petrobras, estão novas tecnologias que permitam identificar potencial de óleo e gás em novas fronteiras (como o pré-sal), no desenvolvimento, instalação e monitoramento de novos sistemas submarinos, tecnologias para logística de gás natural e outras tecnologias para a melhoria da segurança dos processos.

Petrobras e IPT inauguram Laboratório de Motores A Petrobras e o Instituto de Pesquisas Tecnológicas do Estado de São Paulo (IPT) inauguraram o Laboratório de Motores do IPT, que atua na pesquisa e desenvolvimento de combustíveis, aditivos e motores de combustão, com foco em motores e veículos do ciclo diesel. O laboratório, que faz parte da Rede Temática de Desenvolvimento Veicular, recebeu investimentos de R$ 5 milhões para modernização da infraestrutura e aquisição de equipamentos. “Este laboratório representa, dentro do tema ‘desenvolvimento de produtos e motores’, o que há de mais moderno em termos de aparato experimental. A Petrobras está investindo para criar, no Brasil, um parque tecnológico de ponta”, concluiu Carlos Tadeu da Costa Fraga, gerente-executivo do Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes). Com os investimentos da Petrobras foi possível renovar a bancada de dinamômetro dinâmico do laboratório, no qual

serão realizados ensaios de emissões de motores de combustão, necessários para o desenvolvimento de combustíveis e motores. Nessa bancada também será possível realizar as certificações de veículos comerciais de acordo com as novas legislações ambientais, como o Euro V do Programa de Controle da Poluição do Ar por Veículos Automotores (Proconve), que entrará em vigor em janeiro de 2012, buscando diminuir os níveis de poluição emitidos por caminhões e ônibus. Em outra nova bancada dinamométrica serão desenvolvidos ensaios de desempenho e durabilidade de combustíveis e motores. O novo laboratório conta com um sistema embarcado com GPS para medição de emissões gasosas regulamentadas, o que possibilita a avaliação de veículos em condições de uso, a elaboração de inventários de emissões veiculares e a avaliação de novos combustíveis e de novas tecnologias veiculares, como veículos híbridos.

Radix é eleita a melhor empresa para se trabalhar no Brasil A Radix foi eleita a melhor empresa para se trabalhar no Brasil, na categoria ‘Médias e pequenas’. A lista das ‘Melhores Empresas para Trabalhar – Brasil’, categoria ‘Médias e pequenas’, compreendeu 30 empresas nacionais – que empregam de cem a 999 funcionários. Voltada para o desenvolvimento de soluções e serviços de engenharia e softwares, a Radix atende aos mercados de óleo & gás, petroquímico, químico, metais e mineração, papel e celulose, alimentos e bebidas, geração de energia e mídia e entretenimento. Com sede no Rio de Janeiro e escritórios em Belo Horizonte (MG) e Salvador (BA), a empresa foi criada pelos fundadores e principais gestores da Chemtech, do Grupo Siemens. O presidente da empresa, Luiz Eduardo Rubião, se orgulha de manter um ambiente que incentiva ideias empreendedoras. “Salários e benefícios podem atrair, mas o que mantém os profissionais é a chance de crescer e sentir que constrói junto com a empresa”, afirma. A Radix ainda faturou o segundo lugar no sub-ranking ‘As Melhores – Serviços’ e a quinta colocação em ‘As empresas que mais cresceram’. A pesquisa avaliou o índice de confiança dos funcionários com o ambiente de trabalho e as melhores práticas de gestão de pessoas das empresas. Com apenas um ano e meio de criação, a empresa já consolidou uma boa posição junto a clientes como Petrobras, CSN, entre outros; conquistou as certificações ISO 9000, 14000 e 18000; ganhou contratos de exportação de serviços para México e Nicarágua; desenvolve uma parceria de sucesso com a Doris Engenharia para trabalhar em projetos dos navios do pré-sal, entre outros. A companhia conseguiu alcançar a meta de faturar R$ 20 milhões no primeiro ano, mas para o segundo, as projeções são ainda maiores. “O número inicial era de 30 milhões e deve ser aumentado”, afirmou Rubião.

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BNDES lança programa para empresas de petróleo e gás Para aumentar e fortalecer a competitividade das empresas, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou no início de agosto a criação do Programa de Apoio ao Desenvolvimento da Cadeia de Fornecedores de Bens e Serviços relacionados ao setor de Petróleo e Gás Natural (BNDES P&G). Com orçamento de R$ 4 bilhões e vigência até 31 de dezembro de 2015, este programa, que integra o Plano Brasil Maior, do governo federal, prevê maior facilidade de acesso ao crédito, menor custo de capital e acesso à tecnologia de ponta. Os focos do programa são projetos de implantação, ampliação e modernização da capacidade produtiva; consolidação, fusão e aquisição e internacionalização da cadeia de fornecedores; financiamento do capital de giro necessário à produção de equipamentos e prestação de serviços; e suporte a atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação. Segundo Ricardo Cunha, chefe do departamento da cadeia de fornecedores da indústria de petróleo e gás (Decapeg) do BNDES, o programa irá fortalecer a cadeia de empresas brasileiras fornecedoras

de bens e serviços para a indústria de petróleo e gás. “O programa tem diferentes linhas de financiamento adequadas às necessidades do setor. São basicamente quatro: uma delas, destinada à ampliação e modernização da capacidade produtiva, quando se verifica grande demanda por financiamento. Outra, voltada para a questão tecnológica, estimulando investimentos na inovação de processos e produtos; há também as linhas específicas para capital de giro e para o apoio à internacionalização de empresas, e, nesta última, o foco é a absorção de tecnologia pela empresa brasileira”, complementa Cunha. De acordo com o executivo, as micro, pequenas e médias empresas, que representam cerca de 85% dos fornecedores desta cadeia, terão mais condições de acesso ao crédito. “Para essas empresas de menor porte, o programa criou também facilidades de acesso ao crédito, permitindo, por exemplo, que elas utilizem seus contratos de fornecimento como

garantia ao empréstimo”, afirma. As taxas de juros variam de 4,5% ao ano para inovação, até 11,04%, para o financiamento a capital de giro nas operações diretas. O programa poderá também apoiar esta cadeia por meio de operações com as empresas-âncora, que têm receita operacional bruta anual acima de R$ 90 milhões. A partir de um plano de desenvolvimento, direciona no mínimo 30% dos recursos do financiamento aos seus fornecedores e subfornecedores. Além de viabilizar o acesso ao crédito para empresas de pequeno porte, a expectativa é que também haja um aumento das atividades produtivas. O BNDES, com este programa, também vai aumentar sua participação nos projetos de financiamento e apoio à aquisição de tecnologia, qualificação e capacitação de mão de obra e prestação de serviços, em especial os serviços de engenharia e de certificação relacionados ao setor. O BNDES P&G poderá atuar com financiamentos, nas modalidades direta, indireta (por meio de agentes financeiros) ou mista, e com instrumentos de renda variável, que envolvem participação acionária. Empresas de todos os portes com sede e administração no Brasil, que integrem ou venham a integrar este cadeia de fornecedores, poderão se beneficiar do BNDES P&G.

O presidente da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto afirmou na abertura da Feira Comercial, Industrial, de Turismo e Seminários Empresariais (Fecomi 2011), em Assunção, no Paraguai, que a empresa pretende investir US$ 2,5 bilhões na produção de etanol e biodiesel nos próximos cinco anos. Rossetto falou sobre os avanços da Petrobras na produção de energia a partir de fontes renovável, nos últimos anos. “A Petrobras, em 2008, decidiu participar da produção de etanol e biodiesel. Com isso, a companhia passou então à condição de grande empresa integrada de energia, capaz de oferecer energia fóssil e renovável, a preços

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Foto: Agência Petrobras

Petrobras Biocombustível vai investir US$ 2,5 bilhões em etanol e biodiesel

adequados para a população e à necessidade econômica do país”, afirmou. A Petrobras adequou sua experiência na área energética à demanda crescente de uma economia verde, que busca mitigar o uso de fontes emissoras de gases de efeito estufa. De

acordo com Rossetto, o mercado brasileiro de etanol cresce 10% ao ano. “No ano passado, o Brasil processou 624 milhões de toneladas de cana, mas, atualmente, a demanda supera a produção. A Petrobras vem investindo no crescimento da produção de etanol”, disse.

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IABr prevê produção de 36,3 milhões de toneladas de aço em 2011 Marco Polo de Mello Lopes, presidente-executivo do IABr, afirma que essa revisão reflete principalmente a expectativa de menor crescimento do mercado interno devido ao desaquecimento da economia, à persistência de estoques elevados e à acirrada competição das importações, particularmente em setores consumidores intensivos em aço. “É fundamental a implantação de medidas que possibilitem a eliminação de assimetrias que prejudicam a competitividade da indústria com a consequente reversão do processo de desindustrialização e de primarização das exportações do país”, afirmou Lopes. O IABr anunciou ainda que as exportações deverão alcançar 12,2 milhões de toneladas no valor de US$ 8,5 bilhões, com crescimento de 24,8% e 46,6%, respectivamente, com relação ao ano de 2010. De acordo com o presidente executivo da instituição, isso aconteceu, principalmente, graças ao incremento da capacidade de produção e oferta de placas de aço do setor. Ademais, as importações devem fechar o ano em 3,4 milhões de toneladas no valor de US$ 4 bilhões, o que representará decréscimo de 42,4% e 27,3%, respectivamente. “Apesar disso, as importações continuam sendo uma ameaça, na medida que persistem as causas que induzem o aumento da entrada de aço no país: câmbio, guerra fiscal nos estados e excedentes de aço no mercado internacional”, apontou Lopes. Ainda de acordo com ele, as vendas internas deverão crescer 8,9%, atingindo 22,5 milhões de toneladas no ano. Dessa forma, o consumo aparente nacional de produtos siderúrgicos deve recuar 0,9% este ano em relação a 2010, atingindo 25,8 milhões de toneladas neste ano. As vendas no mercado interno devem crescer 8,9%, com 22,5 milhões de toneladas no ano. “A revisão reflete a expectativa de menor crescimento do mercado interno devido ao desaquecimento da economia e à persistência de estoques elevados”, afirmou o presidente do IABr.

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Foto: Divulgação

O Instituto Aço Brasil (IABr) tem uma previsão de produção para este ano de 36,3 milhões de toneladas de aço bruto, 10,5% a mais do que em 2010, mas abaixo do previsto inicialmente (39,4 milhões de toneladas).

Bacia de Campos

Sobre os novos investimentos, Lopes disse que os US$ 17,4 bilhões de investimentos em projetos anunciados no país para o período de 2013-2016, representam um aumento da capacidade de produção do país de 11,7 milhões de toneladas em 2016. “O início efetivo da implantação de alguns dos novos projetos anunciados vai levar em conta o excesso da capacidade de produção mundial, estimada hoje em 532 milhões de toneladas e a recuperação do mercado internacional”, explica o executivo. De acordo com os dados sobre a produção mundial de aço, divulgados pelo instituto, a China é de longe a maior produtora de aço bruto do mundo, com 626,7 milhões de toneladas. A produção chinesa é tão grande que equivale à soma da produção de 15 principais países do ranking de maiores produtores, que incluem Estados Unidos, Alemanha e o Brasil.

Leilão de Energia A-3 comercializa 2.744 MW O Leilão de Energia A-3, destinado a atender o mercado consumidor brasileiro em 2014, teve comercialização de 2.744,6 megawatts (MW), que serão gerados pelas 51 usinas contratadas – a serem viabilizadas

nos próximos três anos. Do total contratado, 62% são oriundos de fontes renováveis (hídrica, eólica e biomassa) e 38% de fonte fóssil (gás natural). A licitação obteve um preço médio de R$ 102,07/MWh ao seu final – equivalente a um deságio de 26,6%. A movimentação financeira nos contratos de compra e venda entre geradores e distribuidores, cujos prazos variam entre 20 e 30 anos, alcançará a cifra de R$ 29,14 bilhões. Já os investimentos na construção das usinas devem chegar a R$ 6,5 bilhões. Em capacidade de geração, o leilão foi amplamente dominado pelas usinas eólicas e de gás natural. As primeiras totalizaram 44 projetos, somando 1.067 MW. Os dois projetos termelétricos a gás natural somam 1.029 MW. Já as usinas movidas a biomassa somaram 197 MW. A hidrelétrica de Jirau negociou 450 MW. Foram contemplados com os empreendimentos negociados os estados da Bahia (266 MW), Ceará (104 MW), Maranhão (499 MW), Minas Gerais (40 MW), Mato Grosso do Sul (98 MW), Pernambuco (78 MW), Piauí (76 MW), Rio de Janeiro (530 MW), Rio Grande do Norte (53 MW), Rio Grande do Sul (492 MW), Rondônia (450 MW) e São Paulo (60 MW).

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indicadores tn

Consumo em 2011 será de 88,14 milhões de bpd, diz Opep A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) divulgou em seu relatório de agosto, que o consumo mundial do petróleo ficará, em 2011, em 88,14 milhões de barris diários (mb/d), cerca de 1,2 mb/d a mais do que o registrado no ano passado, mas cerca de 150 mil b/d a menos do era previsto no relatório anterior. A Opep demonstrou preocupação com o atual cenário econômico mundial, pois ele pode afetar o mercado de petróleo e provocar uma alteração em sua revisão da demanda para este ano e também para o ano que vem. Para 2012 é esperado um aumento da demanda de 1,3 mb/d, 200 mil b/d a menos do que a estimativa do relatório de julho. Os especialistas da Opep afirmam que os dados econômicos mais recentes indicam “um risco muito maior pela fraqueza (econômica) dos países da Organização para Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE)”. Isso teria “consequências inevitáveis” para os países emergentes e a economia mundial em sua totalidade. Por conta disso, a Opep reduz no relatório sua previsão de crescimento global da economia neste este ano de 3,9% para 3,7% do Produto Interno Bruto (PIB) e para o ano que vem de 4,1% para 4%. O retrocesso é maior nos países industrializados, com uma revisão em baixa de 2,1% para 1,8% neste ano e de 2,5% para 2,2% em 2012, assegura o relatório. O preço do barril de petróleo da Opep em agosto teve queda de 8%, chegando a US$ 102. “Nuvens obscuras sobre a economia já estão causando impacto sobre a direção do mercado”, afirma a Organização.

Produção de países-membros da Opep e não membros – julho/09 a junho/11

O relatório destaca que o crescimento do consumo privado nos Estados Unidos está desacelerando desde fevereiro e que entrou em terreno negativo em junho. “Esta tendência poderia ter sério impacto sobre o crescimento global, já que o consumo privado nos Estados Unidos equivale a um sétimo do PIB global”, advertem os analistas do grupo. A oferta de petróleo dos países não membros da Opep tem expectativa de crescimento de 0,6 mb/d, após uma revisão dos analistas, diante do cenário menor do que o esperado de países como Canadá, Noruega, Reino Unido, Malásia, Vietnam e Brasil. Em 2012, esse crescimento deve ser de 0,7 mb/d, com base no crescimento projetado

para Brasil, Canadá, Colômbia e Estados Unidos. A produção de petróleo da América Latina tem perspectiva de aumento de 0,24 mb/d, com Brasil e Colômbia sendo a base desse crescimento. Porém, os dados sobre o Brasil sofreram uma revisão, pois a produção do segundo semestre está abaixo do esperado. Essa revisão prevê queda a despeito de uma melhoria da produção em junho em relação ao mês anterior. Mas a expectativa é de que a produção da segunda metade deste ano aumente, se comparada com a primeira metade do ano, devido ao início de produção em alguns projetos. A perfuração do terceiro poço no pré-sal de Guará é o principal suporte da previsão da Opep.

O presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim, afirmou que o resultado do processo de contratação foi amplamente positivo, já que não houve o domínio de uma única fonte na composição final do mix de contratação. A distribuição das usinas contratadas entre os vários estados do país foi outro aspecto destacado por Tolmasquim. “Do ponto de vista do consumidor, o resultado foi o melhor possível, pois há a garantia que ele estará comprando a energia mais barata possível. Basta

observar que os preços médios de venda das fontes eólica, biomassa e gás natural foram os menores entre todos os leilões já realizados até hoje”, avaliou o presidente da EPE.

Com relação à quase estagnação no ritmo de crescimento da demanda da classe industrial verificada no mês de julho, a EPE explica que, para entender a dinâmica deste setor, é necessário considerar que o seu consumo está em grande parte associado a segmentos industriais eletrointensivos e com perfil eminentemente exportador, como metalurgia e extração mineral. A classe industrial é responsável por 43% do consumo total do mercado energético brasileiro.

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Consumo de eletricidade cresce cerca de 8% em julho O consumo nacional de energia elétrica na rede somou 35.069 gigawatts-hora (GWh) em julho de 2011, 3,7% acima do registrado no mesmo período de 2010. De acordo com as informações da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), essa alta reflete as taxas de crescimento das classes residencial (7,9%) e comercial (8,3%). O consumo de energia elétrica das indústrias foi praticamente o mesmo de 2010, crescendo apenas 0,3%.

Jun 11

Abr 11

Maio 11

Fev 11

Mar 11

Jan 11

Dez 10

Nov 10

Set 10

Out 10

Jul 10

Ago 10

Jun 10

Abr 10

Maio 10

Fev 10

Mar 10

Jan 10

Dez 09

Nov 09

Set 09

Out 09

Jul 09

Ago 09

Redução da mistura de etanol A redução da mistura de etanol anidro à gasolina de 25% para 20%, anunciada no dia 29 de agosto, em Brasília, pelo ministro das Minas e Energia, Edison Lobão, não altera a oferta de etanol no mercado do-

ENERGIA. PRODUÇÃO. DESENVOLVIMENTO. A UTC ENGENHARIA S.A. É UMA DAS PRINCIPAIS EMPRESAS BRASILEIRAS DE SGI – SISTEMA DE GESTÃO INTEGRADA NA ÁREA DE SERVIÇOS EM ENGENHARIA INDUSTRIAL. Constante capacitação de seus colaboradores, alta tecnologia, os mais altos padrões de qualidade. A UTC Engenharia acredita que a base do desenvolvimento está em construir estruturas capazes de impulsionar o setor de produção. Sempre conservando uma atitude de consciência social e a preservação ambiental.

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Frases “Dependendo do que acontece na conjuntura internacional, nós teremos um aumento ou uma diminuição (da taxa de juros). Não dá para você de forma muito antecipada prever isso”, presidente Dilma Rousseff, Agência Reuters, 01/09/2011. “O pré-sal é o novo paradigma que deixou para o Brasil o desafio do desenvolvimento que ele merece.” Acrescentando que o pré-sal deve contribuir para elevar as reservas brasileiras de petróleo para 50 bilhões de barris. Magda

“Estou preocupado com a velocidade de investimentos na cadeia produtiva.” Alertando que o desenvolvimento brasileiro a partir do pré-sal pode ficar comprometido pela falta de planejamento do governo e de investimento das empresas fornecedoras. José Sérgio Gabrielli, presidente da Petrobras, Carta Maior, 26/08/2011.

“As reservas provadas de petróleo da Venezuela alcançaram 296,5 bilhões de barris (dados consolidados em 31 de dezembro de 2010), superando a Arábia Saudita, com 264,5 bilhões de barris. O país sul-americano ocupa oficialmente o primeiro lugar em reservas certificadas no mundo.”, Informe anual da Organização de Países Exportadores de Petróleo (Opep), Agência AVN, 18/07/2011.

“Temos que garantir o abastecimento de álcool olhando para este ano e para o próximo ano. Essa é uma medida de precaução, uma segurança a mais.”, Edison Lobão, ministro de Minas e Energia, Agência Brasil, 30/08/2011.

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural – 02/2011 a 07/2011 Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Fev Mar Abr Maio Jun Jul Bacia de Campos 1.705,1 1.710,8 1.670,6 1.650,3 1.694,9 1.612,3 Outras (offshore) 98,8 116,3 119,1 146,1 141,2 142,1 Total offshore 1.803,9 1.827,1 1.789,7 1.796,4 1.836,2 1.754,4 Total onshore 215,6 212,8 213,7 206,9 210,6 214,0 Total Brasil 2.019,5 2.039,9 2.003,4 2.003,2 2.046,8 1.968,4 Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Bacia de Campos Outras (offshore) Total offshore Total onshore Total Brasil

Fev Mar Abr Maio Jun Jul 23.936,7 23.852,2 23.728,3 22.885,5 22.687,9 21.382,5 13.238,7 14.148,1 14.820,7 17,878,9 18.388,3 19.295,9 37.175,4 38.000,3 38.549,0 40.764,5 41.076,3 40.678,4 15.899,9 15.466,4 15.915,2 16.134,4 16.240,6 16.034,2 53.075,2 53.466,7 54.464,2 56.898,8 57.316,9 56.712,6

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

Fev 152,5

Mar 142,2

Abr 129,9

Maio 131,7

Jun 133,1

Jul 141,1

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

Fev Mar Abr Maio Jun Jul 16.970,0 16.239,0 15.259,0 15.897,8 17.171,9 17.298,6

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

Fev Mar Abr Maio Jun Jul 2.603,9 2.613,9 2.565,7 2.586,3 2.641,5 2.568,0

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

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Fonte: Petrobras

Foto: Agência Petrobras

Chambriard, diretora da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), 16/08/2011.

méstico na atual safra, na opinião da União da Indústria de Cana-de-açúcar (Unica). Isso porque, segundo a entidade, o setor vinha programando importações de etanol para garantir o abastecimento doméstico e a situação já estava equacionada. “A decisão do governo apenas antecipou a redução da mistura, que já era esperada para 1º de novembro. No momento, temos importações de mais de 500 milhões de litros de anidro compromissadas, com desembarque previsto entre setembro e abril de 2012. Com a redução antecipada da mistura, é possível que parte dessa importação seja desnecessária,” explicou o presidente da Unica, Marcos Jank. Dados da Unica mostram que a redução da mistura reduzirá a demanda mensal por etanol anidro no mercado doméstico em cerca de 150 milhões de litros, o que na prática deve aumentar a disponibilidade de etanol hidratado em igual volume. Para a entidade, meses foram investidos na discussão sobre a mistura, algo que não altera de maneira significativa a oferta de etanol, enquanto temas mais importantes, ligados ao crescimento da oferta e o futuro do setor, só começam a receber a devida atenção agora. “É preciso definir claramente a participação do etanol hidratado na matriz de combustíveis do país. Paralelamente, medidas que valorizem a energia a partir da biomassa também são essenciais. Com isso, começaremos a ver condições para uma retomada de crescimento, nos moldes do que ocorreu entre 2004 e 2008, quando cerca de 120 novas usinas foram implantadas no país. O setor já mostrou que é capaz de desempenhar esse papel,” afirmou Jank.

CNI revisará as estimativas da indústria Com o anúncio do resultado do Produto Interno Bruto (PIB) do segundo trimestre de 2011 e a redução na projeção do crescimento para esse ano, de algo mais próximo de 4% do que 4,5%, feita pelo ministro da Fazenda, Guido Mantega, a indústria também vai rever seus números. A preocupação com uma possível estagnação do setor foi expressa pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), depois dos dados divulgados no dia 2 de setembro, pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). O PIB industrial cresceu somente 0,2% no segundo trimestre deste ano, frente ao trimestre anterior. A indústria de transformação ficou estável no período, enquanto a construção civil expandiu-se apenas 0,5%. A indústria extrativa teve expansão de 2,2% devido à forte demanda mundial Esses resultados, associados ao cenário de piora das perspectivas sobre a economia global, indicam que o PIB industrial crescerá ainda menos do que o esperado em 2011. Com isso, a CNI reverá em breve suas projeções para

o crescimento em 2011, atualmente de 3,2% para o PIB da indústria e 3,8% para o PIB total. Pisando no freio – De acordo com Guido Mantega, a projeção de crescimento foi revista para baixo em função do agravamento da crise externa somado às medidas tomadas pelo governo brasileiro para combater a inflação. Foi o que levou a economia brasileira a pisar no freio no segundo trimestre. Para o ministro, essa desaceleração só deverá se reverter no fim do ano. “A desaceleração está dentro do que o governo planejava na briga contra a inflação. Devemos caminhar para um PIB mais próximo de 4% do que de 4,5% [em 2011]”. Ele diz que o Brasil já começou a tomar as medidas necessárias para se proteger, entre elas, o controle maior dos gastos, da inflação, via diminuição do crédito para o consumo, e da

taxa de juros, que em 1º de setembro passou de 12,5% para 12% ao ano pela Selic. Investimentos para 2012 – Um dia antes da revisão de Mantega, a ministra do Planejamento, Miriam Belchior, enviou ao Congresso Nacional o orçamento de 2012 com previsão ainda de crescimento de 5%, taxa de câmbio média de R$ 1,64 e taxa de juros Selic de 12,5% ao ano. Estão previstos investimentos recordes de R$ 165,3 bilhões e redução de R$ 139,8 bilhões para R$ 114,2 bilhões da meta de resultado das contas públicas do ano que vem. Apesar das evidências de que há ium afrouxamento da política fiscal, a ministra reafirmou o compromisso do governo com maior rigor no gasto público Do total de investimentos previstos no país para 2012, a Petrobras responderá por R$ 77,9 bilhões, a Eletrobras, por R$ 10,1 bilhões , o Banco do Brasil, por R$ 3 bilhões e a Caixa Econômica Federal por R$ 1,3 bilhão. Ainda que o projeto de lei orçamentária preveja a possibilidade de abatimento de R$ 25,6 bilhões nas despesas do PAC, Belchior afirma que ainda vigora “a meta cheia, ainda que seja importante ter uma margem de manobra para fazer investimentos”.

A produção de petróleo da Petrobras no Brasil em julho recuou 3,8% em relação ao mês de junho, caindo para 1,968 milhão de barris diários, ficando mais distante da meta de atingir uma média de produção em 2011 de 2,1 milhões de bpd. Segundo dados divulgados pela estatal, paradas para manutenção nos campos de Marlim (P-20, P-35 e P-37), Albacora Leste (P-50), Parque das Baleias (FPSO Capixaba), e de Unidades da corrente de Cabiúnas foram as principais responsáveis pela queda. Já a produção de gás natural ficou em 56,7 milhões de m3 por dia, estável em relação a junho, mas com alta de 8% se comparado com o resultado de julho do ano passado.

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A produção média de petróleo e gás natural da Petrobras no Brasil e no exterior atingiu 2,568 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed), mantendo-se estável ao volume registrado no mês de julho de 2010 e caindo 2,78% em relação ao mês anterior. Produção internacional – O volume de petróleo e gás natural dos campos situados nos países em que a Petrobras atua chegou a 242.899 barris de óleo equivalente por dia (boed), sendo 234.566 boed provenientes de empresas controladas pela Petrobras e 8.333 boed provenientes de empresas coligadas. Esse volume indicou um aumento de 3,7% quando comparado à produção de junho de 2011, devido a ganhos de produtividade em

Foto: Agência Petrobras

Produção de petróleo da Petrobras tem queda de 3,8% em julho

Agbami, na Nigéria; e melhor desempenho dos poços das campanhas 2010/2011 em Medanito e em Puesto Peter, ambos na Argentina.

TN Petróleo 79

entrevista exclusiva Welter Benicio, diretor de Óleo e Gás da Siemens do Brasil

Vamos crescer no Brasil

por Maria Fernanda Romero

Presente no país há mais de cem anos, a Siemens tem aumentado ainda mais o nível de nacionalização de seus produtos e equipamentos por meio da instalação de novas fábricas e centros de competência, nos últimos dez anos.

Altos investimentos e projetos de excelência são as apostas da empresa no Brasil para os próximos anos, garante Welter Benicio, diretor de óleo e gás da Siemens do Brasil. Engenheiro elétrico e mestre em administração de empresas pela FGV, o executivo, que iniciou carreira em 1987 na Petrobras, onde ficou por 11 anos, atuando ainda na ABB e Vetco Gray, afirma que a Siemens tem metas ousadas para o Brasil. Sem perder de vista o atual crescimento do mercado brasileiro, a empresa quer concentrar seus esforços nos setores de óleo e gás e energia, investindo pesado em pesquisa e desenvolvimento (P&D) no país. TN Petróleo – A Siemens anunciou recentemente que pretende ampliar suas atividades com novos investimentos no país. Qual a importância do mercado brasileiro para a empresa? Qual o faturamento aqui? Welter Benício – O mercado brasileiro é crucial para qualquer empresa, de qualquer segmento da economia, haja 22

TN Petróleo 79

vista o crescimento e as potencialidades dos países emergentes e, ainda mais, do grupo Bric, do qual o Brasil faz parte. Comparado à maioria dos países emergentes, o Brasil apresenta condições favoráveis ao crescimento sustentado, pois possui um parque industrial moderno e robusto, uma população jovem e grande, recursos naturais em abundância, uma democracia e instituições que se fortalecem cada vez mais e governos estaduais e federal preocupados com a disciplina fiscal. Com 13 fábricas instaladas no país, mais de dez mil colaboradores e um faturamento de R$ 4,3 bilhões, a empresa tem metas arrojadas de crescimento para os próximos anos no mercado brasileiro. O Brasil responde por cerca de 2,5% do faturamento global, tendo como maiores pesos os segmentos da Indústria e Energia. No setor de petróleo e gás, a empresa tem buscado ser um dos principais parceiros tecnológicos da indústria, mas só nos últimos anos retomou seus projetos e investimentos com

foco no setor brasileiro. Por quê? Quanto a empresa pretende investir nesta área para os próximos anos? O segmento de óleo e gás tem atraído diversas empresas no mundo. O fim da era do óleo fácil e o crescimento da economia mundial, notadamente nos Brics, tem levado a projeções de demanda por hidrocarbonetos nos próximos 20 anos, o que mostra uma necessidade de investimentos pesados na identificação de novas reservas e na exploração das mesmas. Isto não tem sido diferente no Brasil. Após atingirmos a autossuficiência em meados da década passada, com as recentes descobertas e com os ajustes na economia que têm permitido o crescimento sustentado, o Brasil criou condições para projeções mais ambiciosas na produção de hidrocarbonetos. O crescimento na produção requer investimentos vultosos, que estão sendo anunciados pela Petrobras e outras operadoras internacionais (IOCs) e nacionais (OGX, por exemplo). Tendo em vista este incremento

Foto: Divulgação

Com 13 fábricas instaladas no país, mais de dez mil colaboradores e um faturamento de R$ 4,3 bilhões, a Siemens tem metas arrojadas de crescimento para os próximos anos no mercado brasileiro.

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entrevista exclusiva

em andamento para inúmeros projetos offshore e onshore.

nos investimentos, a Siemens iniciou um programa que visa aumentar sua competitividade e, por conseguinte, sua participação neste mercado. Este programa prevê investimentos iniciais de cerca de U$ 100 milhões, em localizações, centro de pesquisa e inovação. A aquisição da Chemtech está dentro dessa estratégia para atender a indústria de óleo e gás? Outras aquisições foram feitas com esse foco? De quais empresas? Sim, a Chemtech é um fator diferencial para a Siemens. Trata-se de empresa com forte reputação no mercado e com um histórico fantástico de realizações no segmento de O&G. Sua aquisição foi um passo importante no nosso posicionamento neste mercado – afinal de contas quantas empresas neste país contam com um corpo de mil engenheiros de várias disciplinas? Outras aquisições ocorreram. Neste ano, a Siemens anunciou a compra da Bennex e da Poseidon, duas empresas de engenharia submarina com base na Noruega. Estas aquisições visam manter na Siemens o expertise necessário ao desenvolvimento do sistema de distribuição elétrica submarina (Subsea Power Grid/SPG). A Bennex, com o portfólio que inclui conectores elétricos, penetradores, entre outros, e a Poseidon, com seu corpo de engenheiros subsea, estão sendo fundamentais 24

TN Petróleo 79

O SPG (Subsea Power Grid) é uma tecnologia diferenciada, que pode ser aplicado em qualquer campo de petróleo, em profundidades de até 3.000 m, o que inclui as áreas hoje conhecidas como blocos do pré-sal.

na marinização e no desenvolvimento de componentes do SPG. Parte deste desenvolvimento já está sendo feito no Brasil e nosso escopo de trabalho tende a crescer com o novo centro de pesquisa na Ilha do Fundão. Quais os principais produtos e serviços que a Siemens tem fornecido para a indústria de óleo e gás? Poderia elencar os principais projetos dos quais a Siemens participou nos últimos anos (plataformas, refinarias, petroleiros), destacando quais os produtos e serviços fornecidos para cada um? A Siemens fornece engenharia multidisciplinar, turbinas a gás e a vapor, compressores e ventiladores, sistemas de tratamento de água (remoção de sulfato), sistemas elétricos e de automação para as plantas de petróleo, sejam elas de processamento primário ou mais à frente na cadeia. Nosso SPG estará sendo testado em águas rasas e disponível para aplicação no Brasil, em 3.000 m de lâmina d’água, conforme o desejo da Petrobras, ou seja, em 2015. Temos fornecimentos feitos e

Quais as principais tecnologias que a Siemens tem a oferecer para as operações offshore? Quais soluções são produzidas no Brasil? O portfólio aqui mencionado tem sido instalado em plataformas offshore (de perfuração e produção). Alguns componentes são fabricados no Brasil e é importante frisar que a Siemens tem atendido aos requisitos de conteúdo local solicitados, inclusive para equipamentos rotativos (turbinas e compressores). Que tipo de tecnologia diferenciada vocês vão fornecer às petroleiras para atender o pré-sal? Qual tecnologia é a mais adequada para condições severas como as que se encontram lá? O SPG é uma tecnologia diferenciada, que pode ser aplicado em qualquer campo de petróleo, em profundidades de até 3.000 m, o que inclui as áreas hoje conhecidas como blocos do pré-sal. Para os compressores, temos analisado e definido materiais para aplicação com fluidos corrosivos, ricos em CO2, bastante presente na área do pré-sal. Os demais componentes já possuem a confiabilidade e a robustez típicas do ambiente offshore e não diferem se aplicados no pré-sal ou em qualquer outra área. Para o offshore, a Siemens informou que já iniciou os preparativos para a instalação no Brasil de uma planta para produção de compressores. Quais os investimentos previstos para essa unidade? De maneira geral, pretendemos investir cerca de U$ 50 milhões nos programas de localização para os rotativos, o que inclui os compressores. Como está esse projeto? Onde será construída a fábrica e quando entrará em operação? Qual será sua capacidade?

vamos crescer no Brasil

Alguns passos já foram dados em Jundiaí (SP), onde já possuímos fábrica de turbinas a vapor. Maiores investimentos deverão acompanhar pedidos de nossos clientes. É preciso deixar claro que a Siemens é hoje a única empresa que fabrica turbinas no país. Nossa unidade de Jundiaí produz turbinas a vapor de até 100 MW e sua adequação para outros rotativos ou turbinas a vapor de maior porte seria, por este motivo, facilitada, em comparação com quem começa do zero. Com relação à capacidade, posso dizer que ela será suficiente para atender às demandas do mercado de óleo e gás.

Números da Siemens no Brasil

operar no fim de 2012 e que estejam em pleno funcionamento em 2016.

– Primeiras operações no país: 1867 – Primeiro escritório da empresa: Rio de Janeiro, 1895 – Fundação da companhia no Brasil: 1905 – Responsável por 50% da energia elétrica no país – Mais de 10 mil colaboradores – Seis centros de pequisa, desenvolvimento e engenharia – 13 unidades fabris – 12 escritórios regionais de vendas

Vocês também irão construir duas novas fábricas em Itajubá, no sul de Minas Gerais, para produção de motores elétricos e redutores mecânicos, principalmente para mineração, siderurgia e as indústrias de óleo e gás, e

etanol e açúcar. Quanto foi investido nestas fábricas e quando elas estarão em pleno funcionamento? Vamos investir cerca de R$ 300 milhões nestas novas plantas fabris. A previsão é de que elas comecem a

No final do ano passado, a Siemens anunciou que até 2014 quer ultrapassar a marca de R$ 40 bilhões em receitas com tecnologias ‘verdes’. O que a empresa fará neste sentido? Haverá um aumento de investimento no portfólio ambiental da empresa? Tecnologias mais sustentáveis para o setor de petróleo e gás serão contempladas nesta estratégia? Sim, a Siemens já está investindo muito nesse segmento. A empresa aplica quase quatro bilhões de euros por ano em pesquisa e desenvolvimento de produtos que tenham como característica principal a eficiência energética e maior produtividade. Pelo menos um bilhão e meio desse montante é aplicado especificamente em tecnologias verdes.

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AO FIM

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TN Petróleo 79

especial

Da exploração e produção ao processamento final de hidrocarbonetos, para gerar combustíveis, petroquímicos e outros derivados, a água cumpre um papel primordial na indústria de óleo e gás. Principal resíduo na explotação petrolífera, mas um elemento essencial para assegurar a continuidade e até mesmo o sucesso dessa atividade, a água gerada nas diversas etapas dessa cadeia produtiva recebe tratamentos específicos que possibilitam desde o reuso à otimização de sua utilização tanto no segmento offshore como onshore. por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

ela é vital na indústria de óleo e gás 26

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O fator água • Em 2010, o volume total de reuso de água na Petrobras chegou a 17,6 bilhões de litros, o suficiente para suprir cerca de 10% da capacidade necessária às operações da companhia – o que indica um consumo de 176 bilhões de litros de água em suas atividades de refino. O objetivo da estatal é reutilizar cada vez mais água – tanto que as novas refinarias já estão sendo projetadas com base nesse modelo. • Do total de água existente no planeta, 97% são de água salgada, e dos 3% restantes, 76% formam as calotas polares e geleiras permanentes, 22% estão no subsolo e apenas 2% constituem as águas doces dos rios, lagoas e lagos (1,5 milhão de metros cúbicos por segundo de produção hídrica).

• O Brasil possui 12% (177.900 m³/s) da água doce disponível no mundo e 53% (334.000 m³/s) da água doce da América do Sul. Cerca de 80% da produção hídrica brasileira se concentram em três grandes unidades hidrográficas: Amazonas, São Francisco e Paraná.

• Apenas 1% das indústrias no Brasil reutiliza água. Analistas avaliam que a reutilização liberaria 1,65 bilhão de litros por dia no país.

Foto: Agência Petrobras

• Segundo dados da Agência Nacional das Águas (ANA), em 2010, dos R$ 12,412 milhões pagos pela captação de água na área de abrangência da bacia hidrográficas do rio Paraíba do Sul (que se estende pelos estados de São Paulo, Minas Gerais e Rio de janeiro, principais centros industriais do país), a indústria foi responsável por R$ 4,740 milhões, enquanto que saneamento por R$ 7,3 milhões.

mbora à primeira vista pareça que a água é um incômodo para a indústria de óleo e gás, por demandar o uso de diferentes tecnologias de separação dessa substância presente no hidrocarboneto extraído do subsolo – seja em terra firme ou no mar –, a água é, na realidade, tão fundamental para esse setor quanto o próprio óleo e gás, objetivos finais de qualquer petroleira. É bem verdade que a água é o principal resíduo ligado à atividade de extração do petróleo, uma vez que, quase sempre, está associada ao óleo produzido nos campos terrestres e nos marítimos, tanto em águas rasas como profundas. No entanto, a injeção de água continua sendo a principal ferramenta de recuperação avançada de hidrocarbonetos, praticamente ‘empurrando’ o petróleo do reservatório para o poço e ajudando no escoamento do mesmo até a unidade de produção (as plataformas, no mar). Ainda assim, devido ao grande volume gerado, a água produzida juntamente com o petróleo na exploração e produção é o poluente mais relevante. Para otimizar o uso da água produzida na explotação, assim como a utilizada no processamento de petróleo, e possibilitar principalmente o seu reuso ou descarte em condições que não impactem o meio ambiente ou o reservatório de hidrocarbonetos, as petroleiras buscam as mais modernas tecnologias de tratamento disponíveis no mercado. O gerenciamento cuidadoso da água e dos efluentes líquidos gerados em todas as etapas dessa cadeia produtiva é imprescindível não somente para a preservação do meio ambiente como também

para a sustentabilidade dos negócios dessa indústria. Ou seja, o tratamento de água visa não apenas atender às exigências legais, assegurando às petroleiras o reconhecimento por parte da sociedade como empresas que atuam de forma responsável, como também possibilita a minimização dos custos operacionais e dos passivos ambientais.

Soluções integradas Atenta ao potencial desse mercado em expansão, por conta do incremento das atividades de E&P e ampliação do parque de refino no Brasil, empresas especializadas em tratamento de água e efluentes líquidos têm procurado ampliar seu portfólio de produtos e serviços, agregando novas tecnologias e até mesmo fazendo parcerias estratégicas para oferecer soluções completas. É o caso das multinacionais Clariant, de origem suíça, e a francesa Veolia Water Solutions e Technologies (VWS), que anunciaram em abril uma aliança estratégica, com o objetivo de disponibilizar ao mercado brasileiro soluções integradas para a gestão de água em plantas industriais. As duas empresas somaram suas expertises e competências para oferecer um pacote completo de especialidades químicas e tecnologias de ponta, além de suporte técnico e operacional dos sistemas de tratamento de água para as mais distintas instalações industriais e comerciais. A parceria abrange o desenvolvimento e instalação de todo o complexo de tratamento de águas e efluentes líquidos, incluindo equipamentos com tecnologia proprietária e os mais avançados produtos químicos à gestão integrada desses sistemas. Líder mundial em soluções tecnológicas para o tratamento de águas TN Petróleo 79

Foto: Divulgação

especial

Sistema de remoção de sólidos e compostos orgânicos ainda remanescentes com tecnologia Actiflo, da Veolia utilizado na Regap.

e efluentes líquidos, com mais de 70 anos de experiência internacional em serviços ambientais, a Veolia desenvolve soluções para o gerenciamento da água: sistemas e tecnologias de filtração, ultrafiltração, nanofiltração, membranas, reatores biológicos, eletrodiálise, automação e suporte de engenharia, de forma a assegurar a maior performance nos processos físicos. A Clariant, líder em especialidades químicas, oferece soluções para tratamento de águas e efluentes líquidos, com foco no reuso e descarte zero. A empresa faz o monitoramento on-line do tratamento químico, além de realizar serviços de laboratório para maximização dos resultados e programas de tratamento químico de membranas, dando suporte técnico na gestão e tratamento de águas e efluentes. Juntas, as duas estão na linha de frente do mercado de tratamento de água, por dar uma solução integrada completa para os mais diversos segmentos, incluindo o de petróleo e gás, com foco na otimização e reuso e, consequentemente, na redução da captação desse recurso natural. Cada uma dentro de sua área, respaldadas na experiência das duas empresas, que atuam em fina sintonia para atender a clientes cada vez mais exigentes.

Membranas Nas atividades marítimas de exploração e produção de hidro28

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carbonetos, a Veolia faz valer sua expertise no tratamento da água de injeção nos poços e da água produzida, sistemas de remoção de sulfato e tecnologia de osmose reversa para obtenção de água de consumo. Segundo Ramon Fernandez, diretor comercial da Veolia Water, uma Unidade de Remoção de Sulfato, solução desenvolvida nos últimos dez anos, é o grande diferencial da empresa, tendo se tornado uma referência no tratamento de água para operações offshore no país. Ele explica que a remoção de sulfato é feita por meio de membranas de nanofiltração, que são precedidas por uma bateria de filtros finos capazes de possibilitar a limpeza necessária para a integridade das membranas. “Atualmente, estamos utilizando no pré-tratamento um sistema ultrafiltração, que é composto por uma bateria de membranas com o objetivo de remover partículas, sólidos suspensos, para dar proteção adequada às membranas de nanofiltração”, destaca o executivo. De acordo com ele, embora essa solução responda pelo maior investimento inicial das operadoras nesses sistemas, já foi comprovado que tal custo é amortizado rapidamente durante os primeiros anos de operação. “Isso porque minimiza a necessidade frequente da troca de elementos de filtros com cartuchos

finos e prolonga a vida útil das próprias membranas.” Segundo ele, o escritório da empresa no Brasil, com o suporte tecnológico da VWS Westgarth, fornece plantas completas de remoção de sulfato visando atender a demanda de conteúdo nacional requeridas pelas operadoras. “O fornecimento da Veolia no Brasil corresponde à compra de equipamentos, acompanhamento da fabricação, construção do módulo e apoio na interface de engenharia com vendedores e clientes.” O diretor da Veolia Water pontua que outra solução diferenciada oferecida pela empresa é a Unidade de Água Produzida, com a tecnologia de flotação chamada CFU (sigla em inglês para Unidade de Flotação Compacta). “Essa tecnologia, juntamente com a de remoção de sulfato, deverá ter grande destaque nos próximos anos frente a isso, por ocupar um espaço menor que outros sistemas – o que representa um ganho para as operadoras, pois a falta de espaço é um dos maiores problemas nas unidades flutuantes de produção de óleo e gás”, complementa.

Reuso de água Nos segmentos de refino e petroquímica, a Veolia também desenvolveu soluções diferenciadas de tratamento de águas e efluentes: desde os mais simples separadores de água/óleo até sis-

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Sistema de tratamento de água na Reduc fornecido pela Veolia

temas complexos de tratamento biológico e de polimento, visando o reuso. A empresa oferece ainda sistemas para a remoção de VOCs (sigla inglesa Volatile organic compounds, substâncias orgânicas voláteis) em gases e, ainda, serviços de tratamento e disposição de lodos oleosos e biológicos. De acordo com a Veolia, trabalhando conjuntamente com a Petrobras, a empresa é referência em sistemas de tratamento de efluentes para reuso de água de reposição de torres de resfriamento, além de ter desenvolvido a primeira unidade industrial da tecnologia MBR (biorreator de membranas) para tratamento de efluentes de refinarias. Joelcio Saturnino, gerente de desenvolvimento de negócios da Veolia Water, explica que através de processos e equipamentos proprietários, a empresa atende praticamente toda a necessidade hídrica para as atividades da indústria de refino e petroquímica. “Seja no tratamento de água de superfície e de poços para suprir a demanda de água industrial, de serviço e potável; tratamento de água de processo para alimentação de caldeiras e 30

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make-up de torre de resfriamento; processo de dessalinização de água salobra etc.” Ele explica que os efluentes contaminados e oleosos passam por sistemas completos para a remoção do material poluente, para que os mesmos atinjam as condições adequadas de lançamento nos corpos hídricos. “O reuso desse efluente pode ser uma excelente alternativa para a economia de água no processo, bem como de outras correntes geradas, tais como purgas de torres de resfriamento e lodos de ETA (Estação de Tratamento de Água), após passarem por tratamentos específicos”, pontua. Saturnino lembra que uma das principais preocupações do parque de refino brasileiro é a contínua otimização da utilização dos recursos naturais, como por exemplo, água. Desta forma, o reuso de água tem se tornado um objetivo das empresas refinadoras. “Na Regap, desenvolvemos e implantamos um sistema de reuso a partir do efluente tratado da ETDI (estação de tratamento de despejos industriais), através da remoção de sólidos e compostos orgânicos ainda remanescentes com tecnologia Actiflo, da Veolia. Nesse sistema, a condutividade é reduzida em uma unidade de eletrodiálise reversa, adequando a qualidade do efluente para

reposição de água em torres de resfriamento.” A Veolia já forneceu diversos sistemas para importantes refinarias do Brasil, como a Refinaria Henrique Lage (Revap), Refinaria Gabriel Passos (Regap), Refinaria Abreu e Lima (RNEST), Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), Refinaria de Duque de Caxias (Reduc), Refinaria de Paulínia (Replan), Refinaria Landulpho Alves (RLAM) e Refinaria Alberto Pasqualini (Refap), participando ativamente de várias etapas de expansão da capacidade de produção de derivados de petróleo. “Estamos preparados para atender as novas demandas do setor, com os novos empreendimentos planejados para os próximos, tais como o Comperj e as refinarias Premium I e II, além das ampliações e readequações das atuais instalações”, afirma o gerente de Desenvolvimento de Negócios da Veolia Water. “Além do extenso portfólio, o grande diferencial da Veolia está nos anos de experiência no desenvolvimento de projetos, construções, montagens e operações de sistemas de águas e efluentes”, conclui.

Conteúdo local Disponibilizar a solução química mais adequada para o tratamento das águas nas várias etapas da cadeia produtiva de petróleo e gás, da exploração e produção ao refino e processamento petroquímico, é a grande expertise da Clariant Oil & Mining Services (OMS), unidade de negócios da suíça Clariant, que atua praticamente em todas as etapas dessa cadeia produtiva. “A Clariant Oil Services, uma das divisões da unidade de negócios OMS, sediada em Houston (Texas/EUA), tem cobertura global e representação nos principais

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Fábrica da Clariant em Socorro, SP

mercados de petróleo e gás, sendo uma das empresas de serviços e produtos químicos de maior crescimento na indústria petrolífera mundial”, garante o vice-presidente para a América Latina, Carlos Tooge. Ele lembra que, além de um portfólio diversificado, a companhia produz localmente, nas plantas fabris nos estados de São Paulo e Rio de Janeiro, mais de 90% dos químicos consumidos no mercado brasileiro. O que assegura o atendimento das exigências de conteúdo local no setor de óleo e gás. “Além de oferecer soluções químicas, a empresa dá suporte às suas operações com equipa32

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mentos e técnicos especializados”, complementa Eduardo Castilho, gerente de Tratamento de Água para a América Latina da Clariant. Entre as especialidades químicas disponibilizadas para esse mercado, estão as soluções utilizadas no tratamento de águas, onshore e offshore. “Somos benchmark em tratamento de água produzida no Brasil e fornecemos os químicos requeridos ao tratamento à água de injeção, reinjeção e ao sistema de facilidades (água de resfriamento)”, destaca Castilho, frisando a importância do tratamento de égua nas operações offshore.

O executivo lembra que na explotação de petróleo, a depleção dos reservatórios (recuperação do óleo in situ) e simultânea injeção de água (para aumentar a produtividade e auxiliar no escoamento), há um aumento progressivo do BSW (basic sediments and water). Ou seja: aumento da quantidade de água e sedimentos produzidos nos poços offshore e onshore, gerando cada vez mais esse resíduo, sobrecarregando as plantas de tratamento. A Clariant oferece soluções químicas para o tratamento dessa água, tanto para reuso como para descarte. “A aplicação de reuso mais comum é a reinjeção no reservatório. E, para tanto, utiliza-se um processo de separação por membranas, que requer o uso de produtos químicos especiais para a sua manutenção, os quais são disponibilizados pela Clariant no mercado internacional e no país”, observa. “Nossos produtos permitem também o enquadramento dos teores de óleo e graxas (TOG) nos padrões de cada país, inclusive das autoridades ambientais brasileiras, para que essa água, caso não seja reinjetada, possa ser descartada no mar ”, agrega Castilho, frisando que as especialidades químicas oferecidas para o tratamento de água incorporam as mais modernas tecnologias do segmento, graças ao alto investimento em P&D (pesquisa e desenvolvimento), realizado pela companhia.

Química certa

Atenta à demanda desse mercado, além de centros técnicos com foco no setor de petróleo e gás localizados em Aberdeen (Escócia) e Houston, a empresa está instalando o primeiro Centro de Excelência em Aplicações para

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especial

Foco no reuso A Petrobras vem investindo pesado na questão do reuso de água. No ano passado, o volume total de reuso na empresa chegou a 17,3 bilhões de litros. O grande destaque da política de reuso da companhia é a Refinaria de Capuava, pois esta tornou-se a primeira da América Latina com descarte zero de efluentes. Com o projeto, ela deixou de captar um bilhão de litros de água por ano do rio Tamanduateí, que corta o município onde a planta está instalada. Outro grande projeto envolvendo a companhia é o abastecimento do Comperj com água de reuso, que será fornecida pela Companhia Estadual de Águas e Esgotos (Cedae), a partir da estação de tratamento de Alegria. O projeto prevê o fornecimento de 500 litros de água tratada por segundo em 2013 e de 1.500 litros por segundo em 2017. A água chegará ao complexo petroquímico por meio de um duto de 50 km de extensão ligando a estação de tratamento de Alegria à estação de tratamento de São Gonçalo,

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de onde sairão novos dutos até o polo industrial. O volume de água a ser fornecido é equivalente ao consumo de uma cidade de 700 mil habitantes, o que faz do projeto o maior de água de reuso do mundo. O descarte dos efluentes da água do Comperj será feito por um emissário submarino a ser construído em Maricá. Antes do descarte, esses efluentes serão tratados na estação de tratamento de efluentes (ETDI), no Comperj, que será uma das mais modernas da Petrobras. Com investimento de R$ 10 milhões em pesquisa e desenvolvimento nos últimos três anos, a Petrobras vai colocar

em operação a primeira estação móvel de reuso de água para as suas refinarias. A unidade reúne 15 tecnologias que, combinadas, poderão levar a até cem soluções para tratamento e reuso de água. Composta de duas carretas com equipamentos em escala piloto. A estação vai percorrer as 12 refinarias da Petrobras. A primeira será a Refinaria Gabriel Passos (Regap), em Minas Gerais, com ensaios na torre de resfriamento, onde há o maior consumo de água. Em seguida, a unidade móvel seguirá para a Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia. O projeto faz parte de uma área do Cenpes (Centro de Pesquisa da Petrobras) que estuda tecnologias relacionadas à água. Entre as que podem ser utilizadas no novo equipamento estão as chamadas primárias – como filtragem, floculação e separador por densidade (no caso de óleos pesados e leves) – e as avançadas, que vão de osmose inversa e eletrodiálise à remoção de sais.

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América Latina da Clariant Oil Services, com foco nesse segmento, no Rio de Janeiro. “Soluções químicas para o tratamento das águas na exploração e produção também estão no foco dessas pesquisas, visando permitir ao operador a manutenção de suas atividades de maneira otimizada, dentro dos padrões de qualidade, segurança e meio ambiente exigidos nesse segmento”, pontua, lembrando que a empresa já tem um laboratório de pesquisas na unidade de Macaé (RJ). Sempre em busca de ser um benchmarking, a Clariant tem desenvolvido soluções no país para atender a demandas específicas da indústria offshore local. “Estamos criando um novo conceito no tratamento de água produzida, com um novo produto baseado no uso de polieletrólitos”, revela o gerente. “Nesse novo conceito, em vez de aplicarmos as soluções químicas à água produzida, ela é aplicada antes na emulsão óleo/ água (ou seja, antes da separação dessas substâncias no fluido

produzido pelos poços). A principal vantagem é a diminuição da quantidade de óleo que vai para os tanques de slop (tanques de resíduos)”, salienta Reinaldo Saito, Gerente Técnico de Tratamento de Águas para América Latina, ressalvando que esse produto está em fase de consolidação. Também é amplo o leque de soluções disponibilizado pela Clariant para as plantas industriais onshore do setor de petróleo, tanto de refino como petroquímica. A Clariant possui soluções em tratamento de água que se aplicam desde a captação até o descarte. Saito destaca que há pacotes de químicos para aplicação na clarificação da água bruta, em tratamento de osmose reversa, água de resfriamento, água de caldeira e ainda de efluentes. A eficácia desse portfólio é comprovada pelos resultados

obtidos por alguns clientes, que a Clariant evita nominar, mas que já se tornaram referência no tratamento de água na indústria petrolífera brasileira, quando se trata de refinaria. Em uma planta de refino localizada no estado de São Paulo, por exemplo, um dos desafios estava na qualidade da água captada para fins industriais, por serem provenientes de um rio que recebe despejos de esgotos sanitários e industriais. “Os valores médios de turbidez, sólidos suspensos e amônia são bem altos. Em torno de 110 NTU (sigla em inglês de Nephelometric Turbidity Unit) de turbidez, 30 ppm (parte por milhão) de sólidos suspensos e 50 ppm de amônia. A qualidade dessa água é considerada uma das mais críticas do país”, lembra Saito. Com a aplicação de soluções químicas da empresa, que trata do sistema dessa planta de refino desde 2003, foi possível garantir a capacidade produtiva e preservar os equipamentos.

Sustentabilidade

Sempre em busca de soluções sustentáveis, a Veolia Water está testando outra tecnologia pioneira no país. Trata-se do SDI (Serviço de Deionização Integral), um desmineralizador de água que otimiza custos, dispensa manipulação de produtos químicos e não gera efluentes. Ele foi testado no Rally Internacional dos Sertões, pela equipe Valtra Dakar Eco Team, do piloto Klever Kolberg, que tem também o patrocínio da Veolia. O SDI retira os sais da água utilizada na formulação dos fluidos usados nos radiadores. E assegura água de qualidade constante, de alta pureza, em qualquer capacidade e sem a necessidade de implantação de equipamentos próprios. Na competição, o sistema foi utilizado no carro da equipe em um trajeto de mais de 4.000 km de asfalto e terra. “Queremos reforçar a questão da sustentabilidade,

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Desmineralizador de água da Veolia no Rally Internacional dos Sertões 2011 utilizando na prova um sistema que evitar desperdício de água, reduzindo o consumo desse insumo e também de energia, além de evitar danos no radiador”, explica o piloto Klever Kolberg. “O SDI não requer investimento de capital, é um equipamento econômico, que otimiza custos. Além disso, dispensa a manipulação de produtos químicos, não gera efluentes e é flexível quanto ao aumento e diminuição da capacidade”, destaca o gerente da divisão SDI da Veolia Water Brasil, Nelson Santos. O sistema pode ter múltiplas aplicações em diferentes mercados, entre os quais o petroquímico, químico, automotivo, microeletrônico, farmacêutico, galvanoplastia, biotecnológico, cosmético e o de energia. Alemanha, França, Inglaterra, Cingapura, Áustria e Espanha estão entre os países que utilizam a tecnologia.

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Sistema 3D Trasar da Nalco

Serviços agregados Castilho lembra ainda o caso de uma unidade petroquímica, que tinha um problema de dosagem elevada de cloro gás. “A água de resfriamento apresentava elevada contagens bacteriológicas, presença de fouling/slime (algas e bactérias) nos trocadores de calor e na torre de resfriamento, deficiência na troca térmica de condensadores e altas taxas de corrosão em aço carbono”, detalha o gerente da Clariant. Com a implementação de um programa de tratamento, que incorporou especialidades químicas e um pacote de serviços, além de solucionar os problemas de dosagem elevada de cloro gás, houve um aumento substancial da produtividade da planta, que atingiu até mesmo recorde de produção, de acordo com Eduardo Castilho. Tais resultados estão no foco da atuação da Clariant, que busca desenvolver soluções químicas que possibilitem aumentar o reuso da água, com foco na minimização da captação e descarte zero. “Com químicos sofisticados 38

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aumentam-se os ciclos de concentração dos sistemas. Além disso, nossos produtos permitem a utilização de algumas correntes de água que outrora estavam sendo descartadas”, ressalta. Lembrando que a água de reuso pode ter diferentes aplicações, inclusive como água de reposição em sistemas de resfriamento e geração de vapor, ele acrescenta que, em alguns momentos, podem ser necessários outros equipamentos, que possibilitam a realização conjunta de tratamentos químicos e físicos. “Um dos diferenciais da Clariant é o fato de ter uma produção vertical de especialidades químicas, desde a síntese da matéria-prima. Com isso, além de oferecer produtos de excelente qualidade, somos competitivos financeiramente”, observa. Segundo ele, a empresa também acredita que não basta vender soluções químicas, agregando valor à venda, através de serviços especializados que a diferenciam no mercado. “Além de eficazes programas de tratamento químico, oferecemos serviços completos aos clientes. Integramos totalmente a ‘química da água’, buscando ter um conhecimento profundo dos sistemas do cliente, com tecnologia de produtos, automação eficiente e colaboradores preparados”, afiança Castilho.

Monitoramento online Outras empresas, com tradição e reconhecida competência no tratamento de água, também estão reforçando suas posições nesse mercado no Brasil, atentas ao crescimento acelerado da indústria petrolífera brasileira, tanto na exploração e produção, como no refino e petroquímica, e até mesmo no setor naval.

É o caso da Nalco, que completou 40 anos de Brasil, produzindo, entre outras especialidades químicas, soluções diferenciadas utilizadas em várias etapas da cadeia de óleo e gás, inclusive no tratamento de água em refinarias e petroquímicas no Brasil. Hoje, a empresa realiza o tratamento das águas que alimentam refinarias, são utilizadas no resfriamento dos processos de refino, na geração de vapor e ainda trata das águas residuais, para devolvê-las ao meio ambiente sem impurezas ou resíduos perigosos. Dentre as soluções que a companhia disponibiliza, o destaque fica para a tecnologia 3D Trasar, de monitoramento online, o qual permite que sejam feitas 14.400 análises de polímeros por dia, possibilitando ajustes automáticos no tratamento das variabilidades dos sistemas, mantendo os níveis de produção e prolongando a vida útil dos ativos. Segundo Renato Silvares, gerente da divisão de Energy Service da Nalco, com essa tecnologia é possível ter um melhor e maior controle das variáveis químicas e operacionais do sistema de resfriamento, aumentando os ciclos de concentração, o controle dos residuais de produtos químicos na linha e minimizando os contaminantes nas águas de descarga da refinaria, o que gera uma economia significativa de água. “Para que a água que vai para as caldeiras tenha uma alta qualidade, depois da captação, a água passa por processos de filtração, clarificação, osmose, resinas de troca iônica. A essa água de alta qualidade que é misturada ao re-

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Fotos: Agência Petrobras

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torno de vapor condensado são adicionados produtos químicos sob controle, dentro da tecnologia 3D TFB, para evitar e prevenir danos relacionados à corrosão e também incrustações”, detalha o gerente da Nalco.

Qualificação profissional Na área de processos, ele destaca que a principal solução é o Crude Unit Automation, projeto recente, aprovado após vários anos de teste em unidades da Petrobras, que visa o controle de corrosão em sistemas de topo das unidades de destilação. “Além disso, a companhia tem soluções para tratamento e remoção de metais pesados em efluentes, uma das grandes

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preocupações da indústria do petróleo”, observa. Outra solução, a tecnologia 3D Trasar contribui para o reuso de água, aumentando os ciclos de uso e também permitindo que essa água do reuso seja usada nas torres sem trazer problemas. “Descarga zero é uma meta para a indústria petroleira e temos trabalhado na adequação de seus programas de monitoramento e controle de tratamento químico para atender a esta exigência”, garante Silvares. Além das soluções sob medida, ele observa que a Nalco tem feito investimentos em pessoal especializado para atuar especificamente no setor de óleo e gás. “Os novos engenheiros re-

cebem um treinamento na Nalco Downstream University (DSU), onde, durante 18 meses, eles são capacitados e formados nas áreas de refino, águas e processos petroquímicos”, revela. É dessa forma que a empresa assegura que as soluções da Nalco estão sendo aplicadas de forma correta. “O foco da empresa é sempre na evolução de seus produtos e serviços”, diz o gerente, pontuando que a Nalco está no Brasil desde 1970. Quanto à questão do conteúdo nacional, ele lembra que a fábrica de Suzano, em São Paulo, foi construída em um tempo em que havia muita dificuldade para importar produtos para o parque industrial brasileiro, inclusive na área de refino.

água: ela é vital na indústria de óleo e gás

“Os produtos naquela época eram quase sempre importados e a nossa fábrica representou uma enorme facilidade para que pudéssemos trabalhar com as refinarias”, diz ele, afiançando que hoje a fábrica é maior e mais bem equipada para atender as demandas cada vez maiores de qualidade e meio ambiente. Além da matriz paulista, a subsidiária brasileira tem dez centros de fabricação, um centro de P&D (localizado em Campinas/SP) e apoio de serviço/engenharia estrategicamente localizados por todo o Brasil. “Nossos centros de fabricação locais produzem 80% do que é vendido no Brasil”, conclui Renato Silvares.

Tradição de meio século Atuando nos segmentos de tratamento de águas industriais, tratamento de efluentes, biotecnologia e vernizes gráficos desde a década de 1960, a Argal Química se posiciona entre uma das mais tradicionais empresas desse mercado. Com foco na otimização do uso, minimização dos desperdícios e reuso de água, a empresa atende hoje um portfólio amplo de clientes, inclusive do setor de óleo e gás, principalmente no tra-

tamento de águas de processamento, refrigeração e alimentação de caldeiras. A empresa assegura que suas soluções possibilitam um tratamento adequado de água, que pode gerar economia de 50% em custos ligados a sistemas geradores de vapor e resfriamento. “O tratamento inadequado prejudica a troca térmica aumentando significativamente o consumo de energia ou combustível, para tal é necessário estabelecer um programa de tratamento de águas bem definido e bem monitorado”, destaca o gerente da Divisão Tratamentos de Água, Sérgio Belleza, químico industrial que atua no ramo de tratamentos de água há 21 anos. Para água de caldeiras de baixa, média e alta pressão, a Argal utiliza tratamento à base de fosfatos ou TDS (Total Dissolved Solids). Já nos sistemas de resfriamento, a empresa dá uma especial atenção à prevenção de formação de biofilmes, em consequência de contaminações microbiológicas, com o uso de todos os biocidas disponíveis no mercado – desde cloro e bromo até os quaternários de amôneo, sais orgânicos de estanho, isotiazolonas e sulfato fosfônico tetrakis.

SUPORTE REGULATÓRIO

Empresas estrangeiras envolvidas na implantação de grandes empreendimentos no Brasil podem enfrentar alguns impasses devido ao desconhecimento das leis e normas locais. Para minimizar estes impactos, a Forship oferece suporte técnico integrado relacionado às diversas fases do empreendimento: projeto, suprimento, construção, comissionamento, importação e liberação para entrada em operação.

Para o controle de contaminações de petróleo e seus derivados, a empresa possui linhas de dispersantes específicos, como emulsionantes, e antiespumantes. Já na extração de petróleo são usados emulsionantes, desemulsionantes, inibidores de corrosão, inibidores de incrustação, sequestrantes de oxigênio, e biocidas específicos. A Argal desenvolve soluções que visam o reuso, reciclo e tratamentos de água, aplicações de tecnologias disponíveis no Brasil para tratamento de efluentes, além de fazer diagnósticos e estabelecer medidas e programas para diminuir o desperdício de água em empresas. Belleza lembra que o pro blema da escassez de água é urgente. “É questão de eco nomia, porque as empresas terão benefícios infinitos com o reuso ”, declara. Depois da utilização como água pura, a reciclagem pode evoluir para vários estágios: água bruta, no processo industrial, na refrigeração, alimentação de caldeiras, água de processamento, entre outras aplicações em plantas fabris, inclusive em unidades de refino e petroquímica.

Dentre os serviços e produtos regulatórios oferecidos pela Forship destacam-se: • Diretrizes gerais para atendimento aos requisitos regulatórios brasileiros • Agenda de atividades regulatórias • Matriz de responsabilidades para requisitos regulatórios • Procedimentos operacionais para atendimento a aspectos regulatórios • Revisão de documentação técnica de projeto, suprimento e construção • Suporte a especificação e aquisição de materiais e equipamentos • Respostas a questões técnicas relativas a aspectos regulatórios • Tradução e interpretação de legislação e normas brasileiras • Inspeções em instalações físicas • Fornecimento de profissionais qualificados para NR-10, NR-13, REPETRO e outras atividades específicas • Suporte a questões de conteúdo local TN Petróleo 79 41

especial PN 2011-2015

Pn 2011-2015 por Maria Fernanda Romero

Refor莽o necess

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Fotos: Agência Petrobras

Plano de Negócios da Petrobras para o período 2011-2015 foi aprovado no final de julho, p reve n d o u m i n ve s t i m e n t o total de US$ 224,7 bi lhõe s (o equivalente a R$ 389 bilhões), US$ 700 milhões a mais que o plano anterior. O grande destaque mais uma vez foi a área de exploração e produção,

ário e contínuo

E&P

que ganhou 57% (US$ 127,5 bilhões) dos recursos (contra de 53% no plano anterior), para dar condições à petroleira de expandir as atividades exploratórias e assegurar o aumento da produção total (petróleo e gás), em barris de petróleo equivalente (boed), dos atuais 2,7 milhões (Brasil e exterior) para 4 milhões em 2015 e 6,4 milhões em 2020. TN Petróleo 79

especial PN 2011-2015

necessidade de grandes investimentos, principalmente em exploração e produção, se deu, segundo o presidente da Petrobras, José Sergio Gabrielli de Azevedo, ao posicionamento já consolidado do Brasil como sétimo maior consumidor mundial de petróleo e um dos mercados mais crescentes do mundo, em média 2,1% ao ano. “Somente do pré-sal serão quase 2 milhões de barris de petróleo equivalente por dia em 2020. Com isso, a contribuição do pré-sal passará dos atuais 2% para 18% em 2015 e 40,5% em 2020. Este crescimento será possível com a instalação, nos próximos cinco anos, de 30 testes de longa duração (TLDs), dos quais 20 serão no pré-sal e dez no pós-sal”, afirmou o presidente da estatal durante apresentação do plano a jornalistas no Rio. O Plano de Negócios Petrobras 2011-2015 terá recursos de US$ 224,7 bilhões para o período, dos quais 95% dos investimentos (US$ 213,5 bilhões) em atividades desenvolvidas no Brasil e 5% (US$ 11,2 bilhões) no exterior, contemplando um total de 688 projetos. Desse total, 57% se referem a projetos já autorizados para execução e implementação. A estatal priorizou mais uma vez os inves-

TN Petróleo 79

timentos em E&P. Segundo o novo plano, 87% dos investimentos nesta área estarão concentrados nos novos projetos incluídos no portfólio, com destaque para o desenvolvimento das áreas do pré-sal e da cessão onerosa. “Como o pré-sal desempenhará o papel principal em E&P, desse total investiremos 52% no pré-sal e 48% nas demais áreas. Além disso, vamos investir em novas refinarias e a outra metade no ciclo de investimento em qualidade, que diz respeito às refinarias atuais”, explica Gabrielli. A área de refino, transporte e comercialização terá 31% do total dos investimentos, ante os 33% do plano anterior, com os investimentos, neste caso, caindo dos US$ 73,6 bilhões do plano 20102014 para US$ 70,6 bilhões nos próximos cinco anos. As principais modificações deverão se concentrar nos prazos das novas refinarias e no desenvolvimento de áreas exploratórias. As refinarias Premium I (no Maranhão) e II (no Ceará), com investimento previsto de US$ 30 bilhões terão o começo da operação, antes fixado entre 2015 e 2017, adiado entre um ano e um ano e meio. O segmento de gás e energia também terá redução de inves-

timentos, passando de 8% para 6% do volume total: de US$ 17,8 bilhões para US$ 13,2 bilhões; o mesmo ocorrerá com a de petroquímica cujos investimentos caíram de US$ 5,1 bilhões para US$ 3,8%. Já a área de distribuição ficará com investimentos de US$ 3,1 bilhões, contra os US$ 2,4 bilhões do plano anterior. Também cresceram os investimentos no segmento de biocombustível, passando de US$ 3,5 bilhões para US$ 4,1 bilhões. Além disso, as vendas totais da estatal, que foram de 3,8 milhões de boed (barris de óleo equivalente/dia) em 2010 deverão crescer 6,6% ao ano, devendo chegar a quase 5 milhões de boed em 2015 e mais de 7 milhões de boed em 2020, detalhou o presidente. “A maior parte dos desinvestimentos financeiros será no Brasil, mas, se não for considerada a parte monetária, a maioria das vendas será no exterior ”, afirmou Gabrielli. Entre os desafios corporativos, o presidente citou o planejamento de recursos humanos para que a empresa possa ser referência internacional no segmento de energia e em gestão de pessoas. “O plano requer demanda adicional de pessoal cujo quadro passará dos atuais 85 mil empregados para 103 mil em 2015, incluindo subsidiárias e empregados no exterior. O segmento de E&P será o principal responsável pela elevação do efetivo, acompanhando o aumento da produção”, pontuou Gabrielli. “Do ponto de vista financeiro, consideramos esse plano sólido, financiável e com todas as condições de realização em longo prazo, sem comprometer a saúde financeira da companhia”,

reforço necessário e contínuo em E&P

Plano de Negócios da Petrobras: evolução

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afirmou o presidente da Petrobras. O executivo esclareceu que a geração de caixa será a fonte principal dos investimentos do plano e que a necessidade de financiamento será entre US$ 67 bilhões e US$ 91,4 bilhões, o que representa captações entre US$ 7,2 bilhões e US$ 12 bilhões em cada ano do plano, mantendo-se a meta de alavancagem financeira média de 25% a 35%. A meta de produção total para os próximos cinco anos apresentou um aumento em relação ao plano anterior, alcançando 3.993 milhões de boed em 2015, sendo 3,070 milhões de bpd de produção de óleo no Brasil (543 mil boed referentes ao pré-sal). A meta de longo prazo apresentou significativo crescimento, passando de 5,382 milhões de boed para 6,418 milhões de boed em 2020 (4,910 milhões bpd referentes à produção de óleo no Brasil). Segundo a companhia, este aumento se deve basicamente ao crescimento da participação da produção esperada do pré-sal e à introdução da produção nas áreas da cessão onerosa, realizada no processo de capitalização no ano passado. Sobre investimentos regionais, Gabrielli disse que a Petrobras investirá US$ 104,7 bilhões no Rio de Janeiro. Somando os investi-

mentos das empresas parceiras, esse número sobe para US$ 127,4 bilhões. Para a região Sudeste, estão previstos US$ 139,2 bilhões, sendo que o estado de São Paulo, especificamente, deverá receber investimentos de US$ 20,9 bilhões. Deste total, serão US$ 8,248 bilhões para exploração e produção, US$ 9,851 para refino, transporte e comercialização e outros US$ 1,575 para biocombustíveis, entre outros projetos.

Redução de investimentos para 2011 Neste plano, a Petrobras reduziu sua previsão de investimentos para este ano, de R$ 93 bilhões para R$ 84,7 bilhões. Quando comparado com o realizado em 2010 (R$ 76,4 bilhões), mesmo com a redução, os investimentos representam elevação de 11%. Quanto à sua meta de produção para 2011, a estatal manteve em 2,1 milhões de barris por dia e a de produção total de óleo e gás no Brasil e exterior em 2,772 milhões de boed.

US$ 7 bilhões a menos na área financeira Entre os desinvestimentos que a companhia pretende fazer, no valor de 13 bilhões de dólares,

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especial PN 2011-2015

Sondas, barcos de apoio e plataformas a serem contratados no período Equipamentos

Posição (dez/2010)

Equipamentos contratados e a contratar Até 2013

Até 2015

Até 2020

37¹

65²

Barcos de apoio e especiais

287

423

479

568

Semissubmersíveis e FPSOs

Jaqueta e TLWP

Sondas de perfuração LDA acima de 2.000 m

(1) As duas sondas realocadas de operações internacionais expiram em 2015, assim, não foram consideradas no valor acumulado de 2020. (2) A demanda de longo prazo será ajustada de acordo com a evolução da necessidade, pois estes números incluem 29 sondas cujos contratos vencem até 2020.

cerca de 7 bilhões de dólares virão da área financeira. “Vamos fazer operações com recebíveis e garantias”, comentou Gabrielli. Ele destacou que o restante é que virá da parte de venda de ativos. Para o presidente da Petrobras, a crise mundial não deverá dificultar esta venda de ativos da companhia. “A crise não trata de problemas de liquidez. Não está faltando dinheiro, mas sobrando. É claro que haverá mais seletividade e os investimentos serão atraídos para projetos mais sólidos e com maiores 46

TN Petróleo 79

perspectivas de rentabilidade rápida”, disse. O executivo destacou que não vê problemas para a Petrobras captar recursos para seu Plano de Negócios entre o período de 2011 e 2015. No total, a estatal vai precisar de algo entre 67 bilhões de dólares a 90 bilhões de dólares no período. “O preço do petróleo caiu um pouco no mercado internacional, mas está

se mantendo alto e pode gerar o fluxo de caixa necessário para a Petrobras cumprir seu plano”, comentou, reafirmando que a companhia vem mantendo a política de longo prazo para os preços da gasolina e diesel, equilibrada e equiparada ao mercado americano. “Há um acompanhamento, às vezes mais próximo, às vezes mais distante.” Na ocasião da divulgação do plano, o diretor financeiro da Petrobras, Almir Barbassa, definiu como “estratégia inédita” da empresa a inclusão dos desinvesti-

reforço necessário e contínuo em E&P

mentos no plano de negócios. Ele disse que o projeto passa, principalmente, pela venda parcial de ativos em áreas exploratórias dentro e fora do país. “Como a área de exploração e produção é a que concentra a maior parte do investimento, é natural que ela participe também com um volume grande na venda. Não faria sentido tentar atingir os US$ 13 bilhões que se pretende em desinvestimentos em áreas que sequer possuem este volume em ativos”, comentou ele, acrescentando que o ‘grosso’ dos desinvestimentos ocorrerá nos próximos dois anos. Os farm-outs (venda parcial ou total dos direitos de concessão de petrolífera) deverão concentrar o maior volume a ser desinvestido, disse o diretor financeiro, embora haja por parte da empresa uma “busca incessante” por alternativas “inteligentes” que

Sondas contratadas: 39 e mais 28 a serem construídas até 2020 Até 2013: 16 sondas contratadas antes de 2008 e 2 sondas realocadas das operações internacionais; + 15 novas sondas contratadas em 2008, + 1 em 2009, + 1 em 2010 e + 4 em 2011, através de licitação internacional; 2015 a 2020: das 28 sondas a serem construídas no Brasil, 7 já foram contratadas (EAS) e já foi aberta a licitação para afretamento das 21 sondas restantes.

contribuam para reduzir custos administrativos. Barbassa citou a criação da empresa Sete Brasil, para contratar e administrar sondas de perfuração, como uma das alternativas de redução de custos. “Com isso, a Petrobras não precisa investir em sondas”, afirmou. A Petrobras também investirá US$ 1,3 bilhão por ano, envolvendo a exploração de novas fronteiras, recuperação de petróleo das jazidas, o desenvolvimento de nova geração de sistemas marítimos e submarinos de produção, soluções logísticas para o gás natural, flexibilização do refino e agregação de valor e diversificação dos produtos. Atualmente, quatro empresas fornecedoras estão construindo centros de pesquisas e diversas companhias estão interessadas em desenvolver centros tecnológicos no país, para atender aos

especial PN 2011-2015

requisitos de conteúdo local. “Novas tecnologias levarão ao ganho de eficiência dos processos de E&P, e ao aumento de produção no período”, informou o presidente da Petrobras. Gabrielli destacou os investimentos em eficiência energética e na redução dos gases de efeito estufa, “através de compromissos voluntários de redução da queima de gás nas operações de E&P e da redução da intensidade energética nas operações de refino e gás e energia, além de outras ações, com investimentos de US$ 1,2 bilhão até 2015”. Para refino, transporte e comercialização (RTC) e petroquímica o plano prevê investimentos totais de 48

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US$ 74,4 bilhões até 2015. Novas refinarias, qualidade dos combustíveis e modernização representam 74% dos investimentos em RTC. Os investimentos em capacidade de refino atenderão prioritariamente a expansão do mercado brasileiro, disse o presidente. O PN prevê investimentos de US$ 11 bilhões na área internacional. Desse montante, 87% serão destinados à área de Exploração e Produção (E&P) em ativos no exterior. O foco está no desenvolvimento da exploração e produção no Golfo do México e Costa Oeste da África (Nigéria). Os 13% restantes deverão ser destinados para áreas de distribuição e refino.

Abastecimento fica com US$ 74,2 bilhões A área de abastecimento receberá US$ 74,2 bilhões do total de US$ 224,7 bilhões de investimentos previstos no Plano. Do total de US$ 70,6 bilhões investidos em Refino, Transporte e Comercialização, 51% serão destinados à ampliação do parque de refino. “Após 32 anos, estamos construindo grandes refinarias e já sabemos que vamos operar no limite do mercado, mas atendendo a demanda”, informou o diretor de Abaste-

cimento da Petrobras, Paulo Roberto Costa. O executivo também destacou que nos próximos cinco anos a Petrobras aumentará sua capacidade de processamento em 395 mil barris diários. A previsão para o período entre 2016 e 2020 será de 1.065 mil barris diários refinados. “Sem novas refinarias, vamos importar até 1 milhão de barris de diesel em 2020. Hoje importamos 5% do que vendemos em derivados líquidos. Os EUA importam 3%. Em 2011 já não temos como atender o mercado interno. Se não construirmos, importamos, gerando riqueza lá fora”, ressaltou. O diretor defendeu a localização dos novos empreendimentos, informando que a demanda é crescente no Norte, no Nordeste e no Centro-Oeste. A Petrobras concluiu a unidade de gasolina da Refinaria Potiguar Clara Camarão (RPCC) no Rio Grande do Norte, e constrói outras três unidades no Nordeste: Premium I, no Maranhão, Premium II, no Ceará, e a Abreu e Lima, em Pernambuco. Também está em construção o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). Com relação aos derivados, nos primeiros seis meses deste ano o consumo de derivados líquidos cresceu em média 6,6%. O de gasolina cresceu 17%; o de querosene de aviação, 12,9%, e o de diesel, 8,6%. O executivo garantiu que o país não ficará sem combustíveis. “Independente de qualquer aumento no consumo, não vai faltar gasolina ou qualquer outro derivado no mercado brasileiro”, afirmou. Com o aumento da demanda no mercado doméstico, a autos-

reforço necessário e contínuo em E&P

suficiência do país em derivados de petróleo foi postergada e, em momentos como o atual, a Petrobras precisa importar para garantir o abastecimento. Logo, segundo Costa, até o fim de agosto a companhia vai importar 630 mil barris de gasolina em duas cargas, e poderá haver novas importações ao longo do ano. Paulo Roberto informou ainda que o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) vai avaliar até setembro as garantias da PDVSA para arcar com os 40% referentes ao empréstimo contraído junto ao banco para a construção da Abreu e Lima. “Caso as garantias sejam aprovadas, o aporte pela empresa venezuelana deve ocorrer até novembro. As condições devem ser firmadas até o próximo dia 20”, concluiu.

Gás e energia com foco em E&P Na área de gás e energia, a Petrobras contará com US$ 13,2 bilhões deste montante para o período, sendo que US$ 300 milhões destinados para a área internacional e US$ 12,9 bilhões serão investidos no Brasil. Além disso, US$ 2,8 bilhões serão investidos na geração de energia termelétrica e US$ 800 milhões destinados à cadeia de Gás Natural Liquefeito (GNL) – regaseificação e liquefação – para escoamento do gás do pré-sal e atendimento do mercado termelétrico. A diretora de gás e energia da Petrobras, Maria das Graças Foster, afirmou que a estatal prevê o fornecimento de gás, por parte da área de exploração e produção

da estatal, de 78 milhões de m³ por dia. Esse volume, em função do crescimento da produção de óleo e gás previsto pela empresa, subirá para 102 milhões m³ por dia em 2020. “Nós construímos, efetivamente, neste período (2007-2011), a malha de gasodutos no Brasil. De 2007 para 2011 foram quase 5.000 km de gasodutos, dois terminais, 17 estações de compressões, 43 pontos de entrega. Então, agora para este plano (2011-2015), nosso objetivo é tirar o máximo de resultados dessa malha flexível de gasodutos, com o mínimo de investimento possível”, assegurou Foster. A executiva lembrou que a Petrobras já fechou o ciclo da malha de transporte de gás natural, que consumiu recursos de US$ 15 bilhões. A maior parcela dos recursos (US$ 5,9 bilhões) será destinada à conversão de gás na-

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especial PN 2011-2015

tural em ureia, amônia, metanol e outros produtos usados para produção de fertilizantes. Outra grande parte do orçamento (US$ 3,4 bilhões) será direcionada para novos pontos de entrega de gás natural e gestão junto às distribuidoras, com objetivo de aumentar as vendas. Sobre os investimentos na área de fertilizantes, a executiva afirmou que eles permitirão ao país alcançar a autossuficiência em amônia em 2015 (hoje o Brasil importa 53% do que consome), reduzir a 28% a dependência da ureia importada também em 2015 (atualmente 53% do que é consumido é importado) e a 20%, em 2017, a importação do metanol (hoje 68% do que é consumido no país vem de fora).

US$ 2,5 bilhões em biocombustíveis A Petrobras, por meio da Petrobras Biocombustível, investirá US$ 2,5 bilhões na ampliação da produção de etanol e biodiesel entre 2011 e 2015. Este volume faz parte do total de US$ 4,1 bilhões destinados ao negócio de biocombustíveis, que prevê US$ 1,3 bilhão para logística do etanol e US$ 300 milhões para pesquisas nesse segmento. O aumento da produção de etanol terá prioridade. Serão investidos US$ 1,9 bilhão, o que representa 76% do total para 50

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produção. A meta é chegar, com os sócios, a um volume de 5,6 bilhões de litros em 2015 e 12% de participação no mercado nacional. E, dessa forma, a subsidiária deve assumir a liderança no mercado nacional. “Nossa prioridade será a ampliação da nossa capacidade de produção de etanol. Dessa forma, aumentamos em 30% nosso planejamento inicial de investimento em etanol”, ressaltou o presidente da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto. Cerca de 70% do volume de investimentos em etanol serão destinados à produção, com a construção de novas usinas, destilarias, aumento da capacidade de moagem e renovação de canaviais. Os investimentos se darão, prioritariamente, a partir das sociedades já firmadas com as empresas Guarani, Nova Fronteira e Total Agroindústria Canavieira. “O perfil deste plano é mais voltado para a expansão de plantas novas. Estamos concluindo avaliações para ampliação de investimentos, em Goiás, na usina Nova Fronteira”, informou Rossetto. Em relação ao segmento de biodiesel e de suprimento agrícola, cujos investimentos são da

ordem de US$ 600 milhões, a empresa manterá, nos próximos anos, participação de cerca de 25% no mercado nacional, levando em consideração o crescimento orgânico da demanda de diesel e a vigência do B5 (5% de biodiesel adicionado ao diesel). Com a recente aquisição de 50% da BSBios em Passo Fundo, a Petrobras Biocombustível passou a contar com um parque produtivo formado por cinco usinas e capacidade para produzir cerca de 700 milhões de litros de biodiesel por ano. A empresa irá concentrar esforços nos empreendimentos no estado do Pará: o projeto Pará, de implantação de usina para atender a região Norte, e o projeto Belém, de produção de green diesel em Portugal em parceria com a empresa portuguesa Galp. Os dois projetos somam investimentos de R$ 884 milhões, geram atualmente 861 postos de trabalho e estão em fase de implantação da parte agroindustrial. Na área de pesquisas para biocombustíveis, o investimento de US$ 300 milhões será destinado a avanços no desenvolvimento do etanol de segunda geração, o etanol celulósico, para sua produção em escala industrial. Também receberão incrementos a pesquisas para biocombustíveis de aviação, e o aprimoramento

reforço necessário e contínuo em E&P

PN 2011-2015: investimento em biocombustíveis Total: US$ 4,1 bilhões P&D (7%)

US$ 0,3 Biodiesel (14%)

US$ 0,6

Etanol (47%)

US$ 1,9 Logística para o etanol (32%)

US$ 1,3

dos processos produtivos, com o objetivo de assegurar a vanguarda em sustentabilidade. “Estamos em fase de prospecção de tecnologia para produzirmos até 2015 o bio qav. Realizamos pesquisas a partir de duas rotas tecnológicas: uma utiliza o óleo vegetal como matéria-prima, a outra a sacarose”, concluiu o executivo. Além disso, com o Grupo São Martinho, a empresa vai investir

R$ 520,7 milhões para elevar de 2,3 para 8 milhões de toneladas de cana a capacidade de moagem da usina Boa Vista, que faz parte da joint venture entre as duas empresas, a Nova Fronteira. A nova capacidade de moagem de 8 milhões de toneladas deverá estar implementada na safra 2014/15, de acordo com comunicado divulgado pela São Martinho. A Petrobras e o Grupo vão investir 430,5 milhões de reais na

expansão industrial da Boa Vista, localizada em Goiás, e mais R$ 90,2 milhões na parte agrícola, para expansão e aumento da produtividade dos canaviais que vão alimentar a unidade. Já para a próxima safra, a usina de Boa Vista vai elevar a moagem dos atuais 2,3 milhões de toneladas para 3,4 milhões, saltando para 4 milhões de toneladas em 2013/14 e na safra seguinte atingindo os 8 milhões projetados.

especial PN 2011-2015

Cadeia produtiva

ara o gerente de competitividade industrial e investimentos do Sistema Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro), Cristiano Prado, o plano de investiment o s d a Pe t r o bras é um forte indicador do aquecimento da atividade e do potencial de crescimento para a indústria. “Entretanto, precisamos trabalhar mais ainda para consolidar uma cadeia de fornecimento de bens e serviços em condições de competitividade global, madura do ponto de vista tecnológico, com porte e abrangência adensados em polos produtivos, com presença internacional orquestrada sob uma ótica de fortalecimento do sistema empresarial nacional”, diz Prado. Segundo o executivo, no que se refere à competitividade industrial no Brasil, ainda estamos, em vários casos, atrás de nossos concorrentes internacionais, não por 52

TN Petróleo 79

causa das indústrias mas sim por questões estruturais que são de responsabilidade do Estado. “O governo precisa fazer sua parte para contribuir para a competitividade industrial brasileira. Questões como equalização tributária e isonomia comercial com produtos importados, a simplificação e aumento da transparência das políticas de conteúdo local e a garantia de acesso a matérias-primas, insumos e infraestrutura em condições competitivas precisam estar na agenda do Governo. O plano da Petrobras pode ser um grande impulso para que o Governo adote essa agenda positiva”, afirma. Sobre a necessidade de capacitação da indústria e da mão de obra do setor de óleo e gás, Prado acredita que este é mais um grande desafio para a competitividade do país, e que continuará a ser no futuro, pois o setor vem, cada vez mais, demandando trabalhadores mais preparados, com mais certificações, e prontos para interagir com tecnologia. “Precisamos expandir fortemente os centros de formação de

mão de obra, usando o máximo da tecnologia disponível para aumentarmos simultaneamente a produtividade e a qualidade desses treinamentos. É isso que vem fazendo, por exemplo, no Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), do Rio de Janeiro, em seu Centro de Treinamento em Benfica. Simuladores, realidade aumentada, ambiente imersivos em 3D já fazem parte do treinamento desses profissionais, sejam eles soldadores ou operadores de plataforma de petróleo”, conclui.

Indústria naval Do ponto de vista da indústria da construção naval brasileira, Ariovaldo Rocha, presidente do Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval (Sinaval), avalia que os principais elementos do Plano de Negócios da Petrobras 20112015 são os investimentos de US$ 224,7 bilhões, no período, sendo a maior parcela, 57%, destinada à exploração e produção e o aumento da produção de petróleo no Brasil de 2,1 milhões de barris/dia em 2011 para 3,07 milhões em 2015 e avançando para 4,9 milhões de barris/dia em 2020. “Estes números demonstram a necessidade de implantação de cerca de 40 novos sistemas de produção, cada um representa uma plataforma de petróleo, cada plataforma demandará cinco novos navios de apoio marítimo, significando uma demanda de mais 200 navios de apoio e mais de 90 navios petroleiros, em sua maior parte utilizados como navios aliviadores, que transportarão petró-

reforço necessário e contínuo em E&P

leo das plataformas aos terminais terrestres”, pontua o executivo.

Apoio offshore De acordo com presidente da Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), Ronaldo Lima, o plano de investimento anunciado é excepcional para o setor e para o país, pois acarretará um volume grande de encomendas de plataformas, navios e barcos de apoio marítimo. “Os estaleiros têm de estar preparados para atender as encomendas. Haverá também grande necessidade de formação de mão de obra para as diversas indústrias ligadas ao setor”, enfatiza Lima. O presidente da Abeam conta que com os novos investimentos da Petrobras, a frota de apoio marítimo, que opera hoje com quase 400 barcos (sendo 60% de bandeira estrangeira e 40% de brasileiros), deve chegar até 2015 com mais de 500 barcos de apoio, aumentando ainda a participação de barcos de bandeira brasileira. Lima explica que frente a isso o setor de navipeças vai ter que

acompanhar este crescimento para atender esta demanda até porque é grande a exigência pelo conteúdo nacional nos navios e plataformas. “Nossa expectativa é que as empresas de apoio tenham condições de atender esta demanda colocando encomendas nos estaleiros com preços competitivos como também tenham condições de tripular estas embarcações, diz. Apesar deste cenário positivo, o executivo reforça que é dramática a falta de marítimos no país: “Estamos hoje com um déficit de mais de 700 oficiais de Marinha Mercante e os estudos demonstram que até 2013 tende a dobrar. Deveria ser liberada, temporariamente, a entrada de estrangeiros para tripular estas embarcações, a exemplo do que se tem feito em outras atividades com dificuldade de recursos humanos”, finaliza.

Infraestrutura Para o presidente da Associação Brasileira da Infraestrutura e Indústrias de Base (Abdib), Paulo Godoy, o plano de negócios da Petrobras é sempre um importante indutor de investimentos na infraestrutura,

abrangendo várias áreas, da exploração e prospecção de petróleo e gás até refino, geração de eletricidade e atividade portuária. Segundo ele, as encomendas previstas no plano de negócios contribuem para ativar e modernizar a cadeia de fornecedores de bens e serviços tanto para o setor de óleo e gás quanto para alguns outros setores de infraestrutura. “Este plano centra esforços na execução dos projetos e programas existentes e já apresentados, com forte preocupação na formação de mão de obra, no desenvolvimento tecnológico das empresas que compõem a rede de fornecimento de bens e serviços, na estruturação de financiamento dos empreendimentos e na segurança e na confiabilidade da cadeia de fornecedores”, diz o presidente da Abdib. Godoy diz que na última década os investimentos realizados pela Petrobras têm apresentado crescimento anual constante, principalmente no Brasil. “Acreditamos que, em 2011, esse patamar de investimentos se manterá também bastante elevado”, considerou.

Indústria de máquinas O diretor executivo de petróleo e gás da Associação Brasilei-

TN Petr贸leo 79

reforço necessário e contínuo em E&P

ra da Indústria Para Machado, do ponto de de Máquinas e vista da indústria, os valores apreEquipamentos sentados estão ainda muito glo(Abimaq), Albais e não contém as informações berto Machado, necessárias para que se prepare acredita que o adequadamente, por exemplo. o plano da estatal executivo explica que as previsões para o período, para empenho anual não ocorrem embora praticamente no mesmo ao mesmo tempo para toda a cadeia valor, contém algumas mudanças de fornecedores, o que dificulta o importantes em relação ao plano atendimento às demandas futuras. anterior: “O aumento do valor a Segundo ele, na maioria dos ser investido nos projetos do pré- casos, a disponibilização das infor-sal, a postergação da entrada em mações não ocorre em tempo hábil operação das refinarias Premium, para que o mercado possa se prea introdução do desenvolvimento parar para atender às demandas. “A prioritário dos campos da cessão informação de cronogramas físicos onerosa, entre outras. Embora o para a indústria com antecedência plano aborde os valores a serem é fundamental para permitir sua aplicados nos investimentos, con- inserção no mercado e aproveitavém lembrar que valores represen- mento dessas demandas”, afirma. tativos também são despendidos Machado diz ainda que as anualmente na operação das insprorrogações nos prazos de alguns A-Anuncio talações 215mmx14cm_PETROQUIMICA.ai 9:43:52 AM já existentes, o 7/28/11 que torna empreendimentos também são prea demanda por bens e serviços judiciais à indústria, pois acabam ainda maior ”, diz. interferindo nos programas de pro-

dução para os itens já comprados e na frustração das expectativas de demandas futuras. “Dificilmente as demandas da Petrobras e das demais companhias de petróleo, as quais acrescentam mais uns 25% nos valores previstos, terão condições de promover o incremento das compras locais, se não houver uma política governamental que viabilize a participação nacional em bases competitivas”, apela Machado. O diretor da Abimaq lembra que competitividade envolve preço, prazo e qualidade e para a indústria nacional, qualidade não é problema, prazo é uma questão de planejamento e o preço é fator frequente de desclassificação. “O plano da Petrobras já contribui com a demanda, só resta viabilizar o conteúdo local, pois não existe conteúdo local sem uma indústria com condições para competir ”, finaliza.

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especial PN 2011-2015

A Petrobras Distribuidora (BR) investirá R$ 5,2 bilhões até 2015. O valor é 24% maior do que o estimado pelo plano de negócios da Petrobras anterior (2010-2014), que era de R$ 4,2 bilhões. Segundo o presidente da companhia, José Lima Neto, o crescimento será focado no setor de logística, que vai receber 41% dos investimentos, computando R$ 2,2 bilhões. O executivo diz que os investimentos têm por objetivo aumentar a participação da empresa no mercado nacional de combustíveis, bem como reforçar o crescimento das vendas, ampliar a capacidade logística e tornar a marca ‘a preferida dos consumidores do Brasil’. De acordo com o presidente da BR, os recursos destinados à logística se referem a oito novas bases de tancagem e a ampliação de outras sete bases já existentes. “Esse crescimento tem por objetivo retomar a capacidade de tancagem da companhia, que cresceu 5,9% entre 2005 e 2010, bem abaixo do avanço de 49,2% das vendas”, explica. Serão construídas duas bases, uma em Cruzeiro do Sul, no Acre, e Porto Nacional, em Tocantins, cujas obras serão concluídas no primeiro semestre de 2013. Dentre os maiores investimentos da subsidiária nos próximos anos estão: a ampliação da rede de postos, a implantação do diesel de baixo teor de enxofre (BTE) e uma nova planta de lubrificantes na área do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj). “Para mantermos o nosso market share, temos que crescer pelo menos 10% ao ano. E, para isso, temos que cuidar da logística. No último plano (2010-2014), contamos com R$ 4,2 bilhões de investimentos para logística; agora (2011-2015), contaremos com R$ 5,2 milhões, um aumento de 24%” , afirmou o executivo. A empresa está enfatizando

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Foto: Agência Petrobras

Distribuição com foco na logística

também no aumento da oferta de lubrificantes e logística para ofertar combustível de mais baixo teor de enxofre a partir do ano que vem. Seguidos dos investimentos de logística estão as áreas de mercado consumidor, com 20% dos investimentos (R$ 1,062 bilhão), e mercado automotivo, com 19% (R$ 976 milhões), Liquigás, subsidiária da empresa para distribuição de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), com R$ 715 milhões ou 14% do total de seus investimentos, área corporativa com R$ 190 milhões (4%) e os 2% restantes destinam-se a aportes.

Aumento da capacidade de lubrificantes A empresa tem ainda como meta ampliar sua capacidade de processamento de lubrificantes de 27 mil m³/mês para 42 mil m³/mês até 2015, um incremento de cerca de 70%. Para isso, o presidente da Petrobras Distribuidora, José Lima de Andrade Neto, informou que a companhia vai investir R$ 158 milhões para elevar a capacidade de produção de lubrificantes na Refinaria Duque de Caxias (Reduc). Além disso, a subsidiária da Petrobras planeja ainda uma nova fábrica de lubrificantes na região do Comperj, que está em construção em Itaboraí, na região metropolitana do Rio. “Faremos os mesmos produtos, mas olhando outras formulações que possam ser produzidas na fábrica. Ela terá uma capacidade máxima de processamento de quase 20 mil m3/mês e deverá entrar em operação em 2016”, disse Lima. “Ainda não há previsão de investimentos para essa segunda plan-

reforço necessário e contínuo em E&P

Projetos previstos no PN 2010-2015 Projetos

R$ milhões

Construção, ampliação e melhoria das unidades operacionais Manutenção e ampliação da rede de postos Investimentos no segmento de GLP (Liquigás) Investimentos em clientes do segmento de grandes consumidores Implantação do diesel de baixo teor de enxofre e AR LA 32 Automação de Terminais e Bases Modernização, ampliação da fábrica de lubrificantes

4.815

Implantação de dutos de gás canalizado no ES Obras, instalações e equipamentos em pools e aeropo rtos Investimentos no segmento de Asfaltos Nova planta de lubrificantes na Área do COMPERJ

Demais projetos Valor total

ta”, frisou José Zonis, diretor de Operações de Logística da empresa.

Crescimento da demanda do QAV Segundo a BR, o crescimento da demanda de QAV (Querosene de Aviação) no Brasil será de 4,9% até 2020. De acordo com José Lima Neto, o consumo de querosene de aviação tem crescido mais de 10% ao ano. Atualmente, a participação da companhia no mercado de distribuição de produtos de aviação é de 60%. O presidente da empresa afirmou que devido ao aumento do tráfego aéreo por conta dos jogos da Copa do Mundo, em 2014, e das Olimpíadas, em 2016, a Petrobras Distribuidora vem realizando investimentos para ampliação da capacidade

430 5.245

de tancagem nos aeroportos de Natal, Brasília, Galeão, Campinas, Guarulhos e Porto Alegre, representando um total de 43 mil m 3 adicionais por mês. De acordo com ele, os aeroportos envolvidos com a Copa do Mundo representam 92% do consumo total de QAV. “Nossa expectativa é de que o movimento nos aeroportos cresça de 20% a 30% em eventos como esse. Ao todo, o Brasil consome cerca de 600 milhões de litros de QAV por mês, sendo 400 milhões fornecidos pela Petrobras Distribuidora. Em épocas como a da Copa do Mundo, o consumo vai ser entre 20% a 30% maior ”, afirmou. Além disso, a companhia vem adquirindo novas unidades de abastecimento de aeronaves e prevê a

Ampliação no fornecimento de QAV/GAV até 2014, ano da Copa do Mundo Aeroportos: Natal + 2 mil m3/mês Brasília + 5 mil m3/mês Galeão + 8 mil m3/mês Campinas + 3 mil m3/mês Guarulhos + 23 mil m3/mês Porto Alegre + 5 mil m3/mês Outros 6 aeroportos + 5 mil m3/mês entrada, em 2011, nos aeroportos de Zona da Mata (MG), Navegantes (SC), Itirapina (SP), Maringá (AP), Imperatriz (MA), e nos anos seguintes nos aeroportos de Foz do Iguaçu (PR), Eirunepé (AM), Macapá (AP) e Ilhéus (BA).

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refino

As gigantes do refino

começam a ganhar forma por Maria Fernanda Romero e Rodrigo Miguez

COMPLEXO PETROQUÍMICO DO RIO DE JANEIRO (COMPERJ)

Fotos: Divulgação

REFINARIA ABREU E LIMA (RNEST)

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Para atender ao aumento na demanda de derivados e ao crescimento da produção de petróleo, a Petrobras acelera obras da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), que vão entrar em operação dentro da nova ótica da estatal de produzir menos gasolina e mais diesel e petroquímicos.

o Rio de janeiro e em Pernambuco, a Petrobras vem acelerando as duas maio res obras de sua história na área downstream: o Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj), na região de Itaboraí (RJ) e a Refinaria Abreu Lima, em Ipojuca (PE). Juntas, as duas gigantescas unidades de processamento de petróleo da estatal, quando concluídas, vão processar 560 mil barris de petróleo diariamente – um quarto da produção atual de óleo da Petrobras. Com 45 km² de área, o equivalente a mais de 200 estádios do Maracanã, o Comperj, que teve suas obras iniciadas em 2008, já está com 23,5% do projeto concluído, incluindo a terraplanagem, que movimentou 81 milhões de m³ de terra. Denominado pela Petrobras como “um projeto vivo”, pois está em constante evolução, o complexo petroquímico começou a ter origem em 2007, sendo que inicialmente foi concebido para ser a primeira petroquímica do país a processar petróleo pesado do campo de Marlim, visando à produção de propeno e eteno, através do sistema de craqueamento desenvolvido pela estatal em seu centro de pesquisas (Cenpes).

Graças ao crescimento da demanda de derivados no Brasil desde 2009, a empresa alterou o projeto: hoje, o complexo abrange duas refinarias (dois trens de refino) e uma unidade petroquímica. A Petrobras será a responsável pelas duas refinarias e a Braskem, pela petroquímica, com uma central de matérias-primas e poliolefinas. Outros produtos estão em negociação. A estatal já licitou e assinou todos os contratos de serviços para as unidades de processo e equipamentos críticos previstos para a primeira fase. A primeira unidade de refino deve entrar em operação no primeiro semestre de 2014 (mas a Petrobras quer antecipar para o segundo semestre de 2013), com 165 mil barris de petróleo. Já o segundo trem de refino, com a mesma capacidade, está previsto para entrar em operação em 2018. Com capacidade total de 330 mil barris/dia, o Comperj vai produzir diesel, querosene de aviação (QAV), óleos básicos, nafta e bunker. A segunda unidade de refino, segundo Paulo Roberto Costa, diretor de Abastecimento da Petrobras, irá produzir gasolina para suprir a demanda crescente do mercado brasileiro. Já a petroquímica começará a produção de po lipropileno, estireno e outros produtos em 2016.

Para transportar os gigantescos equipamentos e unidades até o Comperj e também para otimizar o escoamento da produção, a Petrobras vai realizar importantes obras de infraestrutura. A empresa assinou convênio com a Prefeitura de São Gonçalo, que prevê a construção de uma via expressa (denominada UHOS) para o transporte de equipamentos especiais com 20 km de extensão (13,5 km em São Gonçalo), píer com 120 m e boca de 80 m, retroporto de 6.000 m² e dragagem de 5 m de profundidade. O projeto aguarda emissão de Licença Prévia. Após a utilização da via de acesso e do píer, a infraestrutura será transferida à prefeitura, para implantação do Porto de São Gonçalo. De acordo com Paulo Roberto Costa, também serão construídos dutos de óleo e gás ligando o complexo petroquímico à Refinaria Duque de Caxias (Reduc), na Baixada Fluminense. A Petrobras estuda ainda o uso de linhas ferroviárias, operacionais ou não, para auxiliar no transporte dos produtos do Comperj para atender a mercados da região, como o de Macaé. Outra forma de escoamento que está sendo estudada é uma interligação com o Porto do Açu, que está sendo construído no Norte Fluminense, na região do município de São João da Barra. TN Petróleo 79

refino

REFINARIA ABREU E LIMA (RNEST)

Capacidade média: 230 mil bpd (óleo pesado) Suape, Ipojuca, PE (previsão 2013) Investimentos: US$ 12 bilhões Área total: 6,3 milhões m²

Mão de obra empregada durante as obras: pico de 30 mil pessoas. Produção: GLP (1.236.000 ton), nafta petroquímica (686 mil m²), diesel (70% da produção), bunker (combustível para navios) e coque. Derivados com baixo teor de enxofre, podendo atender até aos padrões europeus, que especificam um limite máximo de 10 ppm de enxofre. Estação de tratamento de água: capacidade de processamento de 2 mil m³/hora de água filtrada e 400 ton/hora de água reprocessada para uso industrial.

COMPERJ

Capacidade média: 165 mil bpd (1ª unidade) e mais 165 mil bdp em uma segunda unidade para três ou quatro anos após a entrada em operação. Investimentos: US$ 8,4 bilhões Área total: 45 milhões m² Petroquímicos básicos (1ª geração): eteno (1,3 milhão de ton/ano), propeno (880 mil ton/ano), benzeno (600 mil ton/ano), butadieno (157 mil ton/ano) e paraxileno (700 mil ton/ano). Secundariamente, a Unidade de Petroquímicos Básicos (UPB) produzirá coque e enxofre. Petroquímicos de 2ª geração: estireno (500 mil ton/ano), etileno-glicol (600 mil ton/ano), polietilenos (800 mil ton/ano), polipropileno (850 mil ton/ano) e PTA/PET (500 mil/600 mil ton/ano).

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As unidades de Destilação a Vácuo e de Destilação Atmosférica e a do Complexo já têm diversos equipamentos em fase de construção, como a base dos fornos 1 e 2, a base dos permutadores, as torres 3 e 4 e a sala dos compressores a gás e os compressores. O consórcio formado pelas empresas Odebrecht, Mendes Junior e UTC vai iniciar as obras de interligação de tubulações, cabos elétricos e cabos ópticos entre as unidades industriais do Comperj, garantindo a operacionalização da primeira refinaria do complexo.

Moderna e eficiente Outro grande projeto da Petrobras em construção, este no Nordeste, é a Refinaria Abreu e Lima (RNEST) que, segundo a Petrobras, será a unidade mais moderna já construída no pais, alinhada com as diretrizes da estatal de expandir seu parque de processamento para agregar valor ao petróleo produzido no país. A unidade, que está sendo instalada em Ipojuca, no Complexo Portuário de Suape, a cerca de 60 km ao sul do Recife, ocupa uma área de 6,3 km². A obra, iniciada em setembro de 2007, absorve em torno de 26 mil pessoas, a maior parte delas da região (com a previsão de atingir um pico de 30 mil). Projetada para atender a demanda de diesel no mercado interno e garantir a autossuficiência deste produto no país, a RNEST processará 230 mil barris de petróleo por dia (bpd) de petróleo pesado – dos quais 70% para produção de diesel. A unidade também vai gerar G L P ( G á s L i q u e f e i t o d e Pe tróleo), nafta petroquímica e coque, entre outros derivados. Estima-se que 20% da produção

serão destinados a Pernambuco. O restante abastecerá a região Nordeste. As obras da refinaria estão previstas para serem concluídas até o final de 2012, com início das operações no primeiro trimestre de 2013. Após meses de indefinições, no final de outubro do ano passado, a Petrobras e a estatal Petróleo de Venezuela S/A (PDVSA), estatal petrolífera da Venezuela, concluíram as negociações para a constituição da empresa que vai construir e operar a Refinaria Abreu e Lima. A composição acionária ficou 60% para Petrobras e 40% para PDVSA. No entanto, em agosto desse ano, a Petrobras demonstrou que isso ainda não foi devidamente consolidado. A estatal teria dado até o final de agosto para a estatal venezuelana cumprir sua parte no acordo de investimento, fazendo o aporte de 40% do financiamento de mais de R$ 9 bilhões com o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) – uma parcela de R$ 3,6 bilhões. Aporte feito, ainda seria necessário esperar a definição da instituição financeira sobre as garantias do financiamento, que tem até o final de setembro para responder à companhia. Uma vez aceitas as garantias, a PDVSA deverá realizar os aportes até o fim de novembro. Caso contrário, a Petrobras assumirá totalmente o empreendimento de R$ 26 bilhões. Diante da necessidade de suprir parte da demanda do mercado doméstico por meio de importações, além de atender ao Nordeste, parte do diesel produzido na RNEST será enviada para outros estados através do porto de Suape. “Os dutos que ligarão a refinaria ao porto de

as gigantes do refino começam a ganhar forma

Suape transportarão esse diesel. Quando estiver funcionando, a refinaria terá capacidade de produzir 20% de todo o diesel do país. Contudo, esse volume se destinará principalmente a Pernambuco – segundo maior mercado do Nordeste, atrás apenas da Bahia”, explica Marcelino Guedes, diretor presidente da refinaria. Em maio deste ano, acompanhando a visita do d i r e t o r Pa u l o Roberto Costa às obras da refinaria, Guedes afirmou que de cada dez caminhões que rodam no país, dois serão impulsionados pelo diesel que será processado em Pernambuco. Apesar da greve de trabalhadores ocorrida em agosto deste

ano, segundo Marcelino Guedes as obras da refinaria transcorrem normalmente e todos os contratos assinados com os epecistas encontram-se em andamento. “A implantação da refinaria já está em 40% do total”, informa. Um dos últimos contratos da refinaria de EPC assinados foi o da Unidade Manuseio de Coque (UCR), entre a Petrobras e as empresas Fidens Engenharia S/A e Milplan Engenharia Construção e Montagens S/A. A UCR será a unidade responsável pela conversão em diesel de 70% da carga a ser processada na refinaria. No final de 2009, a Petro bras assinou também cinco contratos para a implantação da refinaria no valor global de R$ 8,9 bilhões. O maior contrato, no valor de R$ 3,4 bilhões, foi fir mado com o Consórcio

Camargo Corrêa/CNEC, constituído pelas empresas Construções e Comércio Camargo Correa S/A e CNEC Engenharia S/A, que se refere às obras das Unidades de Coqueamento Retardado – UCR (U-21 e U-22), incluindo subestações, Casas de Controle e as Seções de Tratamento Cáustico Regenerativo (U-26 e U-27). Também foi assinado o contrato para a implementação das Unidades de Hidrotratamento de Diesel (U-31, U-32), de Hidrotratamento de Nafta (U33 e U-34) e Unidades de Geração de Hidrogênio (U-35 e U-36), no valor de R$ 3,19 bilhões, com o Consórcio Conest-UHDT (Odebrecht Plantas Industriais e Participações S/A e Construtora OAS Ltda). Já o contrato referente à construção das Unidades de Destilação Atmosférica – UDA

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(U-11 e U-12), no valor total de R$ 1,48 bilhão, foi firmado com o Consórcio RNEST/Conest (Odebrecht Plantas Industriais e Participações S/A e Construtora OAS Ltda). O escopo destes três contratos inclui o fornecimento de materiais, fornecimento parcial de equipamentos, construção civil, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, pré-operação, partida (início das operações), assistência à operação, assistência técnica e treinamentos. Além destes, também foi assinado o contrato para a implantação dos dutos de recebimento e expedição de produtos da refinaria, que compreende os serviços de análise de consistência do projeto básico, projeto executivo, fornecimento de materiais e equipamentos, construção civil, instalações elétricas, montagem eletromecânica, preservação, condicionamento, testes, apoio

à pré-operação e operação assistida. O contrato será firmado com o consórcio Conduto/Egesa (Companhia Nacional de Dutos e Egesa Engenharia S/A), no valor de R$ 649 milhões. O quinto contrato assinado refere-se aos serviços de infraestrutura civil e compreende o sistema de drenagem pluvial limpo, pontilhões de concreto, ar r uamento e pavimentação, áreas de armazenagem e portarias. Este serviço será executado pelo consórcio Construcap/Progen (Construcap CCPS Engenharia e Comércio S/A e Projetos Gerenciamento e Engenharia Ltda) e o valor é de R$ 120 milhões. Guedes conta que desde 2007, através do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp) e do Plano Setorial de Qualificação (PlanSeQ) – programas, respectivamente, do Ministério de Minas e Ener-

gia e do Ministério do Trabalho –, a Petrobras tem atuado na formação de profissionais para trabalhar nas obras da Refinaria. “Apenas este ano já foram treinados mais de mil profissionais pelo Planseq, nas áreas da construção civil. No quinto ciclo do Prominp, Pernambuco teve mais de seis mil candidatos aprovados, e as aulas já começaram para algumas categorias profissionais.” Além disso, o executivo lembra que para inserir a econo mia regional nas oportunidades que vêm sendo geradas no estado, a Petrobras tem realizado eventos para atrair e orientar as empresas da região acerca das exigências de qualidade praticadas pela companhia, a fim de que os mesmos possam também se tornar fornecedores diretos e indiretos da Petrobras, incrementando econômica e tecnicamente o meio empresarial pernambucano.

Preocupação com o meio ambiente Além do óleo diesel com baixo teor de enxofre como principal produto da refinaria, a Petrobras adotou, no projeto da RNEST, algumas tecnologias especiais para o controle dos impactos ambientais proporcionados pelo empreendimento. De acordo com Marcelino Guedes, para o controle de emissões atmosféricas, a refinaria terá duas unidades de abatimento de emissões usando a tecnologia Snox – inédita no hemisfério Sul, que converte os óxidos de nitrogênio e enxofre, respectivamente, em nitrogênio não poluente e em ácido sulfúrico (produto útil nas indústrias de fertilizantes, e outras). “Estas unidades apresentam níveis de emissões muito baixos, visando ao atendimento à legislação mais restritiva prevista para o futuro. Fechamos, em junho deste ano, contrato com a Empresa

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Brasileira de Engenharia (EBE) e a Alusa”, diz. Parte da energia dos gases processados é recuperada na forma de vapor e ar quente, contribuindo para a eficiência energética do sistema. No processo, serão removidos os óxidos de enxofre e nitrogênio (partículas sólidas) das emissões, tornando-os consideravelmente menos poluentes. O processo tem como subproduto o ácido sulfúrico, que é aplicado em indústrias de fertilizantes, mineração e explosivos. As duas unidades (U-93 e U-94) terão maior capacidade do que as duas similares existentes no mundo, processando no total 30.528.000 Nm³/ dia (normais de metros cúbicos), sendo 15.264.000 Nm³/dia cada. A refinaria da ENI, em Gela, na Itália, tem uma unidade Snox de 24.000.000 Nm³/ dia, e a refinaria da OMV, em Vie-

na, na Áustria, tem uma unidade de 19.920.000 Nm³/dia. No que se refere a emanações de vapores de hidrocarbonetos, a refinaria praticamente conseguirá eliminá-las com a utilização de coberturas especiais nos tanques de produtos voláteis e nos sistemas de drenagem e tratamento de efluentes. E quanto à questão da água e efluentes hídricos, Guedes informou que foi maximizado o uso de resfriadores a ar na RNEST, prevendo a reutilização da água tratada na estação de tratamento de efluentes. “A refinaria foi projetada para otimizar o consumo de água. Além disso, serão construídos dois lagos para acumular a água de chuva, o que permitirá posterior utilização, e o efluente hídrico tratado será descartado pelo emissário submarino a 2 km da costa”, conclui.

Financiamento para a cadeia de fornecedores Imediata e Banco BMG alinham parceria para oferecer mix de produtos de consultoria e crédito para o setor de óleo e gás.

aceleração nas atividades exploratórias da Petrobras, sobretudo em função das potencialidades do pré-sal, já começa a refletir positivamente nos negócios da cadeia de fornecedores de produtos e serviços. Diante do aumento da demanda, surge a necessidade de as empresas investirem na própria estrutura para ampliar seu portfólio e capacidade produtiva. Atentos a este cenário, a Imediata Consultoria e o Banco BMG estabeleceram uma parceira para oferecer produtos e serviços às empresas que atuam nesta área, buscando alternativas financeiras que auxiliem na expansão de suas atividades no país. A parceria oferece linhas de crédito especiais para fornecedoras, podendo antecipar até 50% do valor total do contrato de prestação de serviços, dependendo do valor de operação do cliente. Além das companhias que já atuam tradicionalmente no mercado, o aquecimento da indústria do petróleo estimula atividades que vão mais além do setor em si, abrangendo uma enorme cadeia de fornecedores de bens e serviços. Nesse contexto, identificar e atender as possibilidades desse mercado é o grande diferencial dessa parceria. O gerente de operações estruturadas do Banco BMG, Alexandre Aragão, afirma que o conhecimento sobre o setor

e a agilidade no andamento das negociações é essencial para dar o suporte necessário ao cliente. “O grande diferencial do Banco BMG e da Imediata é ter uma equipe com expertise nesse segmento, que entende como funciona o mercado de petróleo. Sabemos que a agilidade na liberação de linhas de crédito é fundamental para a tomada de decisão”, pontua. Segundo ele, o processo operacional acaba tendo uma demora em função das necessidades burocráticas, mas é preciso entender as particularidades do setor. “Na maioria das vezes, antes de começar a faturar, o empresário tem que entrar com capital para adquirir, por exemplo, máquinas e contratar mão de obra.” Aragão lembra que as empresas, para atender as demandas e prazos, muitas vezes não podem esperar 60, 90, ou até 120 dias para receber uma fatura. “É neste momento que a Imediata e o BMG apresentam a possibilidade de tornar esse fluxo de operação de fornecedores mais ágil, implantando o produto adequado para a necessidade de capital de giro do cliente.” Entre o mix de produtos oferecidos estão os de operação estruturada – como antecipação de recebíveis, conta garantida, crédito a performar,

e outros, voltados para empresas privadas fornecedoras de produtos e serviços no segmento, reforçando a importância de uma consultoria. “O foco para esta linha são as médias empresas, que quase sempre não têm um consultor financeiro para buscar oportunidades viáveis e interessantes no mercado”, afirma a CEO da Imediata, Elza Duarte. “Essas empresas precisam de assessoria com relação aos negócios que correm em paralelo e que podem fomentar novas e melhores condições para alavancar capital de giro.” Os produtos e benefícios se estendem aos funcionários das empresas que, por convênio, podem ter acesso a empréstimos com juros muito menores do que os praticados no mercado, e obter um cartão de crédito pessoal personalizado com a marca de sua empresa aliada à de uma grande bandeira. Com os objetivos alinhados às grandes parcerias, a Imediata, com dez anos de experiência, expandiu o mercado, multiplicou suas relações e negócios, e atua hoje em dez estados brasileiros: Rio de Janeiro, São Paulo, Piauí, Minas Gerais, Espírito Santo, Maranhão, Rio Grande do Norte, Distrito Federal, Santa Catarina e Pernambuco.

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energia

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Fotos: Divulgação

Inteligência

Com a necessidade de otimizar suas operações e melhorar o monitoramento de seu sistema de distribuição, as companhias de gás e energia estão investindo milhões em equipamentos de Smart Grid para tornar suas redes cada vez mais inteligentes e eficientes. por Rodrigo Miguez

s redes inteligentes fazem parte de um conjunto de aplicações e equipamentos, como medidores de gás e energia, totalmente conectados com as empresas fornecedoras, que enviam informações sobre como está sendo usado o sistema e, de forma automática, ela se autorregula para fornecer um melhor aproveitamento da rede. No ano passado, o Ministério de Minas e Energia (MME) lançou uma portaria para a criação de um grupo de trabalho com o objetivo de analisar e identificar 64

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ações necessárias para subsidiar o estabelecimento de políticas públicas para a implantação de um Programa Brasileiro de Rede Elétrica Inteligente. O programa deve conter propostas de identificação de recursos para financiamento e incentivos à produção dos medidores inteligentes no Brasil, por exemplo. A implantação pelas companhias distribuidoras de gás e energia dessas tecnologias ainda engatinha, se compararmos o tamanho do país, mas os investimentos estão começando a crescer a cada ano.

A Light, empresa de energia elétrica do Rio de Janeiro, desde 2007 vem investindo em novas tecnologias na sua rede. Um dos principais investimentos foi a construção do Centro de Controle de Medição (CCM), quando é feito o monitoramento online de todos os medidores eletrônicos instalados e a realização de serviços remotos comerciais. Além disso, o CCM pode detectar tentativas de violação dos medidores e da rede elétrica. A empresa já instalou 150 mil medidores e a previsão é de que, até 2013, esse número salte para 500 mil.

Este ano, os investimentos da empresa em seu Programa de Redução de Perdas, irão alcançar os R$ 200 milhões, e incluem a instalação de novos medidores da empresa Elster. A Light (RJ) e a Cemig, companhia de energia de Minas Gerais, assinaram um tratado de cooperação com o governo dos Estados Unidos, por meio da US Trade and Development Agency / USTDA (Agência Norte-americana para o Comércio e Desenvolvimento) para investimentos de US$ 710 mil em pesquisas de redes inteligentes de energia no projeto de Smart Grid Light e Cemig. Como resultado das novas tecnologias desenvolvidas, será possível o consumidor acompanhar seu consumo através de telefones celulares e aplicativos web, com gráficos e estimativas de consumo. Com isso, o próprio cliente pode administrar a sua energia, gerando economia tanto para ele, na conta, como para a empresa geradora.

Redes modernas e eficientes O grande trunfo da tecnologia Smart Grid está na gestão das redes de gás e energia. Uma das principais fornecedoras de sistemas de controle e medição de redes de energia, gás e água, a Elster, tem contratos para fornecimento de equipamentos para a Light, AES Eletropaulo, Neoenergia, Rede Energia e Energisa. A empresa também já está em negociações com Comgás e outras companhias do setor de gás. Dentre as principais tecnologias da empresa em Smart Grid está o AMI (Advanced Metering Infrastructure) ou infraestrutura de medição avançada. Esta solução visa aumentar a eficiência energética, conservar recursos,

capacitar consumidores e ampliar a distribuição de energia elétrica. No Rio de Janeiro, a empresa está com seus medidores sendo instalados pela Light. A empresa de energia está instalando 20 mil unidades com a solução Garnet em comunidades pacificadas da cidade. “Acreditamos que o novo projeto AMI com a solução Garnet e a nossa confiança na Elster nos permitirão aumentar a qualidade e precisão dos dados recolhidos, oferecendo benefícios ao atendimento, desde a conexão/ desconexão remota até a administração da rede residencial. Essa parceria faz parte das ações da Light para modernização das redes e combate às perdas”, afirma José Geraldo de Souza Pereira, superintendente de Recuperação de Energia da Light. Para Geraldo Guimarães, vice-presidente da Elster Integrated Solutions América Latina (EIS), “esta tecnologia facilita o tratamento automático dos dados de consumo de energia, aumentam a segurança para os consumidores, além de contribuírem para a diminuição da necessidade por novas fontes geradoras de energia e gás, por promoverem a eficiência dos sistemas de distribuição”. No setor de gás, tais aplicações são utilizadas tanto no setor industrial como no residencial. A Comgás, concessionária de gás natural do estado de TN Petróleo 79

energia

Solução Garnet da Elster

São Paulo, vem investindo na substituição de medidores antigos, tais como unidades microprocessadas de conversão de volume, que possibilitam significativo aumento da exatidão das medições, sistemas de medição remota residenciais, medidores tipo ultrassom para grandes vazões, sistemas de leitura automática de medidores na área industrial e sistemas de medição remota para uso residencial. Outro fator importante na evolução das redes inteligen-

tes de gás e energia no Brasil é o investimento em novas tecnologias no setor. Desde 2004, a Comgás possui uma área de Pesquisa e Desenvolvimento, que contabiliza 85 projetos, sendo que 33 estão em andamento. O valor investido já chega a R$ 21,4 milhões no período – R$ 4 milhões somente no ano passado e neste ano. Estes investimentos seguem as regras do Programa de Pesquisa e Desenvolvimento e de Conservação e Racio nalização do Uso do Gás Natural, definidas pela Agência Reguladora de Saneamento e Energia do Estado de São Paulo (Arsesp). A Arsesp determina que os recursos devem destinar-se a iniciativas nas áreas de eficiência energética, normalização, capacitação profissional, divulgação

e conscientização, interesse socioambiental e pesquisa e desenvolvimento. A regulamentação das redes de smart grid ainda está em andamento no governo, que não sabe quando vai regular o segmento, mas deseja que os equipamentos tenham tecnologia nacional. O Ministério de Minas e Energia está trabalhando no programa de smart grid com oito ministérios, entre eles Ciência e Te c n o l o g i a , C o m u n i c a ç õ e s , Planejamento e Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior. Também estão envolvidos órgãos como as agências reguladoras de energia, além de associações de defesa do consumidor e entidades da indústria como a Associação Brasileira da Indústria Elétrica e Eletrônica (Abinee).

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Fotos e ilustrações: Divulgação OSX

por Maria Fernanda Romero

Com cerca de US$ 15 bilhões em encomendas até 2015, a OSX resolveu criar um plano de execução para orientar os negócios da empresa para o período, que seguem com a execução da carteira de pedidos de sete equipamentos (cinco FPSOs e dois WHPs) para atender a cliente OGX e para o início das atividades na Unidade de Construção Naval do Açu (UCN Açu). 68

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OSX, empresa do Grupo EBX dedicada ao setor de equipamentos e serviços para a indústria offshore de petróleo e gás natural, apresentou no final de julho o plano de atividades a ser implementado pela empresa para a produção de equipamentos navais de produção de petróleo e gás na Unidade de Construção Naval (UCN) do Açu até 2015, tendo em vista o início das atividades de construção da UCN. “Este plano de execução mostra em detalhe como vai ser a conjugação de construção de estaleiro, construção de unidades, operação de unidades e o que estamos fazendo para ter um operação e um projeto eficiente tanto de construção do estaleiro quanto de facilidades para que seja mais objetiva nossa operação”, indica Roberto Monteiro, diretor financeiro e de relações com investidores da OSX. O planejamento da OSX engloba: a obra de construção do maior estaleiro das Américas, em parceria com a sócia e líder mundial Hyundai Heavy Industries, em São João da Barra (RJ); o

atendimento da demanda de equipamentos de produção de petróleo e gás da OGX; e o atendimento a potenciais demandas adicionais de novos clientes no país. Atualmente a empresa desenvolve o projeto do Instituto Tecnológico Naval (ITN) com a Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), para treinar 3.100 pessoas até o final de 2012. “Investimos R$ 12,7 milhões nesta etapa inicial e a ideia é chegar até o final de 2013 com 7.800 pessoas treinadas”, aponta Monteiro.

Carteira de pedidos A carteira de pedidos potencial da OGX junto à OSX totaliza 48 equipamentos (24 WHPs, 19 FPSOs e cinco TLWHPs) e tem um valor aproximado de US$ 30 bilhões. Dessas 48 unidades, cinco FPSOs e dois WHPs já se converteram em pedidos firmes, com um valor equivalente a US$ 4,8 bilhões. Sobre o FPSO OSX-1, a OSX informou que a mesma encontra-se em fase final de customização no estaleiro da Keppel, em Cingapura, tendo sido construído no estaleiro da Samsung, na Coreia. “No dia 17 de agosto, o

OSX-1 sairá do estaleiro em Cingapura e chegará ao Brasil no dia 25 de setembro. Ele já vem comissionado e pronto para operar, mas só iniciará sua produção em outubro”, disse Monteiro. Já o FPSO OSX-2, tem entrega prevista pelo estaleiro para o segundo trimestre de 2013, e o FPSO OSX-3, que ainda está negociação, para o terceiro trimestre do mesmo período. Além disso, os FPSOs OSX-4 e OSX-5 estão previstos para serem entregues respectivamente para o segundo e quarto trimestres de 2014. Monteiro ressaltou que a conversão do OSX-4 será feito fora do estaleiro do Açu, mas a integração poderá e provavelmente será feita no próprio Açu, pois ele já estará apto para recebê-lo a partir do primeiro trimestre de 2013 e, a partir daí, são 14 meses para fazer a conversão. “Ainda não sabemos o estaleiro que fará isso. Hoje estamos em fase de licitação do OSX-4 e 5 e fecharemos isso no final deste semestre ainda. Encontra-se também em fase de licitação o projeto de engenharia para conversão e integração de dois VLCCs gêmeos adquiridos da Vela Corporation”, disse.

Unidade de Construção Naval (UCN) do Açu -

Área total: 3,2 milhões/m 2 Área construída: 2,55 milhões/m 2 Processamento de aço: 220 mil ton/ano Dique seco: comprimento 480m x 130m largura x 11m de calado - Custo: US$ 1,7 bilhão (primeira fase da obra)

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OSX

FPSO OSX-1 terá hot-site: depois de pronto em Cingapura, o FPSO OSX-1 iniciou a viagem rumo ao Brasil para produzir petróleo e gás no país. A duração prevista da viagem é de 40 a 50 dias. Para apresentar informações completas sobre a unidade, a OSX lançou um hot-site. Nessa página, os internautas terão acesso aos dados técnicos do FPSO OSX-1 e informações sobre a sua viagem de Cingapura para o Brasil. O hot-site está disponível no link: www.osx.com.br/osx-1.

Carteira de encomendas da OGX junto à OSX: WHPs (Well head platforms): 24 FPSOs (Unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência): 19 TLWHPs (Unidade flutuante de produção com pernas tensionadas): 5 Total: 48 equipamentos

Com relação às plataformas fixas WHP-1 e WHP-2, as mesmas têm previsão de serem entregues no canteiro de obras da Techint respectivamente no primeiro e segundo trimestres de 2013.

Estaleiro do Açu O diretor financeiro e de relações com investidores da OSX, esclareceu que para otimizar a construção o projeto da UCN Açu foi dividido em 11 pacotes + 1, que é a supressão da vegetação, e que já começou. “Os 11 pacotes estão sendo negociados e contratados de acordo com o cronograma de instalação da empresa. Preparação do terreno, edifícios industriais e canteiro de obras da unidade, por exemplo, estão a um passo de serem contratados; e o apoio e fiscalização 70

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das obras já estão assinados e iniciados”, informou. O executivo apontou que a empresa está utilizando cascos gêmeos sempre que possível para agilizar o processo dos projetos de VLCCs e que está sendo realizada também a padronização dos WHPs, que poderão proporcionar até 30% de ganho sobre o valor dos equipamentos. Luis Eduardo Carneiro, diretor presidente da OSX, disse ainda que o UCN terá capacidade para comissionar até oito FPSOs ao mesmo tempo e estará em plena capacidade em 2014. “No início, as conversões do VLCCs vão ser feitas no exterior, mas depois poderão ser feitas no próprio UCN, pois o dique seco do estaleiro poderá converter até dois FPSOs ao mesmo tempo”, explicitou Carneiro. De acordo com o presidente da OSX, no quarto trimestre de 2012 a empresa receberá a área de montagem das jaquetas; no primeiro trimestre de 2013, será feito o primeiro corte da chapa de aço, e recebem ainda o cais para o primeiro FPSO. A UCN Açu possui uma área total de 3.200 mil m2, da qual será utilizada uma área de 2.550

mil m2 em sua primeira fase de desenvolvimento. Essa primeira fase contempla a possibilidade de integrar até seis FPSOs e de construir até oito plataformas fixas (WHPs) simultaneamente, fazendo uso de uma capacidade de processamento de até 220 mil toneladas de aço por ano e de um dique seco de 480 m de comprimento, 130 m de largura e calado de 11 m de profundidade. A OSX tem capacidade de entregar até dez FPSOs e 11WHPs até 2015 para a OGX, dependendo apenas da confirmação de alguns pedidos. Dessa quantidade de unidades offshore, sete FPSOs e nove WHPs serão construídos na UCN Açu, conforme o plano da companhia. O orçamento para a construção da primeira fase da UCN Açu está estimado em US$ 1,7 bilhão, distribuídos entre equipamentos e obras civis.

Resultado de uma fase importante Apesar de ter saído do lucro para um prejuízo de R$ 10,949 milhões no segundo trimestre, a OSX, destacou que mesmo com o resultado negativo conseguiu gerar receitas no trimestre no valor R$ 25,350 milhões e o caixa consolidado de suas controladas em junho somou R$ 1,8 bilhão. No segundo trimestre de 2011 (2T11), a receita líquida da OSX foi de R$ 25,350 milhões e no semestre R$ 34 milhões. O caixa consolidado da companhia e de suas controladas em 30/6/2011 foi de R$ 1,8 bilhão. “A companhia começa a entrar numa fase de produção, porque nosso primeiro ativo FPSO, o OSX-1 está em fase final de construção em Cingapura. Ele vai ser entregue na próxima

OSX anuncia plano de execução 2011-2015

Flare

Instituto Tecnológico Naval (ITN) Parceiros: Hyundai Heavy Industries e Firjan/Senai Investimento: R$ 12,7 milhões, etapa inicial Qualificação: 3.100 pessoas até 2012 e 7.800 até 2013

semana, e no dia 13 de agosto será realizada a cerimônia de entrega do navio lá. O navio sai no dia 17 de agosto”, informou o diretor financeiro e de relações com investidores da empresa. Os principais investimentos no período foram feitos nas unidades de exploração & produção que serão fretadas à OGX. Segundo a empresa, no FPSO OSX-1, foram investidos US$ 64,9 milhões no 2T11 para sua customização; no FPSO OSX-2, US$ 61,7 milhões no 2T11 referente ao pagamento do primeiro marco do contrato de EPCI (Engineering, Procurement, Construction & Installation) com a SBM e outros custos; na plataforma fixa 1 e 2 (WHP-1 e 2), foram investidos US$ 6,4 milhões em 2011, nos projetos de engenharia e trabalhos iniciais relativos às duas plataformas fixas de exploração de petróleo. Sobre a construção da Unidade de Construção Naval do Açu, o executivo informou que a mesma foi iniciada em julho e vai demorar 34 meses, sendo de 2011 a 2014 e o gasto da OSX é de US$ 1,7 bilhão. Segundo Carneiro, o Capex é dividido desta forma para os seguintes perío-

dos: 2011, 28%; 48%, em 2012; 20%, em 2013; e 4% em 2014. Além disso, a empresa recebeu a priorização do FMM para 80% deste valor (Capex).

Caminhada de rápido sucesso Nascida no terceiro trimestre de 2009, a OSX comprou logo no quarto trimestre do período a plataforma OSX-1; no primeiro trimestre de 2010 realizou o IPO, fechou contrato estratégico com a OGX, Hyundai e fechou o contrato de financiamento da OSX-1. Ainda em 2010, a empresa comprou dois navios para serem convertidos, que estão no exterior, e vão ser a base do OSX 4 e 5, e iniciaram o processo de licenciamento do estaleiro do Açu. Agora em 2011, neste trimestre, os empresários da OSX tiveram muitas realizações: receberam novas encomendas da OGX, fecharam contrato de construção do OSX-2 com a Modec, receberam a licença de instalação do Açu e conseguiram o apoio financeiro ao projeto da UCN Açu pelo Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante, com uma linha de crédito de até R$ 2,7 bilhões.

eventos Prévia Rio Pipeline 2011

Pré-sal e novas tecnologias serão destaque da Rio Pipeline 2011 A Rio Pipeline, organizada pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), cresceu em número de expositores e congressistas com destacada participação internacional, e a edição de 2011 do evento promete números ainda mais significativos, com o potencial de crescimento do setor. Novos desafios tecnológicos e o aquecimento da demanda por bens e serviços da indústria de pipeline estão entre os principais assuntos abordados.

Foto: Agência Petrobras

Rio Pipeline 2009 Feira Área de exposição: 2.363 m² Expositores: 120 Países: 35 Visitantes: 3.000 Conferência Congressistas: 1.175 Trabalhos: 302 Países: 28

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por Maria Fernanda Romero

lém de conferência com quase 1.300 congressistas e apresentação de 342 trabalhos técnicos, a quarta edição da Rio Pipeline, realizada em anos ímpares, terá uma feira com a participação de 150 expositores. A expectativa é que a edição deste ano reúna cerca de três mil profissionais de 27 países. “Com o crescimento global da indústria de petróleo e gás, há um aumento da necessidade de escoamento da produção e de distribuição de combustíveis. E isso torna o setor de dutos cada vez mais estratégico, trazendo inúmeras oportunidades

de negócios. A Rio Pipeline é, hoje, uma importante oportunidade de encontro para a indústria, e por isso, contamos com o apoio institucional das principais entidades do setor”, destaca Marcelo Rennó, presidente do Comitê Organizador do evento. A programação da conferência 2011 será dividida em 16 temas relevantes no segmento de dutos. Além das sessões técnicas, também está prevista a realização de dois grandes painéis: um sobre escoamento dutoviário do Pré-sal, com participação de representantes da Petrobras, Technip e BG; e o segundo sobre tendências tecnológicas na área de dutos, realizado com

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

apoio do Pipeline Research Council International (PRCI). A Rio Pipeline vai realizar, na tarde do segundo dia do evento, fóruns de debates abordando assuntos de grande interesse da comunidade de dutos, como: Transporte de biocombustíveis; Descomissionamento de dutos; Novas tecnologias em inspeção de dutos; Gerenciamento da ação de terceiros; e Segurança operacional na área de terminais, este em parceria com a Associação Regional de Empresas de Petróleo, Gás e Biocombustíveis na América Latina e Cariba (Arpel). Na última edição do evento em 2009 a Rio Pipeline teve recorde de

público e de trabalhos apresentados. Foram 1.300 conferencistas, um crescimento de 10% em relação ao evento de 2007. Aumentou também a internacionalização: 25% dos conferencistas eram estrangeiros. Na feira, que acontece paralelamente, foram 120 expositores e 2.435 visitantes nos três dias. De acordo com Luiz Mendonça, superintendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), a Rio Pipeline é compatível com o crescimento e demanda do setor no país e se

consolidou ao longo das três edições já realizadas uma posição de referência internacional na área de transporte dutoviário. “O evento ao agregar à Feira de Exposição uma Conferência de alto nível, possibilita a apresentação e discussão de temas que abrangem todo o setor dutoviário e seus bens, serviços e tecnologias”, completa Mendonça. Segundo o executivo, a apresentação de trabalhos selecionados contribui para a divulgação das novas pesquisas e tecnologias que vêm sendo desenvolvidas no setor. “Eles terão contribuição efetiva na ampliação da participação da indústria nacional em um cenário de investimentos vultosos e crescentes”, diz. TN Petróleo 79

Foto: Agência Petrobras

eventos

Álvaro Teixeira, secretário executivo do IBP conta que este é o segundo maior evento que a instituição promove e que ele está ficando cada vez mais internacional. O executivo lembra que o a Rio Pipeline surgiu em 1997 com um pequeno seminário doméstico, reunindo cerca de cem profissionais do segmento. “Nesta edição teremos mais participação estrangeira, inclusive de instituições internacionais pipelines. Temos 750 inscritos até agora (final de agosto) na conferência, mas tenho certeza de que atingiremos pelo menos os 1.300 participantes da última edição”, complementa. Teixeira comenta ainda que durante a semana da Rio Pipeline 2011 em setembro estarão acontecendo, também no Rio de Janeiro, duas reuniões internacionais do setor que demonstram o interesse da comunidade internacional e sua interação com a Rio Pipeline. O representante do IBP destaca ainda dentre os assuntos abordados na conferência deste ano, a questão dos alcooldutos da Petrobras. “Poucos 74

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países têm alcooldutos e acho que isso diferencia o país no que se refere a pipelines. Será um tema importante a ser discutido”, aponta. Teixeira diz que apesar do Brasil ter dimensões continentais, o país ainda tem malha reduzida no que se refere a dutos, logo as perspectivas de investimentos são enormes no país e informa: “Temos no IBP a intenção de implantar em 2012 juntamente com a nossa diretoria de pipeline uma missão com foco na área de terminais para qual contamos com o apoio da Transpetro”, finaliza.

Mercado aquecido, mas ainda deficitário Com a inauguração do Gasoduto Rio de Janeiro-Belo Horizonte, o Gasbel II, o Brasil atingiu 22.000 km de dutos em operação, entre gasodutos, minerodutos e dutos submarinos. Segundo Raimar van den Bylaardt, presidente do Conselho Executivo do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT), o Brasil passa por um momento importante, de grandes expectativas. Com o pré-sal, o país não é mais um coadjuvante no cenário da indústria mundial de petróleo. “Esse é um momento de transformações e grandes desafios. O crescimento da produção de petróleo e gás exigirá maior escoamento e distribuição. Nossos dutos em operação devem crescer, levando em consideração que deveremos alcançar algo em torno de 3,9 milhões de barris por dia em 2020”, avalia. Apesar desses números, especialistas do setor consideram pequena nossa malha de dutos, tomando por base as dimensões do Brasil e a produção de petróleo e da mineração, principais demandadores desse tipo de transporte. Ocupando a 16ª posição no ranking mundial, o Brasil tem malha dutoviária inferior até mesmo à

de países com extensão territorial menor, como México (40 mil km), Argentina (38 mil km) e Austrália (32 mil km), e está distante dos mais de 400 mil km dos norte-americanos e dos 800 mil km de dutos existentes na União Europeia. Segundo especialistas, houve incrementos, em especial no caso dos gasodutos, que praticamente dobraram de extensão em relação ao início da década, chegando aos atuais dez mil km. A expansão foi motivada pelo Plangás/Plano de Antecipação da Produção de Gás, que proporcionou a utilização, em várias regiões do Brasil, de recursos oriundos de novas descobertas e do gás associado na Bacia de Campos, antes queimado nas plataformas. Os avanços, porém, não mudam o fato de a malha atual ser deficiente e apresentar gargalos na distribuição de gás no sul do país. Mais do que isso, que a expansão continua a ser executada de forma insuficiente, o que gera prejuízos logísticos e instabilidade para a indústria dutoviária. “O duto é um meio de transporte de produtos econômico, seguro e pouco poluidor. O crescimento da malha exigirá tecnologias cada vez mais complexas para sua operação eficaz e livre de riscos, ampliando as oportunidades e impulsionando as empresas do setor ”, afirma o executivo do CTDUT. No primeiro semestre de 2010, por exemplo, o segmento passou pelo fundo do vale, com grande ociosidade na fabricação de tubos e na execução de obras. Na melhor das situações, algumas empresas conseguiram compensar em parte a ociosidade no Brasil com encomendas e projetos no exterior, mas a maioria amargou perdas e redução de volume. Por isso, é grande a expectativa de que o Plano de Negócios 2010-2014 da Petrobras reative os

Prévia Rio Pipeline 2011

investimentos no setor. Divulgado no final de junho, o plano prevê a aplicação de recursos da ordem de US$ 5,3 bilhões, encerrando o ciclo de investimentos na ampliação da malha de transporte de gás natural.

Soluções em tubos A francesa V&M, produtora de tubos de aço sem costura, levará para a Rio Pipeline deste ano as soluções para os projetos de line pipes como a nova linha de usinagem das pontas dos dutos com medições a laser e da soldagem automática de alto desempenho na base ou na embarcação do cliente, desenvolvida pela Serimax, uma empresa do grupo Vallourec. Para o superintendente da unidade de óleo e gás da V&M, João Perez, o mercado dutoviário brasileiro tem um grande potencial de crescimento e o crescimento econômico-social nacional tende a aumentar a demanda por produtos do setor petrolífero, como, por exemplo, gás e derivados do petróleo. “O aumento de demanda destes produtos, adicionado ao aumento de produção de óleo e gás previstos nos planos de negócios da Petrobras e de outras empresas do setor devem impulsionar o crescimento deste mercado a médio e longo prazo”, aponta. Apesar disso, Perez indica que na área de dutos terrestres o grande desafio será interligar as unidades de produção de gás e de derivados de petróleo até os pontos de demanda, considerando as dimensões continentais de nosso território, limitações de logística e dificuldades de licenciamento ambiental. E no setor de dutos submarinos, além da dificuldade de licen-

ciamento ambiental inerente ao setor, ele lembra das demandas do escoamento da produção dos campos do pré-sal, que necessitará de utilização de dutos especiais com propriedades de resistência a ambientes agressivos e trabalho em águas ultraprofundas. “A tecnologia de ponta para instalação destes dutos é outro grande desafio do setor”, complementa. A empresa oferece tubos com revestimentos anticorrosivos para o setor dutoviário em geral e com isolamento térmico para o setor de dutos submarinos. “Ofertamos dutos de aço carbono com metalurgia especial para resistência a ambientes agressivos, dutos com tolerâncias dimensionais de pontas mais reduzidas para a área de dutos submarinos, soldagem automática, logística especializada para transporte de dutos, entre outras soluções”, explica Perez. Dentre outras soluções, o executivo da V&M cita a usinagem das pontas dos dutos com medições a laser como uma solução inovadora ao setor, pois reduz as tolerâncias dimensionais para melhor performance da solda em campo, evitando a necessidade de pipe sorting e sendo um grande diferencial para a instalação de risers rígidos. Na área de dutos submarinos, Perez diz que através da Serimax, empresa do grupo Vallourec, eles oferecem a soldagem automática de alto desempenho na base ou na embarcação do cliente, que atende a altos requisitos de qualificação demandados para a soldagem dos produtos tubulares para águas ultraprofundas. O superintendente lembra que as projeções de investimento e volume de operação que a Petrobras estima para os próximos anos são expressivos e terão impacto em toda a cadeia de suprimentos. “A V&M como tradicional fornecedoTN Petróleo 79

Foto: Cortesia GDK

eventos

ra de tubos para a Petrobras vem se preparando para atender essa demanda com investimentos em aumento de capacidade produtiva e desenvolvimento de soluções tailor-made no que tange a produtos e serviços especializados”, pontua. Há cinco anos, a empresa possui o projeto VPP (Valourec Pre-salt projetc) que mapeia essas demandas e desenvolve em conjunto com a Petrobras alternativas para os desafios enfrentados na exploração de óleo em tais circunstâncias críticas. “Temos hoje vários projetos de maximização de conteúdo local para todos os tipos de metalurgia e um pacote robusto de serviços agregados a esses produtos”, cita. Frente ao mercado aquecido de equipamentos para o setor de óleo e gás, a V&M investe permanentemente na modernização de seu parque industrial. De acordo 76

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com Perez, a companhia ampliou sua capacidade de produção de tubos OCTG Premium sobretudo nas áreas de tratamento térmico e uma nova linha de rosqueamento destes produtos, além da recém-inaugurada planta de Drill pipes e a instalação prevista até o final deste ano da planta da V&M Tube Alloy em Rio das Ostras, especializada em fornecimento de acessórios Premium e serviços. Atualmente, a empresa está envolvida no projeto de flowlines e risers da P-55 e no projeto Guará e Lula.

Mais economia e segurança nas operações A White Martins, subsidiária de uma das maiores empresas de gases industriais e medicinais do mundo, a Praxair, apresentará na Rio Pipeline 2011 seus serviços in-

dustriais voltados para operação de gasodutos, oleodutos e instalações industriais, como o bombeamento de nitrogênio, que proporciona mais segurança, praticidade e economia na operação de dutos. De acordo com o diretor executivo da White Martins, Marcelo Rodrigues, entre os serviços apresentados pela empresa estão a inertização (injeção de nitrogênio gasoso em equipamentos ou tubulações a fim de substituir atmosferas perigosas por outras inertes, fora das faixas de explosividade, inflamabilidade ou toxidez), por meio de técnicas de deslocamento, diluição e pressão; e a limpeza interna de linhas, realizada por meio do uso de uma combinação de equipamentos de limpeza impulsionados por nitrogênio conhecidos como pigs ou pelo processo Sandjet, tecnologia que atua na remoção de depósitos de coque em tubos de fornos e incrustações em dutos em geral. “Por ter alta pureza e ser isento de umidade, o nitrogênio fornecido pela White traz mais praticidade, economia e segurança em operações de inertização, pressurização, limpeza, esvaziamento, secagem e purgas”, disse o executivo. A empresa possui sistemas móveis de bombeio com vazão de até 15.000 m3 por hora de nitrogênio, atuando em todo o território nacional.

Soluções integradas Apesar de não participarem como expositores nesta edição da feira, a Maxen, antiga Mercotubos, brasileira que oferece soluções integradas para o mercado de óleo e gás nacional, confirmou que vai acompanhar o evento. “Vamos visi-

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tá-la para ver as possibilidades de participação na próxima edição”, completa Luiz Fernando Pugliesi, presidente da Maxen. A empresa oferece tubos de aço carbono e aço liga. Além dos materiais (tubos), oferecem a pré-fabricação da tubulação (spools). “A gestão de material e a fabricação ficam sob nossa responsabilidade, gerando assim uma interface a menos para o cliente além dos ganhos em produtividade, qualidade e prazos de entrega conforme as necessidades da obra”, explica o presidente. Além disso, a Maxen oferece um controle completo de interferência do projeto de tubulação. Ou seja, a companhia pode fazer uma análise de consistência por projeto de tubulação antes e durante a obra, evitando retrabalhos e otimizando recursos de mão de obra aplicados no projeto. Sobre o mercado de dutos no Brasil, Pugliesi considera um mercado sem grandes investimentos. “Estamos num entreciclo de obras. As existentes já estão com suas demandas contratadas. Temos uma expectativa de num futuro próximo estarmos retomando o movimento de mercado”, aponta. Segundo ele, os principais pontos estão nos investimentos capitaneados pela Petrobras. “Isso significa que assim que este cliente colocar as obras na rua, o setor estará com suas demandas fortes novamente”, afirma Pugliesi. O executivo da Maxen comenta que as demandas em águas profundas do pré-sal e os grandes investimentos anunciados da Petrobras para os próximos cinco anos influenciam diretamente nos negócios da empresa, em especial na Unidade de Equipamentos, que

é voltada exclusivamente para o setor de subsea. “Hoje, estamos com certa capacidade disponível, mas com o que estamos vendo no mercado, em breve estaremos com toda capacidade ocupada e iniciaremos investimentos para duplicação da fábrica de Atibaia/ SP. No que se refere a serviços e equipamentos nesta área, estaremos integrando um núcleo de engenharia para detalhamento e soluções construtivas, também em 2011”, afirma. No ano passado, a Maxen adquiriu a pioneira tecnologia de curvamento por indução, e segundo Pugliesi a Maxen está finalizando as instalações dos equipamentos ainda no mês de setembro e no último trimestre deste ano já estarão produzindo. “Temos diversas oportunidades de aplicação da tecnologia, mas preferimos entrar em operação para assumir contratos firmes para o processo”, ressalta. Com a recém-inaugurada unidade fabril, no município de Escada (PE), a Maxen já tem planos de construir uma nova unidade no Rio de Janeiro. “Esperamos entrar em operação já no final do primeiro trimestre de 2012. O plano de investimento está pronto”, informou, sem fornecer mais detalhes do projeto. Hoje, a empresa está envolvida em obras junto à Refinaria Abreu e Lima (RNEST), nos contratos de interligações, estação de tratamento de dejetos industriais (ETDI), na casa de força da refinaria (Cafor) e na estação de tratamento de água (ETA); na Refinaria de Paulínia (Replan) estão no contrato do offsite da carteira de diesel; e na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, a empresa está fornecendo para a carteira de diesel.

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(21)TN2159-9298 Petróleo 79 77

eventos

Fotos: Banco de Imagens TN Petróleo

2º Encontro Nacional de Gás LP

GLP: mercado otimista Promovido pelo Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Gás Liquefeito de Petróleo (Sindigás), evento trouxe entusiasmo e boas perspectivas para o setor diante da estimativa da Petrobras quanto ao potencial de crescimento de GLP e dos resultados positivos do primeiro ano do Programa Gás Legal, que combate a venda irregular do energético em todo o país. por Maria Fernanda Romero

segunda edição do Encontro Nacional de GLP (Enagás), desta vez realizado em Brasília (DF), debateu as novas tecnologias de pagamento, gestão de negócio, treinamento de profissionais, erradicação no comércio ilegal, 78

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logística eficiente e os desafios para melhorar a qualidade do serviço ao consumidor final. O encontro, que recebeu cerca de 500 pessoas, reuniu especialistas, autoridades, líderes e representantes do segmento de GLP. Durante a mesa de abertura do evento, o próspero cenário atual no país foi

exaltado por todos os debatedores, que destacaram, entre os principais resultados positivos do mercado, as ações do Programa Gás Legal, iniciativa promovida pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e o Sindigás para combater a revenda irregular do produto.

Fotos: Divulgação

Segundo o presidente do Sindigás, Sergio Bandeira de Mello, a perspectiva atual do setor é muito boa. Passamos por um momento de depressão no ano 2000, quando o pipeline Brasil-Bolívia foi deitado à frente dos nossos maiores consumidores, mas agora o momento é outro. “Não é um momento de euforia, mas de percepção de valor, porque nós distribuidores já nos demos conta de que lidamos com um produto muito bom e com-

petitivo, mas precisamos passar isso adiante, não para os nossos consumidores – pois eles, na maioria, não têm queixa a fazer – mas às autoridades e à Petrobras que não veem as inúmeras oportunidades deste mercado”, afirmou. Bandeira conta que para difundir essas percepções e disseminar informações sobre o GLP, o Sindigás desenvolve constantemente seminários, congressos, por exemplo, o Fórum Permanente do GLP, debate anual com autoridades e o Enagás; além de agora ter investido na criação de uma campanha publicitária para trabalhar a comunicação de massa com os formadores de opinião. “Há oportunidades enormes de negócio no segmento residencial, com o aquecimento de água do chuveiro e a substituição do uso da lenha, especialmente nas regiões Sul, Norte e Nordeste. No segmento comercial, o GLP é mais competitivo nas pequenas e médias indústrias, nas quais, a cada dia, apresenta-se mais barato que o gás natural”, concluiu. ‘GLP: Energia Excepcional’ foi o primeiro painel do encontro. Na ocasião, Rubem Mesquita Vieira, diretor de planejamento e marketing da SHV Gás Brasil e o primeiro vice-presidente da AIGLP (Associação Ibero-Americana de GLP) justificou o tema do painel, apresentando as principais vantagens e diferenciais do produto que o classificam como tal. “O GLP é uma energia limpa, versátil, segura, de fácil armazenagem e distribuição, abundante, disponível, democrática – pois chega a 95% dos lares brasileiros, tem custos competitivos e mais acessíveis que o gás natural e a energia elétrica; é um produto

velho conhecido e possui soluções modernas”, enfatizou. Aumento da produção Os altos investimentos da Petrobras em exploração e produção (E&P), em especial nas refinarias, no Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e no pré-sal, vão aumentar muito a produção de gás, o que garantirá maior oferta do GLP no país. É o que afirmou o gerente geral de produções especiais da Petrobras, Carlos Roberto Martins Barbosa, durante o evento. Segundo o executivo, os investimentos da estatal vão ajudar a corrigir alguns desequilíbrios e trazer boas perspectivas para o setor. Barbosa indicou que com o crescimento da produção de petróleo, o país ficará menos dependente de importações e deve estar daqui há uns três a cinco anos, no máximo, equilibrados em relação ao GLP. “Não vamos mais ser dependentes dele”, apontou, entusiasmado. “Há muitos anos o setor não vê investimentos tão fortes, tanto no downstream, que vai aumentar a oferta notadamente no Nordeste, quanto no upstream, com as novas produções”, disse. Ele explica que a produção da companhia é basicamente de duas fontes: vem das refinarias, onde se processa o petróleo e se extrai o produto; e dos poços de petróleo que produzem petróleo e gás associado que vão para as Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), que também geram GLP. “Temos duas grandes frentes de oferta de produto no curto, médio e longo prazo: a Refinaria Abreu e Lima (RNEST) e as refinarias Premium (no Ceará e no Maranhão) e o Complexo Petroquímico do Rio de TN Petróleo 79

eventos

Empresa de Pesquisas Energéticas (EPE), vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), será possível alcançar a autossuficiência já em 2015. Hoje, apenas 8% do GLP consumido no Brasil são importados.

Janeiro (Comperj) – o qual, no primeiro momento, vai produzir muito GLP. Além disso, temos as novas produções do pré-sal, que também farão com que tenhamos de implantar UPGNs”, aponta. De acordo com ele, tudo isso trará maior oferta de produto ao país, reduzindo os desequilíbrios regionais – o Nordeste é carente e o Sudeste tem a maior produção. “O potencial de crescimento de GLP é muito grande porque em determinadas situações ele é mais barato que o diesel, sem contar as vantagens ambientais. Ao contrário do que muitos pensam, temos um potencial

enorme para esse energético no país. Vamos ter produção, menos custos, mais confiabilidade, porque vamos depender menos de importações”, finalizou o gerente da Petrobras. O Sindigás indica que a cada mês são vendidos 33 milhões de botijões em todo o país. O setor, que movimenta R$ 19 bilhões ao ano, espera que sua participação na matriz energética brasileira (atualmente de 3,4%) ultrapasse 4,5% em 2020. O considerável potencial de expansão do uso desse combustível se deve sobretudo ao acentuado crescimento de sua produção. De acordo com a

Combate ao mercado informal A ANP, em parceria com o Sindigás, reduziu em 53% o número de pontos de vendas informais de GLP no país, em oito meses do programa Gás Legal. “O programa é um incentivo à formalidade e àqueles que investem na melhor prestação de serviços com uma queda importante nas questões de custos e aumento na rapidez de entrega. O programa é uma grande conspiração pró-consumidor”, afirmou o presidente do Sindigás. O levantamento foi realizado em 15 cidades e observou a maior redução em Recife (PE) e Brasília (DF), onde os pontos irregulares caíram 95% e 93%, respectivamente. Em seguida, aparece Canoas (RS) e Teresina (PI),

Estudo da USP demonstra eficiência do GLP Durante o evento, foi divulgado um estudo da Universidade de São Paulo (USP) para o setor. Ali, são apontadas as vantagens econômicas da utilização do gás para aquecimento, além das novas bases de classificação das edificações, que serão obrigatórias em três anos. O estudo, encomendado pelo Sindigás prevê a economia de 25% no uso dos aquecedores a gás frente ao chuveiro elétrico. Segundo Aurélio Antonio Ferreira, diretor de Desenvolvimento do Sindigás, o objetivo do estudo foi compartilhar a visão de que o GLP pode contribuir mais para a matriz energética. “Hoje no Brasil esse energético tem uma atuação muito restrita e no mundo inteiro ele é usado de forma bem mais ampla. Aqui, temos um viés muito grande para utilização de energia elétrica, por isso quisemos demonstrar o quanto o GLP pode ser mais eficiente do que a energia elétrica, quando se fala em 80

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consumo de energia e ganhos ambientais também ao país”, explica. De acordo com o executivo, o estudo foi encomendado há cerca de dois anos e é um comparativo da infraestrutura e do uso do energético (eletricidade & GLP) para aquecimento de água em uma edificação residencial. “Atuamos junto ao MME para considerar a participação dos gases dentro da norma de eficiência energética que iria ser publicada para edificações – a norma foi publicada em outubro de 2010. Conseguimos fazendo esta revisão, provando ao Governo que o GLP é muito eficiente e benéfico ao país, até para o balanceamento da eficiência energética”, indica Ferreira.

Segundo o diretor do Sindigás, hoje, para uma edificação receber a certificação A em eficiência energética tem de ter um aquecimento de água a GLP não somente no fogão. “Com isso, imaginamos que as novas construções comecem a usar mais intensamente esse energético, que antes estava sendo subutilizado apenas para o fogão”, conclui. Conclusões do estudo • Custo da infraestrutura de GLP é menor em todo os casos reais (a partir de 4,4 KW de potencia). • Custo da infraestrutura de GLP é fixa para potências elevadas permitindo a expansão para novos usos sem necessidade de ampliação de investimentos. • Apartamentos de alto padrão (mais banheiros, ar-condicionado, churrasqueira, etc.) tendem a aumentar a diferença de custo entre a infra elétrica e a gás.

glp: mercado otimista

ambos com 72%, e São Luís (MA), com 65%. Belém e São José do Rio Preto (SP), por outro lado, tiveram as menores baixas, com 7% cada. A clandestinidade do GLP é uma das questões mapeadas que mais afligem a sociedade. Diante disso, foi criado, no ano passado, o programa que tem por objetivo disciplinar o mercado, a partir de um trabalho de conscientização do consumidor e dos agentes econômicos envolvidos no setor e de intensificação de ações de fiscalização do comércio ilegal. O programa engloba, ainda, o monitoramento das ações realizadas, a fim de evitar a reabertura de estabelecimentos clandestinos. Distribuidoras na ativa Atenta ao rápido crescimento do setor, a Liquigás Distribuidora, empresa do Sistema Petrobras que atua na distribuição de GLP, indica que o mercado vem crescendo bem acima do previsto e diante disso estão evoluindo, vendendo mais e expandindo suas instalações. “Neste primeiro semestre o mercado cresceu o dobro do que prevíamos e as vendas da Liquigás estão crescendo mais, confirmando que a nossa estratégia de crescimento está correta, tanto nos botijões quanto no granel. E assim, estamos conquistando parcelas maiores no mercado”,

disse o presidente da empresa, Antonio Rubens Silva Silvino. Foram mais mil revendedores novos Liquigás abertos nos últimos três anos. Segundo ele, a empresa está ampliando a liderança no mercado brasileiro na distribuição de botijões de GLP de até 13 kg, com o desenvolvimento de embalagens menores. “O mais moderno é o botijão de 8 kg, lançado em agosto de 2008, um sucesso crescente; e o de 5 kg, que lançamos no ano passado, proporcionando maior acesso para famílias de menor renda”, indica. O executivo observa que ultimamente os revendedores estão informando à empresa que os consumidores estão substituindo o uso de lenha nos estados do Nordeste, do Centro-Oeste e até na periferia das grandes cidades. “As donas de casa que antes não consumiam regularmente o GLP, por falta de dinheiro todo mês, pararam parcialmente de usar lenha para passar a usar o botijão de 8 kg, bem mais barato”, destaca. Com o desenvolvimento de aplicações inovadoras, a Liquigás também

tem crescido bastante no setor de distribuição de GLP a granel, através de caminhões-tanque. “Algumas de nossas soluções para atender a demanda a granel são: a medição individualizada, dirigida a condomínios – já aplicada nos estados de São Paulo, Rio de Janeiro, Minas Gerais, Pernambuco e Paraná; o puro gás, que é um propelente para as indústrias alimentícia e sanitária que usam aerossóis nos seus produtos finais; e o Flex Gás, sistema inovador de suprimento de energia formado a partir da mistura de GLP com o ar atmosférico, desenvolvido basicamente para o setor industrial”, pontua Silvino. Para o presidente da Liquigás, a ascensão de mais de 30 milhões de pessoas das classes D e E para as classes C, a melhoria da renda, o aumento do emprego e a manutenção do Bolsa Família, têm favorecido uma condição melhor do uso de GLP: “Isso está fazendo com que o mercado de botijões cresça mais do que nos últimos anos em média anual e estamos capturando isso na empresa com nossos projetos.” Sobre os resultados do Programa Gás Legal, Silvino avalia que houve progressos, mas reconhece que ainda falta mobilização. “Acreditamos que não há saída para a venda ilegal.

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eventos

O país não tem mais espaço para a ausência de ética e para a venda clandestina. O programa está funcionando graças à união de esforços e da efetiva fiscalização e contribuição para a punição e fechamento das revendas informais”, diz. Silvino comenta ainda que, em 2005, quando a Liquigás foi comprada pela BR Distribuidora, 30% da venda dos seus revendedores eram para o consumidor final e 70% para revendas – a maioria informais. Hoje, 81% das vendas dos revendedores são para o consumidor final e só 19% não são, porque ainda existem lugares de difícil alcance dos consumidores finais via linha direta. Também acompanhando as demandas do setor, a SHV Gas Brasil, subsidiária do grupo holandês SHV Energy, maior distribuidora privada de GLP do mundo, mais conhecida no país como Supergasbras, está apostando muito no crescente

mercado brasileiro. “A empresa está apostando no país, sempre foi assim desde 1995 e o início de 2000, um período muito difícil. Em 1995, a SHV Gas Brasil adquiriu a Supergasbras e a Minasgás, e somente a partir de 2004 fez a fusão completa. De lá para cá, a empresa está migrando gradualmente as atividades para a marca comercial Supergasbras”, explica Rubem Mesquita Vieira, diretor de Planejamento e Marketing da companhia. Sobre o cenário atual do GLP no Brasil, o executivo afirma que estamos passando por um momento de mudança, começando a qualificar o serviço da distribuição. “É um processo muito importante. Durante a década de 1990, passamos pelo processo de qualificação do botijão de gás, criamos as regras de enchimento do mesmo, fizemos a requalificação, etc. e agora estamos com foco no serviço. Isso é muito mais

complexo, porque, no caso do botijão, envolvia de dez a 15 distribuidoras, e hoje você fala com milhares de revendedores. O processo de mudança é mais complexo”, completa. De acordo com Vieira, o momento é de reflexão: “Quem vai vencer nesta nova realidade é quem tiver investido e treinado as equipes com os melhores recursos, de forma eficiente e com uma gestão eficiente”, diz. A Supergasbras vem investindo em treinamento dos revendedores e em parcerias com alguns fabricantes, por exemplo, de equipamentos, como softwares para gestão das operações, de veículos mais eficientes para distribuição do gás e de produtos de varejo, complementa ele. Além disso, a empresa desenvolveu uma central única de vendas, na qual os pedidos do consumidor são recebidos e repassados para o revendedor entregar, sem custo.

OTC Brasil 2011 Riocentro

Technical Program ◦ Exhibition ◦ Sponsorship ◦ Advertising

The OTC Brasil 2011 technical program presents solutions for a wide assortment of topics and issues. These topics range from updates on major projects to new technologies and techniques to HSE and regulatory issues. At the topical luncheons and panel sessions, companies such as Shell, OGX, Total, BP, Cameron, GE, Schlumberger, Baker Hughes, and Halliburton will discuss current and future projects in the region. Contact Info:

Email: info@otcbrasil.org Phone #: 1 (281) 491-5908 Fax #: 1 (281) 491-5902

4-6 October 2011 Rio de Janeiro, Brazil www.OTCBrasil.org

Main Exhibition Hall

Registration & Exhibition Hall

www.OTCBrasil.org

OTC Brasil will provide a unique Brazilian flair that allows attendees and exhibitors to experience memorable social and business networking events and learn from peer-selected technical presentations, making OTC Brasil a compelling event to participate in.

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Technical Sessions

SISTEMA FIRJAN. INOVAÇÃO E TECNOLOGIA PARA SUA EMPRESA SUPERAR OS DESAFIOS DO MERCADO DE PETRÓLEO E GÁS.

O Sistema FIRJAN trabalha para o desenvolvimento do estado do Rio. Isso significa investir em tecnologia, capacitação profissional e consultorias para aumentar a competitividade de empresas em diversas áreas. Para o segmento de petróleo e gás, o Sistema FIRJAN, por meio do SESI e do SENAI, oferece uma diversidade de serviços e soluções tecnológicas inovadoras. Confira: SENAI Centros de Tecnologia SENAI: oferecem consultorias e soluções tecnológicas para atender à cadeia produtiva de petróleo e gás, por meio do CTS Solda, CTS Ambiental e CTS Automação e Simulação.

Núcleo de Simulação: além de simuladores únicos na América Latina com ambiente de plataforma, para treinamento offshore, oferece soluções integradas em realidade aumentada, realidade virtual e ambiente imersivo 3D. Formação profissional: cursos de qualificação, técnicos, pós-graduação e de extensão, que podem ser ministrados in company, a distância ou na rede de unidades do SENAI com portfólio exclusivo para o setor: Campos, Caxias, Cinelândia, Jacarepaguá, Laranjeiras, Macaé, Niterói, São Gonçalo e Tijuca. SESI Soluções integradas em SMS, além de programas para aumentar a qualidade de vida e a produtividade dos seus funcionários.

Informações: petroleo.gas@firjan.org.br TN Petróleo 79

eventos M&T Peças e Serviços e Construction Expo

Equipamentos e serviços para a indústria do petróleo

M&T Peças e Serviços e Construction Expo mostra as novidades em equipamentos e serviços para as obras de infraestrutura que serão realizadas nos próximos anos no Brasil. por Rodrigo Miguez

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Foto: Agência Petrobras

Associação Brasileira de Tecnologia para Equipamentos e Manutenção (Sobratema) realizou, nos dias 10 a 13 de agosto, no Centro de Exposições Imigrantes, em São Paulo, a primeira edição da Construction Expo e da M&T Expo Peças e Serviços. Os eventos tiveram como foco principal apresentar ao mercado nacional as novidades em equipamentos e serviços voltados para os grandes empreendimentos que estão sendo construídos no Brasil, como a refinaria Abreu e Lima e a usina de Belo Monte. A Construction Expo inovou na forma de realizar eventos, com um modelo sem palestras e que envolvia apenas a apresentação de grandes assuntos de interesse nacional em salões temáticos sobre a Copa 2014, Usina Hidrelétrica de Belo Monte, Vila do Aço, Infraestrutura Ferroviária e do Trem de Alta Velocidade, Sustentabilidade e Inovação. Já a M&T Expo Peças e Serviços, realizado em paralelo, reuniu mais de 350 expositores, dos quais 126 estrangeiros, de 12 países, entre os quais a China (que representou mais de 80%

das empresas internacionais). A feira atraiu construtoras, prefeituras e indústrias de máquinas e equipamentos para construção e mineração. Segundo a organização, os dois eventos atraíram cerca de 25 mil visitantes. A M&T Peças e Serviços aconteceu em um momento-chave para a indústria nacional, já que a mesma precisa se desenvolver cada vez mais e ampliar seu portfólio de produtos e aumentar sua capacidade, produtividade e competitividade para atender à grande demanda de serviços necessários para as obras dos próximos seis anos. Simultaneamente às feiras, aconteceu ainda o Sobratema Congresso, que

teve a participação de 30 palestrantes nacionais e internacionais. O evento promoveu debates de temas técnicos ligados à engenharia, uso de novos materiais, novas técnicas construtivas, evolução tecnológica e soluções para a área de infraestrutura. Segundo estudo realizado por Brian Nicholson, consultor da Sobratema, até 2016 serão realizadas 9.550 obras em todo o país, envolvendo os mais diversos setores, o que corresponde a um volume investido de cerca de R$ 1,2 trilhão. Desse montante, mais da metade será absorvido por empreendimentos da área energética, como novas refinarias, plataformas de petróleo, navios offshore, usinas de etanol, biodiesel, entre outros. O setor elétrico é um dos que mais vai necessitar de equipamentos e mão de obra para executar os empreendimentos que estão previstos no Plano Decenal de Energia 2009-2019, que prevê crescimento de 5,5% ao ano na capacidade instalada no Brasil, de 112.500 MW para 167.000 MW em 2019. A principal iniciativa para garantir essa expansão é a

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Foto: Divulgação

eventos

Usina de Belo Monte: com capacidade instalada de 11.233 MW, o empreendimento deve ter sua primeira unidade geradora funcionando em 2014. A obra está orçada em R$ 19 bilhões e irá demandar diversos equipamentos. O consórcio ELM, formado pelas empresas Alstom, Andritz Hydro Inepar e Voith, assinou este ano um contrato de R$ 3,5 bilhões para o fornecimento de 14 conjuntos turbina-geradores Francis, de 620 MW cada, e seis conjuntos Bulbo de 39 MW, cada. A Caterpillar também está presente nas obras de Belo Monte, e irá fornecer 700 equipamentos, dos quais 20% já foram entregues.

Mercado em expansão O mercado de peças e serviços deve chegar a R$ 3 bilhões ao ano, com o ritmo acelerado de novas e grandes obras de infraestrutura, principalmente nos setores de óleo e gás, e energia. Mas, segundo a Sobratema, esse valor pode dobrar até 2016. A Afitemaq, com mais de 20 anos de mercado, esteve presente ao M&T Peças e Serviços oferecendo soluções de torqueamento, corte e biselamento de tubos e sistema de proteção passiva contra incêndio. A empresa participou de projetos importantes 86

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como o Complexo Petroquímico Rio Polímeros, a Companhia Siderúrgica do Atlântico (CSA) e da construção da plataforma PRA1. Outra empresa que marcou presença no evento foi a Mega Energia, apresentando uma gama de novos equipamentos na feira. Com clientes como Petrobras, Vale e KeppelFels, a empresa vem atuando no setor de óleo e gás, fornecendo produtos para o melhor desenvolvimento da indústria. No setor de petróleo, a Mega Energia auxiliou na geração de energia durante uma manutenção na plataforma P-56, da Petrobras. A Saraiva Equipamentos, especialista em içamento de vigas, pilares e estacas pré-fabricadas de concreto, já participa de uma das principais obras para o mercado petrolífero nacional, a refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco. A empresa possui guindastes com capacidade de içamento de até 1.200 toneladas e capacidade de transporte de até 400 toneladas. De acordo com o gerente de relacionamentos da Saraiva, Ulisses Teixeira, a companhia deve crescer pelo menos 30% este ano. O portfólio da empresa inclui serviços em siderurgias, refinaria de petróleo, construção naval, montagem de gasodutos, operação portuária e montagem de parques eólicos.

Quem também está atenta ao mercado de petróleo com produtos é a Caterpillar. Com motores e geradores de energia fornecidos para Petrobras, estaleiros e epecistas, a empresa está ampliando sua fábrica em Piracicaba (SP) para iniciar a montagem desses equipamentos, no país – hoje, a empresa importa tudo já pronto. Seus produtos estão instalados em plataformas de produção de óleo, sondas de perfuração, gasodutos, oleodutos, refinarias, estações de compressão e tratamento de gás natural. Na opinião de Alberto Machado, diretor-executivo de Petróleo, Gás, Bioenergia e Petroquímica da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), a indústria de peças e equipamentos tem plenas condições de atender às demandas do setor petrolífero. Porém, há muitos fatores que impedem a competitividade dos produtos brasileiros. “O maior entrave é a falta de competitividade da indústria nacional, que é decorrência de fatores como a taxa de câmbio, taxas de juros, tributos, infraestrutura precária”, afirmou. “O custo da matéria-prima e a concorrência desleal com outros países também ajudam nesse cenário”, completa.

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perfil profissional

Duperron Marangon Ribeiro

Visão

tecnológica Engenheiro naval, professor e empresário, com quase 30 anos de carreira, Duperron Marangon Ribeiro, fundador da PhDsoft, tem a vida marcada por muito aprendizado e foco na tecnologia.

por Rodrigo Miguez

Desde os tempos de universidade, a tecnologia esteve presente na vida de Duperron Marangon Ribeiro, quando os computadores eram raros, caros e despertavam pouco interesse, inclusive de estudantes. Formado em Engenharia Naval pela Escola Politécnica da Universidade de São Paulo (Poli/USP), uma das mais concorridas do país, Marangon teve na excelência da instituição de ensino paulista uma fonte de inspiração para sua entrada no mundo da pesquisa e do desenvolvimento tecnológico. Sua primeira oportunidade na área foi no quarto período da universidade, quando estagiou no Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) e pôde desenvolver projetos inovadores, travando contato com seu primeiro microcomputador – que só ele queria usar. “Mergulhei fundo neste aprendizado e isto desenvolveu meu interesse pela computação aplicada à engenharia, que uso hoje na PhDsoft”, afirmou. A escolha pela carreira de engenheiro naval foi feita por acaso e também por questões pessoais. Embora se identificasse com engenharia eletrônica, ele achava o curso chato. Logo depois, aprendeu a esquiar na água e achou muito divertido, então, resolveu que iria fazer do gosto pelos barcos sua profissão. Ter sido formado pela USP abriu muitas portas quando saiu em busca do primeiro emprego. A alta qualificação chamou a atenção de diversas empresas de diferentes setores como Embraer, Itaú e Lloyds Bank, mas o caminho escolhido foi outro. Duperron traba88

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lhou durante quatro anos como engenheiro naval no Arsenal de Marinha, no Rio de Janeiro, onde teve contato com a tecnologia de ponta e encheu seus olhos. Logo que entrou, foi designado supervisor de construção de dois navios e em seguida tornou-se chefe da seção de montagem de estruturas e soldagem. O somatório dos anos dedicados à Marinha foi de três navios construídos, muitos reparos em outras embarcações e muita experiência adquirida. Para sair da Marinha, prestou concurso para a Petrobras e foi aprovado, mas durante o tempo que ficou procurando um local ideal para trabalhar, o ex-presidente José Sarney proibiu contratações nas estatais. Então, ele partiu para um concurso para ser professor da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), onde lecionou por 18 anos, no departamento de Engenharia Naval. A ida para a UFRJ representou duas mudanças em sua vida. A primeira foi o início de uma carreira na área acadêmica e outra foi a mudança de São Paulo para o Rio de Janeiro. O início foi difícil, com poucas amizades, mas depois tudo seguiu seu curso normal e ele se adaptou bem à vida de carioca. “Apesar da fase difícil, nunca pensei em voltar para São Paulo porque o Rio é uma cidade maravilhosa, de beleza incomparável e qualidade de vida insuperável”, afirma. Pai de um menino, Duperron tem o Rio de Janeiro até no celular. Quando sua mulher liga, o toque no telefone é sua música preferida, Garota de Ipanema. O engenheiro fala com orgulho dos tempos de profes-

sor, quando conseguiu passar não apenas conhecimento aos alunos, mas também novas alternativas e motivação para serem empreendedores. A inovação também fez parte de suas aulas. Curso virtual, área de manutenção e reparo naval e disciplina de materiais alternativos foram algumas das ideias implantadas por ele na UFRJ. A PhDsoft começou com uma consultoria prestada por Marangon para a empresa Docenave, quando percebeu que poderia desenvolver um software para reduzir bastante o tempo de trabalho que em geral levava um ano para ser feito. Depois disso, outra empresa, a Fronape, se interessou

Idade: 50 Primeiro trabalho: estagiário do Instituto de Pesquisas Tecnológicas (IPT) Principais cargos: engenheiro naval, professor e presidente da PhDsoft Hobby: pilotar seu ultraleve Música: Garota de Ipanema, de Tom Jobim Livro: Prazer, de Alexander Lowen Um bom lugar para descansar: Casa em Búzios Um filme: Matrix

em usar o software e logo uma multinacional norte-americana quis licenciar a tecnologia, mas a demora em colocar o produto no mercado o preocupou, e então, ele fundou a companhia, em 2000. Logo no início de funcionamento da PhDsoft, a Finep deu início a um programa de financiamento a empresas de tecnologia, o que foi um incentivo fundamental para a empresa se desenvolver naquele momento. Hoje com clientes como a Petrobras e a Shell, a PhDsoft teve que conquistar a confiança do mercado brasileiro no começo de sua história, pois, segundo seu fundador, as empresas não acreditavam que aquela tecnologia era a melhor que existia no mundo. “Ainda hoje, com 11 anos de vida e contratos de longo prazo com clientes de grande porte, é mais fácil vender para empresas estrangeiras operando no Brasil do que para as empresas brasileiras”, analisa. Os principais produtos desenvolvidos pela empresa foram o software C4D e o Simulador de Lastro, que está instalado no Senai, no Rio de Janeiro. O C4D destina-se à gestão de integridade, e permite visualizar estruturas e acompanhar o histórico dos reparos realizados e fazer projeções de degradação e reparos com base nas medições efetuadas ao longo do tempo, reduzindo custos e riscos. Já o Simulador de Lastro é usado no treinamento de profissionais que trabalham em plataformas da Petrobras. Um importante parceiro da empresa é a Microsoft, que viabilizou o uso de softwares a um preço compatível, o que gerou economia e produtividade para TN Petróleo 79

perfil profissional

a companhia. A PhDsoft também está voltada para o pré-sal, tendo no seu portfólio a tecnologia de realidade aumentada para robôs submarinos. Além de desenvolver tecnologia, a PhDsoft também fabrica novos talentos para o mercado, oferecendo cursos gratuitos de Modelagem Tridimensional de Estruturas Navais, no Complexo do Alemão, comunidade do Rio de Janeiro, em parceria com a Central Única das Favelas (Cufa). De acordo com Marangon, a necessidade de criação de mão de obra, não só no mercado de petróleo em si, mas também para a empresa, aliada à chance de melhorar a vida de pessoas na comunidade foram

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o chamariz para a abertura do curso. “Além de ajudar as pessoas, estaríamos ajudando a sociedade como um todo, pois tendo oportunidades neste mercado efervescente do petróleo, com salários cada vez melhores, evitaríamos a perda destas pessoas para atividades ilícitas. Ficamos

muito felizes com a formatura da primeira turma, e a procura pelo curso está cada vez maior”, comentou. Com tanto trabalho, ele também reserva um momento para relaxar com a família em Búzios (RJ), onde tem casa. Outro momento de descontração é quando está no ar, pilotando seu ultraleve, seu hobby favorito. Para Duperron Marangon, a PhDsoft é a sinergia de todas as suas experiências profissionais e suas paixões. “Juntei o que aprendi na Marinha com o que pesquisei na UFRJ sobre manutenção e reparo naval, à percepção dos problemas das empresas nas quais fiz consultoria e à minha paixão por softwares e tecnologia.”

Ano 3 • nº 17 • setembro de 2011 • www.tnsustentavel.com.br

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

Por um Brasil, verde e sustentável. Quando? Ao ver as matérias do nosso caderno nesta edição tão especial da TN Petróleo, um sentimento duplo tomou conta de mim: de um lado, empresas e pessoas trabalhando em prol de mudanças para colocar o país, e o planeta, em condições mais próximas do que poderíamos chamar de uma ‘sustentabilidade mais responsável’ – aquela que realmente se preocupa com o resultado das iniciativas, práticas e políticas e enfrenta desafios para chegar lá! São pessoas, instituições e empresas oferecendo o seu melhor e apostando que agora a coisa vai. E com certeza é muito bom perceber que se tantos se mobilizam na mesma direção é porque é gritante a necessidade de mudança. Mas, por outro lado, percebemos também o quanto ainda estamos no jardim da infância na hora de negociar espaços, garantias, apoios e colaboração. E é aí, me parece, que tudo empaca. E empaca exatamente nos mesmos lugares, restando-nos apenas o futuro (sempre o futuro) como o lugar das realizações. Tudo o que se faz hoje ainda é um porvir.

E não é porque estejamos aprendendo, para chegarmos às melhores respostas e soluções, mas sim porque com tudo e por tudo temos de parar para ouvir e atender aos mais diversos interesses justamente dos desinteressados, negociar com quem nunca vamos ganhar, ceder para quem não vai nos dar espaço, abrir mão para quem nunca vai preenchê-la. Segundo Ken O’Donnel, “reorganizar as coisas com as mesmas formas e modelos de sempre, não é mudança e nem chega a ser melhoria”. Assim, queridos leitores, o que eu gostaria mesmo de ver é mais generosidade, mais reciprocidade, mais vontade, menos esperas e que, sinceramente, todas as ações que estamos presenciando consigam vencer as barreiras e tornar forte, grande, verde, azul e amarelo, a nossa contribuição para melhorar o mundo hoje e agora! Pronto. Falei!! Lia Medeiros Diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo

Sumário

Conferência ETHOS

98 PVC no Brasil

Transição verde

Reciclagem cresce 22,3%

Suzlon garante produção local

Energia eólica

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suplemento especial Entrevista especial Reginaldo Magalhães, gerente do Uniethos

Por uma economia inclusiva,

verde e responsável A busca por um novo modelo econômico de baixo carbono, baseado no melhor aproveitamento dos recursos naturais e erradicação da miséria são alguns dos assuntos mais frequentes quando se trata de economia, meio ambiente e bem-estar social. Muito se discute sobre essa nova economia, mas ainda existem muitas dúvidas sobre o que é de fato a economia verde e de que forma podemos contribuir. Para isso, Reginaldo Magalhães, gerente do Uniethos, conta à TN Petróleo um pouco dessa história, dos objetivos, da gestão e dos desafios deste novo

TN Petróleo - Qual a proposta da “economia verde”? Reginaldo Magalhães – A proposta da economia verde foi mundialmente disseminada pelo relatório do Programa das Nações Unidas para o Meio Ambiente (Pnuma), lançado em 2008. Para o Pnuma, economia verde é a “economia que resulta em melhoria do bem-estar humano e equidade social, ao mesmo tempo que reduz significativamente os riscos ambientais e a escassez ecológica”. É importante reforçar que, apesar do nome, a economia verde não se refere apenas a questões ambientais, mas tem um forte componente social também. Para que isso fique ainda mais claro, o Instituto Ethos lançou em março desse ano uma plataforma chamada Economia inclusiva, verde e responsável. Para o Ethos, os avanços e desafios ambientais devem ser articulados aos grandes desafios sociais da humanidade e do país, como a redução da pobreza, a geração de empregos, o acesso à educação e saú92

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Foto: Divulgação

conceito, que hoje faz parte da plataforma de trabalho do Instituto Ethos.

de de qualidade e, ainda, a uma gestão responsável, transparente e ética dos recursos públicos e privados. Quais os principais desafios do modelo de gestão da economia verde? O maior desafio mundial é reduzir a desigualdade social sem provocar ainda mais danos ambientais. Cerca de um terço da população mundial vive com menos de dois dólares por dia. Como oferecer alimentos acessíveis

por Maria Fernanda Romero

e de qualidade para toda a população? Como criar a infraestrutura e produzir os bens e serviços necessários garantir a qualidade de vida? Se mantivermos o atual modelo de produção e consumo, a inserção no mercado da população pobre irá provocar uma situação insustentável de aumento das emissões de gases do efeito estufa, aumento no consumo de energia, perda ainda maior dos ecossistemas naturais para ampliação de áreas agrícolas e aumento da urbanização e migração. O grande desafio mundial é, portanto, mudar os padrões de produção e consumo. Como você vê o mercado brasileiro diante deste novo modelo econômico? O Brasil é um dos países com as melhores condições de oferecer para o mundo uma alternativa ao dilema social e ambiental, pois possui a maior biodiversidade e a maior floresta tropical do planeta, a maior reserva de água potável, a maior extensão de terras agricultáveis e, ainda, a socie-

dade convive com a diversidade social sem conflitos. O que o Brasil precisa é mudar a direção; aqui, os mercados estão utilizando os capitais naturais e sociais. Até hoje os negócios se baseavam na exploração destrutiva desses capitais. Precisamos utilizá-los como riqueza, como fonte de inovação, de geração de negócios e produtos sustentáveis. A economia verde faz parte da nova plataforma de atuação do Instituto Ethos. Por que vocês escolheram este tema? Como está a difusão deste projeto? Para o Instituto Ethos, a economia verde, inclusiva e responsável é a grande oportunidade de o Brasil se consolidar como liderança política e econômica no mundo moderno. É também a oportunidade para que empresas se diferenciem e fortaleçam sua competitividade em novos padrões. Essa plataforma expressa a visão e os objetivos do Instituto Ethos, de seus parceiros institucionais (Alcoa, CPFL, Natura, Suzano, Vale e Walmart), fundamentada em amplo processo de consultas e debates com associados e parceiros. Com a realização da Conferência 2011, o Ethos inicia a discussão de propostas para uma transição da economia nacional. O Ethos está convidando as empresas, a sociedade civil, as organizações dos trabalhadores e o Governo para um amplo debate com vistas à construção de propostas que promovam mudanças efetivas na economia brasileira, nos negócios e nas políticas públicas. Em fevereiro deste ano, o Governo do Rio de Janeiro criou uma secretaria de economia verde e, em junho, São Paulo anunciou que criará um departamento específico para a economia verde. Qual a importância da criação destas áreas para os estados e para o Brasil? Iniciativas como essas são importantes e podem ser um centro de convergência dos debates na sociedade para a formulação de políticas públicas

que criem as condições institucionais necessárias para o fortalecimento da economia verde. Em sua opinião, de que forma o setor de petróleo pode contribuir para a economia verde? O setor de petróleo pode ser um dos principais agentes no processo de transição de uma economia que basicamente depende do petróleo para uma economia que se baseia em energias renováveis. Não devemos abrir mão das riquezas existentes, mas utilizar essas riquezas para que nas próximas décadas o país tenha ampla gama de fontes energéticas que contribuam para enfrentar a crise energética e ao mesmo tempo sejam uma saída para a crise climática e social. Os investimentos em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) e inovação do setor podem contribuir para este movimento? São o principal caminho. O investimento na inovação em tecnologias, em novos modelos de produção, em novas formas de organização social é a melhor contribuição que o setor pode dar para a transição da economia brasileira. Mas é necessário, ao mesmo tempo, investir em educação básica e preparar a população para que ela esteja incluída nos novos modelos de produção e desenvolver uma sociedade que se baseia no conhecimento e na criatividade. De que maneira a universidade, os governos, representantes dos trabalhadores, ONGs e empresas podem trabalhar juntos para assumir compromissos que acelerem a entrada do país da economia verde no país? O trabalho conjunto desses vários segmentos é fundamental e possível de ser feito. O debate com a participação dos diferentes segmentos da sociedade é o que poderá garantir o equilíbrio no enfrentamento dos desafios ambientais e sociais. É o ca-

minho para se desenvolver as bases sociais de uma nova economia. Sem isso, continuaremos com exclusão e sem uma plena democracia. Em 2012, o Rio de Janeiro vai sediar a Conferência das Nações Unidas sobre Desenvolvimento Sustentável, batizada de Rio+20. Dentre outros temas, o evento vai discutir a contribuição da economia verde para o desenvolvimento sustentável e a eliminação da pobreza. Você acha que até lá o Brasil já vai ter uma boa bagagem sobre o tema para apresentar na conferência? Há um esforço dos órgãos responsáveis pela preparação das propostas do governo brasileiro, das empresas e das organizações sociais para que o Brasil corresponda às expectativas que estão sendo depositadas por todo o mundo no país. A Rio+20 poderia ser a grande oportunidade de o Brasil assumir uma liderança na construção de uma economia verde, mas temos que superar dilemas nacionais difíceis, como todos os problemas relacionados ao desmatamento, à redução da pobreza, à falta de transparência e de controles mais efetivos na gestão dos recursos públicos. Porém, se a Rio+20 pode ser um marco no que diz respeito às decisões fundamentais das Nações Unidas, pode ir além e se transformar em uma grande mobilização da sociedade civil e do setor empresarial mundial. O compromisso das empresas brasileiras com organizações da sociedade civil pela redução das emissões de gases de efeito estufa, o movimento empresarial pela biodiversidade, o pacto pela erradicação do trabalho escravo são alguns exemplos do poder que tem a sociedade de provocar mudanças. O Ethos está empenhado em apoiar o fortalecimento de um movimento global pela sustentabilidade, acreditando que tais movimentos podem influenciar os governos e provocar mudanças efetivas nos próximos anos. TN Petróleo 79

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Fotos: Divulgação

Conferência ETHOS

Transição verde Com o tema ‘Protagonistas de uma nova economia – rumo à Rio+20’, São Paulo sediou por mais um ano, a Conferência Ethos, maior evento de responsabilidade social e sustentabilidade da América Latina. Discutir os avanços e desafios do país na transição para a chamada economia verde, esse foi o principal objetivo da Conferência deste ano, que pretendeu elaborar uma agenda comum de propostas que levem o Brasil à transição para a nova economia de baixo carbono. por Maria Fernanda Romero

conferência, que teve mais de mil pessoas circulando, marcou o início do processo de discussão para a construção conjunta da agenda de transição para a nova economia inclusiva, verde e responsável. “A ideia não é estabelecer uma agenda ‘oficial’ de transição”, comenta Paulo Ita-

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carambi, vice-presidente do Instituto Ethos. “Queremos identificar as questões mais importantes, os problemas e as propostas necessárias para a negociação da agenda”, explica ele, e conclui: “O debate continua depois da conferência. Vamos encaminhar muitas dessas

propostas ao governo brasileiro, para integrarem um projeto nacional de desenvolvimento sustentável. Também queremos levar um documento sobre esse tema para a Rio+20.” O debate deste ano contemplou 13 assuntos fundamentais para a construção da nova economia,

definidos pelas organizações: qualificação e trabalho decente; consumo na nova economia; direitos humanos; financiamento; infraestrutura; recursos naturais; energia; ética, integridade e transparência; resíduos sólidos; clima; educação; cidades sustentáveis; e erradicação da pobreza. Com o uso de um aparelho de votação interativa, cada conferencista pôde opinar em tempo real sobre questões relacionadas às medidas necessárias para se atingir este patamar. Como exemplo, 90% dos presentes se declararam a favor da flexibilização da legislação que regula o comércio, indicando que o Brasil está se preparando para discutir a viabilidade das novas relações trabalhistas, como a redução da jornada.

O caminho da mudança Para os especialistas presentes no evento, o Brasil tem grande oportunidade de promover a virada da economia real para um modelo abrangente ainda nesta década, mas o setor empresarial ainda está cercado de desafios: inovar, ser competitivo, ter lucro e ao mesmo tempo ser responsável,

Precisamos discutir a economia real e propor conteúdos. A partir dela, criar um programa de transição da economia nacional, nos moldes como ela é hoje, para uma economia includente, verde e responsável. Paulo Itacarambi, diretor executivo do Instituto Ethos

O novo Código Florestal A proposta de alteração do Código Florestal, aprovada na Câmara, chegou ao Senado com os mesmos dilemas que causaram meses de debates acalorados entre ruralistas, ambientalistas e governo. Por isso, foi um dos mais animados painéis realizados até agora na Conferência Ethos 2011. A expectativa dos debatedores e do público é que nos próximos meses se consiga construir uma nova proposta que contemple alguns dos pontos mais polêmicos da lei, como a Reserva Legal, as Áreas de Preservação Permanente, a anistia das multas aplicadas até 2008, e a dispensa da reposição florestal de áreas inferiores a quatro módulos fiscais.

O painel ‘Os impactos de um novo Código Florestal’ contou com a participação de pesquisadores, ambientalistas e representantes do setor produtivo rural. Moderado por Raul do Valle, um dos coordenadores do Instituto Socioambiental, o debate teve a participação de André Nassar, diretor-geral do Instituto de Estudos do Comércio e Negociações Internacionais (Icone) e coordenador da Rede Agro, Elizabeth Carvalhaes, presidente executiva da Associação Brasileira de Celulose e Papel (Bracelpa), e Ricardo Ribeiro Rodrigues, professor de ciências biológicas da Escola Superior de Agricultura Luiz de Queiroz (Esalq), da USP.

estar preocupado com questões sociais e ambientais. “Precisamos discutir a economia real e propor conteúdos. A partir dela, criar um programa de transição da economia nacional, nos moldes como ela é hoje, para uma economia includente, verde e responsável.” Esse foi o desafio apresentado pelo diretor executivo do Instituto Ethos, Paulo Itacarambi, ao dar as boas-vindas aos mais de 900 participantes da Conferência Ethos 2001. Ao dar início à Plenária 1 – ‘Nova Economia: Includente, Verde e Responsável’, Jorge Abrahão, presidente do Ethos, disse que “podemos interpretar como histórico o atual momento que o Brasil atravessa. E, diante dos desafios que se colocam, era preciso ir além. O Ethos está propondo justamente uma plataforma pela qual as empresas devem atuar em conjunto para a transição para uma nova economia.” “Nesta década precisamos fazer a virada para a nova economia. O tema, como tem sido desde o início da discussão na Câmara, polarizou ânimos. André Nassar, por exemplo, acredita que o novo Código contém elementos que ajudam a conciliar desenvolvimento econômico e a proteção ambiental. Para ele, “esse novo Código é um voto de confiança para os produtores se regulamentarem”. Posição contrária à do professor Ricardo Rodrigues, que vê nas alterações que podem ser inseridas na legislação vigente o risco de um abrandamento da proteção aos recursos ambientais. Ele destacou que os principais problemas não dizem respeito apenas ao meio ambiente, mas à política agrícola nacional. Dos 275 milhões de hectares utilizados pelo setor produtivo rural brasileiro, 211 milhões são pastagens. E a produtividade geral por hectare é muito baixa.

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Temos de nos comprometer em nossas empresas, em nossos governos, em nossa sociedade, com o avanço nesta direção”, complementou o presidente do Conselho Deliberativo do Instituto Ethos, Sérgio Mindlin. As palestras dos representantes das empresas tiveram como ponto de partida as indiscutíveis limitações de recursos ambientais do planeta. A visão das mudanças necessárias para encarar o quadro global se apoia na avaliação de que a mudança pode ser tratada como oportunidade de negócio, ao reconhecer que são numerosos os exemplos que autorizam considerar plenamente viável a economia verde, desde que todos os atores envolvidos – governos, empresas e sociedade – cumpram seus respectivos papéis. Para o professor da Fundação Dom Cabral, Cláudio Boechat, a nova econo mia depende de inovação de mentalidade. “A inovação para a sustentabilidade depende do modelo mental. Está para além da inovação tecnológica, exige inovação de mentalidade”, afirmou. De acordo com ele, os países mais inovadores são aqueles que têm setores públicos norteando o mercado. Nesses países, “é o governo que puxa o barco e não o setor empresarial. O desempenho da administração pública é fundamental para inovar com sustentabilidade e, neste sentido, é fundamental que se tenha políticas como a de Resíduos Sólidos”, avalia Boechat. Boechat acredita que, no geral, as empresas estão inovando, mas deixam a desejar quando o assunto são os temas mais urgentes da realidade brasileira. “Saúde, edu96

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cação, habitação, segurança são temas que carecem de inovação. Por isto, digo que é preciso mudar a mentalidade empresarial para o que costumamos chamar de liderança mentalmente responsável.” Carlos Alberto dos Santos, diretor técnico do Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas (Sebrae), acredita que o desenvolvimento sustentável é nada mais que a competitividade ao longo do tempo. “Empresas que adotam a sustentabilidade têm mais chances de se manter no mercado”, afirma. Para ele, esta política tem uma relação direta com a perenidade do negócio. Assim, o Sebrae está construindo uma grande rede de capacitadores, responsáveis por levarem o tema para dentro das empresas. O diretor executivo da Fundação Nacional da Qualidade (FNQ), Ricardo Correa Martins, acredita que a grande transformação cultural é a única chance de reverter a situação de crises – ambientais, sociais e econômicas – que vivemos. “Nossa capacidade de organizar e gerir esses processos é o que faz a diferença. Crises são falhas na gestão. O grande desafio é como organizar para gerir essa transformação para a sustentabilidade”, analisa. Fernando Reinach, biólogo e sócio gestor do Fu n d o P i t a n ga, vê a inovação tecnológica como uma faca de dois gumes e diz que a evolução da economia depende de escolhas feitas ao longo do caminho. “As coisas que a gente mais preza são as que trouxeram a gen-

te aqui, que deram o sentido ao que vivemos hoje”, explica. Inovar para a sustentabilidade, segundo ele, é algo que depende muito das opções que fazemos, “depende da gente se liberar desse instinto animal de consumo exagerado e isso, do ponto de vista biológico, não é normal, mas racionalmente é”. A inovação permite ao homem escolher que rumo seguir. Cada nova tecnologia abre um leque de opções. “Mas, a inovação em si vai continuar sendo uma faca de dois gumes, o que diferencia são as escolhas”, finaliza Reinach.

Novos padrões Para boa parte dos executivos de empresas, muita coisa já vem sendo feita para a transição desta nova economia. Daniela de Fiori, vice-presidente de desenvolvimento organizacional e sustentabilidade do Walmart Brasil, mostrou que há avanços importantes na construção de produtos de menor impacto, inclusive com a participação de empresas globais e marcas líderes em seus segmentos. No entanto, ainda falta uma métrica para a sustentabilidade. “É preciso mostrar para a sociedade que as opções de produtos e serviços de menor impacto estão disponíveis”, explica. Outro ponto de forte relevância abordado foi a necessidade de se trabalhar a consolidação de uma economia verde também sob o viés da inclusão e da redução da desigualdade. O professor de Economia da Universidade de São Paulo, Ricardo Abra-

movay, afirmou que é preciso colocar na mesa a realidade do aumento da pressão sobre os recursos naturais simplesmente pela inclusão de bilhões de pessoas, em toda a Terra, nos padrões de consumo que consideramos mínimos. “Isto significa que a redução do impacto por unidade de produto é importante, mas é preciso dimensionar o impacto dos bilhões de unidades produzidas e vendidas a mais. Um exemplo: nos próximos 20 anos, deverão ser colocados nas ruas do mundo mais um bilhão de automóveis”, enfatizou. A necessidade de se criar novas maneiras de produção e consumo foi considerada pelos conferencistas um dos maiores desafios no caminho para uma sociedade mais sustentável e foi outro tema do evento. Para se instituir um novo modelo econômico, é preciso promover as condições para que todos os agentes da sociedade possam ter acesso aos processos de tomada de decisão e gestão do desenvolvimento, em especial com base na sustentabilidade. Pa r a S a m y r a Crespo, secretária de articulação institucional e cidadania ambiental do Ministério do Meio Ambiente, o ideal não é esperar pela formação de políticas públicas sobre o assunto. “Só podemos mudar comportamentos de consumo pelo exemplo. Não podemos pre-

gar algo que não fazemos. Daí a importância de refletirmos sobre antigos hábitos”, pontuou. Já para Chico Whitaker, membro da Comissão Brasileira de Justiça e Paz, o grande desafio da economia verde é promover um sistema que esteja baseado nas necessidades humanas e não no acúmulo de riquezas e lucros. “É necessário pressionar os governos e as empresas, bem como pressionar a sociedade para que sejamos consumidores conscientes e responsáveis”, destacou. Uma nova economia passa pela transformação da relação c om o t rabalho, p or is s o d e acordo com o coordenador do Programa de Trabalho Decente e Empregos Verdes da Organização Internacional do Trabalho (OIT) no Brasil, Pa u l o S e r g i o Muçouçah, a nova economia necessita colocar no centro do desenvolvimento econômico o trabalho como principal ferramenta para a produção de riquezas pela sociedade. “Isto é fundamental para a redução da desigualdade e a distribuição de renda”, afirma. De acordo com ele, em sua essência, o trabalho decente é aquele que promove as oportunidades necessárias para que mulheres e

homens possam ter uma atividade laboral em condições de liberdade, equidade, segurança e dignidade humana, além, é claro, de realização profissional, com oportunidades e renda justas e socialmente inclusivas. “Não há como erradicar a pobreza se não for pelo trabalho. Por esse motivo, a Rio+20 terá que se debruçar sobre a questão do trabalho decente e suas relações para a promoção de um desenvolvimento sustentável”, destaca o coordenador.de boas ações, ideias e valores”, completou. Em simultâneo à Cici, mais uma vez foi realizada a Conferência Internacional sobre Redes Sociais (Cirs), quando foram discutidos os rumos das redes sociais e seus benefícios na divulgação de políticas sustentáveis na sociedade civil. A interação do público foi incrementada nesta edição, com a Cicity, uma cidade virtual, criada para o evento e mostrada em grandes televisores – os participantes podiam passar seus crachás pelos leitores de códigos de barras e ver quem estava presente nas mesmas palestras. Além disso, como em 2010, em todos os ambientes de palestras havia telões com as twittadas do público.

Energias renováveis O futuro da energia no mundo também foi discutido nas palestras. O economista norte-americano Jeremy Rifkin defendeu a necessidade de mudança no padrão de geração de energia, que vai exi-

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gir o abandono da dependência do sistema econômico dos combustíveis fósseis. Para isso, é necessário adotar uma nova visão econômica, com base na obtenção de energia do sol, vento, movimento das marés e do calor produzido pela própria terra. Ele lembrou que diversos países da Europa já estão correndo atrás dessa mudança na produção energética, com

investimentos em energia limpa e renovável. Aqui no Brasil, esses investimentos ainda são tímidos, mas vêm crescendo substancialmente nos últimos dois anos. Além das fontes, os equipamentos provedores de energia devem ser providos de tecnologia que favoreça a eficiência energética. Para o gerente de Desenvolvimento de Negócios da GE Energy, Fernan-

do Rodrigues, o momento atual é de aliar a qualidade de serviços com a sustentabilidade. A Cici mostrou esse ano que é possível termos de fato políticas sustentáveis ativas e eficientes somente com a mobilização popular, por todos os meios, seja em uma conversa ou divulgando ideias nas redes sociais, em conjunto com vontade política.

Eficiência e sustentabilidade energética O crescimento da participação de fontes limpas na matriz energética exige maior presença do Estado brasileiro no planejamento de médio e longo prazo, na regulação do mercado e na indução de investimentos em geração eólica, solar, cogeração e aumento da eficiência. A revisão da missão do Estado para assegurar o suprimento de energia em uma economia em expansão, sem aumentar a emissão de gases estufa, foi consenso entre os palestrantes da Conferência Ethos. O diretor de Comunicação Institucional da CPFL, Augusto Rodrigues, mostrou a complexidade da situação assinalando que a demanda cresce mais aceleradamente no Brasil em consequência da ascensão de milhões de novos consumidores na última década. “A energia é o bem que permite acesso a todos os outros, principalmente eletroeletrônicos”, disse. Nesse quadro, segundo ele, é necessário rever o modelo tarifário, já que o preço da energia aqui é o dobro da média mundial, com “até 50% da conta em impostos e tributos”, o que desestimula investimentos em fontes limpas, de custo ainda mais caro em toda a cadeia, da produção ao consumo. Na questão da regulação, Rodrigues destacou a indefinição do governo quanto à renovação das concessões de grandes hidrelétricas em 2015 como fator de instabilidade, considerando que já foi amortizado mais de uma vez o custo do investimento dessas usinas.

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Sobre o vencimento das concessões, o diretor do Instituto de Eletrotécnica da Universidade de São Paulo (USP), Ildo Sauer, sugeriu que o Estado brasileiro passe a controlar diretamente essa oferta, “criando uma Hidrobras para vender energia a custo mais baixo que o do mercado cativo”. Sauer calcula que esse grande volume de energia renderia ao governo R$ 10 bilhões/ano livres, a serem direcionados para eficiência e transição energética, saúde pública e proteção ambiental, proporcionando ganhos enormes para toda a sociedade. Sauer apontou também que “a sobra de 20% na oferta resultante do racionamento iniciado em 2000 conduziu a uma paralisia no planejamento energético entre os anos 2003 e 2005”. Em consequência, pressionado pela demanda que voltou a crescer, o governo adotou o modelo hidrotérmico vigente, com as PCHs (pequenas centrais hidrelétricas) e as térmicas a óleo combustível e a carvão, que aumentam o custo para todo o mercado consumidor, além de “sujar” a matriz energética. Na opinião dele, os potenciais eólico, solar, de racionalização e cogeração constituem “um cabedal de recursos muito grande”, que não está sendo aproveitado porque o planejamento não é “implementado de forma a explorar todo o potencial de sustentabilidade que temos”. O Greenpeace Brasil realizou uma detalhada projeção sobre o uso desse potencial, em cenários que vão até 2050. O diretor executivo Marcelo Furtado disse que o estudo inclui as ques-

tões estratégicas, tarifárias, climáticas, permitindo calcular que “a conta fecha” sem projetos de duvidosa sustentabilidade econômica e ambiental como a hidrelétrica de Belo Monte e as nucleares Angra 3 e 4. “O problema é falta de visão, liderança e missão. É possível fazer uma revolução energética, mas tem que ter política consistente”, defendeu, porque “falta governança”. O professor Ricardo Abramovay confirmou que estudos sobre o uso de recursos naturais mencionam cada vez mais limites de consumo, ao lado da necessidade de investir em inovação. “Produzir energia para quê?”, perguntou. “Para produzir combustível a ser usado por mais carros, para uma cidade (como São Paulo) que já tem sete milhões de carros? Para percorrer às 18 horas uma distância que se vence a pé no mesmo tempo? A questão é saber o sentido da riqueza para a qual nos mobilizamos. A riqueza é um instrumento, o valor é a construção de uma vida que vale a pena ser vivida. Pensar energia em função de seu uso e finalidades é uma questão que precisamos levar adiante.” Abramovay propôs também medir a desigualdade por outros parâmetros, não apenas a renda. “Na construção de uma nova economia em que a relação entre a sociedade e a natureza seja central, será preciso transparência no uso dos recursos. E isso implica estabelecer limites para o consumo exagerado de energia por mais países e consumidores mais ricos.”

Nova empresa de biotecnologia A Vignis, empresa de tecnologia em melhoramento genético, anunciou em agosto o início de suas atividades no setor de energia renovável produzida a partir de biomassa.

eu diferencial no mercado está no uso pioneiro de uma nova planta, a cana energia, obtida por meio do melhoramento genético convencional e extremamente eficiente na conversão da energia solar em fibras. Com esse material, rico em fibras, a Vignis estabelece os campos de produção comercial para clientes interessados na matéria-prima seja em uma indústria para atender as suas necessidades de produção de calor ou vapor, ou mesmo em uma usina termelétrica para geração de energia elétrica. Entretanto, essa biomassa certamente ocupará um lugar de destaque como feedstock em biorrefinarias, tanto para produção de etanol de segunda geração, diretamente a partir da celulose, como gás de síntese, hidrogênio ou outros produtos químicos. Localizada em Campinas (SP), a empresa é formada pelos sócios Sizuo Matsuoka e Luis Claudio Rubio, que juntamente com a Votoran-

tim fundaram e participaram do desenvolvimento da empresa de biotecnologia CanaVialis. Desde o fim do ano passado, a Vignis vem desenvolvendo seu programa de melhoramento genético de cana energia, que é considerada muito mais produtiva do que qualquer outra biomassa disponível no mundo, em se tratando de produtividade por área. “Os nossos clientes têm muitas vantagens com a Vignis, garantia de fornecimento, pois estabelecemos áreas dedicadas de biomassa plantada para cada projeto, redução no preço da energia gerada pela substituição de combustíveis fósseis, aumento da energia renovável na sua matriz energética contribuindo para a preservação ambiental. É por isso que investimos pesado no

melhoramento genético da cana energia, pois sabemos que esse produto é um diferencial no mercado e certamente satisfará a indústria nos seus diversos segmentos”, afirma Luis Rubio.

Sobre a cana energia Como dito, a cana energia é uma nova planta, ainda inédita no Brasil, de produtividade maior do que qualquer outra planta conhecida, inclusive a cana-de-açúcar, porém de tecnologia de produção igual à dela, portanto, bem dominada. Devido a sua alta produtividade, pelo menos duas vezes a da cana-de-açúcar, permitirá ao país alavancar a participação da energia renovável na sua matriz energética. “Sendo uma planta de alta rusticidade, não compete por melhores terras com a produção de alimentos e, mais ainda, permite a recuperação de solos degradados e a melhoria do ambiente agrícola pelo menor uso de insumos”, completa Sizuo Matsuoka.

ALL começa o transporte de biodiesel Maior operadora logística com base ferroviária da América Latina, a ALL inicia sua primeira operação de biodiesel em agosto, oferecendo uma opção de logística confiável e competitiva e entrando em um mercado promissor. O transporte desse combustível será, inicialmente na rota de Esteio, no Rio Grande do Sul, para Araucária, no Paraná e, mais tarde, entre o Mato Grosso e São Paulo. Para Luís Gustavo Vitti, da gerência de líquidos da ALL, esse segmento tem um mercado potencial grande para a ALL e para o país. Apenas entre o Rio Grande do Sul e Paraná, o mercado potencial é de 25 milhões de litros por mês. Já no Mato Grosso, a produção anual é de cerca

de 600 milhões de litros de B100, produto 100% biodiesel. Isto soma um mercado captável de 1,4 bilhão de litros, podendo a chegar a 2 bilhões de litros em 2013 no entorno da ferrovia. “Se levarmos em conta a previsão da mudança de regulamentação que deve aumentar a porcentagem de biodiesel na mistura do diesel comercializado, dos atuais 5% para 10% em 2014, esse mercado ainda irá dobrar”, afirma. A ALL passa a atuar nesse segmento com as principais empresas do segmento que

estão investindo em terminais e tanques de recebimento do biodiesel. No fim de julho tiveram início os carregamentos de Esteio para Araucária, enquanto em Passo Fundo a previsão de início é para o primeiro trimestre de 2012. Já na Malha Norte, a carga oriunda do Mato Grosso para Paulínia (SP) passará a ser transportada por ferrovia quando a infraestrutura de recebimento da cidade de destino estiver em operação. “Nossa avaliação é que o mercado do biodiesel deva apresentar um desenvolvimento semelhante ao do etanol, que começamos a transportar em 2007 e hoje já responde por 30% da carga de combustível movimentado pela ALL”, estima.

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Cresce 22,3% a reciclagem de PVC no Brasil Pesquisa encomendada pelo Instituto do PVC apontou que o índice de reciclagem de PVC pós-consumo no Brasil passou de 14,5% em 2009 para 15,1% em 2010.

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m quantidade, isso representa um aumento de 22,3%, de 25.302 toneladas frente às 20.693 toneladas recicladas no ano anterior. A indústria de reciclagem de PVC no Brasil emprega 1.339 pessoas e fatura R$ 133 milhões. Sua capacidade instalada é de 73 mil toneladas e atua com uma ociosidade de 59,1%, o que mostra o potencial de crescimento desta atividade. Entretanto, “este desenvolvimento está atrelado à intensificação de sistemas de coleta seletiva de resíduos pós-consumo”, afirma Miguel Bahiense, presidente do Instituto do PVC. O Brasil tem mais de 5.500 municípios dos quais cerca de 8% apresentam algum tipo de sistema de coleta seletiva. A pesquisa mostra também mudanças na origem do PVC destinado à reciclagem. Em 2009, do total reciclado, 72,9% correspondiam a resíduos pós-consumo e 27,1% industrial, enquanto em 2010, os números encontrados foram 84,5% e 15,5%, respectivamente, ou seja, houve aumento na quantidade de resíduo pós-consumo reciclado, “o que é extremamente positivo”, destaca Bahiense. O PVC, apesar de estar entre os três mais produzidos no mundo, é o plástico que menos aparece no lixo urbano. Em 2010 foram gerados 167 mil toneladas de resíduos de PVC pós-consumo o que corresponde a apenas 5% do total de resíduo plástico gerado no Brasil.

Isso ocorre porque 64% do PVC são usados em aplicações de longa duração, com vida útil superior a 15 anos, como tubos e conexões, pisos, esquadrias, janelas, entre outras, muitos dos produtos ultrapassando os 50 anos de uso. Apenas 12% do PVC são destinados às aplicações de curta vida útil, ou seja, de 0 a dois anos. Do restante, 24% são aplicados em produtos de vida útil entre dois e 15 anos. Como o PVC pode ser rígido ou flexível, a pesquisa desmembrou a taxa de 15,1% do PVC (rígido + flexível). Para o PVC rígido, a taxa aumentou, saindo de 10,7% em 2009, para 11,4%, em 2010. Já para o PVC flexível a variação foi

ainda maior, de 17,6% em 2009 para 18,7% em 2010. A razão dessa diferença está diretamente relacionada com o ciclo de vida útil do PVC. Como o rígido está mais associado a aplicações da construção civil, ou seja, de longa vida útil, é natural que estes produtos demorem a chegar a uma empresa recicladora na forma de resíduos. Com o flexível ocorre o processo inverso, já que as aplicações desse PVC são mais associadas aos curtos e médios prazos de vida útil. Assim, a pesquisa confirmou que a reciclagem de PVC flexível continua sendo maior que a do PVC rígido, sendo que, considerados os dois tipos de PVC juntos, a taxa total é de 15,1%. Ainda de acordo com a pesquisa, do total reciclado em 2010, o Sudeste respondeu por 48% da reciclagem, seguido pela região Sul, com 41%, Nordeste com 8% e Norte com 3%. O Centro-Oeste não registrou a presença de recicladores.

Empresa indiana inicia fabricação de pás eólicas no Brasil em parceria com a Aeris.

Suzlon Energia Eólica do Brasil, subsidiária brasileira do grupo indiano Suzlon, e a fabricante independente Aeris assinaram parceria para o estabelecimento de uma linha de fabricação de pás eólicas no Brasil. As atividades de implantação já foram iniciadas no Ceará e as primeiras unidades devem estar prontas em janeiro de 2012. A Suzlon será responsável pelos investimentos relativos a maquinário, moldes das pás – principal elemento de tecnologia de um aerogerador –, equipamentos auxiliares, treinamento e suporte técnico, projeto de engenharia e processo de certificação de qualidade, totalizando um investimento aproximado de R$ 10 milhões. A Aeris ficará responsável pela construção da área industrial dedicada, já em andamento, no porto de Pecém (CE) e responderá pela fabricação, contratação de pessoal das linhas de produção, processos administrativos e engenharia de processos. Além de estar estrategicamente situada no Nordeste do Brasil, onde se encontra hoje grande parte dos parques eólicos, a linha de produção conta com uma infraestrutura portuária e acesso a outros mercados brasileiros e internacionais. Com a implantação desta unidade de produção, a Suzlon an-

tecipará em 90 dias a entrega de pás a seus clientes, com a vantagem de já serem feitas no Brasil, gerando 200 empregos diretos e mais desenvolvimento para o estado do Ceará. Além de favorecer o cumprimento das metas de elevação do conteúdo local firmado com bancos e agências de fomento. Para Arthur Lavieri, diretor presidente da Suzlon Brasil, a parceria é estratégica e beneficia todas as partes interessadas: “Poderemos trazer nossos investimentos para o Brasil e para o Ceará mais cedo do que o previsto, pois a estrutura industrial da Aeris já está em construção e, muito em breve, estará pronta para abrigar a nossa linha de produção de pás.”

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Suzlon garante produção local

Sobre o acordo, Bruno Vilela, diretor executivo da Aeris, comenta: “Nosso modelo de negócios é focado em qualidade e excelência na produção, para nos tornarmos um dos players principais na fabricação de pás eólicas da América do Sul. A parceria com uma empresa respeitada como a Suzlon prova que estamos no caminho certo para apoiar o rápido crescimento das empresas de energia eólica.” A linha de produção de pás da Suzlon começa a ser montada já em outubro, com a chegada do primeiro molde de grande porte para as pás, e o início das operações está previsto para janeiro do próximo ano. Nesta fase, prevê-se a fabricação de unidades para atender 200MW de projetos no Brasil.

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Agronegócios sustentáveis:

a vez dos combustíveis alternativos

Nos últimos oito anos, o investimento do governo federal nos agronegócios quase quadruplicou, sobretudo, em projetos sustentáveis e de conscientização ambiental.

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projeto Agricultura de Baixo Carbono tem como objetivo deixar de emitir 165 milhões de toneladas de CO2 nos próximos dez anos e, para isso, a colaboração precisa ser de todos. “É fundamental que o produtor rural tenha acesso e incentivos a equipamentos de última geração, que foram desenvolvidos especialmente para funcionar com combustíveis alternativos, resultando em menor emissão de poluentes”, comenta Denise Remor, diretora-presidente da Cia. Caetano Branco. Uma das opções mais viáveis em um primeiro momento é a troca de motores convencionais por motores adaptados para funcionar com biodiesel. Com mesma potência e mesma estrutura, esses modelos emitem menos poluentes. “Motores multiaplicações, motocultivadores e geradores que funcionam com o biodiesel, além de oferecer a mesma potência, apresentam maior durabilidade e vida útil, já que esse combustível não contém enxofre. No caso dos produtos Branco, não é necessária nenhuma adaptação para esse funcionamento diferenciado”,

explica Gilmar Nied, técnico de produtos Branco. Um combustível ainda mais econômico e sustentável é o biogás. Substância resultante da decomposição de dejetos animais, o biogás pode ser utilizado no funcionamento de motores, motobombas e geradores, produzindo bioenergia. “O biogás é uma energia retirada do lixo, já que é gerada pelas fezes de animais. Ao utilizá-lo, o produtor economiza com a compra de combustível e ainda faz um grande favor ao meio ambiente, já que, se liberada, essa substância extremamente tóxica pode trazer grandes prejuízos ao planeta”, salienta Nied. O especialista lembra que, sem tratamento, os próprios dejetos animais são poluentes ao solo, podendo atingir lençóis freáticos. Em contrapartida,

com o processo de produção de biogás, mais uma substância 100% natural fica à disposição do produtor: o chorume. “O líquido, que também resulta da decomposição dos dejetos, pode ser usado como biofertilizante, pois é rico em nitrogênio, tornando desnecessária a compra de adubos químicos para certos tipos de cultura. Por ser 100% natural, a planta têm maior produtividade e o gado não rejeita o pasto”, comenta Nied. Álcool combustível – A utilização de álcool combustível também é uma opção mais “limpa” que o diesel ou a gasolina. Pesquisadores têm buscado a produção do etanol por fontes alternativas, como o sorgo sacarino. De estrutura muito similar à da cana-de-açúcar, a planta produz etanol e, para isso, podem ser utilizadas as mesmas usinas já existentes, sem necessidade de adaptação. “É uma opção viável principalmente para os períodos de entressafra da cana. Com a produção do etanol a partir do sorgo, espera-se um aumento na oferta do produto”, observa Nied. Para atender a esses consumidores, a Branco conta com o Gerador B4T 10.000 Bioflex, que funciona a biogás e também com etanol. Uma opção versátil para uso rural e também urbano.

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suplemento especial

Terceiro setor:

primordial para o Brasil Ao enfatizar os “bons exemplos para o mundo” que a América do Sul tem dado no combate à pobreza, direitos humanos e aperfeiçoamento da democracia, o secretário-geral da ONU, Ban Ki-moon, na visita ao continente, em meados de junho, suscitou uma reflexão importante sobre os avanços observados em países da região.

Fabio Rocha do Amaral é membro do Conselho de Administração do Banco Cruzeiro do Sul.

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caso mais emblemático é o do Brasil, que venceu a crise de 2008/2009 sem aumento do contingente populacional pobre e, mais do que isso, incluiu cerca de 30 milhões de pessoas nos benefícios da economia e se tornou uma nação predominantemente de classe média. É desnecessário repetir aqui as conhecidas políticas públicas que têm contribuído para essa evolução. Porém, é primordial salientar um aspecto pouco lembrado desse processo: o aprimoramento da democracia, que não se limita às instituições, aos poderes constituídos e à política. O grande salto, nesse quesito, foi a maior participação da sociedade no enfrentamento e soluções dos problemas nacionais. Tal diagnóstico é perceptível cronologicamente no periódico estudo ‘Ação social das empresas’, realizado pelo Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea). Nos seis anos compreendidos entre 1996 e 2002, o Terceiro Setor cresceu 157% no país. À época, já existiam 276 mil organizações da sociedade civil em funcionamento, empregando 1,5 milhão de pessoas. Na segunda e até agora última edição da série, verificou-se expansão significativa, entre 2000 e 2004, na proporção de empresas privadas que realizaram ações sociais em benefício das comunidades. No período, a participação corporativa aumentou dez pontos percentuais, passando de 59% para 69%. O número de organizações que estavam atuando voluntariamente já havia alcançado 600 mil, com investimentos de R$ 4,7 bilhões no social. Pesquisa recente, abrangendo 8.930 empresas, empreendida pelo Instituto ADVB de Responsabilidade Socioambiental, mostra que 85% das entrevistadas entendem as atividades no âmbito do Terceiro Setor como integrantes de sua visão estratégica. Em 82%, a alta direção envolve-se diretamente com os programas. O relatório evidencia, ainda, que os projetos têm foco correto ante as demandas brasileiras, considerando as cinco principais áreas às quais os investimentos são direcionados: educação, cultura, meio ambiente, qualificação profissional e esporte. Percebe-se com clareza que o exercício da democracia participativa tem possibilitado e estimulado intervenções profundas do setor privado no social, contribuindo para a boa performance da economia, melhoria do ambiente de negócios e ampliação do mercado consumidor. Portanto, as ações do Terceiro Setor transcendem à importante e imprescindível filantropia, tornando-se cruciais para o sucesso das empresas e do país. Que se mantenha e se amplie essa visão lúcida e contemporânea, para que, na sua próxima visita, o secretário-geral da ONU encontre um Brasil que já tenha promovido a inclusão socioeconômica dos 17 milhões de habitantes que hoje ainda vivem sob o flagelo da miséria.

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suplemento especial

Biocombustíveis e a nova geração do diesel: o impacto no parque atual de equipamentos dos postos de serviço A entrada do biodiesel na matriz energética automotiva brasileira traz ganhos enormes ao país, desde a sua produção (plantio, colheita e processamento), gerando forte impacto social com a geração de empregos, até o seu consumo, pois a mistura atual chamada B5, com 5% de biodiesel no diesel fóssil, é uma fonte renovável.

Hérica Gonçalves é vice-presidente da Abieps e diretora da Filtroil Ind. e Com. de Filtros Ltda. desde 1990. É graduada em Administração de Empresas (1989), pós-graduada em Gestão de Negócios pela FGV (2003).

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s combustíveis são uma fonte de carbono e energia para microrganismos, que se alimentam destas substâncias, e encontram ambiente propício à sua proliferação dentro de tanques com a presença de umidade condensada em água. A interface água/óleo preenche os requisitos de sobrevivência destes microrganismos que produzem resíduos com seu metabolismo. Como todo avanço tecnológico, os benefícios são geralmente acompanhados de desafios. A adição de biodiesel ao diesel fóssil “melhora” as condições de vida dos microorganismos e exige mais atenção aos procedimentos de armazenagem e manuseio do produto, principalmente nos quesitos drenagem e limpeza. A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) vem trabalhando na divulgação das melhores práticas aplicáveis às misturas BX. Já no âmbito da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT) foram publicadas em 2008 duas partes da NBR15594, que tratam dos procedimentos de operação e manutenção dos equipamentos em postos de serviço. Ainda, a norma brasileira 15512, também de 2008, trata do armazenamento, transporte, abastecimento e controle de qualidade do biodiesel e suas misturas. O fato é que o diesel fóssil sempre demandou cuidados especiais em seu manuseio, a adição de biodiesel ao diesel fóssil intensifica a possibilidade de contaminação e exige assim o atendimento das normas citadas, sem qualquer grau de tolerância. O biodiesel possui uma ação detergente, o que por um lado é bom porque melhora a lubricidade da mistura; por outro, gera uma ação de limpeza em toda a cadeia de equipamentos por onde passa. Ao longo do seu trajeto arrasta resíduos sólidos e impurezas acumuladas no interior dos equipamentos, o que resulta numa aparente contaminação pesada inicial. Este resultado, que vem à tona de uma única vez, é nada mais do que o acúmulo de longo período sem limpeza e manutenção. Ao longo dos próximos anos outra novidade será implantada no Brasil: o diesel de baixo teor de enxofre (S50/S10) combinado com o ARLA32 / Agente Redutor Líquido Automotivo. O que se espera é uma sensível redução na emissão de gases nocivos à saúde humana e consequente melhoria na qualidade de vida das pessoas. Por outro lado, os especialistas recomendam ainda mais atenção ao manuseio deste produto, pois, ao que se sabe sobre o enxofre, apesar de sua nocividade ao ser humano, funcio-

BARCAS S/A

Copiadora

FUTURO

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Foto: Agência Petrobras

suplemento especial

nava como biocida e retardava o desenvolvimento de microrganismos contaminantes. Com sua redução em níveis baixíssimos, de novo encontramos motivos para acreditar na intensificação do aspecto autocontaminante da mistura diesel/biodiesel. Em agosto, a Associação Brasileira da Indústria de Equipamentos para Postos de Serviço (Abieps) promoveu amplo debate entre seus associados, mediado por especialistas e acadêmicos estudiosos da problemática

narrada aqui. Com palestras e troca de experiências, conclui-se preliminarmente que: a) O parque atual de equipamentos atende à diversificação na matriz energética brasileira, salvo pequenas adaptações que eventualmente sejam necessárias em equipamentos mais antigos; b) O desenvolvimento tecnológico da indústria brasileira de equipamentos para postos de serviço tem plenas condições de responder a este desafio e aos que ainda virão; c) A qualidade do biodiesel produzido no Brasil é boa e tende a melhorar, em função de aperto provocado por novo texto colocado em consulta pública pela Agência Nacional de Petróleo; d) Toda troca de produto em tanque e linha de abastecimento nos postos de serviço deve ser precedida por um procedimento de drenagem, limpeza interna e substituição de elementos vedantes, com objetivo de evitar contaminação da primeira carga; e) A filtragem é fundamental em toda a cadeia de distribuição, e principalmente nos pontos de abastecimento; f) Os procedimentos de operação e manutenção dos equipamentos em postos de serviço devem ser colocados rigorosamente em prática. Não obstante os problemas apontados, podemos afirmar, com certeza, que a implantação do biodiesel no Brasil é um sucesso, e assim também deverá acontecer com o diesel de baixo teor de enxofre nos próximos anos. A curva de aprendizado que se observa é inerente ao processo de desenvolvimento tecnológico de um país. Não foi diferente em alguns lugares da Europa, em especial na Alemanha, líder na tecnologia e com alguns anos a mais de experiência. O Brasil possui todas as características para assumir a liderança mundial no desenvolvimento de combustíveis renováveis. E a indústria de equipamentos para postos de serviço trabalha com esta meta ao lado do governo, da produção, da distribuição e da revenda de combustíveis.

12 – Brasil Rio+20 e a Entrada no Antropoceno Local: São Paulo Tel.: 55 11 3091-1685 www.iea.usp.br/antropoceno

Feiras e Congressos SETEMBRO

12 – Brasil Fórum de debates sobre “Amazônia Sustentável” Local: São Paulo Tel.: 0800-169966 www.advivo.com.br/seminario/ amazonia-sustentavel 108

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15 a 16 – Brasil Simpósio Int. de Design Sustentável Local: Recife (PE) www.designbrasil.org.br resumos@sbds2011.com 19 a 20 – Brasil Conhecimento Avançado em Sustentabilidade Local: São Paulo Tel.: + 55 11 3020-8831 www.afras.com.br

25 a 29 – Brasil Congresso Mundial da Água Local: Porto de Galinhas (PE) Tel.: + 55 11 3868 0726 www.worldwatercongress.com info@worldwatercongress.com

OUTUBRO

24 a 26 – Brasil 3º Encontro Internacional de Tecnologia e Inovação para Pessoas com Deficiência Local: São Paulo (SP) Tel.: + 55 11 5212-3765 http://3encontro.sedpcd.sp.gov.br/ eventos.sedpcd@sp.gov.brinfo@ worldwatercongress.com

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Nova diretoria da Syndarma Georadar tem

No dia 14 de julho, em evento realizado no Iate Clube do Rio de Janeiro, tomou posse a nova diretoria e o novo conselho fiscal, para o biênio 20112013, do Syndarma (Sindicato Nacional das Empresas de Navegação Marítima). Com a presença de incontáveis convidados, Bruno Lima Rocha assumiu a presidência, no lugar de Hugo Pedro de Figueiredo, que ocupou o cargo nos últimos 12 anos. Em seu discurso, o novo presidente destacou a importância da atuação de seu antecessor, que passará a fazer parte do Conselho, e salientou que contará com a imensa capacidade intelectual do Dr. Hugo e seu prestígio junto aos diversos órgãos que se relacionam com o sindicato. Bruno reforçou a importância de se solucionar, com urgência, a enorme carência de oficiais de Marinha Mercante que o setor está enfrentando. Para o presidente, este assunto será tratado como prioridade em seu mandato. Temas como a maior competitividade da

Marinha Mercante e o fortalecimento da Abac (Associação Brasileira de Apoio de Cabotagem) também serão vistos com destaque nos próximos anos. Nova Diretoria para o biênio 2011-2013 Presidente: Bruno Bastos Lima Rocha Vice-presidente: Augusto Cézar Tavares Baião; Vice-presidente: Cleber Cordeiro Lucas; Vice-presidente: Daniel Tavares Camargo; Vice-presidente: José Antônio Cristóvão Balau; Vice-presidente: Marco Aurélio Guedes; Vice-presidente: Ronaldo Mattos de Oliveira Lima; Vice-presidente: Sérgio Hermes Martello Bacci Suplentes da Diretoria: Angelo Baroncini; Luiz Maurício da Silveira Portela; Comte. Pedro Henrique Garcia; Rachid Cury Felix Conselho Fiscal: Arnaldo Calbucci Filho; Dalton Márcio Schimitt; René M. Torres Suplentes do Conselho Fiscal: Carlos Augusto de S.A. Cordovil; Celso Eduardo Fernandez Costa; Felipe Rodrigues Alves Meira

O engenheiro metalúrgico Edson Souki, 47 anos, assumiu a presidência da Georadar Levantamentos Geofísicos, especializada em diagnóstico e monitoramento ambiental e líder no segmento de sísmica terrestre no Brasil Ele, que era gerente-geral de Logística e Vendas Globais da Vale Fertilizantes, é formado em Engenharia Metalúrgica pela Universidade Federal de Minas Gerais (UFMG), com MBA pelo MIT. Possui larga experiência internacional e atuou nas áreas comercial, de logística, suprimentos e gestão de projetos. Souki foi escolhido entre 44 candidatos para ocupar o cargo, em um processo de seleção que durou oito meses e foi conduzido pela empresa de headhunting paulista 2Get, junto ao atual presidente da empresa, o geofísico Celso Magalhães, e demais acionistas.

CTDUT reelege Conselho Executivo e Fiscal Em Assembleia Geral realizada em julho, foram reeleitos por unanimidade os conselhos Executivo e Fiscal do Centro de Tecnologia em Dutos (CTDUT). A Assembleia – formada por associados do setor empresarial, do meio acadêmico e instituto de pesquisa e da sociedade civil organizada – aprovou também os balanços e relatório de atividade de 2010. O gerente de tecnologia do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), Raimar van den Bylaardt, foi reconduzido como presidente do Conselho Executivo que conta ainda com Mauro Chaves Barreto, diretor da IEC Engenharia, como vice-presidente; Fernando Sereda, da Transpetro, como presidente do Conselho Fiscal; e representantes da Petrobras, Transpetro, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio), Instituto Nacional de Tecnologia (INT), Instituto Nacional de Metrologia, Normalização e Qualidade Industrial (Inmetro), Finep (Financiadora de Estudos e Projetos, do Ministério da Ciência e Tecnologia) e das empresas Palessa Engenharia e Asel-Tech.

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novo presidente

Desde o começo de junho, a Locar, uma das maiores empresas da América Latina no segmento de transportes especiais e a maior em içamentos de cargas por meio de guindastes, conta com um vice-presidente de Operações e Manutenção. É George Washington V. da Silva, carioca, 50 anos, formado em administração de empresas e ciências contábeis, com especializações nos Estados Unidos e Europa em negócios internacionais, segurança industrial e marketing. O novo COO (Chief Operating Officer) da Locar é neto de portugueses imigrantes, viveu a maior parte de sua vida no exterior e traz consigo 34 anos de carreira internacional. Esteve à frente de divisões de grandes grupos de destaque como: Azko Zout Chemie (Cirne RJ), Schlumberger Manufatura de equipamento e Serviços de Petróleo, Hartz Mountain do grupo Sumitomo e, por último, o grupo francês Roullier de alimentos, químicos, fertilizantes e cosméticos. A criação do cargo revela mais uma vez o comprometimento da Locar

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Locar cria vice-presidência de Operações e Manutenção

com objetivos de melhoria no desempenho da empresa e com a busca constante da excelência na prestação de serviços. De acordo com o CEO da Locar, Julio E. Simões, a contratação do novo vice-presidente foi uma experiência interessante, já que as conversas com o executivo duraram mais de seis meses. O tempo permitiu de certa forma se conhecerem mutuamente e estarem seguros dos compromissos e passos que ambos estão assumindo.

Novo gerente da UO-SUL da Petrobras volume de atividades da Unidade de Operações de Exploração e Produção da Bacia de Santos (UO-BS), antes responsável pelas operações na costa catarinense. Atualmente, a UO-Sul é responsável pela produção nos campos de Tiro e Sídon, localizados no bloco exploratório BM-S-40 (100% Petrobras), na porção Sul da Bacia de Santos, e que produzem 25 mil barris diários de petróleo leve. Esse volume é resultado do Teste de Longa Duração (TLD) iniciado em março do ano passado. Foto: Divulgação

O novo gerente da Unidade de Exploração e Produção do Sul (UO-Sul) da Petrobras, Carlos Roberto Carvalho Hollben, tomou posse no dia 5 de agosto, na Associação Empresarial de Itajaí (SC). O executivo é natural de Reserva (PR), com graduação em engenharia civil, pela Universidade Federal do Paraná (UFPR). Hollben ingressou na Petrobras em 1978, quando fez o curso de engenharia de petróleo e no ano de 1993 concluiu mestrado em engenharia de petróleo pela Unicamp (SP). Seu último cargo na companhia foi de gerente geral do Ativo de Produção Sergipe Terra (UN-SE-AL). Nilson Rodrigues da Cunha deixa o cargo e retorna para a cidade de Salvador (BA), onde assumirá novas atividades da companhia. A Unidade de Exploração e Produção do Sul foi criada em julho de 2010, em decorrência do aumento do

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Diretor da EagleBurgmann do Brasil assume operações da Argentina e Chile

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A Flexlife, especialista em projetos submarinos e gerenciamento de integridade, nomeou Stephen Burgdorf como vice-presidente de desenvolvimento de negócios para a América do Norte, como parte de uma estratégia de crescimento contínuo e global para a região.

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A EagleBurgmann, do Grupo Freudenberg, de origem alemã, anuncia novas mudanças na estrutura de liderança na América do Sul. O engenheiro Benito De Domenico Jr., que assumiu a direção da empresa no Brasil em março deste ano, também é responsável pelas operações na Argentina e no Chile, países em que a organização já possui subsidiárias abertas. O executivo possui grande experiência em selos mecânicos, sobretudo em negócios ligados às indústrias das áreas de petróleo e gás e petroquímica. Segundo ele, a atuação da empresa no Brasil é fortemente estruturada para o fornecimento de soluções de vedação de alta tecnologia para os setores de upstream, midstream e downstream da indústria de petróleo e gás. Da mesma forma e com igual atenção para aspectos tecnológicos, a atuação da companhia na Argentina e no Chile é focada no segmento de mineração. “O atendimento às exigentes demandas de vedação das indústrias de petróleo e gás e de mineração é um fator altamente estratégico para a EagleBurg-

mann na América do Sul. Entretanto, é importante frisar que desenvolvemos também soluções de vedação para outras indústrias importantes, como papel e celulose, tratamento de água, farmacêutica, química, energia, entre outras”, afirma De Domenico. Para as indústrias citadas por De Domenico, os produtos trabalhados pela EagleBurgmann são selos mecânicos, acessórios, juntas de expansão e gaxetas para uso em equipamentos industriais.

Heloisa Yamaguchi na CH2M Hill

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A CH2M Hill, empresa de engenharia, construção, gerenciamento, operações e meio ambiente, que atua no Brasil desde 1996, anuncia a contratação da engenheira química Heloisa Yamaguchi para a diretoria do Grupo de Águas. Ela será responsável pelo núcleo de negócios recém–implantado no Brasil, cujo foco são projetos de engenharia nas áreas de saneamento e de tratamento de efluentes industriais. O núcleo de negócios, destina-se ao desenvolvimento de projetos nas áreas de saneamento (incluindo sistemas de abastecimento e tratamento de água e de esgoto), tratamento de efluentes industriais, recuperação e reuso de água. Graduada pela Escola de Engenharia Mauá, Heloisa Yamaguchi acumula quase 20 anos de experiência em projetos relacionados a recursos hídricos, para clientes públicos e privados. Sua carreira inclui passagens por empresas como Hatch, Aquapura, VWS, Perene e Cavo, além de consultorias para a Petrobras/Cenpes. Atualmente, a executiva cursa pós-graduação stricto sensu em Processos Industriais no Instituto de Pesquisas Tecnológicas de São Paulo (IPT-SP).

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Flexlife: novo vice–presidente para negócios na América do Norte

O executivo se junta à empresa com a experiência de quase 20 anos de trabalho na indústria de petróleo e gás, tanto no desenvolvimento de negócios quanto em gerenciamento de projetos do setor. Stephen ficará em Houston, Texas (EUA), onde irá tocar os projetos offshore e os serviços de gerenciamento de integridade de operadores da empresa na região. Ele se junta à equipe Flexlife do Brasil para se concentrar no crescimento das Américas do Sul e do Norte. Em 2010, a Flexlife foi a empresa que mais cresceu na Escócia, gerando um aumento no volume de negócios de mais de 50% até o final deste ano, com planos para expansão maior ainda até 2012. Como parte da estratégia de crescimento contínuo, a Flexlife mudou suas instalações no Brasil e abriu um novo escritório mundial em Aberdeen (Escócia). A empresa também opera na África, Extremo Oriente e Mediterrâneo. É esperada a contratação de cerca de 120 funcionários, em nível mundial, até o final deste ano.

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Furnas tem nova diretoria

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O Conselho de Administração de Furnas aprovou no dia 22 de agosto, a nova composição de diretores e redistribuição das áreas executivas da empresa. “As mudanças têm por objetivo adequar a estrutura da empresa ao modelo de negócios que vem sendo praticado no setor elétrico, otimizar o desempenho da gestão societária das participações de Furnas, direcionar a macroestrutura da empresa para seu melhor dimensionamento e prepará-la para os novos desafios”, declarou o presidente Flavio Decat, que segue à frente da presidência de Furnas. Foi aprovada a criação da Diretoria de Planejamento, Gestão de Negócios e Participações, que ficará sob a responsabilidade de Olga Simbalista, mestre em engenharia nuclear e ex-coordenadora de planejamento da Eletrobrás. A área será responsável pelas atividades de planejamento estratégico e empresarial, gestão de negócios corporativos, de empreendimentos e de prestação de serviços. A diretoria vai acompanhar os novos negócios e as parcerias de

Furnas com outras empresas, além da comercialização de energia elétrica, estudos de mercado, pesquisas e desenvolvimento tecnológico. As diretorias de Engenharia e Construção foram reunidas em uma única instância, denominada Expansão, com o objetivo de otimizar o desempenho das áreas de engenharia e construção dos empreendimentos corporativos. Márcio Abreu, engenheiro eletricista com 40 anos de experiência e ex-diretor técnico executivo da Itaipu Binacional, passa a responder pela área. A Diretoria de Finanças fica a cargo de Nilmar Foletto, mestre em Administração Pública pela Fundação Getúlio Vargas e funcionário de carreira de Furnas até 2001, tendo ocupado cargos de chefe de divisão de planejamento financeiro, chefe de departamento e assistente da diretoria

financeira. Sua gestão agregará dez anos de experiência com sucesso no setor privado, como superintendente da Light. Cesar Ribeiro Zani continua como diretor de Operação, a qual mantém suas atribuições nas atividades de operação, apoio técnico, manutenção das instalações de produção e transmissão de energia e de telecomunicações, focando cada vez mais em qualidade e confiabilidade. E Luís Fernando Paroli Santos mantém-se na Diretoria de Gestão Corporativa, responsável pela infraestrutura corporativa, incluindo a cadeia de suprimento de materiais e serviços, espaços físicos e instalações, organização e tecnologia da informação, gestão do conhecimento e de pessoas, focando suas atividades em qualidade e menor custo.

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A Antaq anunciou em agosto que Adalberto Tokarski é o novo superintendente de Navegação Interior da Agência. Tokarski substitui Alex Oliva e será substituído na gerência de Desenvolvimento e Regulação da Navegação Interior por José Renato Ribas. Formado em Engenharia Civil, Tokarski tem experiência nos setores privado e público nas áreas de transporte multimodal e logística. Além disso, representa a Antaq no Acordo Binacional Brasil-Uruguai sobre a Hidrovia da Lagoa Mirim e é coordenador do Grupo G5+1. 114

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Novo CEO da ArcelorMittal Antaq: novo Américas superintendente nas Depois de 11 anos no exterior, ocupando cargos de comando no grupo ArcelorMittal, o engenheiro metalúrgico Jefferson de Paula retorna ao Brasil para assumir mais um desafio continental. Ele acaba de se tornar o principal executivo da ArcelorMittal Aços Longos Américas, que reúne 21 plantas siderúrgicas distribuídas no Brasil, EUA, Canadá, México, Argentina, Costa Rica e Trinidad e Tobago. Jefferson de Paula substitui o engenheiro metalúrgico Gerson Menezes, que se aposentou. Também engenheiro metalúrgico, com mestrado em Marketing e Finanças, Jefferson de Paula entrou para a empresa em 1991 como gerente de Produção da ArcelorMittal Cariacica (ES), onde chegou a assumir, em 1998, a Gerência Geral na usina. Também foi diretor executivo da Acindar, na Argentina, de 2001 a 2008, sendo responsável, posteriormente, por operações do grupo na Espanha, República Checa, Polônia, em Luxemburgo e no Marrocos. Jefferson de Paula faz parte também do Comitê Executivo da ArcelorMittal.

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perfil empresa – intcom

Conheça o People Organizer Solução de escala e logística de tripulação A Intcom é uma empresa de desenvolvimento de soluções em tecnologia, que desde 2006 vem se especializando no atendimento a companhias dos segmentos de Oil & Gas e Offshore. Em 2010 a Intcom detectou uma deficiência muito comum entre as empresas que trabalham com logística de tripulação para plataformas e embarcações: a falta de tecnologia nos planejamentos de trocas de turmas embarcadas. A questão da logística de tripulação offshore Em um levantamento realizado pela Intcom com mais de 30 profissionais do setor, foi verificado que em 90% dos casos o planejamento das escalas do pessoal embarcado é feito de forma manual em planilhas individuais espalhadas por diferentes departamentos. “A falta de tecnologia nos planejamentos de logística e da centralização das informações sobre os tripulantes resultam em custos extras e perdas de produtividade para essas empresas”, afirma Gustavo Matera, sócio e diretor de marketing da Intcom. De acordo com o levantamento, os problemas operacionais mais comuns são os atrasos de embarques de tripulantes devido a problemas de documentações, que podem resultar em atrasos nas operações e, no caso de embarcações, custos extras de estadias nos portos. Por outro lado, uma das maiores dificuldades administrativas apontada é o fechamento da folha de pagamento, que depende do resumo das atividades dos tripulantes a bordo para ser calculada. Diante da oportunidade de atender a essas deficiências do mercado, a Intcom desenvolveu o People Organizer, um sistema de controle de tripulantes que aperfeiçoa o planejamento de todas as etapas envolvidas na operação de logística de pessoal para plataformas e embarcações.

o produto “people organizer”

Rua Dezenove de Fevereiro, 130 Sala 203 – Botafogo CEP 22280 030 Rio de Janeiro, RJ - Brasil Tel.: +55 (21) 2542 5160 www.intcom.com.br 116

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A base do People Organizer, como o nome indica, são as pessoas. O sistema oferece um controle preciso sobre os tripulantes cadastrados, minimizando as possibilidades de imprevistos acontecerem durante as trocas de turmas e impedirem o embarque dos membros. Para auxiliar os operadores do sistema a selecionarem os tripulantes mais indicados para as funções a bordo, o People Organizer oferece ferramentas avançadas de busca, que levam em consideração os cursos realizados pelos colaboradores, suas preferências, suas capacidades de assumirem outras funções correlatas, conflitos pessoais com os demais tripulantes agendados, entre outras opções. Assim que um novo tripulante é selecionado, para que ele possa ser escalado pelo operador, o sistema verifica a sua disponibilidade para embarque junto ao

Principais Vantagens do People Organizer Seleção de tripulantes, agendamento de turmas e exportação de prévia Utilização de padrões que agilizam seleção de tripulantes e de serviços de logística Emissão de ordens de serviços Monitoramento de validade de documentos, certificados e atestados Agendamento de cursos e treinamentos Controle de férias, folgas e afastamentos por licenças Alertas de prevenção contra dobras e ociosidade de pessoal Cálculo de atividades para pagamentos de salários Relatórios de custos, no-show, históricos de turmas, entre outros Integração com outros departamentos Flexibilidade para desenvolvimento de funcionalidades customizadas RH, verifica o status de suas documentações, atestados e treinamentos, além de emitir alertas sobre a possibilidade do tripulante entrar em dobra. A contratação dos serviços de fornecedores para logística também é facilitada pelo People Organizer. O sistema informa as necessidades de serviços para cada colaborador escalado e suas preferências, além de oferecer consulta aos serviços contratados em trocas anteriores. A partir do agendamento dos serviços de transporte e hospedagem, o People Organizer emite ordens de serviços e organiza as faturas por centros de custos. O People Organizer trabalha com padrões que agilizam as escalações das turmas e contratação de serviços de fornecedores. Ao iniciar o agendamento de uma troca, o operador do sistema pode utilizar os “padrões de turmas” e os “padrões de logística”. Os “padrões de turmas” importam automaticamente os tripulantes que normalmente entram nas funções dos membros que estão desembarcando e os “padrões de logística”

importam os serviços de transporte e hospedagem utilizados por cada membro nas trocas anteriores. Todos os históricos de atividades dos membros e de contratação dos serviços de logística ficam centralizados no sistema, permitindo a geração de relatórios estratégicos de BI, como de custos das trocas de turmas, aproveitamento do pessoal, no-show, entre outros. O People Organizer utiliza essas informações também para auxiliar as empresas em serviços administrativos, como fechamento de folha de pagamento de tripulantes, cálculos de prêmios, programação de treinamentos e férias. O People Organizer foi desenvolvido em ambiente WEB, podendo ser acessado de qualquer lugar, inclusive a partir das plataformas e embarcações. Sua estrutura permite integração com outros sistemas de gestão e implantação de funcionalidades customizadas de acordo com as necessidades dos clientes. O People Organizer foi lançado em Janeiro de 2011, após oito meses de desenvolvimento. “Ainda existe muito a ser desenvolvido”, reforça Alvaro Antunes, sócio e diretor comercial da Intcom. Ele explica que o conhecimento das necessidades específicas de cada cliente potencial e o constante feedback dos usuários do People Organizer são excelentes fontes de informações para o aperfeiçoamento das funcionalidades existentes e desenvolvimento de novos módulos. “Desta forma nós construímos um produto em que praticamente todas as questões levantadas durante as apresentações comerciais são prontamente atendidas com exemplos práticos. Isso demonstra credibilidade”, afirma Alvaro Antunes.

cenário promissor O People Organizer atualmente atende 5 grandes clientes, divididos entre empresas de apoio marítimo, perfuração, engenharia, geologia e ROV. Alvaro Antunes complementa que “diante das perspectivas desenhadas para os próximos dez anos, as empresas de Oil & Gas e Offshore irão investir cada vez mais em diferenciais competitivos e notoriamente o setor de logística está entre as melhores oportunidades para otimização das atividades e redução de custos.” De acordo com o plano de negócios da Petrobras, a frota brasileira contém atualmente cerca de 254 embarcações de apoio marítimo e 125 plataformas. Esses totais deverão aumentar respectivamente para 504 e 222 até 2020, sem levar em consideração os números de outras operadoras. A estratégia da Intcom para consolidar o People Organizer neste mercado promissor é baseada em três aspectos: fechar parcerias sólidas e que agreguem valor ao produto, manter a qualidade dos relacionamentos com os clientes e aperfeiçoar constantemente o produto. “Estamos confiantes e otimistas em relação ao futuro do People Organizer ”, conclui Alvaro.

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perfil empresa – esss

O DNA da Inovação Atualmente fala-se muito sobre inovação, no entanto este processo não é algo que possa ser implementado da noite para o dia, pois ele deve estar inserido em todas as ações da empresa e requer uma equipe madura e capacitada científica e tecnologicamente para colocá-lo em prática. Em outras palavras, a inovação precisa estar no DNA da empresa, e foi a partir desta premissa que surgiu a ESSS. Criada com o objetivo de estabelecer um elo entre a produção científica desenvolvida nas universidades e a aplicação deste conhecimento na indústria, a ESSS vem contribuindo para o desenvolvimento do mercado de Óleo e Gás desde 1995, ano em que iniciou suas operações com o desenvolvimento de softwares customizados para diversos grupos do Centro de Pesquisas da Petrobras (Cenpes). Desde então, a ESSS vem realizando inúmeros projetos em parceria com a Petrobras e tem conseguido transmitir a confiança necessária para que outras empresas, universidades e centros de pesquisa possam visualizá-la como um parceiro com as qualificações necessárias para auxiliá-los na concepção e desenvolvimento de produtos e processos inovadores. A conquista do Prêmio Finep de Inovação, em 2008, foi um reconhecimento aos esforços realizados pela ESSS. Ao longo dos últimos anos, impulsionada pelos investimentos em suas filiais no Rio de Janeiro e em São Paulo, tanto na parte de infraestrutura quanto na formação de pessoal, essa teoria foi validada, pois a ESSS conseguiu ampliar sua presença local e aplicar seu modelo de trabalho, desenvolvendo novas parcerias no setor de óleo e gás. De acordo com o presidente da ESSS, Clovis Maliska Jr., o caminho para a inovação trilhado pela empresa não está somente na oferta das mais avançadas soluções em simulação em engenharia, mas passa obrigatoriamente pela busca constante por excelência técnica. “Uma equipe multidisciplinar capaz de encontrar soluções criativas e eficazes para os desafios do dia a dia é o que move o processo de inovação na ESSS. A busca por excelência técnica já está na cultura da empresa, por isso investimos no aprimoramento constante de nossa equipe e acreditamos ser este o diferencial para produzir inovações”, afirma Maliska Jr.

Simulação a Serviço do Setor de Óleo e Gás

Av. Presidente Vargas, 3131 Centro Empresarial Cidade Nova 12º andar - 1203 Cidade Nova CEP 20210-031 Rio de Janeiro - RJ - Brasil +55 (21) 3293 1300 www.esss.com.br 118

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A atuação da ESSS envolve o fornecimento de soluções de simulação em engenharia, desenvolvimento de software customizado, consultorias, suporte técnico e vendas de software, dentre os quais os da empresa Ansys, Inc. A expertise da ESSS abrange tecnologias nas áreas de dinâmica dos fluidos computacional, análise de estruturas, simulação eletromagnética, otimização multidisciplinar, simulação de sistemas, transporte de partículas, geologia e engenharia de reservatórios. Segundo o gerente de Serviços Técnicos da ESSS, Leonardo Rangel, no que se refere a aplicações específicas dentro da cadeia produtiva do setor de óleo e gás, a ESSS oferece soluções para simulação nas áreas

Imagem: ESSS

de exploração e produção, refino e abastecimento. “Diversos equipamentos podem ser modelados nestes processos e isso pode incluir pipelines, estruturas offshore e submarinas com as particularidades que envolvem o transporte de fluidos multifásicos”, assegura Rangel. Só na Petrobras, mais de 300 profissionais, em 50 departamentos, são usuários das soluções fornecidas pela ESSS. Este serviço se estende também a sociedades classificadoras e a outras empresas da América do Sul com reconhecida atuação no setor de óleo e gás, entre as quais YPF Repsol, Ecopetrol, PDVSA e Techint.

KRAKEN - Pós-processador desenvolvido pela ESSS para a simulação de reservatórios de petróleo. Lê e interpreta dados de simuladores como o ECLIPSE100/300, CMG IMEX, UTCHEM, STARS e GEM.

Por meio de serviços de desenvolvimento de software para as áreas de exploração e produção, a ESSS já conquistou clientes na Europa e nos Estados Unidos, como Shell, Chevron e ExxonMobil, e atua em parceria com a Oil Plus e outros parceiros em um Joint Industry Project, com quem desenvolve softwares para a simulação da acidulação biogênica em reservatórios de petróleo.

Pesquisa, Desenvolvimento e Capacitação Outro fator que garante à ESSS a condição de parceiro na concepção e desenvolvimento de produtos e processos inovadores é a proximidade da empresa

Foto: Eduardo Guilhon

Imagem: ESSS/Petrobras

Simulação multifásica e multicomponente do escoamento em uma linha de bypass de um equipamento submarino em desenvolvimento na Petrobras. Foi realizada com o ANSYS FLUENT para identificar provável falha no sistema de prevenção de incrustação.

com importantes universidades e centros de formação de pessoas. Com a Universidade Petrobras, por exemplo, o Instituto ESSS de Pesquisa, Desenvolvimento e Capacitação (iESSS) mantém uma parceria que contempla o treinamento de dezenas de profissionais todos os meses. Silvia Firmino, coordenadora do iESSS, afirma que mais de mil profissionais foram capacitados nos cursos de simulação oferecidos pelo instituto em 2010. “Só na Petrobras, mais de 200 profissionais participaram de cursos que abrangem desde temas básicos das áreas de Análise de Estruturas e Mecânica dos Fluidos até temas mais complexos, como modelamento de turbulência e escoamentos multifásicos reativos”, destaca.

Leonardo Rangel, gerente de Serviços Técnicos; Clovis Maliska Jr, presidente; Silvia Firmino, coordenadora do iESSS

Conheça a ESSS Além da sede em Florianópolis e das filiais no Rio de Janeiro e em São Paulo, a ESSS possui um posto avançado no Parque Tecnológico do Rio, o que facilita suas relações com a UFRJ, Petrobras e com os centros de pesquisa que estão se instalando no local. A ESSS ainda possui escritórios na Argentina, Chile e Peru e, no início deste ano, abriu um escritório em Houston (EUA), com o objetivo de ampliar ainda mais sua base de clientes no maior mercado mundial do setor de óleo e gás. “Com a infraestrutura que dispomos e uma equipe composta por mais de cem engenheiros e cientistas da computação, em grande parte mestres e doutores, podemos dizer que além de oferecer serviços de alto valor agregado, estamos preparados para formalizar novas parcerias com as empresas que estão se instalando no Parque Tecnológico do Rio, afirma Maliska Jr. “A ESSS reúne as condições fundamentais para desenvolver projetos inovadores no mercado de óleo e gás e é parceira natural no recente plano do governo federal de incentivo à inovação e capacitação de empresas nacionais, pois carrega em seu DNA os objetivos que hoje são divulgados pelo plano”, conclui.

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perfil empresa – amphenol

Amphenol:

qualidade e alta tecnologia A AMPHENOL traz para o Brasil a sua linha de conectores elétricos Star-Line e Star-Line EX, dedicados a aplicações no mercado de óleo & gás e que agora podem ser adquiridos localmente com as certificações internacionais e locais.

Amphenol Rua Diogo Moreira, 132 - 20° andar - Pinheiros CEP 05423-010 São Paulo - SP Telefone: (55) 11 3815-1003 vendas @ amphenol.com.br www.amphenol.com.br 120

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Com quase 80 anos de experiência em pesquisa, desenvolvimento e produção de conectores, a AMPHENOL é hoje a segunda maior fabricante desses componentes e também de cabos, antenas e componentes para celular com presença global e posição consolidada no mercado, pela sua qualidade e alta tecnologia, apresentando soluções práticas e econômicas aos seus clientes. A AMPHENOL situa-se entre as empresas líderes de mercado no fornecimento de interconexão e soluções de valor agregado para o mercado de óleo e gás. Com o crescimento da demanda desse mercado, a tecnologia para a exploração e produção tem aumentado o grau de sofisticação. Esse requisito de qualidade e tecnologia tem consolidado a posição da AMPHENOL como fornecedor preferencial para produtos com aplicações Offshore e Land Drilling, FPSO, Downhole e aplicações submarinas, atuando há mais de 25 anos nesse mercado com produtos inovadores e soluções para transmissão de energia, sinal, ótico, híbridos e conectores de alta velocidade. A linha de conectores Star-Line EX que agora passa a ser montada no Brasil traz uma extensa bagagem com inúmeras aplicações E&P em todo o mundo e certificações UL; ATEX e IECEx, sendo que o fornecimento no Brasil será feito também sob Certificação INMETRO/ TÜVRheinland para aplicações em áreas classificadas Zona 1, com a facilidade de aquisição local, Os conectores Star-Line são montados na fábrica da Amphenol em Campinas (SP), onde também são produzidos fios e cabos para as mais diversas aplicações e antenas para rádio-base. Em uma área de 1.500m² especialmente preparada para a montagem de chicotes, também é feita a montagem dos conectores AMPHENOL Star-Line e, desta forma, a unidade de Campinas está apta a fornecer soluções completas a nossos clientes e a desenvolver projetos especiais de cabos. Destaque-se aqui os novos cabos PROFIBUS desenvolvidos pela Amphenol-TFC e certificados pela Associação Profibus.

Tempo é dinheiro A utilização dos conectores AMPHENOL Star-Line traz para o cliente inúmeras vantagens, pois além da segurança e confiabilidade

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

Os conectores: STAR-LINE, STAR-LINE EX e RIG POWER

para o mercado de óleo & gás, o Oceanus para aplicações submarinas e o KTK para aplicações downhole, Amphe-Armor para prospecções geofísicas, completa linha de Cable Glands EX, dentre outros produtos. de um produto certificado e com larga aplicação em todo o mundo, esses conectores permitem que as ligações elétricas de força e sinal sejam feitas em um ambiente limpo e seguro, podendo ser testado e levado para o local da aplicação final apenas para ser plugado com toda segurança. Segundo João Miguel Diniz, responsável pela área de Óleo e Gás da Amphenol no Brasil, uma vez feita a montagem desses conectores, sempre que for necessária alguma manutenção, operações de teste, processos de montagem e desmontagem, integração de equipamentos, etc., o tempo gasto com parada de equipamento será reduzida ao mínimo. Em um mercado em que a frase “tempo é dinheiro” é elevada exponencialmente, o ganho que se tem com a utilização dos conectores Amphenol Star-Line é igualmente grande, pois é possível se ter a rapidez conjugada com segurança, outro item fundamental para quem está trabalhando em uma área classificada. Os conectores Amphenol Star-Line reúnem os requisitos da norma MIL-5015 e em muitos aspectos a superam. Também permitem ligações de até 143 terminais em diversas configurações de montagens e bitolas de cabos, dando versatilidade às mais diversas aplicações. A AMPHENOL possui ainda as linhas de conectores Amphe-EX que combinam diversas configurações de terminais de cobre e/ou fibra ótica, bem como RJ45 e USB, o Neptune, Vortex, também desenvolvidos

Conector Rig Power com terminal Radsok

Radsok® - AMPHENOL TECHNOLOGY Radsok® não é apenas um novo tipo de contato, mas uma nova tecnologia para condução de altas correntes em conectores compactos, otimizando a condutividade, reduzindo o aquecimento, e com mínima força de inserção e extração que facilita a utilização do conector. Na tecnologia Radsok® o receptáculo possui uma malha que abraça a contra-peça, o que proporciona uma ação de inserção com efeito mola, suave e seguro, e uma superfície de contato muito superior à tecnologia convencional cujos pontos de contato efetivo são poucos em função de irregularidades da superfície do material rígido. Os terminais Radsok ® são aplicados em diversas linhas de conectores AMPHENOL, assegurando uma vantagem técnica para aplicações com alta corrente. TN Petróleo 79

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produtos e serviços

Castrol Offshore

Interesse no offshore brasileiro O setor de óleo e gás do Brasil, em franca expansão, tornou-se a mais recente área de foco da Castrol Offshore. Diante da busca de operações mais confiáveis nos FPSOs e unidades móveis de perfuração, a Castrol Offshore observa a necessidade do uso de lubrificantes de alto desempenho e controle de fluidos de produção subsea, área na qual começa este ano a comercializar no mercado brasileiro. Além dos produtos já existentes no país, como o controlador de fluido Castrol Transaqua, os produtos para engrenagem e óleos hidráulicos, feitos na fábrica da Castrol no Rio por anos, os óleos de motor central agora também estão sendo fabricados aqui. O Castrol Labchec, serviço projetado para oferecer aos clientes um maior controle das tarefas de manutenção, de modo que os agendamentos possam ser planejados com confiança, fracassos antecipados e evitados, e os custos operacionais possam ser reduzidos, também é outra oferta-chave da empresa. Outros itens que também já são oferecidos pela empresa para o setor, porém não menos importantes, são a linha Ultimax (de lubrificantes de performance) e o Greenfield (lubrificante que não agride o meio ambiente). Phil Michaelis, que recentemente assumiu como gerente Regional de Vendas da Castrol Offshore para as Américas, identifica como uma das quatro prioridades de curto prazo, a necessidade de recriar no país a posição de mercado de lubrificantes e fluidos subsea, que a Castrol comanda em todo o mundo. “Nas últimas décadas, temos fornecido fluidos de controle subsea, mas a partir deste ano, também estamos fornecendo lubrificantes topside aos nossos clientes de perfuração e produção de superfície no país”, explica Michaelis. “Como o Brasil é um dos principais locais no futuro para E&P globais, a Castrol Offshore precisa fornecer a nossa oferta/apoio,

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onde os clientes estão investindo, com foco em operações em águas profundas”, complementa o executivo. Descrevendo o país como um dos setores offshore estratégicos para a gama de produtos da empresa, Carmen Pino, diretor Regional da Castrol Offshore para as Américas, Oriente Médio e Ásia, diz: “Temos historicamente gerenciado os negócios a partir de Houston e da Inglaterra, mas no ano passado decidimos estabelecer uma gestão local, no Rio de Janeiro. A operação é complementada por um centro de atendimento ao cliente em São Paulo e uma unidade de mistura no Rio. Isso se alinha com nosso plano de estratégia no Brasil para fornecer soluções para os seus desafios, tais como o dos campos de pré-sal e ampliando o alcance da rede da Castrol no exterior com foco global”, explica. A Castrol vem operando no país desde a década de 1950, com foco na capacidade de mistura nos setores automotivo e industrial que fornece a habilidade de acessar recursos de produção comprovada de imediato. “Minhas ambições para a empresa no Brasil giram em torno da criação de um legado de longo prazo de confiança nos produtos e serviços da empresa. Estarei intimamente envolvido no desenvolvimento estratégico de contas-chave no portfólio regional e pretendo desenvolver um alto nível de relações necessário com os titulares de contas-chave e distribuidores, com foco na entrega de vendas do distribuidor na região

por meio de uma oferta de distribuidor atualizado”, afirma Carmen Pino. Michaelis comenta ainda que a Castrol já possui contratos de fornecimento com as principais empresas brasileiras. “Alguns produtos são distribuídos diretamente pela Castrol, outros são entregues pelos nossos parceiros de distribuição terceirizados. Como fornecedor de equipamentos subsea operando em áreas subsea em todo o mundo, a Castrol Offshore tem uma cadeia de abastecimento global internamente, da qual o Brasil agora faz parte. A empresa está aprofundando seu envolvimento na armazenagem e distribuição no Brasil e logo irá nomear um distribuidor para atender as exigências do principal centro de distribuição de Macaé”, informa. Segundo o executivo, uma parte fundamental da nova estratégia da empresa tem sido trazer pessoas familiarizadas com o mercado local, com experiência para desenvolver as relações pessoais muito valorizadas pelos clientes. “Por essa razão, Felipe Carvalho foi nomeado gerente de Vendas da empresa, em janeiro, baseado no Rio de Janeiro. Ele trouxe na bagagem a experiência acumulada na Cameron do Brasil, onde foi gerente de contas de equipamentos subsea. Graduou-se em engenheiro de produção na Universidade Federal Fluminense (UFF) e está concluindo o MBA em marketing. Felipe Carvalho está identificando a demanda e as novas oportunidades, tanto nos setores de produção offshore e onshore do país. De acordo com Michaelis, o compromisso da empresa com o país é de longo prazo e a Castrol está procurando constantemente pessoas experientes

P&D Offshore O centro de tecnologia em lubrificantes da Castrol, localizado em Pangbourne, no Reino Unido, está trazendo uma contribuição fundamental para os esforços da empresa em reforçar sua presença no mercado offshore brasileiro, com base em investimentos mais amplos em equipamentos de teste físico, que a empresa acredita ser exclusivo para a indústria. Pangbourne é o ponto central da rede global de 13 centros de tecnologia da organização, onde a empresa realiza pesquisas pioneiras e desenvolvimento de lubrificantes, além de oferecer suporte técnico aos clientes. É também onde a empresa realiza a análise, formulação e ensaios químicos, necessários para sustentar sua meta de ser o líder indiscutível nos mercados em que atua.

estão enfrentando altas temperaturas e pressões, e distâncias maiores para exportar de volta para as instalações próprias. É necessária uma variedade cada vez maior de equipamentos para permitir a extração, enquanto o processamento subsea esta crescendo. Ademais, cada vez mais o rigor da legislação ambiental representa um desafio para

os operadores à medida que eles começam a explorar áreas ambientalmente sensíveis”, afirma. O gerente da empresa indica que o controle de fluidos da Castrol Subsea é capaz de funcionar sob estas condições cada vez mais exigentes, proporcionando à indústria offshore um meio de gerenciar as operações em conformidade. “Como em outros lugares, nosso principal objetivo é ajudar nossos clientes a atingir a excelência em suas operações offshore. Nós nos concentramos em nossa experiência em controle de fluido subsea, em melhorar a confiabilidade do sistema, reduzindo o impacto ambiental e fornecendo o melhor serviço e suporte”, finaliza.

Os laboratórios de análise são de última geração; o centro possui vasto equipamento de testes, instalações de mistura de fluidos, entre outros. Atualmente, a companhia opera cerca de 70 mil testes individuais a cada ano com mais de cem diferentes métodos de ensaio. Estes ensaios incluem análise elementar para quantificar os aditivos e contaminantes; testes físicos de densidade, reologia e outras propriedades; química úmida; análise térmica, oxidação e corrosão. A Pangbourne oferece instalações para mapeamento de materiais, permitindo que cada metal, liga, selo, etc. seja sujeito a testes com produtos Castrol. Muitos dos equipamentos de teste para o desempenho do produto usado em Pangbourne foram desenvolvidos internamente e são exclusivos na indústria. Exemplos

são as Válvulas de Controle Direcional (DCV) – um especificamente para óleos sintéticos e outro para a base de água (ambos offshore) – que estão envolvidos em testes repetitivos, na busca de tendências e para garantir alto desempenho. Mais uma vez, a pesquisa sobre implantação de fluidos hidráulicos para a Ultra Alta Pressão e Alta temperatura em águas profundas levou ao desenvolvimento do teste de plataforma offshore SSSV, para simular futuros ambientes em funcionamento da vida real que ultrapassa os limites de condições operacionais atuais. Segundo a Castrol Offshore, a pesquisa atual do centro está focada em reduzir os estoques de lubrificantes em plataformas e embarcações, reduzindo sua complexidade, visando à introdução de vários produtos funcionais.

Foto: Banco de Imagens Stock.xcng

dentro da indústria com um mix de gestão de relacionamento, capacidade técnica e experiência em offshore. “Dessa forma, podemos colocar em prática nosso programa de treinamento dedicado, começando com induções a tecnologia do produto em nosso centro global de tecnologia em Pangbourne, Reino Unido, e utilizado nossa estreita relação com as OEMs. Todo nosso desenvolvimento de produtos é feito em Pangbourne, para assegurar a consistência global e os mais altos padrões de desempenho”, afirma. Michaelis aponta que ainda são muitos os desafios a serem enfrentados pela indústria offshore, em especial no Brasil, com a expansão da exploração e produção de petróleo em águas mais profundas: “As operadoras

Motores | Automação | Energia | Transmissão & Distribuição |

Tintas

A WEG possui uma linha completa de produtos anticorrosivos e antiincrustantes para as mais diversas aplicações no segmento Marítimo e Offshore.

Vantagens g g g g g g g g

Tintas oferecendo proteção total

Alta proteção anticorrosiva; Resistência antimicrobiana; Resistência antifungo; Resistência química; Resistência ao impacto e a abrasão; Redução da quantidade de reparos; Economia de tempo e custo; Produtos para todas as áreas das embarcações e plataformas.

TN Petróleo 79 tintas@weg.net

123 www.weg.net

produtos e serviços

Açotubo

Açotubo anuncia fusão e projeta crescimento de 27% em 2011 Com base nos movimentos de mercado e da companhia alinhados ao aquecimento da indústria e economia brasileiras, a Açotubo anuncia a fusão com as empresas Incotep e Artex Aços Inoxidáveis, já pertencentes ao Grupo. A partir de agora, para fins de marca comercial, as operações serão tratadas na seguinte estrutura: Divisão Tubos e Aços; Divisão Trefilados e Peças; Divisão Aços Inoxidáveis; e Incotep Sistemas de Ancoragem. Esta nova fase no segmento contribuirá para o alcance da meta de crescimento de 27%, em 2011, com faturamento bruto de R$ 900 milhões. Para 2012, a perspectiva é ultrapassar a marca de R$ 1 bilhão. “Realizamos estas modificações mercadológicas com o objetivo de proporcionar ao mercado ainda mais qualidade em produtos e serviços, impulsionando a conquista de novos clientes e projetos, além de fidelizar os que já atendemos e consolidar ainda mais nossa marca no cenário industrial”, afirma José A. Ribamar Bassi, diretor comercial do Grupo Açotubo. O executivo ainda complementa: “estamos investindo pesado em soluções de Business Intelligence (BI), que

permitirão a melhor organização de nossos processos da nova composição da marca, e no departamento de Projetos Especiais e Licitação, para expandir ainda mais a presença positiva do Grupo em novas frentes de negócios”. A expansão geográfica do Grupo Açotubo está em evolução. A companhia acaba de abrir novas filiais em praças estratégicas como Sertãozinho (SP), Ipatinga (MG), Serra (ES). “Para atender e suprir as novas demandas, tanto da matriz, localizada em Guarulhos (SP), quanto das filiais, estamos constantemente contratando profissionais para diversas áreas e capacitando desde os mais novos até os colaboradores de maior tempo na empresa com treinamentos diversos,

principalmente em técnicas de vendas em produtos”, declara Ribamar Bassi. Hoje, a matriz e as filiais somam mais de mil colaboradores. Novo portal e logomarca – Para atender as necessidades da nova estrutura, a empresa também coloca no ar seu novo portal (www.acotubo.com.br), no qual os clientes podem ter acesso a todas as linhas de produtos e serviços, fazer um orçamento on line e conversar diretamente com um técnico para sanar todas as dúvidas. A concepção visual da nova marca é resultado de uma votação, que contou com a participação dos colaboradores da matriz e de todas as filiais. “A aceitação do logotipo foi de quase 100%”, alega Fernando Del Roy, gerente nacional de marketing.

Rolls-Royce

Encomenda brasileira de 15 milhões de libras

A Rolls-Royce, empresa global de sistemas de energia, recebeu encomenda para projetar e equipar duas embarcações de apoio offshore UT 735 SE para a empresa Brasil Supply. A encomenda tem o valor de 15 milhões de libras e as embarcações serão entregues em 2013. O contrato inclui o projeto das embarcações e um sistema integrado de equipa-

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mentos Rolls-Royce, incluindo propulsão, maquinário de convés e sistemas de manuseio de cargas a granel e de controle das embarcações. As embarcações serão arrendadas pela empresa petrolífera estatal brasileira Petrobras e são especificamente projetadas para transportar fluidos e cargas sólidas de e para plataformas offshore de petróleo e gás.

Essa é a segunda encomenda da Brasil Supply nesse ano, e a empresa agora tem sob encomenda quatro embarcações offshore projetadas pela Rolls-Royce, sendo que todas serão construídas no Estaleiro Ilha S/A, no Brasil. Atle Gaasø, gerente-geral de Vendas de Embarcações de Apoio Offshore, declarou: “Com esse contrato, a Rolls-Royce reforça ainda mais sua presença no Brasil. Esperamos trabalhar em conjunto com o armador e com o estaleiro ao longo da construção dessas embarcações sob medida.” Para fornecer suporte para uma crescente base instalada de equipamentos no Brasil, a Rolls-Royce abriu uma instalação avançada de reparos marítimos e revisões em Niterói, em 2009. Ela é parte de uma ampla rede de Centros de Serviços Marítimos da empresa, que abriu outros três centros este ano em Gdynia (Polônia), Walvis Bay (Namíbia) e Roterdã (Holanda).

ABS Group

ABS certifica conteúdo local Fiscalização de índice de nacionalização na exploração de petróleo deve ampliar demanda por serviços de certificação. A demanda por serviços de certificação de conteúdo local, pelas empresas que arremataram blocos de exploração, deverá crescer de forma expressiva diante da decisão da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) de multar as companhias que não cumprirem o percentual determinado de compra de equipamentos e plataformas no mercado brasileiro. A avaliação é do ABS Group, fornecedor global e independente de serviços de gerenciamento de riscos e certificações do setor de óleo e gás, e uma das empresas credenciadas pela ANP a certificar o conteúdo local. “O governo, por meio da ANP, está preocupado em garantir o cumprimento da legislação, que estabelece o índice de conteúdo local contratual a ser atendido, e o processo de certificação

do conteúdo local terá que ser agilizado em função do pré-sal”, lembra Eugenio Singer, gerente geral do ABS Group. Além de multa já aplicada antes à Petrobras, por não observar a legislação de conteúdo local, a ANP, segundo divulgação recente, outras nove empresas também não cumpriram os percentuais de conteúdo local de 70 contratos assinados em 2003 e 2004 relativos à quinta e sexta rodadas de licitações. Outra iniciativa reflete diretamente a atuação das empresas petrolíferas. A Secretaria de Petróleo e Gás Natural do Ministério de Minas e Energia

anunciou que as companhias que cumprirem mais do que o mínimo exigido pela política de conteúdo nacional em seus equipamentos terão vantagens nas próximas rodadas de licitação para a concessão de blocos petrolíferos no Brasil. “É fundamental manter a competitividade no custo de aquisição dos equipamentos e plataformas instaladas pelo setor de petróleo no país, mas isso pode ser obtido respeitando-se a regra de conteúdo local, por meio da ampliação da participação da indústria nacional em bases competitivas e sustentáveis”, diz Singer. Para ele, esse processo deverá garantir o incremento da capacitação e desenvolvimento tecnológico local, o aumento da qualificação profissional, além da geração de emprego e renda no Brasil.

Ampliação de atuação em renováveis Com atuação destacada em energia eólica no exterior, empresa também passa a oferecer no país serviço para todo o clico de vida de projetos de energia eólica. No mercado brasileiro, o ABS Group já presta assessoria de suporte de investimento para viabilizar projetos no setor, e agora passa a atuar com serviços para todo o clico de vida de projetos de energia eólica, como consultoria, certificação, treinamento, monitoramento e gestão de qualidade para parques eólicos em operação. No âmbito internacional, a empresa conta com equipes globalizadas que atuam nos mercados europeu, americano, chinês,

indiano e sul-americano, e mantém dois centros de competência tecnológica, em Houston, Texas, e Hamburgo, na Alemanha. “A estabilidade econômica, os avanços na tecnologia e a preocupação com o consumo de combustíveis fósseis estão levando as empresas a considerarem a energia renovável como uma alternativa viável de investimento para o futuro”, observa Rogério Fonseca, gerente da área de energia renovável do ABS Group na América do Sul. Entre os fatores de desenvolvimento que a empresa vislumbra para o País, nos próximos anos, no segmento de energia renovável, está o suporte à

verificação de potencial para projetos offshore de energia eólica, o que consiste em construir parques eólicos ao longo da costa marítima, e cuja tecnologia possibilita aumentar a potência instalada de energia eólica. “Temos forte atuação no mercado global de energia eólica offshore. Nossa tradição e experiência em sistemas de plataforma fixa e flutuante, combinadas com softwares e recursos para estimativa de risco e modelagem de turbinas eólicas, nos permitem fornecer inigualáveis serviços técnicos e de gerenciamento de projetos para contratos onshore e offshore em todo mundo”, salienta Fonseca.

Tels.: 55+(31)3384-7897 • 55+(31)3382-6333 • 55+(31)9950-4914 • Nextel: 120*104206 • www.thethys.net • thethys@thethys.net • juan@thethys.net TN Petróleo 79

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produtos e serviços

Messer Cutting Systems

Excelência certificada A entidade Deutscher Schneidverband (Associação Alemã de Corte) reconheceu o elevado nível de qualidade dos equipamentos Messer, empresa alemã que é líder mundial na venda de máquinas de corte térmico e possui fábrica em Jundiaí (SP). A companhia foi a primeira fabricante de máquinas de corte térmico alemã a ser certificada pela associação, o que confirma o desempenho positivo tanto da Messer Cutting Systems, como de seus produtos, e transmite aos clientes a tranquilidade de se confiar em uma empresa capacitada. Atualmente, a qualidade de uma máquina de corte não é avaliada apenas com base em dados técnicos, desempenho de corte, tempo de entrega e preço. É a existência de todas essas características, juntamente com garantia, serviço, durabilidade, custos de manutenção e, sobretudo, a satisfação do cliente, que permitem que um produto se diferencie. É nesses casos que a Deutscher Schneidverband reconhece a máquina de corte e seu fabricante com uma certificação.

Produtos de qualidade e clientes satisfeitos – O presidente da Deutscher Schneidverband, Gerhard Hoffmann, diz estar especialmente orgulhoso por poder conceder o primeiro certificado para a Messer Cutting Systems. “A certificação é cedida por um ano e acompanhada por muitos controles in loco durante o decorrer deste tempo. Assim, o fabricante certificado se sente comprometido com a continuidade do projeto e, naturalmente, também com seus clientes”, afirma Hoffmann. Para que a certificação seja considerada bem-sucedida, as diretrizes de qualidade emitidas pela associação, bem como as exigências sobre a execução técnica, têm que ser cumpridas. Outra condição é um monitoramento no cliente final, o que também confirmou um resultado positivo para a Messer Cutting Systems.

Foto: Divulgação

Messer Cutting Systems é a primeira empresa alemã do setor a receber certificação de qualidade.

“Esta certificação é um reco nhecimento fantástico dos nossos produtos e, ao mesmo tempo, um desafio para nós melhorarmos continuamente nossos próprios padrões de qualidade. Esta é a única maneira de alcançarmos continuamente a excelência dos nossos produtos e a satisfação dos nossos clientes”, resume Ar vid von zur Mühlen, CEO da Messer Cutting Systems.

Flutrol lança equipamento para testes hidrostáticos A Flutrol, especializada em soluções para o controle de fluidos, lança equipamento portátil para testes hidrostáticos, o Test Pac, desenvolvido para atender diversas aplicações para testes ou acionamentos hidráulicos. Eduardo Fernandes, supervisor de marketing da empresa, assinala que as principais vantagens do equipamento são: o acionamento a ar comprimido ou nitrogênio, a disponibilidade de operação em áreas classificadas e a baixa manutenção. “Acionado a ar comprimido, o Test Pac transforma a pressão pneumática em hidráulica através de relação de área de pistão – cada modelo tem diferentes relações de áreas de pistão”, explica. O executivo indica que o equipamento pode ser aplicado na indústria de petróleo e gás, energia e marítima, de diversas formas, como: teste de pressão, hidrostático, testes em cilindros, válvulas, mangueiras,

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caldeiras, reatores e qualquer vaso de pressão, requalificação, calibração, dentre outros. Além disso, também é utilizado em acionamentos de ferramentas hidráulicas e de resgate. O sistema do Test Pac é composto basicamente por uma bomba hidropneumática Haskel, kit de preparação de ar, conjunto de filtros, válvulas, skid tubular carbono ou inox ou tanque inox. “Os equipamentos Test Pac têm numerosas vantagens em relação às bombas convencionais, podendo aumentar a velocidade do teste sem perda na qualidade e confiabilidade. São compactos, leves, robustos, ideais para uso em linhas de produção, bancadas de testes, manutenção, requalificação, etc. Com opção de alavanca manual para aplicações sem disponibilidade de ar comprimido”, afirma Fernandes.

Flutrol

Para o setor de petróleo, a empresa também oferece o IRCD Haskel, um sistema para injeção multiponto de produtos químicos dentro de tubulações, circuitos e poços de produção de gás e petróleo; os sistemas de injeção química, para operações a altas e altíssimas pressões; os painéis e unidades hidráulicas (HPU), para testes hidrostáticos, acionamentos hidráulicos, controle de poços e assinatura de válvulas; além de bombas de parafusos e sistemas com bombas multifásicas.

Agilent Technologies

Agilent Technologies desenvolve método para medir radioatividade de forma rápida e precisa A Agilent Technologies Inc. anunciou em agosto o desenvolvimento de um novo método para identificar iodo radioativo usando a técnica de espectrometria de massas com fonte de plasma acoplada indutivamente (ICP-MS). Com a aplicação Wasson-ECE, a Agilent Technologies possibilita a determinação de impurezas nos polímeros no nível de rastreio, com emissão de carbono moderada a baixa, tais como compostos oxigenados, mercaptanos, sulfetos, arsina e fosfina. O sistema oferece sensibilidade superior aos métodos convencionais GC/ FID ou GC/TCD, proporcionando resultados reproduzíveis em tempo hábil, com mínima intervenção manual. Na indústria de polímeros, a pureza de matérias-primas monômero eteno e propeno tem alta prioridade, pois os contaminantes podem afetar drasticamente o rendimento, alterando as propriedades de polímeros subsequentes. Por isso, os fabricantes de monômero podem utilizar o sistema para garantir níveis de impurezas mais baixos de rastreamento e se manterem competitivos no mercado. O método será usado pela primeira vez pela Universidade do Japão, com o sistema doado pela Agilent, um ICP-MS modelo 7700. Os testes serão realizados no laboratório do dr. Yasuyuki Muramatsu, expert em radiação ambiental. O dr. Muramatsu, professor do departamento de química da universidade, foi recentemente indicado pela Prefeitura de Fukushima para avaliar o efeito da radiação nas fazendas da região depois que as usinas de energia nuclear locais foram danificadas pelo terremoto e pelo tsunami, ambos recentes. O laboratório mede elementos radioativos em nível de ultra traços, incluindo

os isótopos de iodo 129, 131 e 127, assim como os elementos césio (Cs) e estrôncio (Sr) em nível de traços. Esses elementos são importantes para medir os radioisótopos que vazaram do reator para o meio ambiente. “O iodo radioativo 129 exige atenção especial por ser de alta resistência”, afirma o Dr Muramatsu. “Controlar seus níveis será importante para avaliação do iodo radioativo depositado no meio ambiente”. Este nuclídeo é despejado continuamente no meio ambiente como resultado de testes de armas nucleares, acidentes em usinas nucleares e emissões de usinas de reprocessamento de combustível nuclear. “A aplicação requer o uso de uma célula de colisão/reação de alta energia com oxigênio, existente no sistema Agilent ICP-MS 7700”, ressalta Daniela Schiavo, especialista de aplicações da área de ICP-MS da Agilent. “Apesar de existirem outras técnicas e instrumentos de medição, como nossos outros sistemas de ICP-MS, acreditamos que a medição do Iodo 129 com este método é a forma mais rápida, mais precisa e de menor custo”. Desde o terremoto de 11 de março, a Agilent e a Fundação Agilent Technologies têm contribuído com mais de US$ 850 mil em doações e equipamentos em resposta à tragédia. Segundo Reinaldo Castanheira, gerente geral da Agilent Technologies Brasil, como consequência do acidente

houve vazamento de material radioativo para o ambiente. Alguns dos elementos mais importantes nesse vazamento são estrôncio, césio e iodo. Desses três, o que tem maior meia-vida, tempo que um material radioativo leva para diminuir sua radioatividade, é o Iodo 139, e por isso foi escolhido para o monitoramento, já que vai permitir o acompanhamento da contaminação por vários anos. “O Espectrômetro ICP-MS 7700 da Agilent é um instrumento analítico extremamente sensível, usado para determinação de elementos químicos. Nesse método desenvolvido no Japão, ele está sendo empregado para monitorar os níveis de um dos Radioisótopos do Iodo, o Iodo-139 em uma extensa área ao redor do local do acidente e vai permitir determinar se a contaminação está sendo controlada. O processo pode ser utilizado em qualquer país no qual haja contaminação ambiental por material radioativo, seja por acidente nuclear ou qualquer outro motivo”, explica. A Agilent Technologies através da aplicação Wasson-ECE possibilita a deter minação de impurezas nos polímeros no nível de rastreio, com emissão de carbono moderada a baixa, tais como compostos oxigenados, mercaptanos, sulfetos, arsina e fosfina.

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produtos e serviços

V&M

Fabricante de soluções Atenta às demandas do mercado, a V&M do Brasil (VMB) tem buscado se antecipar às tendências no que se refere à apresentação de produtos inovadores e com alta qualidade. Daí ter desenvolvido, em 2010, o Field Solution, como uma referência de equipe de apoio técnico in loco, gratuito e de alto nível no mercado de tubos de aço. “Sabemos que as expectativas reais de um cliente estendem-se muito além das qualidades do produto. Há uma procura, cada vez maior, por soluções, no seu sentido mais amplo e simples. Faz-se necessária uma reestruturação do modelo tradicional de fornecimento de produtos ou serviços, independentemente do segmento de atuação, de forma a reduzir consideravelmente as perdas e desencontros que nascem nas várias interfaces do negócio”, observa Pedro Nabuco Palhano, superintendente de Tubos para Energia e Indústria da VMB. Segundo ele, o Field Solution foi criado para levar aos clientes da Divisão de Energia & Indústria da VMB soluções efetivas. Tem como principal objetivo colaborar para garantir a melhor aplicação do produto pelo cliente, em todas as fases da cadeia de fornecimento – fabricação, beneficiamento, industrialização, logística, armazenamento, aplicação, monitoramento, manutenção e substituição. Apesar de aparentemente simples, Palhano assegura que a equação acima exige algumas premissas importantes

Foto: Divulgação

Programa Field Solution inova na consultoria gratuita para seus clientes e vira referência de mercado

para se efetivar na prática. Primeiramente, para oferecer serviços de grande valia para as operações do cliente é necessária a disposição de pessoal altamente qualificado, pronto para responder às demandas técnicas no local de aplicação do produto. Para garantir isso, as empresas que recorrem ao Field Solution recebem assistência técnica no campo, contando com a expertise do corpo técnico da VMB, com vasto conhecimento nos diversas atividades relacionadas aos tubos de aço. São profissionais com formação acadêmica sólida e experiência acumulada durante anos em áreas como metalurgia, tratamento térmico, soldagem, rastreabilidade, curvamento, revestimento, jateamento e

pintura, usinagem, logística e armazenagem, inspeções de qualidade e gestão de projetos. Tudo isso aplicado às especificidades dos tubos de aço. Além da competência técnica e resposta rápida, é condição fundamental que os profissionais de Field Solutions sejam capazes de se posicionar frente às complexidades do negócio do cliente e compreendam, com clareza, como o produto interage com as demais atividades que compõem o negócio. “Trabalhando a partir deste ângulo, temos encontrado frequentes oportunidades de contribuir na otimização de diversos processos e atividades, por vezes, de modo significativo”, acrescenta Palhano.

Normas atendidas e certificações Normas atendidas: ABNT NBR 5590, Condução de fluido para aplicação comum; ASTM-A-106, Aço carbono para alta temperatura; ASTM-A-333, Serviço em baixa temperatura; ASTM-A-334, Serviço em baixa temperatura; ASTM-A-335, Aço ligado para alta temperatura; ASTM-A-209, Caldeira e superaquecedor; ASTM-A-210, Caldeira e superaquecedor; ASTM-A-213, Caldeira, superaquecedor e trocador de calor; ASTM-A-179, Condensador e trocador de óleo; ASTM-A-192,

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Caldeira e superaquecedor de alta pressão; ASTM-A-423, Caixas de evaporação – resistência a corrosão; API 5L, Transporte de álcool, gasolina e gás; DIN 1629, Caldeira, reservatórios e outros; DIN 1630, Caldeira, reservatórios e outros; DIN 17175, Caldeira – alta temperatura; Certificações: ISO 9001:2008; ISO 14001; DNV; ABNT NBR 5590; OHSAS 18001; API/Q1; CERFLOR; NBR 14789; ANPEI A V&M do Brasil, empresa do grupo francês Vallourec, é uma das mais

modernas siderúrgicas integradas do mundo e líder na produção de tubos de aço sem costura no país. Fabricados por um processo autossustentável, por isso chamado Tubos Verdes, oferecem amplo leque de soluções para aplicação em diversos segmentos da economia, como óleo e gás, energia, industrial, automotivo e estrutural, levando desenvolvimento para todo o Brasil. Visite o nosso site: http://www.vmtubes.com.br

São comuns os ganhos imediatos a partir da simples interação com o cliente. O trabalho integrado no campo, na fábrica ou na obra, junto aos usuários dos produtos e seus prestadores de serviço, é, quase sempre, fonte das melhores oportunidades de melhoria nos processos. O compartilhamento de procedimentos e práticas gera um potencial incrível para a melhor solução, pois aumenta a capacidade de antecipação e o poder de reação frente ao inesperado. “É importante salientar que o Field Solution não representa um serviço, exclusivamente, agregado à venda de tubos. Seu conceito considera o valor agregado à relação com seus distribuidores e clientes. Significa dizer que profissionais de Field Solution da VMB estão prontos para contribuir em qualquer circunstância”, pontua o superintendente. Materiais adquiridos através da rede de distribuição, naturalmente, também fazem parte do escopo do projeto, cujo atendimento é gratuito e feito pela mesma equipe. “O Field Solution é, portanto, ferramenta importante para diferenciar a oferta dos distribuidores de nossos tubos de aço.”

Do ponto de vista da VMB, o Field Solution significa um canal de aproximação com o negócio do cliente em busca de demonstrar o valor global de uma oferta completa em tubos de aço sem costura. “Ser um fornecedor de soluções em todos os segmentos de atuação e ser percebido como uma empresa simples e segura para fazer negócios são diretrizes estratégicas do Grupo Vallourec, líder mundial em produtos e serviços premium”, frisa Palhano. Ele destaca ainda que é importante, para a VMB, a oportunidade de colaborar para que seus produtos sejam transportados, armazenados e aplicados da forma mais recomendável, para garantir seu maior desempenho sempre. Ademais, o Field Solution é também um braço de apoio da Divisão de Energia & Indústria na tarefa de compreender as necessidades de inovação do mercado que, por sua vez, alimentarão os projetos de pesquisa e desenvolvimento do Grupo. Em diversas situações, a relação de colaboração técnica é estendida para dentro do projeto de P&D. O processo de inovação conjunta privilegia a pesquisa aplicada nas condições de uso do produto, conduzindo aos melhores resultados compartilhados.

Devido aos interesses dos clientes por soluções mais completas, a VMB oferece também vários serviços agregados aos seus produtos. A venda de tubos V&M do Brasil curvados a quente por indução conforme normas, possibilita uma oferta completa de trechos retos e spools. “O resultado é melhor e mais confiável já que o volume de soldas é reduzido sensivelmente. A solução é enxuta e reduz custos na cadeia e riscos”, salienta Palhano. A entrega de tubos VMB, pintados com acabamento final, também simplifica a cadeia, evita retrabalho e barateia a operação. Tubos de aço pintados conforme normas N-0442 ou N-2630 (para aplicação em petroquímicas, refinarias e plantas de processamento em geral) chegam à obra prontos para instalação. “Um portfólio robusto de produtos, um conhecimento profundo dos processos internos, uma política de investimentos constantes e uma atuação agressiva em Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) são algumas características que sustentam essa posição de líder em qualidade e eficiência no mercado de tubos sem costura”, conclui o executivo.

KSB Bombas Hidráulicas

Primeira fabricante de bombas a receber o selo Procel A KSB, líder na produção de bombas, é a primeira fabricante do país a obter o selo Procel de Economia de Energia em suas bombas hidráulicas com potência de até 25 cv. O selo Procel estará afixado nas bombas centrífugas da KSB a partir de janeiro de 2012, quando entra em vigor a obrigatoriedade da etiquetagem das bombas e motobombas centrífugas, estabelecida na Portaria n. 455 de 01/12/2010 do Inmetro. De acordo com Mauro Fernando Bragantini, gerente de Engenharia de Produto da KSB Bombas Hidráulicas, para obter a classificação classe A de eficiência energética e, consequentemente a obtenção do selo Procel, a KSB não realizou nenhuma mudança significativa em seus equipamentos. “Nossas bombas já têm um design hidráulico otimizado que busca maior eficiência energética. Todas as bombas

da KSB seguem os preceitos de qualidade da empresa e são projetadas e fabricadas pensando em sua performance e no valor agregado ao consumidor final”, afirma Bragantini. O selo Procel tem por objetivo orientar o consumidor no ato da

compra, indicando os produtos que apresentam os melhores níveis de eficiência energética dentro de cada categoria, proporcionando assim economia na sua conta de energia elétrica. Também estimula a fabricação e a comercialização de produtos mais eficientes, contribuindo para o desenvolvimento tecnológico e a preservação do meio ambiente. Segundo Eldon Alves da Costa, engenheiro da Divisão de Eficiência Energética em Equipamentos da Eletrobrás, “após receber da Unifei a planilha de especificação técnica, o relatório de ensaio e a tabela de eficiência energética das bombas da KSB, liberamos o selo Procel”.

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produtos e serviços

GeoQuasar e Stratageo

União em operações e criação de empresa de serviços geofísicos integrados As empresas brasileiras GeoQuasar Energy Solutions e a Stratageo Soluções Tecnológicas, com expertise na prestação de serviços geofísicos para as indústrias de petróleo & gás e mineração, decidiram unir forças e formar a maior empresa desse segmento no Brasil: a GeoQuasar STTG. Anunciada pelos respectivos CEOs e presidentes Marcos Frederico de Almeida (à direita na foto), da GeoQuasar, e Darci José de Matos (á esquerda na foto), da Stratageo, a nova companhia chega ao mercado com um faturamento superior a R$ 250 milhões previsto para 2011, com um corpo técnico altamente qualificado e cerca de dois mil colaboradores. Governança – Marcos Frederico de Almeida será o presidente do conselho e CEO da GeoQuasar STTG. Darci Matos será o diretor-geral corporativo da nova empresa, respondendo pela gestão dos negócios. Enquanto a diretoria de operações ficará sob os cuidados de Chaalen Hage. “A união das duas empresas permitirá a aceleração do plano de negócios, incremento do crescimento orgânico, novas oportunidades de M&A (fusões e aquisições) e, no futuro, a abertura do capital da empresa”, observou o CEO Marcos Almeida. “Além disso, essa união visa disponibilizar o estado da arte em aquisição sísmica, processamento de dados geofísicos, diagnóstico geoambiental, estudos integrados em Geologia e Geofísica para o mercado brasileiro”, que, segundo ele, vive um momento único. “Os investimentos e projetos já anunciados pela indústria do petróleo para os próximos anos desenham um cenário de demanda aquecida na área de serviços de aquisição sísmica”, acrescentou Marcos Almeida. Ele lembrou que “a Petrobras prevê investimentos de US$ 2 bilhões ao ano em pesquisas nessa área, enquanto que a Agência Nacional de Petróleo, 130

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Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) projeta, em seu plano plurianual, gastos da ordem de R$ 1,8 bilhão para o período de 2010-2014. Fora do âmbito do setor público, também se verifica o rápido crescimento de empresas como a HRT, que hoje já detém 25% das equipes de aquisição sísmica no país, e planeja expressivos investimentos dentro de um forte plano de expansão. Isto, sem falar em outras companhias recentemente capitalizadas, como OGX e Queiroz Galvão. “As duas empresas vão somar, além de expertises e tecnologia de ponta, o conhecimento e a experiência consolidadas nas bacias sedimentares brasileiras, assim como na de países da América Latina e África, onde, individualmente, já realizaram inúmeros trabalhos para as indústrias de petróleo e mineração”, afirmou Darci Matos. Sinergia – A existência de sinergias e expertises complementares permite um salto no patamar de oferta de serviços ao mercado que, por meio do crescimento orgânico isolado das empresas, demandaria um investimento e um período de tempo substancialmente maior. A afinidade entre os planos de negócios das duas parceiras leva seus executivos a projetarem uma meta: a de a GeoQuasar STTG alcançar o marco de R$ 1 bilhão em faturamento até 2015. Hoje, reunindo quatro

frentes de trabalho de levantamento sísmico (três equipes de 2D e uma equipe de 3D) em operação no território nacional, a nova empresa aspira, ainda, no mesmo prazo, tornar-se líder nesse segmento na América Latina. A GeoQuasar STTG já nasce com um portfólio de clientes de peso, que atesta sua alta qualificação. Além de Petrobras, OGX, HRT, Vale e ANP, as duas companhias realizam ou já prestaram serviços para multinacionais do setor, como Repsol YPF, Petróleos de Venezuela (PDVSA), Devon, Norse Energy, Galp, Koch, Landmark, Maersk, Ecopetrol, assim como as independentes Bampetro, BrazAlta, Brazmin, Lábrea, Queiroz Galvão, Starfish e UTC, entre outras. Por outro lado, os executivos destacaram que a integração da união das empresas representa um reencontro profissional de velhos amigos, uma vez que já atuaram juntos em outras oportunidades. “Juntos somamos quase um século de experiência em levantamento sísmico e processamento de dados de bacias brasileiras”, brincam os sócios da nova empresa, lembrando que os três executivos têm formações similares – em geologia e geofísica – e já atuaram em outras grandes empresas, como a Geokinetics, WesternGeco, Paradigm, CGG Veritas, entre outras.

Brasil Supply

Segunda embarcação BSCO2 de uma frota de 11 barcos A Brasil Supply continua investindo pesado no mercado marítimo offshore. Só em 2011 o investimento será em torno de R$ 85 milhões. A empresa lançou em agosto a segunda embarcação, o BSCO 02, com investimento em torno de US$ 6 milhões, para atender as bases de apoio das plataformas de petróleo e gás, na região Nordeste, transportando carga e tripulantes. A cerimônia de batismo foi realizada no dia 16, no Museu da Marinha, no Rio de Janeiro. As operações do BSCO 02 estão previstas para iniciar em setembro e a embarcação ficará à disposição da Petrobras durante 365 dias no ano. A Brasil Supply prevê para 2012 o investimento de mais R$ 150 milhões. O objetivo da empresa é a construção total de 11 embarcações que irão atender esse mercado.

Em março, a empresa já lançara o BSCO 01, ambos obtiveram financiamento do Fundo Nacional da Marinha Mercante (FNMM). A principal característica desse tipo de embarcação é a versatilidade para o transporte de passageiros e cargas, atendendo a um leque de necessidades operacionais. Está equipada com propulsores a jato d’água, motores Caterpilar C32 de 4.800 BHP, podendo navegar a até 29 nós dentro de todos os padrões

de segurança, guiada por modernos equipamentos de navegação. Cada embarcação tem capacidade para transportar 30 m3 de água, 30 m3 de óleo, 60 toneladas de carga geral e 60 passageiros e estará à disposição da Petrobras durante o período de contrato por 24 horas/ dia, 365 dias/ano, movimentando este quantitativo entre o porto e as plataformas da região. De acordo com Fernando Cesar Barbosa, presidente da Brasil Supply, esse projeto é de grande relevância para o aquecimento da indústria naval brasileira e geração de novos empregos nas regiões Nordeste e Sudeste. Assim como a BSCO 01 e BSCO 02, as futuras embarcações da Brasil Supply serão construídas em estaleiros brasileiros e utilizarão mão-de-obra nacional.

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produtos e serviços

IEC

Tubo termoplástico reforçado (RTP)

Empresa brasileira que atua no mercado dutoviário desde 1970, a IEC (Instalações e Engenharia de Corrosão Ltda), e trouxe para o Brasil uma nova solução para resolver antigos problemas na construção e manutenção de dutos, o Flexpipe. Este tubo é composto por duas camadas de polietileno de alta densidade e um reforço interno de fibra de vidro. Os tubos são fornecidos em bobinas de até 1.100 m de comprimento e são totalmente resistentes a corrosão. O tubo pode ser fornecido em várias classes de pressão até o limite de 1.500 psi, o que é cerca de 15 vezes maior que o valor máximo para tubos de Pead. Tais características possibilitam métodos construtivos muito vantajosos com relação aos tubos metálicos. O Flexpipe pode ser montado por meio de valas abertas por escavadeiras convencionais e assentados através de reboques puxados por veículos utilitários. Por sua leveza, dispensam o uso de equipamentos pesados para abaixamento. E podem, também, ser montados por meio de sistemas similares aos que são utilizados no lançamento de cabos nos quais a abertura de vala e o assentamento do tubo são realizados simultaneamente. Como o tubo é fornecido em bobinas bem compridas, o número de conexões é muito menor do que em tubos individuais fornecidos geralmente com 12 m de comprimento. As conexões são bastante simples e podem ser realizadas por um técnico em cerca de 20 minutos. Por serem totalmente a frio, são muito seguras. Este aspecto gera uma redução acentuada no

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Foto: Divulgação

A IEC anuncia mais uma solução para atender as necessidades do mercado dutoviário brasileiro: tubos compósitos com reforço em fibra de vidro.

pessoal necessário para execução da obra e, consequentemente, muita economia. Outro aspecto relevante é a grande economia de transporte, pela leveza do tubo e pela configuração em bobinas. É possível levar até 6.000 m de Flexpipe, se a carga for de bobinas com tubos de 2” ou 3”. Em certos campos de petróleo e gás na floresta amazônica, os tubos são transportados por helicóptero para clareiras e o Flexpipe, por ser muito mais leve, permite o carregamento de comprimentos bem maiores em um só voo. Uma vez instalado, o Flexpipe proporciona grande economia na operação e manutenção dos dutos por ser imune à corrosão. Isto elimina a necessidade de sistemas de proteção catódica, de inspeção e manutenção do revestimento externo, de tratamento dos fluidos e adição de inibidores de corrosão. Ele também elimina a necessidade de inspeção periódica dos tubos por métodos como pigs instrumentados.

E assim se evita a troca de tubos corroídos ou a aplicação de reforços com braçadeiras ou outros métodos de reparo. O Flexpipe é fabricado em Calgary, no Canadá, e possui grande aceitação na América do Norte. Desde o ano passado, a Canusa-CPS, empresa tradicional na área de revestimentos aplicados em campo, tornou-se distribuidora regional na América do Sul e montou uma rede e centros de assistência técnica no continente sul-americano. Embora o Flexpipe seja muito simples de instalar, é necessário ter pessoal treinado e certificado à frente dos serviços. A IEC também é responsável no Brasil pelo treinamento e supervisão dos técnicos de construtoras e operadoras de dutos, além de possuir pessoal próprio para projeto e instalação do Flexpipe. Por ser fornecido em bobinas, o Flexpipe está restrito, por enquanto, a 2, 3 e 4 polegadas de diâmetro. Acima desse valor, as bobinas se tornariam muito grandes e pe-

óleo gás, onde são utilizados em linhas de coleta e de injeção. Esses tubos também são bastante utilizados em linhas de transporte e distribuição de gás Jaqueta termoplástica natural. E são Reforço de fibra de vidro compatíveis com vários ouTubo-camisa termoplástico tros fluidos que incluem hidrocarbonetos, gases, sadas, o que tornaria o método produtos químicos e etanol. construtivo menos atrativo. Para Segundo o diretor comercial dutos de 6 polegadas, é comum da IEC, Mauro Barreto, o Flexutilizar dois tubos gêmeos de pipe abre uma 4”. O maior uso do Flexpipe é nova frente para na implantação de dutos novos, a IEC: “Somos enter rados ou aéreos, mas ele uma empresa é bastante utilizado para repor tradicional de dutos antigos corroídos ou para soluções contra ser inserido em tubos de maior a corrosão do diâmetro que estejam em final aço, principalde vida útil. Ele pode ser utilimente em dutos zado em dutos temporários de enterrados. Entendemos que o produção de óleo por ter a posaço não perderá seu espaço em sibilidade de ser recolocado em dutos de maior diâmetro, mas vebobinas e reutilizado em outras mos os materiais compósitos como aplicações. uma grande opção para nossos O maior mercado para o Flexclientes para dutos menores. A pipe está em campos terrestres de

Configuração do RTP (nesse exemplo: Flexpipe)

Flexpipe preenche esse espaço em nosso portfólio.”

HRT: tubos Flexpipe reduzem riscos ambientais Uma das principais petroleiras brasileiras, a HRT, optou pela utilização dos tubos flexíveis compósitos, fabricados pela Flexpipe Systems, para escoamento de petróleo do TLD (Teste de Longa Duração) de seu poço 1-HRT-170-1-AM, situado na Bacia do Solimões. Utilizando as linhas termoplásticas reforçadas (RTP) dos Flexpipe Systems, a petroleira escoará o óleo produzido para o terminal de embarque e desembarque às margens do rio Tefé. Dentre os motivos que acarretaram a escolha desta tecnologia estão: a facilidade no manuseio devido à flexibilidade, o baixo custo, a rapidez no processo de instalação e, principalmente, a redução dos riscos de impactos ambientais devido a possíveis vazamentos por corrosão. A Flexpipe Systems forneceu 20 km de dutos de 3 polegadas, enrolados em bobinas, em menos de seis semanas após a colocação da ordem de compra, contando com transporte até Manaus e desembaraço aduaneiro.

Sotreq e Petrobras

Contrato de serviços para manutenção de motores Caterpillar A Sotreq, através da Unidade de Negócios de Petróleo e Marítimo, assinou, em agosto, contrato com a Petrobras para fornecimento de peças e serviços de manutenção para motores Caterpillar instalados em diversas plataformas de produção e perfuração da estatal nas Unidades de Operações das bacias de Campos (UO-BC), Espírito Santo (UO-ES), Santos (UO-BS) e Rio de Janeiro (UO-Rio). O contrato no valor de R$ 20 milhões, com 22 mil peças cadastradas, terá vigência de três anos e contempla os motores diesel ou a gás natural Caterpillar das fa-

mílias 3600, 3500, 3400 e outros modelos – aplicados em grupos geradores principais, auxiliares e de emergência, bombas de incêndio, guindastes e compressão de gás. Atenta à demanda crescente no Brasil pelos motores Caterpillar, a Sotreq vem ampliando sua área de suporte ao produto. A gestão do contrato está sendo executada por meio da base de serviços da Sotreq em Macaé (RJ), com estrutura dedicada exclusivamente ao atendimento aos clientes do mercado de óleo e gás. A empresa anunciou ainda a entrega dos primeiros motores diesel Caterpillar

3512CHD, de um lote de 16 motores encomendados pela Sulzer Brasil para sistemas de emergência de combate a incêndio destinados a oito FPSOs que irão operar em áreas do pré-sal. Os motores Caterpillar, com potência de 1895bKW a 1800 rpm e sistema de combustível de injeção eletrônica, são equipados com módulos de controle redundante e configurados com duplo sistema de partidas independentes. Eles são configurados para atendimento à NFPA e são certificados pela ABS.

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qualificação

Corrida contra o

tempo

A escassez de capital humano qualificado na indústria de petróleo e gás não é privilégio apenas do Brasil. Na Califórnia, por exemplo, produtores locais estão desesperados em busca de jovens talentos para substituir engenheiros e geólogos que estão prestes a se aposentar – muitos deles foram dispensados há dez anos quando o preço do barril despencou e hoje não querem mais voltar para o setor, pois já iniciaram outras carreiras.

Goret Pereira Paulo é diretora adjunta e coordenadora do Núcleo de Energia do FGV in company do Instituto de Desenvolvimento Educacional – IDE/FGV e membro do Comitê de Transmissão da abdib.

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os Estados Unidos, além de aperfeiçoar os seus programas de seleção e passar a oferecer salários maiores e mais benefícios na tentativa de preencher suas vagas a curto prazo, algumas organizações estão de olho no mercado daqui a cinco anos: já começaram a divulgar as profissões disponíveis em petróleo e gás para alunos do ensino médio que demonstraram interesse em disciplinas como matemática, ciências e engenharia. Na Europa, por sua vez, apesar de dar preferência aos profissionais do continente, as empresas estão tentando recrutar pessoas de outros países que tenham expertise e conhecimento técnico e que não apenas adicionem valor aos projetos, mas também sirvam de aprendizado para os demais colaboradores. Segundo um levantamento da Manpower, líder mundial em recrutamento e colocação profissional, menos de 10% dos estudantes norte-americanos estão escolhendo cursos de graduação em engenharia, profissão que se tornou uma das dez mais raras na terra do Tio Sam. Aqui no Brasil o cenário não é muito diferente: das cem pessoas que se formam em cursos de graduação, somente oito fazem Engenharia. Uma pesquisa da Confederação Nacional da Indústria (CNI) alerta que possuímos uma demanda de 150 mil engenheiros por ano. Se nos concentrarmos especificamente no setor de petróleo e gás: segundo levantamento do Prominp, mais de 285 mil profissionais precisarão se qualificar nos próximos três anos para atender às demandas da área – só o pré-sal deve gerar cerca de 500 mil novos empregos até 2020, de acordo com o Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP). Estamos comemorando há algum tempo as descobertas do pré-sal e diversos especialistas se ocupam fazendo cálculos sobre a receita que a novidade trará às empresas e ao país. Uma das últimas previsões é de que as reservas devem chegar a 6 bilhões de barris. A Petrobras já anunciou que deverá investir US$ 224,7 bilhões de 2011 a 2015, em um total de 688 projetos, com cerca de 60% destinados para exploração e produção. A projeção da Agência Internacional de Energia é de que já no ano que vem o Brasil produza 2,4 milhões de barris de petróleo por dia. Os números são de fato animadores. No entanto, a qualificação dos profissionais que atuam e atuarão nessa área deveria ser prioridade na agenda. As organizações norte-americanas e europeias já estão tentando recuperar o tempo perdido e estão dispostas a contratar profissionais inexperientes e treiná-los. O que nós estamos fazendo por aqui? A exploração do pré-sal envolve uma tecnologia muito mais sofisticada e experimental – e que ainda nem foi completamente desenvolvida – em comparação a tudo que foi utilizado até hoje nas fontes de petróleo encontradas em desertos, águas rasas e áreas continentais. Por isso, a primeira demanda é por profissionais que atuem em pesquisa tecnológica, nas áreas de engenharia do petróleo, engenharia naval e de exploração. O pré-sal também

Foto: Agência Petrobras

vai exigir a construção de plataformas e refinarias, que depois de prontas precisarão ser operadas por pessoas especializadas. A indústria de modo geral está carente de profissionais qualificados nas áreas de gestão de projetos, regulação, transporte e derivados, meio ambiente, sísmica, saúde ocupacional, segurança no trabalho, logística, apoio offshore, distribuição e revenda, processamento e refino, entre outros. Em geral, podemos dizer que o setor

engloba as mais diversas atividades, desde a administração de empresas à medicina, passando pelo direito e pela engenharia – a carência desta última talvez seja hoje a mais sentida. A capacitação não pode ser vista como um custo, mas como um investimento para o aumento da produtividade. Enquanto a contratação de uma consultoria é uma medida emergencial, de curto prazo, para resolver um problema específico; a adoção de um programa de educação corporativa traz resultados no curto, médio e longo prazo, pois prepara os profissionais e faz com que eles desenvolvam a habilidade de encontrar as soluções para os desafios que o mercado apresenta diariamente. As estimativas são de que as fontes de petróleo estejam a mais de 7.000 m abaixo do nível do mar. No entanto, a distância em termos de profundidade é muito maior do que uma simples questão geográfica. Ela é, sobretudo, intelectual e de cunho prático: precisamos ter pessoas com capacidade de enfrentar desafios atuando na área, capazes de tomar decisões. Eis nosso grande desafio. As empresas precisam começar a tomar para si a responsabilidade de investir na qualificação com foco específico no setor de seus atuais e futuros gestores, enquanto ainda há tempo. Depois, não vai adiantar ‘chorar pelo petróleo enterrado’.

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Treinamento de embarcações de sobrevivência usando simuladores possibilita aprendizagem mais realista do que por métodos convencionais.

o caso de um incidente marítimo, os trabalhadores offshore devem estar preparados para lidar com a emergência e, se necessário, abandonar sua plataforma e sobreviver até o resgate. Uma vez que os casos de perigo são raros, esses profissionais devem confiar na formação e prática contínuas (por meio de exercícios) para garantir que eles estarão preparados caso ocorra um incidente. A capacidade de lançar uma embarcação de sobrevivência sob uma variedade de condições, incluindo estados de alto-mar, é uma das competências exigidas pelas normas internacionais. Não tem havido qualquer meio seguro para os trabalhadores offshore demonstrarem sua competência em lançar a embarcação, em condições adversas, utilizando equipamento real. Além disso, os acidentes recentes têm destacado os perigos de conduzir a prática de lançamentos utilizando equipamento real, mesmo sob condições calmas. Apesar das dificuldades no fornecimento de treinamento prático para os trabalhadores offshore operarem embarcações salva-vidas em condições adversas, faz parte das suas funções que eles sejam capazes de fazê-lo. Na pior das hipóteses eles terão que lançá-las em condições extremamente perigosas em que nunca operaram, estando mal preparados. Nesse sentido, os ambientes virtuais podem ser utilizados para treinar as equipes para lançar e operar embarcações de sobrevivência. Isso por que, quando apresentado em um simulador de alta fidelidade, expõe os formandos a uma experiência de aprendizagem mais “realista” do que aquela que pode ser alcançada por métodos de treinamento atuais. Daí a importância de promover mudanças nas normas de formação já existentes, para incorporar recentes alterações da regulamentação internacional e permitir a formação de simulação a ser utilizada para a avaliação dos trabalhadores offshore.

O uso de embarcações de sobrevivência em emergências

Anthony Patterson é capitão da Guarda Costeira Canadense, graduado na Faculdade de Guarda Costeira do Canadá e foi diretor do Centro de Simulação Marinha no Instituto Marítimo da Memorial University no período de 2000 a 2007.

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Embarcações de sobrevivência são o principal meio de evacuação de plataformas e navios em caso de um cenário de perigo de rápida escalada. Enquanto a evacuação ordenada usando helicópteros de evacuação é a estratégia preferida, esta nem sempre é possível ou apropriada em todos os cenários. Incidentes que são caracterizados por rápida escalada, más condições atmosféricas, locais remotos ou ambientes tóxicos exigem uma estratégia de evacuação que depende de embarcações de sobrevivência que devem ser operadas por funcionários da plataforma. A necessidade de evacuar uma plataforma ou navio por meio de embarcações de sobrevivência é uma ocorrência rara. A indústria gasta esforços significativos para assegurar que os riscos sejam administrados de modo a prevenir, em primeiro lugar, a ocorrência de incidentes e para mitigar os

Foto: Banco de Imagens TN Petróleo

impactos de um incidente para que ele não evolua até o ponto em que a evacuação seja necessária. Não obstante as taxas de incidência baixas, regimes de gestão de segurança exigem que as equipes estejam preparadas em todos os momentos para a evacuação por embarcações de sobrevivência. Quando um incidente ocorre, tem-se observado ser a evacuação por embarcações de sobrevivência uma operação de alto risco. Em 2000, as companhias de petróleo International Marine Forum (OCIMF) observaram ter havido 75 acidentes com o uso de embarcações de sobrevivência no período de um ano. A maioria dos acidentes ocorreu durante exercícios ou inspeções e o risco primário foi durante a fase de lançamento. Exercícios e inspeções são realizados em condições calmas ou em águas protegidas. As lições aprendidas com evacuações em clima árduo destacam os riscos durante a fase de lançamento e a subsequente sobrevivência e as fases de resgate. Em estudo realizado pela Memorial University em 2006, observou-se que a sequência de lançamento é composta por si só de 29 etapas específicas, que podem originar muitas falhas. Um workshop subsequente conduzido conjuntamente pela DNV em colaboração com o Memorial University, em 2008, identificou mais de 250 competências necessárias a um timoneiro de bote salva-vidas para todas as fases do processo de embarque, implantação, evacuação e salvamento. Em ambos os casos, a habilidade do operador foi identificada como pré-requisito para uma evacuação bem-sucedida por botes salva-vidas.

Métodos atuais para se preparar para o uso de embarcações de sobrevivência A exigência quanto à formação de competentes operadores de sobrevivência tem sido há muito reconhecida. Certificados para homens de salvamento marítimo têm sido exigidos desde 1914 através da Convenção Internacional para Salvamento da Vida Humana no Mar. As normas

internacionais têm continuamente evoluído e agora estão contidas na Seção A-VI/2 das Normas de Certificação de Treinamento e Convenção de Vigilância (STCW). Algumas jurisdições estendem as normas de competência exigidas para o pessoal de salvamento para a indústria offshore de óleo e gás, por meio da adoção de diretrizes de formação voluntária emitidas pela Organização Marítima Internacional (IMO). Além dos padrões estabelecidos pela IMO, a indústria offshore de óleo e gás criou normas especializadas de treinamento para operadores de embarcações de sobrevivência. Os mais notáveis entre os padrões específicos de treinamento offshore são os estabelecidos pela Associação Canadense de Produtores de Petróleo (CAPP), a Organização de Treinamento para a Indústria de Petróleo Offshore (Opito), e pela Associação da Indústria de Petróleo da Noruega (OLF). Enquanto os requisitos específicos de cada um dos regimes de treinamento são diferentes, eles compartilham da filosofia de base de que o treinamento de segurança é fundamentalmente um processo de aprender fazendo. Ao descrever tal processo, David A. Kolb indica que “a aprendizagem é o processo pelo qual o conhecimento é criado através da transformação da experiência”. Em outras palavras, o aluno deve fazer a ligação entre teoria e a prática com o auxílio do planejamento para a ação, analisando-a, refletindo sobre ela e relacionando o que acontece com a teoria. Para o treinamento da tripulação de sobrevivência, a filosofia do aprender-fazendo é incorporada aos padrões de formação por meio de três principais características. A primeira é a exigência de que a pessoa, antes de ser considerada competente, dê uma demonstração prática de habilidades para operar uma embarcação de sobrevivência. A segunda é a exigência de prática de rotina por meio de exercícios de treinamento. A terceira é a exigência de utilização de equipamento real para o treinamento. TN Petróleo 79

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Tabela 1 – Principais Tópicos do Curso Modelo 1,23 da IMO “Proficiência em embarcações de resgate e embarcações de salvamento (exceto embarcações rápidas de salvamento)” Áreas subjetivas: 1. Introdução e salvamento 2. Generalidades 3. Abandono do navio 4. Embarcação de sobrevivência e botes de resgate 5. Preparativos de lançamento 6. Evacuação e recuperação da embarcação de sobrevivência e botes de resgate 7. Ações a serem tomadas na evacuação do navio 8. Máquina do barco de salvamento e acessórios 9. Motor de popa dos barcos de resgate 10. Como lidar com a embarcação de sobrevivência e botes de resgate com tempo ruim 11. Ações a serem tomadas a bordo de uma embarcação de sobrevivência 12. Métodos de resgate por helicópteros 13. Hipotermia 14. Equipamento de rádio 15. Primeiros socorros 16. Exercícios em embarcações de lançamento e salvamento 17. Exercícios em balsas salva-vidas de lançamento 18. Exercícios em botes de salvamento e de recuperação e salvamento 19. Exercícios práticos e avaliação A grande maioria dos timoneiros de botes salva-vidas são treinados de acordo com o Código STCW. As normas específicas decorrentes do Código STCW estão contidas no Curso Modelo 1,23 da IMO “Proficiência em embarcações de resgate e embarcações de salvamento (exceto embarcações rápidas de salvamento)”. A duração recomendada do curso modelo é de 31,5 horas e é seguido de uma avaliação prática. A Tabela 1 fornece uma lista dos principais tópicos contidos no curso modelo. Uma das principais diferenças entre o treinamento padrão da IMO e as normas específicas offshore é a quantidade de treinamento realizado na balsa salva-vidas e nas operações de barco de resgate. Ambos os padrões, marítimo e da indústria de óleo e gás, reconhecem a necessidade de práticas regulares após a formação inicial ter sido concluída, a fim de se manter as habilidades críticas de segurança. Em 2010, como resultado de uma revisão abrangente do STCW, foi decidido que os marujos devem fornecer, a cada cinco 138

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anos, evidências que conservaram as competências para operar embarcações de sobrevivência, exigidas nos termos do Código STCW. Embora os órgãos reguladores possam aceitar a formação a bordo e exercícios para manter algumas dessas competências, há uma expectativa de que as tarefas que não podem ser seguramente praticadas no mar, vão se tornar assunto de cursos de reciclagem em terra. Sob o regime da IMO, a frequência de exercícios para os marítimos comerciantes está regulada pelo Regulamento III/19 da Convenção da Segurança da Vida Humana no Mar (Solas). Para as jurisdições offshore que se adaptam às normas da IMO, os requisitos para exercícios estão contidos na Resolução IMO A.891 (21) e no Código MODU. Os padrões de treinamento específico para a indústria offshore de óleo e gás há muito reconhecem as dificuldades práticas de realizar a operação de lançamentos em águas offshore, principalmente na recuperação de embarcações, uma vez que o exercício tenha sido concluído. Todos os padrões offshore são definidos em programas baseados em cursos de reciclagem em terra para as habilidades que são impraticáveis ou inseguras para serem praticadas offshore. A frequência de cursos de reciclagem varia de acordo com a competência, mas no Canadá, por exemplo, o intervalo de reciclagem para um marujo de botes salva-vidas é de três anos. Tal como acontece com a maioria dos treinamentos de segurança, as normas de treinamento de embarcações de sobrevivência exigem que o equipamento real seja usado, na medida do possível, no programa de treinamento. A obrigação de utilizar o equipamento real garante que os formandos serão capazes de fornecer uma demonstração prática de sua competência para evacuar uma plataforma. Nos termos do Código STCW, métodos de aprendizagem baseados em palestras e quizzes, por exemplo, não são reconhecidos como válidos para as técnicas de treinamento de avaliação de timoneiros de embarcação de sobrevivência.

Desafios com os métodos atuais O primeiro e mais óbvio desafio com os métodos de treinamento existentes é a capacidade de preparar timoneiros e tripulações de botes salva-vidas para operações em tempo ruim. É interessante notar o requisito específico do Código STCW, que requer que timoneiros demonstrem sua capacidade de lançar e operar embarcações de sobrevivência em mar agitado. O Curso Modelo 1,23 do IMO, no entanto, exige apenas que o candidato explique como lançar em mares agitados. Nenhuma instituição de formação tem sido capaz de atender, com segurança, a exigência de que os candidatos demonstrem as suas capacidades para operar com mau tempo usando o equipamento real. Os autores, no entanto, observam os comentários da Associação Internacional de Empreiteiros de Perfuração (CID) quando afirmam, na exposição de 13 de agosto de 2009, em um memorando de segurança de botes salva-vidas:

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“... Formação e exercícios devem prover todo o pessoal com expectativas realistas em relação às condições que podem ser encontradas durante os preparativos para o abandono, dentro da embarcação de sobrevivência em si e durante as operações de recuperação e a necessidade de disciplina, em cada passo. Falta de formação adequada e disciplina podem ter consequências trágicas.” O segundo desafio com os métodos de treinamento existentes é, em particular, a capacidade de preparar timoneiros para lançar as embarcações de sobrevivência que estão a bordo de sua plataforma ou navio. À luz do número de acidentes ocorridos durante as inspeções e treinamentos, a IMO relaxou a exigência de que a tripulação deva estar a bordo da embarcação de sobrevivência durante a fase de lançamento do exercício. A decisão de colocar ou não a tripulação a bordo da embarcação de sobrevivência é agora decisão do Mestre, que deve considerar os riscos envolvidos, conforme previsto no Código de Gestão da Segurança (Código ISM). A maioria dos mestres vê as novas exigências como a proibição de fato sobre a prática de lançamentos com a equipe a bordo. Se treinos a bordo não são mais utilizados para cursos de reciclagem, então há um problema pendente com a familiarização do equipamento. Os treinamentos baseados em computador (CBT) podem ser utilizados para familiarizar os trabalhadores com leiautes e procedimentos, mas não preveem a prática essencial para a obtenção do “sentir” como o equipamento é realmente usado. Remover o “sentir” do equipamento viola a fundamental filosofia do aprender-fazendo que há por trás do treinamento de segurança. Como articulada pelo IADC, a experiência de aprendizagem deve combinar com condições que possam ser encontradas durante uma emergência. Finalmente, o uso de técnicas baseadas no conhecimento não se ajusta aos requisitos regulamentares de que os trabalhadores devam fornecer uma demonstração prática de sua competência utilizando equipamento real. Provedores de treinamento são limitados em sua capacidade de replicar a grande variedade de botes salva-vidas que são empregados nas frotas mercante e offshore. Se o instrutor não tem o modelo exato da embarcação de sobrevivência que o estagiário estará usando na frota, como este poderá se familiarizar com o seu funcionamento?

O uso da simulação para treinamento de emergência A necessidade de preparar os trabalhadores para executar tarefas que são de alto risco e com uma alta probabilidade de fracasso não se limita à operação de embarcações de sobrevivência nas indústrias naval e offshore. O uso de simulação para melhorar o desempenho e aumentar a segurança foi incorporado

em várias indústrias, incluindo aviação, medicina e indústria nuclear. Em todos os casos, o uso da simulação é visto como equivalente à experiência do mundo real e assim tornou-se um elemento fundamental em programas de treinamento de segurança. De fato, a simulação é atualmente usada em uma variedade de aplicações offshore, incluindo a formação e avaliação de Gestores de Instalação Offshore (OIM) para gerenciar uma crise. Em 1994, um estudo britânico efetuado por Rhona Flin e Slaven Georgina observou: “O uso de exercícios de emergência realísticos e bem gerenciados são claramente o elemento mais importante de treinamento e avaliação de competências para OIMs.” Um importante elemento do sucesso da simulação é que os educadores são capazes de melhorar e expandir a formação prática para além do que é possível através do uso de equipamento real. Por exemplo, é possível simular condições de mar agitado, lançamentos à noite, falhas em equipamentos e evacuação em campos de gelo que não poderiam ser adequadamente replicadas usando-se o equipamento real. O principal sucesso de introduzir a simulação no treinamento de embarcações de sobrevivência é que se pode criar “experiência artificial” de maneira mais rápida, melhor, mais barata e mais segura do que seria possível utilizando equipamento real. Uma vez que a experiência artificial foi criada, o restante do processo de formação, que atualmente é usado por instrutores de segurança e sobrevivência, transforma a experiência em competência. A fim de ser útil na formação prática, as capacidades do simulador devem ser suficientes para induzir na mente do aprendiz a sensação de que a simulação é realista o bastante a ponto de poder tirar dela experiências de aprendizagem. O pioneiro em Inteligência Artificial e Robótica, Marvin Minsky, descreve este efeito como telepresença, ou “a experiência subjetiva de estar em um lugar ou meio ambiente, mesmo quando se está fisicamente situado em outro”. Em outras palavras, o aprendiz deve ter a experiência de estar na cena da emergência, apesar de estar fisicamente localizado em um centro de treinamento seguro. Pesquisas identificaram o envolvimento e a imersão como os dois principais determinantes para a criação de telepresença. Envolvimento é o grau em que o ambiente virtual atrai a atenção do participante, enquanto a imersão é a percepção de ser incluído e interagir com o ambiente virtual. Mesmo empregando equipamentos reais de sobrevivência, o treinamento tradicional de embarcações de salvamento é limitado em sua capacidade de provocar o mesmo tipo de experiência que se iria sentir durante uma verdadeira evacuação de emergência no mar. Por razões de segurança, exercícios de treinamento com equipamentos reais são limitados em sua capacidade de “imergir” os estudantes no clima de estresse, de incerteza e de excitação emocional mais elevados inerentes a uma emergência real. TN Petróleo 79

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Fotos: Divulgação

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Figura 1 – Vista exterior do simulador de lançamento de bote salva-vidas mostrando a estação do instrutor, o sistema de computador e a estação do aluno.

Figura 2 – Vista interior da estação do estudante. Sistemas de simulação podem fornecer tanto envolvimento e imersão para treinamento de emergências como, paradoxalmente, fornecer uma representação mais convincente de situações de emergência que poderiam ser realizadas com o equipamento real. Simulação também oferece novas possibilidades para sistemas de treinamento desde a gama completa dos tipos de barco e sistemas de lançamento que podem ser emulados em um único dispositivo, evitando assim o problema de logística em manter uma grande frota de embarcações de sobrevivência e os dispositivos de lançamento para fins de treinamento.

Resumo de pesquisa em simulação de embarcação de sobrevivência A Memorial University de Newfoundland, incluindo o Instituto de Pescas e da Marinha, o Conselho Nacional de Pesquisas do Canadá e a Virtual Marine Technology Inc., têm realizado pesquisas sobre o desenvolvimento de simuladores de sobrevivência, que são eficazes para o treinamento de embarcações de sobrevivência. As capacidades dos sistemas de evacuação marítima têm sido extensivamente investigadas usando séries 140

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sistemáticas de experimentos de modelos de testes em instalações de grande porte. Este trabalho teve como objetivo suprir as lacunas de longa data do conhecimento, fornecendo dados objetivos e empíricos que podem ser usados por designers, reguladores e outros em suas decisões em matéria de segurança. O desempenho de cada sistema foi avaliado em função das condições climáticas, que vão desde condições calmas a tempestades severas. Os efeitos da configuração da estação de evacuação também foram examinados. Experimentos adicionais e tentativas de larga escala investigaram o desempenho de botes salva-vidas no gelo e relataram questões relacionadas ao projeto e operacionalidade Resultados desta campanha de pesquisa têm sido aplicados no planejamento prático de preparação de emergência e projeto do sistema de evacuação, bem como na renovação de regulamentação. A pesquisa também foi aplicada para o desenvolvimento do treino de simulação, de onde a riqueza de informações empíricas sobre o desempenho de várias pequenas embarcações em condições adversas constitui uma referência ímpar para a validação de modelos de simulação. De fato, foram observações feitas durante os experimentos que inspiraram o desenvolvimento de soluções de treinamento de simulação. A equipe de pesquisa avaliou a tarefa de lançar e operar embarcações de sobrevivência em mares revoltos e os objetivos de treinamento associados, com vista a determinar o grau de realismo exigido pelo simulador. A equipe concluiu que é necessária uma réplica completa da posição do timoneiro para alcançar o realismo apropriado para os objetivos de formação. Além disso, para simulação de queda livre, a equipe determinou que o dispositivo de treinamento requer capacidade para acomodar algumas das posições da tripulação para permitir a prática segura de passageiros antes do lançamento, bem como para a prática de métodos alternativos em liberar o barco salva-vidas de queda livre. Após uma análise das necessidades de treinamento, a equipe de pesquisa embarcou em um programa para desenvolver avançados modelos matemáticos com base nos dados obtidos a partir da informações empíricas e para incorporar os modelos matemáticos em uma rede de simulações que é baseada em tecnologias aeronáuticas e militares. O programa de pesquisa produziu tecnologia de simulação de botes salva-vidas que pode emular variantes de queda livre de embarcação de sobrevivência com mares em qualquer direção. Além disso, os componentes dentro do simulador, tais como a liberação hidrostática, podem ser reconfigurados sem a necessidade de ferramentas ou técnicos especializados. A fim de ser usada em programas de treinamento, uma estação de instrutor foi desenvolvida, o que permite a criação de cenários realistas, com controle, em tempo real, do alvo e das

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variáveis ambientais. A estação de instrutor também tem a capacidade de fornecer feedback imediato para o candidato. Uma vez que a tecnologia foi concluída, a Administração Marítima Canadense, patrocinou uma avaliação de simuladores de botes salva-vidas a partir de uma perspectiva de fatores humanos para determinar a extensão em que o simulador imergiu o estudante e produziu as desejadas respostas de comportamento. As avaliações feitas por experientes timoneiros e treinadores de embarcações de sobrevivência indicam que altos níveis de imersão são alcançados e que o simulador produz uma experiência de formação mais eficaz do que a que é atualmente alcançada com o equipamento real. As pesquisas na operação e na simulação de embarcações de sobrevivência ainda estão em curso, especialmente na determinação do desempenho da embarcação de sobrevivência em águas cobertas de gelo. É interessante notar que um simulador de barco salva-vidas foi utilizado, com sucesso, para treinar um grupo de pessoas novatas (isto é, sem experiência anterior em barcos operacionais) em como navegar uma embarcação de sobrevivência através de campos de gelo.

Inclusão de simulação de embarcação de sobrevivência em programas de treinamento Como resultado do programa de pesquisa, o Governo do Canadá apresentou uma proposta de simulação para ser adicionada à lista dos métodos de treinamento aprovados para timoneiros de botes salva-vidas. Em sua apresentação, o Governo Canadense notou a “impossibilidade de segurança usando o equipamento real para avaliar a competência dos marítimos para lançarem em um mar agitado”. Em 2010, a proposta do Canadá foi aceita e a Tabela STCW A-VI/2-1 foi modificada para permitir o uso de “treinamento de simulação aprovado, quando apropriado” na formação e avaliação dos timoneiros de botes salva-vidas. Esta alteração é significativa já que os procedimentos de controle em STCW AI/4 restringem instrutores para somente usarem os métodos de treinamento e avaliação autorizados pelo Código STCW. A Emenda de 2010 abre portas para as administrações individuais autorizarem o uso da simulação em seus programas internos de treinamento. É interessante notar que a CAPP aceitou o uso de simulação para o fornecimento de elementos de seu programa de treinamento de reciclagem específico offshore de óleo e gás logo após a aceitação da simulação pela IMO. Esforços estão em curso para ter outros reguladores offshore para permitir o uso de simulação em programas de treinamento de timoneiros de salvamento marítimo. Antes de simuladores poderem ser utilizados em programas de treinamento da IMO, eles precisam se conformar com a Seção A-I/12 do Código STCW, que descreve os requisitos gerais de desempenho para simuladores

usados em programas de formação obrigatória. A prática comum dentro da indústria naval é a das sociedades de classificação, mais notavelmente Det Norske Veritas (DNV), avaliarem simuladores de treinamento para verificar a sua conformidade com os requisitos do IMO. A DNV realizou uma verificação independente nos simuladores produzidos por meio do programa de pesquisa canadense. A verificação da DNV a respeito dos simuladores de bote de salvamento indica que eles são adequados para atender as exigências de treinamento que constam no STCW. Na indústria naval é comum, mas nem por isso necessário, usar um Curso Modelo da IMO como um documento de orientação para estruturar programas de treinamento internos. Infelizmente, o curso modelo para operadores de embarcações de sobrevivência foi atualizado no ano de 2000, bem antes da invenção de simuladores de embarcações de sobrevivência. Como consequência, o curso modelo existente não inclui uma disposição para o uso de simulação. Um passo útil seguinte seria uma emenda ao curso modelo que fornecesse orientações sobre como incorporar a simulação no treinamento de embarcações de sobrevivência. Como parte da realização do teste de fatores humanos patrocinado pela Transport Canada, a equipe de pesquisa identificou competências específicas que poderiam ser treinadas por meio de simulação. Este passo foi necessário, pois os padrões gerais de desempenho da STCW AI/12 exigem que o simulador seja “apropriado para as tarefas de formação e objetivos”. Além disso, a avaliação da DNV exige que um contexto de formação específica seja identificado pelo fabricante, Virtual Marine Technology Inc., para determinar se o simulador é adequado para as necessárias tarefas de formação.

Sumário e conclusões As operações com embarcações de sobrevivência em condições adversas são perigosas e ambas as indústrias offshore e marítima incluíram, em suas diretrizes de treinamento, elementos obrigatórios relacionados com operações de mau tempo. Até recentemente, não era possível para os alunos demonstrarem sua capacidade de operar em condições adversas utilizando equipamento real. Com os avanços na tecnologia de simulação, no entanto, é agora possível que os alunos demonstrem sua competência em um ambiente virtual. Na verdade, uma série de simuladores de embarcações de sobrevivência tem sido desenvolvida e credenciada para esse objetivo. A IMO formalmente aceitou a simulação como um método válido para treinamento de sobrevivência através das Emendas de Manila para o STCW em 2010. Com a Emenda do STCW, nós prevemos que o treinamento para operações de mau tempo será realizado com o uso de simuladores. Os mesmos simuladores terão importantes aplicações em treinamentos de lançamento TN Petróleo 79

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e de recuperação; na manutenção da proficiência em situações de emergência e no desenvolvimento de proficiência em embarcações específicas de sobrevivência. Os autores acreditam que acelerar a implementação da tecnologia de simulação em programas de treinamento de sobrevivência vai melhorar muito a preparação de pessoal para evacuar em condições de emergência, bem como resolver os problemas do uso de equipamentos reais em treinos e exercícios para a formação contínua. Para alcançar os benefícios da simulação, a atividade principal a ser perseguida no curto prazo é a incorporação de uma opção de simulação nas orientações detalhadas

de treinamento a ser utilizado pelas indústrias de navegação e offshore. Ações específicas incluem: 1) Emendas ao Curso Modelo 1,23 da IMO devem prosseguir sem demora; 2) Administrações marítimas devem considerar a implementação imediata de simulação em seus programas de formação com base na pesquisa realizada no Canadá; 3) Guardiões de diretrizes de treinamento alternativo usado pelas indústrias offshore de óleo e gás (por exemplo, Opito) deveriam rever a iniciativa da IMO em permitir o uso de simuladores para demonstrar competência operacional de embarcações de sobrevivência, especialmente para o lançamento e operação em mares revoltos.

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tecnologia virtual a serviço da segurança

______., Kuczora, A. and Veitch, B. 2008. Field trials of an instrumented lifeboat in ice conditions. Proceedings, International Offshore and Polar Engineering Conference, ISOPE, Vancouver, 1:665-670. ______., Lam, E., Igloliorte, G., and Veitch, B. 2003. Quantitative assessment of escape and evacuation. Proceedings, Passenger Ship Safety Conference, Royal Institution of Naval Architects, London, 7 p. ______., Mak, L., Kennedy, E. and Veitch, B. 2006. Performance of lifeboats in ice. Proceedings, Icetech, Banff, 4 p. ______., Power, J., Kennedy, E., Akinturk, A., Veitch, B. MacKinnon, S., Brown, R. and Boone, J. 2007. Liferaft performance in wind and waves: an experimental evaluation. Proceedings, RINA Design and Operation of Passenger Ships, London, 7 p. ______., Veitch, B., and Pelley, D. 2002. Systematic investigation of lifeboat evacuation performance. Transactions, Society of Naval Architects and Marine Engineers, Vol. 110, 20 p. ______., Veitch, B., and Pelley, D. 2003. Evacuation performance. Proceedings, Offshore Technology Conference, Society of Petroleum Engineers, Houston, 9 p. ______., Veitch, B., Kuczora, Barker, A., Sudom, D., Gifford, P. 2011. Field Trials of a Lifeboat in Ice and Open Water Conditions. 21st International Conference on Port and Ocean Engineering under Arctic Conditions, Montreal, 11 pp. Taber, M., Simões Ré, A., Power, J. 2010. A Preliminary Ergonomic Assessment of Piloting a Lifeboat in Ice. Safety Science Journal, p24. (in press). Veitch, B. Billard, R., and Patterson, A. 2009. Evacuation training using lifeboat simulators. By invitation, Sea Technology, April 2009. Veitch, B., Billard, R. and Patterson, A. 2008. Evacuation training using immersive simulators. Proceedings, International Offshore and Polar Engineering Conference, ISOPE, Vancouver, 1:223-227. Woolgar, R., Simões Ré, A., Veitch, B., and Pelley, D. 2002. Safe evacuation from offshore petroleum installations. Proceedings, Offshore Technology Conference, OTC14161, Society of Petroleum Engineers, Houston, 10 p.

www.tnpetroleo.com.br informação que repercute

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legislação

Conteúdo local Analisando o tema através de uma metáfora geológica

O tema ‘conteúdo local’ é interdisciplinar: tem contornos jurídicos, contábeis, técnicos e regulatórios. Por esta razão, é talvez o ponto que mais gera dúvidas na indústria, e aquele em relação ao qual temos sido recentemente consultados com mais frequência.

Heller Redo Barroso é advogado do HRB Associados, especializado em petróleo e gás.

Marcos Macedo é advogado do HRB Associados, especializado em petróleo e gás.

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complexidade da questão é agravada por envolver tratamentos diferenciados na progressão das rodadas de licitação conduzidas até o momento. Com o intuito de facilitar seu entendimento, propomos analisar o conteúdo local por meio de uma metáfora geológica, perfurando as atuais ‘camadas’ do Conteúdo Local até chegarmos à Primeira Rodada de Licitação. Na primeira camada do Conteúdo Local (dos dias de hoje até a Sétima Rodada), a última rodada licitatória, vemos um ambiente regulatório estável. Grande parte dessa estabilidade deveu-se aos esforços conjuntos da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), representantes da indústria e do MME (Ministério das Minas e Energia) no desenvolvimento do Prominp. O primeiro ponto que destacamos nesta camada é que o Conteúdo Local representa 20% do valor total da proposta ofertada pelo licitante. Também nesta camada encontramos nos editais percentuais mínimos e máximos de conteúdo local para elaboração da proposta dos licitantes. O Conteúdo Local desta camada é mais abrangente que os demais, incluindo um conteúdo global para cada fase (Exploração e Desenvolvimento/E&D), assim como um conteúdo local específico para cada um dos itens e subitens listados numa Cartilha, anexada ao Contrato de Concessão. Outra peculiaridade desta camada é a obrigação da certificação do conteúdo local de bens e serviços por empresas autorizadas pela ANP, tornando o procedimento de auditoria e comprovação do conteúdo ainda mais transparente. Nesta camada nos deparamos com quatro principais resoluções da ANP, todas emitidas em 2007 e vigentes somente para essa camada,

que regulam o cálculo e certificação do conteúdo local, assim como estabelecem as normas dos relatórios trimestrais de investimentos da Concessão. Após passarmos pela primeira camada, nos deparamos com uma camada mais instável, sujeita a pressões geodésicas, com grande risco de wash-out. Nesta segunda camada (da Sexta até a Quinta Rodada, uma vez que vamos até a primeira) o Conteúdo Local compunha 40% da proposta oferecida pelos licitantes. Muitas propostas foram exageradas no que tange aos percentuais de conteúdo local ofertados, o que ainda pode num futuro próximo gerar grande incidência de multas, uma vez que a indústria nacional não progrediu o suficiente para acomodar os compromissos assumidos pelas concessionárias. Na segunda camada, os editais estabeleceram percentuais mínimos de Conteúdo Local a serem propostos pelos licitantes. Ademais, além do percentual global de cada fase (E&D), existiram três divisões relativas às atividades de cada fase que também exigem percentuais específicos. Foi nesta segunda camada que a ANP emitiu a portaria 180/2003 estabelecendo as regras sobre os relatórios de despesas. Curiosamente, apesar de criado numa camada superior, esta norma era a mesma prevalente para os blocos da Primeira até a Quarta Rodada. Tal qual o relatório de investimentos, esse relatório de despesas também é trimestral. As principais diferenças do relatório de despesas em face do relatório da primeira camada são: 1) previsão de relatório para fase de Produção; e 2) maior importância na avaliação do cumprimento do Conteúdo Local, já que não existe o processo de Certificação na segunda camada. Chegando à última camada (da Quarta até a Primeira Rodada), percebemos uma regulação embrionária do Conteúdo Local. Podemos dizer que foi nesta última camada que se iniciaram os estudos e análises sobre o mercado brasileiro e sua capacidade de crescimento.

Nesta camada, o Conteúdo Local representava um total de 15% da oferta final do licitante. Não existiam percentuais mínimos, mas sim máximos (50% para Exploração e 70% para Desenvolvimento), e havia apenas um comprometimento global de Conteúdo Local para cada fase. Foi na última camada que se estabeleceram diretrizes para qualificação dos custos em cada uma das fases de um campo, por meio da emissão das normas para a apresentação dos Planos de Desenvolvimento (portaria ANP 90 de 2000). Concluindo, o Conteúdo Local cresceu em importância e ganhou um regramento mais sólido ao longo dos anos, mas ainda existem mudanças que se fazem necessárias: 1) sinergia entre as políticas de incentivos fiscais com o Conteúdo Local; e 2) necessidade de detalhar e expandir os itens inclusos na Cartilha.

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formação

Um avanço para a

inteligência do petróleo Foi de grande importância o referendo, em reunião do Conselho Universitário da Universidade de São Paulo (USP), à transferência do Curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica para a cidade de Santos, destacado polo produtor e onde se instalou um centro tecnológico da Petrobras. Além da mudança, o número de vagas será ampliado de dez para 50.

João Guilherme Sabino Ometto é engenheiro (EESC/USP), é vice-presidente do Grupo São Martinho e da Fiesp, coordenador do Comitê de Mudanças Climáticas da entidade e membro do Conselho Universitário da USP.

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ada mais pertinente, pois o curso foi criado quando o Brasil produzia 250 mil barris de petróleo por dia. Hoje, são dois milhões e meio e a previsão para 2020 é de oito milhões, conforme explicou, naquele encontro, o professor José Roberto Cardoso, diretor da Poli, instituição referencial do Ensino Superior brasileiro. Também integrante do Conselho, o mestre lembrou que o Brasil forma 38 mil engenheiros por ano, mas apenas um quarto desse contingente tem qualificação adequada. Entretanto, a demanda do mercado é de 60 mil profissionais, dado o advento da indústria do petróleo e do pré-sal. Hoje, praticamente um terço dos engenheiros brasileiros trabalha para a Petrobras, não apenas de modo direto, mas em toda a cadeia. No ano passado, 21.500 profissionais da área tecnológica ingressaram no Brasil com visto da Dinamarca, numa evidência do ‘apagão’ de recursos humanos em nosso país. No caso do petróleo, a tendência é de agravamento da situação, pois a companhia estatal, hoje com 75 mil funcionários, deverá ter 200 mil em 2020, dos quais 40 mil engenheiros. Não bastasse essa questão relativa à mão de obra qualificada, o professor Cardoso lembrou que a Petrobras criou um polo tecnológico em Santos, no qual já mantém dois mil funcionários, vários deles do exterior, trabalhando no complexo da indústria do pré-sal. Pois é exatamente nessa estrutura que deverá instalar-se o Curso de Engenharia de Petróleo da Escola Politécnica. Nada mais pertinente, pois além da proximidade e interação direta com a prática produtiva e a tecnologia aplicada, a transferência atende a uma necessidade de São Paulo e do Brasil. Assim, foi oportuna e feliz a iniciativa da USP de promover a mudança, que vai ao encontro da premência do Estado de começar a pensar de maneira mais ampla e aprofundada na questão do petróleo. Afinal, o território paulista será o grande produtor brasileiro. A despeito disso, temos dificuldade de encontrar pessoas que dominem o conhecimento do tema. Toda a inteligência do petróleo está concentrada no Rio de Janeiro, onde fica a sede da Petrobras e o seu Centro de Pesquisas e Desenvolvi-

Foto: Agência Petrobras

mento Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes). As universidades fluminenses estão aproveitando de modo amplo essas oportunidades, enquanto grandes empresas estão instalando unidades de inovação e tecnologia naquele estado. Nada contra, pois todo esse processo é importante para o Brasil. Contudo, São Paulo também precisa avançar – e muito! – na importante área, pois tirará do fundo do mar a maior parte do petróleo brasileiro. Portanto, não pode ficar para trás. Grandes refinarias estão sendo instaladas no Nordeste. Isto suscita até mesmo uma intrincada questão de logística. O petróleo é produzido na Baixada Santista, refinado no Nordeste e, depois, transportado novamente para São Paulo, o maior centro consumidor. Trata-se de um custo desnecessário, que decerto mitigará a competitividade de toda a cadeia produtiva. É inadmissível manter uma posição de passividade diante de tal quadro, que atenta contra os interesses não apenas dos paulistas, mas de todos os brasileiros, considerando o quanto o petróleo é estratégico para a economia nacional. Assim, a decisão de transferir o Curso de Engenharia do Petróleo da Escola Politécnica para Santos coloca a Universidade de São Paulo, mais uma vez, na vanguarda de um processo decisivo para o es-

tado e a Nação. Trata-se de um exemplo de quanto o olhar consciente e amplo da academia, extensivo à realidade econômica, pode contribuir para o progresso de um país.

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legislação

Royalties e exploração

de petróleo no Brasil

A ausência de conceitos objetivos quanto à propriedade exclusiva da União sobre a plataforma continental é fato do qual têm decorrido graves desequilíbrios, hoje contribuindo para desconfortáveis dissensões entre os estados pela apropriação dos resultados da exploração de petróleo.

Antonio Bastos Sarmento é advogado do escritório Tauil & Chequer Advogados associado a Mayer Brown LLP.

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ma soma de circunstâncias distanciadas de compromisso com o interesse nacional em reforçar o pacto federativo continua na raiz de um impasse nocivo e desgastante, que impede a continuidade da ampla atração de investimentos para a exploração e produção de petróleo, e a segurança de uma política energética essencial para o desempenho da economia brasileira. Até quando? Herdeiro das tradições jurídicas lusitanas, recorrentes desde as Ordenações de 1475 até os Avisos do Rei de 1818 nos direitos sobre pesca e áreas vizinhas ao mar, o Brasil independente sempre teve os recursos vinculados ao mar como ‘bem nacional’. Ainda que a plataforma continental, como patrimônio econômico, estivesse ausente de forma expressa na Constituição do Império, assim como nas de 1891, 1934, 1937 e 1946, os bens originados do mar sempre foram apanágio do Estado, ora na forma de regalia da Coroa (nação) ora por afetação legal, como no caso dos terrenos de marinha. A percepção da plataforma continental e do mar territorial como valor econômico essencial só entrou no contexto constitucional em 1967 e 1969, respectivamente. É preciso acentuar que a Constituição de 1988 acrescentou conteúdo a esse respeito, ao incluir, nessa categoria, os recursos da zona econômica exclusiva. Diferente de modelos federativos como o dos Estados Unidos, os estados brasileiros em nenhum momento foram donatários de domínio em áreas marítimas ou titulares de benefícios de natureza fiscal sobre as mesmas (salvo a ocorrência de exceções pontuais e breves entre 1831 e 1928). Essa concepção começou a ser reconsiderada a partir do momento em que a exploração submarina de petróleo passou à condição de fator relevante na vida econômica do país. A contemplação de setores politicamente privilegiados com vantagens duvidosas só foi possível como efeito da debilidade original dos fundamentos do pacto federativo. Essa deficiência forneceu ao legislador pretexto para o reconhecimento, a alguns estados, de alguma forma de acesso àqueles recursos, ainda que não lhes fosse dado o direito de incorporar ao seu território qualquer parcela dessas áreas. A ausência de conceitos objetivos quanto à propriedade exclusiva da União relativamente a esses bens é fato do qual

Foto: Agência Petrobras

têm decorrido graves desequilíbrios, hoje contribuindo para desconfortáveis dissensões entre os estados pela apropriação dos resultados da exploração de petróleo. Aparte os conflitos de interesse e suas razões (ou sem razões) na questão da partilha dos royalties, a análise das soluções legais propiciadas nas últimas seis décadas pela lei, se não o apaziguamento das querelas correntes, poderá pelo menos contribuir para provocar um pouco de serenidade nas disputas desencadeadas após as hesitações do governo em patrocinar uma rodada de debates focadas na noção de que o Brasil pretende ser uma federação de estados, e não a arena de ambições destituídas de objetividade. A história recente do tecido legal a contar de 1953, com a lei 2004/53, que, ao criar a Petróleo Brasileiro S/A instituiu o monopólio legal do petróleo (que só alcançaria proteção constitucional com a Emenda Constitucional n. 1 de 1969), deu alento à tese da partilha dos resultados da exploração, determinando a distribuição inicial de 4% da receita

Modelo 1

etal

ênix

Modelo 2

fiscal do petróleo como indenização aos estados e 1% aos municípios, com enigmática referência à sua condição de produtores. Em 1957, a lei 3.257 expressamente manteve a partilha, na base de 4% aos estados e 1% aos municípios produtores (a lei 7.453/85 alterou a redação desse texto sem nada alterar no conteúdo). Mais adiante, o Decreto-Lei 523/69 em adendo à lei 3.257 (com modificações, alvo de ratificação por Decreto Legislativo, o último de número 101, D.O. de 13.10.1980), atribuiu os mesmos 5% da receita do petróleo previstos no artigo 27 da Lei n. 2004/53 (modificado sucessivamente), quando extraído da plataforma continental, a um rateio entre Ministério da Educação, o DNPM e MME para a formação de um Fundo Nacional de Mineração. Sob as tensões das crises do petróleo, o Decreto-Lei 1.288/73 transferiria a destinação dessa verba para o Conselho Nacional do Petróleo, incumbido então de assegurar a formação de estoques de combustíveis, visando a segurança energética do país. Conclui-se que a União via nas receitas do petróleo uma fonte de recursos aberta a múltiplos e difusos interesses nacionais, e não apenas como prebenda a ser fatiada em prol de articulações menos transparentes e personalistas. Entretanto, os estados, municípios e territórios confrontantes com os locais de produção de petróleo na plataforma continental foram agraciados pela Lei 7.453/85 com 5% da produção, na proporção de 1,5% aos estados e territórios, 1,5% aos municípios, e 1% a um “Fundo Especial” objeto de rateio em comum entre todos os estados, territórios e municípios (este “fundo” foi reduzido para 0,5% pela Lei 7.990/89). Note-se a capciosa redação da lei, uma vez que os 5% não são atribuídos exclusivamente aos estados e municípios produtores, cabendo também ao Ministério da Marinha 1% para cobrir encargos de fiscalização e proteção dessas áreas. A liberalidade da Lei 7.453 não era, contudo, livre de encargos, pois mantinha a destinação desses recursos na mesma linha da Lei 2004/53. A Lei 7.525 – 22.07.1986 – viria, cerca de um ano depois, particularizar o rateio da indenização de 1,5% dedicado aos estados e municípios, que o Decreto 93.189/86

Metal Fênix TN Petróleo 79

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legislação

complementaria com a demarcação das zonas de produção correspondentes a cada estado e município beneficiário, estabelecendo regras para definir a condição de confrontantes dos estados e municípios contíguos às áreas de localização dos poços produtores na plataforma continental, na forma da projeção dos seus limites territoriais ribeirinhos sobre a mesma, em vista do pagamento da indenização devida aos mesmos pela Petrobras. Nota-se que até 1989 a parte da receita do petróleo transferida aos estados, territórios e municípios tinha caráter indenizatório, passando, a partir da Lei 7.990/89, a ser considerada como compensatória, fator que parece não ter peso nas discussões que tem sido travadas atualmente sobre o tema. Indeniza-se quem sofre ou está ameaçado de uma perda. Compensa-se quem troca um valor por outro, de modo a não ficar desfalcado de algo que já possuía. A ideia de indenização era justa, em razão dos impactos que a indústria petroleira viria certamente a causar na área geoeconômica do município. A compensação seria um eufemismo para ocultar uma doação feita em detrimento dos interesses comuns de um pacto federativo cambaleante. Ao deflagrar a mudança radical na política do petróleo, sem lesão do monopólio estatal, a Lei 9.478 de 6 de agosto de 1997 trouxe novos conceitos em relação às receitas provenientes da exploração do petróleo, fracionando-as, quiçá por inexperiência na tributação da indústria de exploração e produção de petróleo e defeito de interpretação das práticas fiscais observadas em outros países, evidente equívoco em termos fazendários, como se fossem itens distintos no conjunto do sistema arrecadatório. Entre aqueles, destaca-se a parcela denominada “ royalties”, fixada em 10% do valor do produto, estabelecido não em função do mercado, mas de políticas situacionais. De qualquer modo, os royalties (anglicismo totalmente desnecessário, já que a expressão ‘regalia’ está assentada nos usos ancestrais do fisco na língua portuguesa) destinados à produção em terra foram tratados igualmente ao que dispunha a Lei 7.990.Os mesmos valores, representando 5% da produção, seriam pagos aos estados e municípios confrontantes com a plataforma continental e aos municípios sediando instalações de movimentação do produto. Esses 5% foram distribuídos na base de 22,5% tanto aos estados como aos municípios. Como prêmio de consolação, 0,5% foi destinado a um fundo partilhado entre todos os estados, territórios e municípios. Outras alocações são assunto estranho ao tema deste comentário. 150

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A descoberta das possibilidades do decantado pré-sal acirrou as ambições dos beneficiários das receitas da produção marítima, visando à apropriação de verbas fenomenais. A Lei 12.351 de 22 de dezembro de 2010, entretanto, provocou acerbas reações entre os que nutriam essas esperanças, ainda que atreladas a alguns fatos pouco explicados. Órfã de consensos políticos, a proposta de repartição aprovada no Congresso foi abatida pelo veto presidencial. Diante do descompasso jurídico que a vitimou, a partilha dos resultados fiscais do pré-sal sofreu uma drástica fissura com o veto ao artigo 46, um fato meramente político, arrimado no desamparo de conteúdo lógico, embora o referido artigo 46 sofra de imprecisões que excedem os limites em geral encontrados em textos legais recentes. Mas não que fosse impossível estabelecer o montante da compensação, se referenciado à origem dos royalties previstos na alínea d do inciso II do artigo 49 da Lei 9.478 de 1997, aos quais agregava as participações especiais. A lei debitava ainda ao governo a compensação aos estados e municípios vizinhos da produção marítima pela redução de suas receitas atuais, até que o aumento da produção do petróleo do pré-sal pudesse suprir essa privação. A par de desfigurar a repartição dos royalties no sistema histórico vigente, a lei pulverizou a autoridade regulatória das diferentes fases da exploração e explotação do pré-sal entre entidades dotadas de competências conflitantes, mal definidas e vagamente estruturadas, ameaçando embaraçar a corporificação dos projetos e a execução das etapas administrativas e industriais indispensáveis à materialização dos planos eventualmente aprovados. A consideração das receitas dessa atividade econômica como recursos “governamentais”, de alocação extrafiscal, foi o passo necessário à sua convertibilidade em fundos, suscetíveis à ampla manipulação pelo executivo, carimbados com imprecisas destinações e objetivos ainda menos transparentes, fora do controle político do Congresso, tornado simples destinatário de relatórios de desempenho de um fundo social administrado por órgãos a serem constituídos sob critérios anódinos e finalidades obscuras. Uma soma de circunstâncias distanciadas de compromisso com o interesse nacional em reforçar o pacto federativo continua na raiz de um impasse nocivo e desgastante, que impede a continuidade da ampla atração de investimentos para a exploração e produção de petróleo, e a segurança de uma política energética essencial para o desempenho da economia brasileira. Até quando?

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biodiesel

Biodiesel

no Brasil e no mundo

O uso de fontes de energia renováveis tem alcançado patamares cada vez mais elevados nos ramos de produção e pesquisa.

esde a revolução industrial, o homem depende fortemente de combustíveis de origem fóssil para movimentar as máquinas, vitais na evolução humana. Contudo, a partir do início do século passado grandes passos foram dados para tentar não apenas diminuir essa dependência, mas também a emissão de poluentes que pouco a pouco afetam o ecossistema terrestre. A partir do motor de Rudolf Diesel, que funcionou com óleo de amendoim, os incontáveis estudos proporcionaram descobertas de grande importância no campo energético e ecológico. O biodiesel é um dos resultados desses esforços e é hoje referência de energia sustentável e limpa – pelo fato de ser biodegradável, poluir menos e ser de origem de óleos vegetais e/ou gorduras animais. O objetivo desse trabalho é mostrar um pouco da história do biodiesel, sua situação no cenário mundial, com foco no Brasil e também a viabilidade da produção do biodiesel a partir de rejeitos.

Primórdios Frederick Sperandio Gonçalves é graduando em Engenharia Química da Universidade Federal do Rio de Janeiro e estagiário da Procter & Gamble do Brasil. Michelle Gonçalves Mothé é engenheira química pela Escola de Química da UFRJ, mestre em Ciências na área de Reologia e Análise Térmica de Asfalto. Atualmente é doutoranda do curso de pós-graduação da EQ/UFRJ, na área de derivados de petróleo, com estágio sanduiche no Institut National Polytechnique de Grenoble/França. Cheila Gonçalves Mothé é engenharia química; mestre em Ciências e Tecnologia de Polímeros (1981); doutora em Ciências na área de Análise Térmica de Polímeros (USP/ University of the Air-Japão (1992); Tem pós-doutorado em Reologia em Cornell University/USA (1998) e Análise Térmica em Cleveland State University/USA (2003). Pesquisadora do CNPq. Professora titular da UFRJ

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A história do biodiesel começa com Rudolf Christian Karl Diesel, uma das mais brilhantes mentes do final do século XIX e início do século XX. Nasceu em Paris, França, em 1858, filho de imigrantes alemães. Teve seu interesse por ciência e engenharia descoberto quando visitava os museus da cidade de Londres, onde ele e sua família se instalaram após saírem de Paris, em virtude da guerra franco-prussiana. Estudou engenharia em Munique e logo depois foi trabalhar na Sulzer Engine Works, na Suíça em 1880. Depois de uma década, ele publicou um artigo importante, chamado “Theory and Construction of a Rational Heat Engine”.1 Foi graças a esse artigo que ele construiu seu motor de combustão interna a pistões, que fazia uso da reação química do óleo com o oxigênio que lá dentro ocorria, causando uma explosão. Essa reação era controlada com o uso de uma bomba injetora, juntamente com sistemas de múltiplas engrenagens e outros acessórios que tinham a função de controlar a pressão interna de liberação.2 Foi em 23 de fevereiro de 1897 que Rudolf Diesel registrou a patente desse motor, chamado hoje de ‘motor a diesel’, o qual foi desenvolvido para trabalhar com óleos de origem vegetal. O mesmo foi apresentado ao mundo durante a exposição mundial de Paris em 1900, usando apenas óleo de amendoim como combustível. Graças a isso, Rudolf foi homenageado tendo seu nome colocado como o produto em maior quantidade na primeira fase do refino do petróleo bruto, diesel. Os esforços e resultados desse homem visionário proporcionaram ao longo dos anos diversos debates e estudos a respeito da utilização de combustíveis de origens renováveis para a obtenção de energia, uma vez que as fontes de origens fósseis, petróleo e seus derivados, além de altamente poluidoras, tendem a acabar um dia. É nesse panorama que a produção e utilização do biodiesel crescem gradativamente, para se tor-

Reação de Transesterificação O H2C O C R O HC O C R + 3 R’OH O álcool H2C O C R

H2C OH

catalisador

éster alquílico (biodiesel)

Foto: Agência Petrobras

Figura 1: Reação de transesterificação do triacilglicerol

Ésteres alquílicos

Conversão

Por definição, o biodiesel é um éster alquílico, o qual pode ser obtido, dentre outras formas, por uma reação química mencionada antes, denominada transesterificação, na qual o triacilglicerol, proveniente do óleo vegetal, sebo ou qualquer outra gordura de origem animal ou rejeitos oleosos como óleo de fritura, reage com um álcool, em geral metanol ou etanol, na razão molar estequiométrica de 1:3 ou mais, respectivamente, na presença de um catalisador ácido ou básico. Os produtos dessa reação são o biodiesel e o glicerol (propano-1,2,3-triol), na razão molar estequiométrica 3:1 respectivamente (Figura 1). Uma ressalva a ser feita é a comum dúvida causada entre os termos glicerol e glicerina. O glicerol é a substância química pura propano-1,2,3-triol; já o termo glicerina é dito como os produtos comerciais purificados que contêm mais de 95% de glicerol em sua composição.

H2C OH glicerol

triacilglicerol (óleo vegetal)

Conversão

O que é o biodiesel e a reação de transesterificação

O 3 R’ O C R + HC OH

nar uma alternativa ultra viável para a diminuição das emissões de poluentes que trazem diversos problemas ao planeta e à sua biosfera, e da alta dependência humana ao petróleo. Apesar de Rudolf Diesel ter utilizado o óleo de amendoim para fazer o motor funcionar em 1900, é incorreto dizer que esse foi o primeiro biodiesel usado para produção de energia, uma vez que, segundo Walton,3 para se obter o maior rendimento do combustível de óleos vegetais, seria necessário quebrar o triacilglicerol ou triglicerídio e utilizar diretamente os ésteres de ácidos graxos remanescentes. A primeira menção a biodiesel, como é conhecido nos dias de hoje, teria sido através da patente belga nº 422.877, concedida em 31 de agosto de 1937 a um pesquisador chamado G. Chavanne,4 da Universidade de Bruxelas, na Bélgica. Ele descreveu o uso de ésteres etílicos de óleo de palma obtidos de uma reação de transesterificação em meio ácido.

Durante a reação são formados mono e diacilgliceróis como intermediários. A relação entre conversão e tempo de reação é demonstrada qualitativamente pela Figura 2, na qual é possível observar a formação do biodiesel (ésteres alquílicos) em uma quantidade superior aos intermediários (mono e diacil). No entanto, a concentração final desses intermediários pode variar significantemente de reação para reação, já que dependem das condições nas quais são realizadas. Vários parâmetros também devem ser levados em consideração, como tempo de reação, temperatura, grau de refino do óleo vegetal, razão molar entre o óleo e o álcool e ainda a presença de umidade e ácidos graxos livres. Para melhores rendimentos da reação de transesterificação, o álcool precisa estar isento de umidade e a quantidade de ácidos graxos livres do óleo vegetal deve ser inferior a 0,5%.5 Essa isenção de umidade é importante, uma vez que pela reação de hidrólise do biodiesel, é possível o deslocamento do equilíbrio no sentido de formação de álcool e ácido carboxílico, o que diminuiria o rendimento da reação de produção do biodiesel. A razão molar estequiométrica da reação seja, na teoria, bem definida, 1:3, cada matéria-prima possui parâmetros ótimos, ou seja, valores específicos nos quais as variáveis fornecem o melhor rendimento possível da reação, que não necessariamente são iguais para todas elas. Hoje, estudos são realizados na tentativa de descobrir esses valores para outras matériasprimas e estão disponíveis na literatura.6

Diacilgliceróis Monoacilgliceróis

Tempo

Triacilgliceróis

Diacilgliceróis Monoacilgliceróis

Tempo

Figura 2: Conversão de biodiesel e formação de intermediários ao longo do tempo

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biodiesel

Não somente pode-se obter o biodiesel pela reação de transesterificação com catalisador básico, como também catalisadores ácidos, ou ainda realizar esterificação, hidroesterificação, craqueamento catalítico, microemulsão, pirólise ou decomposição térmica. Contudo, a reação de transesterificação é, de longe, a mais utilizada em escala industrial.

Matérias-primas utilizadas Muitos óleos vegetais podem ser utilizados para a obtenção de biodiesel. Pode-se usar óleo de soja, dendê, pinhão manso, girassol, mamona, algodão, amendoim e muitos outros. Há também a possibilidade de se usar óleos e gorduras animais e ainda fontes residuais como: óleos de fritura, borras ácidas, rejeitos industriais e até esgoto doméstico. Recentes pesquisas apontam também para o uso de algas para a produção de matéria-prima para o biodiesel. 100 90

Percentual (%)

80 70 60 50 40 30 20 10

Óleo de soja

Óleo de algodão

Gordura bovina

Outras matérias-primas

fev/10

jan/10

dez/09

out/09

nov/09

set/09

ago/09

jul/09

jun/09

abr/09

mai/09

fev/09

mar/09

jan/09

Figura 3: Gráfico comparativo entre os percentuais de matérias-primas para produção do B100 entre janeiro de 2009 e fevereiro de 2010 Fonte: Adaptado da ANP, 2010.

2,39%

0,28%

2,15%

0,12%

12,12% Óleo de soja Gordura bovina Óleo de palma Óleo de algodão Outros materiais graxos Óleo de fritura usado

82,94%

Figura 4: Percentual de matérias-primas utilizadas para produção de B100 em fevereiro de 2010 Fonte: Adaptado da ANP, 2010.

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Para a escolha da matéria-prima para a produção do biodiesel, geralmente o critério de maior relevância adotado é a sua disponibilidade. Como a maioria de todo o biodiesel produzido no mundo é oriundo de óleo vegetal, esse óleo será originado exatamente da oleaginosa que melhor se adapte às condições climáticas e geográficas de cada região. Dessa maneira, os custos são reduzidos e é possível tornar o biodiesel em um produto com preços mais competitivos. Na União Europeia, as principais matérias-primas são os óleos de canola e o de girassol, enquanto que nos Estados Unidos o óleo de soja corresponde a cerca de 70% da matéria-prima,7 onde também são usadas as gorduras animais. No Brasil, a matéria-prima mais usada é o óleo de soja. Porém, para cada tonelada de soja prensada, são produzidos 190 quilos de óleo e 780 quilos de farelo, quando esse último é atualmente vendido para a produção de ração animal. Em contrapartida, o teor do óleo de soja é de apenas 19%, em contraste com, por exemplo, o girassol e a colza, que possuem, respectivamente, 41% e 40%.8 Segundo a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove), no ano de 2009, foram produzidas cerca de 5,9 milhões de toneladas de óleo de soja. Houve por parte do governo, recentemente, um esforço para a produção familiar no plantio da mamona, utilizada na produção de biodiesel, sobretudo no Nordeste, porém essa oleaginosa tem apresentado uma característica pouco desejável: o biodiesel apresenta uma alta viscosidade, o que inviabiliza a produção em larga escala pelo acréscimo de custos para reduzir essa propriedade. De acordo com o Boletim Mensal de março de 2010, da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP),9 de janeiro de 2009 a fevereiro de 2010, a soja representou um percentual acima de 70% da matéria-prima utilizada para produção de biodiesel. Com números bem menos expressivos, a gordura bovina variou de 10% a 25%, enquanto que o óleo de algodão e outras matérias-primas atingiram cerca de 5%. Os dados da ANP estão ilustrados na Figura 3. Um fato interessante é que pelo gráfico, assumindo que o óleo de algodão e outras matérias-primas têm comportamento praticamente constante, o óleo de soja e a gordura bovina revezam em acréscimo e decréscimo, de maneira que se o biodiesel de óleo de soja aumenta, o de gordura bovina diminui quase na mesma proporção, e vice-versa. A Figura 4 mostra que no mês de fevereiro de 2010, em torno de 83% do biodiesel foram produzidos a partir do óleo de soja, enquanto que apenas 12% foram de gordura animal. Todavia, esse valor ao qual esse percentual flutua indica que essa matéria-prima é de extrema importância, uma vez que é a segunda maior do país. O óleo de fritura atingiu a inexpressiva marca de 0,12%, fato que mostra que o Brasil ainda

biodiesel no brasil e no mundo

de toneladas (Figura 7), sendo que desse valor, 25% é a capacidade anual somente da Alemanha. Juntas, França e Itália, que são segunda e terceira maiores produtoras da União Europeia, respectivamente, somam 21% da capacidade anual. Isso mostra o quanto adiante está a Alemanha no que diz respeito à produção de biodiesel. 1500

1200 Quantidade (x1000t)

não possui um programa eficiente de coleta seletiva desse óleo para reciclagem. Em relação ao álcool utilizado, o metanol é o predominante. Apesar da grande oferta de etanol no Brasil, o fato do metanol possibilitar uma reação mais rápida, de propiciar uma etapa de separação de fases (glicerol e biodiesel) em menos tempo e pelo fator de conversão ser ligeiramente maior, pela menor composição de água em relação ao etanol anidro, torna o álcool metílico o preferido pelas usinas brasileiras. Pelo Boletim Mensal de dezembro de 2009 da ANP,9 das 63 usinas autorizadas para produção, apenas cinco tinham sua produção majoritária pela rota etílica, enquanto que as outras 58 produziam a maior percentagem, ou somente, pela rota metílica. Dessas 58, as que produzem por ambas as rotas têm seus valores de referência obtidos pela rota metílica, a qual tem a maior capacidade de produção nesses casos. Geralmente o etanol é utilizado quando a usina está instalada em uma região de fornecimento do mesmo, o que proporciona uma redução de custos.

900

600

300

0 2005

2007

2008

2009

Ano

Figura 5: Produção anual brasileira de B100 entre 2005 e 2009 Fonte: Adaptado da ANP, 2010.

Produção de biodiesel no Brasil e no mundo

10000

8000

Quantidade (x1000t)

No Brasil, a produção está em constante crescimento desde 2005. Com a implantação do B5 desde 1° de janeiro de 2010, a demanda do biodiesel vai aumentar e os níveis de produção do biocombustível, consequentemente, continuarão progredindo. A Figura 5 mostra o crescimento da produção do biodiesel no Brasil entre os anos de 2005 e 2009. Segundo o Boletim Mensal de março de 2010 da ANP,9 existem atualmente 64 plantas produtoras de biodiesel autorizadas para operação no Brasil, que correspondem a uma capacidade total autorizada de cerca de 11.400 toneladas por dia. Destas 64 plantas, 48 possuem autorização para comercialização do biodiesel produzido, correspondendo a quase 10.600 toneladas por dia de capacidade. Há também cinco novas plantas de biodiesel autorizadas para construção e sete plantas de biodiesel autorizadas para ampliação de sua capacidade, sendo que com a finalização das obras e posterior autorização para operação, a capacidade total autorizada poderá ser aumentada em cerca de 2.300 toneladas por dia. Na União Europeia, com dados baseados na European Biodiesel Board (EBB), a Alemanha é, acintosamente, a maior produtora de biodiesel, tendo produzido cerca de 2,8 milhões de toneladas. Outras nações de grande destaque no âmbito mundial são França e Itália. Juntos, esses três países acumularam cerca de 68% de todo o biodiesel produzido pela União Europeia no ano de 2008. A Figura 6, com valores da EBB, mostra o crescimento da produção de B100 entre os anos de 2002 e 2008. Em 2009 existiam 276 plantas produtoras de biodiesel, que juntas somavam a capacidade anual de 20,9 milhões

2006

6000

4000

2000

0 2002

2003

2004

2005

2006

Outros países

França

Itália

Alemanha

2007

2008

Total

Figura 6: Produção anual de B100 na União Europeia Fonte: Adaptado da EBB, 2009

25% 32%

Alemanha França Itália Espanha

12%

Holanda Outros

17%

Figura 7: Divisão da capacidade de produção de B100 em 2009 na União Europeia Fonte: Adaptado da EBB, 2009.

TN Petróleo 79

155

biodiesel

Os Estados Unidos estão com uma produção em crescente avanço. De acordo com os dados da National Biodiesel Board (NBB), foram produzidos 450 milhões de galões em 2009,10 ou seja, 1.700 milhões de litros, produção superior à do Brasil no mesmo período. A Argentina em 2009 produziu cerca de 1.200 milhões de litros, ocupando o posto de quinta maior produtora do mundo. Todavia, grande parte dessa produção é exportada para os Estados Unidos. No resto do mundo, a produção existe em certas localidades da Ásia, como a China e a Malásia, mas ainda não atingem níveis equiparáveis aos países antes citados. A China, em 2008, possuía cinco grandes centros industriais que juntos tinham uma capacidade produtora de 340 mil toneladas de biodiesel por ano, valores distantes dos maiores produtores. Na Austrália, no início de 2009, de acordo com a Bio Fuel Association (BFA), existiam sete plantas de produção de biodiesel, sendo que apenas cinco estavam em funcionamento. Juntas elas possuem uma capacidade de produção de 215,6 mil toneladas anuais. Há também a previsão da construção de uma nova planta para os próximos anos, com capacidade de 264 mil toneladas anuais, o 3500

Quantidade (x1000t)

3000 2500 2000 1500 1000 500 0 2005

2006 Alemanha

2007

Brasil

2008

França

Itália

Figura 8: Comparativo de produção do B100 entre 2005 e 2008 no mundo Fonte: Adaptado das EBB, 2009 e ANP, 2010.

35000

Quantidade (x1000t)

30000 25000 20000 15000 10000 5000 0 2006

2007

2008

2009

Número de bovinos

Figura 9: Abate brasileiro de bovinos entre 2006 e 2009 Fonte: Adaptado de IBGE, 2010.

156

TN Petróleo 79

que totalizaria assim 479,6 mil toneladas, ainda muito distante das grandes potências produtoras. Atualmente (2010), a Alemanha ocupa o posto de maior produtora de biodiesel do mundo, seguida longinquamente por Estados Unidos, Brasil, França, Argentina e Itália. Na Figura 8 pode-se observar o crescimento da produção de biodiesel de quatro desses países entre os anos de 2005 e 2008. É clara a predominância da Alemanha durante todo esse período, assim como é visível o grande crescimento brasileiro neste setor. Tão visível quanto, é a estagnação da produção italiana, que outrora produzia grandes quantidades, porém hoje as mesmas não são consideradas tão comparáveis às dos outros países. Apesar de a produção brasileira estar em permanente aumento, tem uma longa trajetória a ser percorrida para poder se igualar à Alemanha.

Biodiesel de rejeitos industriais O uso da gordura animal proveniente do abate de bovinos e suínos, assim como o uso dos óleos oriundos de aves e peixes para a produção do biodiesel é uma área de pesquisa em constante crescimento em associação ao fato de se poder atribuir um valor agregado a rejeitos de processos industriais, ou simplesmente transformar algo que seria descartado em fonte de energia. De forma a realizar uma prospecção a respeito do uso desses rejeitos para a produção do biocombustível, no nível de Brasil, deve-se em primeiro lugar analisar algumas estatísticas do mercado brasileiro para todos esses ramos. Para os fins de tal produção, os dados analisados mais importantes são o número de cabeças produzidas, o número de abates realizados e a quantidade de sebo, gordura animal e óleos obtidos por abate. Segundo o Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE), no ano de 2009, houve um abate de quase 28 milhões de cabeça de bovinos em todo o território nacional. A Figura 9 ilustra a quantidade de bovinos abatidos entre 2006 e 2009. De acordo com a Empresa Brasileira de Pesquisa Agropecuária (Embrapa), por bovino abatido pode-se retirar, em média, de 15 a 17 quilos de sebo. Considerando a produção nacional, pode-se obter uma quantidade anual de sebo em torno de 448.000 toneladas. Esse número é uma estimativa, uma vez que as fontes de informações a respeito da manipulação do bovino durante o abate na separação dos materiais não são precisas e variam de um lugar para o outro. No entanto, considera-se que para o mercado brasileiro, a quantidade de 3 milhões de toneladas é razoável, tendo em vista que esse valor inclui gorduras de todos os tipos: comestíveis, óleos, para uso da indústria de cosméticos, rações animais e as gorduras impróprias para consumo inclusive de animais e as gorduras ácidas.11 De qualquer modo, o potencial desse setor é muito elevado e já representa

biodiesel no brasil e no mundo

1 litro de biodiesel para cada 50 aves abatidas, mais ou menos. Com o aumento gradativo de produção ao longo do tempo, o número de abates de aves e de produção de biodiesel tende a aumentar. Os estudos e pesquisas feitos pela empresa conseguiram com sucesso, uma economia da ordem de R$ 300.000,00 por mês pela substituição de 50% do diesel utilizado em sua frota pelo biodiesel produzido na própria companhia, conseguindo, dessa forma, recuperar em menos de um ano o investimento inicial de três milhões de reais.13 Tendo em vista o cenário de produção comercial de biodiesel, os rejeitos de frango não atingem percentuais de referência. Apesar da grande oferta de matéria-prima, ainda não há um interesse efetivo pelo seu uso, sendo preferencialmente utilizadas as gorduras bovinas para maior produção do biodiesel em escala nacional, quando se trata dos rejeitos industriais. A Figura 11 ilustra a produção brasileira de aves entre os anos 2002 a 2008, quantificando a disponibilidade dos rejeitos de frango para uma possível utilização na produção de biodiesel.

30000

Quantidade (x1000t)

25000 20000 15000 10000 5000 0 2006

2007

2008

Número de suínos

Figura 10: Abate brasileiro de suínos entre 2006 e 2008 Fonte: Adaptado do Sistema de Informações Gerenciais do Serviço de Inspeção Federal (Sigisf/MA), 2009.

12000

Quantidade (x1000t)

uma parcela significativa do percentual do total de matérias-primas usadas para a produção do biodiesel. No que se refere aos suínos, a maior produtora é a China, tendo produzido 48,5 milhões de toneladas, em 2005, segundo os dados da Associação Brasileira da Indústria Produtora e Exportadora de Carne Suína (Abipecs). Em seguida, vem a União Europeia com 21,5 milhões de toneladas, Estados Unidos com pouco mais de 9,4 milhões de toneladas e depois o Brasil, quarto maior produtor, com cerca de 3,1 milhões de toneladas no ano de 2005. Entre 2006 e 2008, a produção brasileira teve grande destaque no âmbito mundial. O Brasil manteve constante crescimento no número de suínos abatidos, com os valores mostrados na Figura 10, segundo dados do Sistema de Informações Gerenciais do Serviço de Inspeção Federal (Sigisf/MA). Com esse contínuo crescimento de produção, é possível perceber a forte disponibilidade de matéria-prima, não só no Brasil, como no mundo. Obviamente, quanto maior a produção, maior a quantidade de rejeitos oriundos dessa produção e do processamento industrial desses alimentos. No Brasil, existem projetos pioneiros para o aproveitamento dessa gordura (banha) de porco e outros resíduos para a produção não só de biocombustível como também os de biofertilizantes e biogás. Na cidade paulista de Caconde, situada na divisa com o sul de Minas Gerais, uma empresa aproveita todos os rejeitos do processamento da carne suína e os transformam em biodiesel, e a glicerina, subproduto da reação, é utilizada na produção de sabão, que é usado para a lavagem dos tratores.12 Apesar dos poucos casos de sucesso, não existe nenhum planejamento em nível nacional para o aproveitamento dessa gordura para a produção de biodiesel, e muitos desses rejeitos ainda são sumariamente descartados na natureza, sem qualquer tratamento. Quando se leva em consideração a produção aviária brasileira, o cenário é positivo. Ao longo dos anos, a produção vem crescendo e atingindo níveis equiparáveis aos maiores produtores. O Brasil é hoje o terceiro maior produtor de frango, segundo a Associação Brasileira dos Produtores e Exportadores de Frangos (Abef), atrás apenas dos Estados Unidos e da China. Tendo produzido em 2008 quase 11 milhões de toneladas, dentro de mais de 71 milhões de toneladas produzidas no mundo, atingiu o percentual de 15,3% da produção mundial, números esses que revelam o potencial do uso dessa matéria-prima para a produção do biodiesel. Desde 2006, uma empresa de frango produz biodiesel a partir dos rejeitos oleosos do frango, e com essa produção do biocombustível consegue economizar quando abastece sua frota de veículos. O abate de 260 mil aves por dia produzia 160 mil litros de biodiesel por mês, o que resultava na produção de

10000 8000 6000 4000 2000 0

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Produção de aves

Figura 11: Produção brasileira de aves entre 2002 e 2008 Fonte: Adaptado de Abef, 2009.

TN Petróleo 79

157

biodiesel

Atualmente, tanto no Brasil quanto no mundo, a produção de biodiesel de peixe é muito pouco explorada, apesar das elevadas quantidades produzidas e, por consequência, de resíduos. Estima-se que, por ano, são geradas cerca de 67 milhões de toneladas de resíduos no mundo. Com essa quantidade, seria possível a produção de cerca de 36 milhões de litros de biodiesel, os quais além da energia que poderia ser produzida, também seria possível diminuir uma série de problemas econômicos, sociais e ambientais em diversas localidades.14 Certamente, progressos estão sendo feitos, apesar de em ritmo lento. Em Honduras, uma companhia produz biodiesel a partir de tilápias, utilizando apenas os resíduos da produção dos alimentos desse peixe. No Brasil, as pesquisas avançam e resultados já podem ser visualizados. No Ceará, o óleo extraído também da tilápia já é utilizado para a produção de biodiesel, ainda que não em escala comercial, pelo Projeto da Fundação Núcleo de Tecnologia Industrial do Ceará (Nutec). Esse projeto foi implantado com o objetivo de estudar, especificar, desenvolver e implantar, de forma viável e eficiente, equipamentos e processos inovadores da extração e beneficiamento dos resíduos oleosos de peixe para a produção de biodiesel.15 O açude Castanhão, maior reservatório hídrico do Ceará, tem capacidade para produzir 32 mil toneladas de tilápia por ano, gerando 140 mil litros/ano de biodiesel, o que corresponde a 20% do potencial estimado para o estado. Tendo em vista que as vísceras da tilápia têm sido descartadas na natureza, causando graves problemas ambientais, o seu aproveitamento para transformação em biodiesel é uma solução bastante viável. No Brasil, as tilápias correspondem a 38% da produção de peixes. Até 2011, a expectativa do Ministério da Pesca e Aquicultura é de que a produção total atinja a meta de cerca de 1,4 milhão de toneladas, o que mostra também o potencial dessa matéria-prima, hoje ainda pouco explorada.16 Outra matéria-prima que pode ser utilizada para produzir biodiesel e que primariamente é descartada é o óleo de cozinha usado. Ainda hoje, grande parte do óleo usado para fritura e preparo de alimentos é descartado de maneira indevida, pelos ralos das cozinhas domésticas, dos estabelecimentos comerciais, como bares, restaurantes, cozinhas de hotéis e das indústrias de alimentos. De acordo com a Sabesp, cada litro de óleo despejado no esgoto possui capacidade para poluir cerca de um milhão de litros de água – essa quantidade é correspondente ao consumo de uma pessoa durante 14 anos.17 Dessa forma, sua reciclagem é muito interessante para o meio ambiente. Estima-se que apenas no Distrito Federal, a quarta cidade mais populosa do Brasil, sejam utilizados 24 milhões de litros de óleo por ano, e 50% são jogados pelos ralos das pias.18 É correto pensar que em cidades como São Paulo, Rio de Janeiro ou Salvador, as três mais 158

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populosas do país, o consumo e, consequentemente, o descarte, sejam muito maiores. Pelo Brasil, existem diversos programas de coleta seletiva desse óleo: em cada lugar é dado um destino apropriado a ele. Em muitos lugares, o óleo é utilizado para fazer sabão, complementando a renda de muitas famílias. Em outras localidades, ele é utilizado na produção de biodiesel, geralmente para abastecimento regional, muito pouco utilizado em níveis comerciais. A Figura 4 mostra que os 0,12% de biodiesel produzido no Brasil a partir do óleo de fritura é ainda uma parcela muito pequena perto das demais matérias-primas. Apesar de sua aparente insignificância, os milhares de litros de óleo que foram utilizados para produzir esse percentual de biodiesel não tiveram como fim o esgoto ou os rios, que são usualmente os destinos dessa matéria-prima, significando assim apenas o início do que pode vir a ser uma fonte promissora no futuro.

Considerações finais O uso de fontes de energia renováveis tem alcançado patamares cada vez mais elevados nos ramos de produção e pesquisa. O biodiesel é um dos resultados da pesquisa e do desenvolvimento e hoje é referência de energia sustentável e limpa, pelo fato de ser biodegradável, poluir menos e ser de origem de óleos vegetais e/ou gorduras animais. A rota química para obtenção do biodiesel pode ser a transesterificação com catalisador básico, como também catalisadores ácidos, ou ainda realizar esterificação, hidroesterificação, craqueamento catalítico, microemulsão, pirólise ou decomposição térmica. Contudo, a reação de transesterificação é, de longe, a mais utilizada em escala industrial. No Brasil, a soja representa um percentual acima de 70% da matéria-prima utilizada para produção de biodiesel. Com números bem menos expressivos, a gordura bovina variou de 10 a 25%, enquanto que o óleo de algodão e outras matérias-primas atingiram cerca de 5%. Em relação ao álcool utilizado, o metanol é o predominante. Apesar da grande oferta de etanol no Brasil, o metanol possibilita uma reação mais rápida, e propicia uma etapa de separação de fases (glicerol e biodiesel) em menos tempo e seu fator de conversão é ligeiramente maior. O uso da gordura animal proveniente do abate de bovinos e suínos, assim como o uso dos óleos oriundos de aves e peixes para a produção do biodiesel é uma área de pesquisa em constante crescimento, associado ao fato de se poder atribuir um valor agregado a rejeitos de processos industriais, ou simplesmente transformar resíduos que seriam descartados em fonte de energia.

biodiesel no brasil e no mundo

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informação que repercute

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exploração

A exploração do petróleo

no regime de partilha Recentemente foi instituído pela Lei 12.351/101 o novo marco regulatório para exploração e produção de petróleo, gás natural, e outros hidrocarbonetos fluidos, localizados na camada do pré-sal e em áreas que venham a ser consideradas estratégicas.

Lei inova, com a introdução de um novo regime jurídico de partilha na exploração das reservas nacionais, permitindo uma maximização de resultados e redução de riscos ao Estado, que poderá manter maior controle estratégico sobre a produção. O que resta saber é se esse poder de controle é, de fato, sinônimo de benefícios ao Estado.

O cenário do novo marco regulatório Antes de mais nada, devem os conceitos mais básicos ser entendidos para que outras questões de maior relevância possam ser compreendidas. Entende-se por ‘marco regulatório’ o conjunto de normas e de leis que regulamentam determinada matéria, nesse caso, a exploração e produção de gás, petróleo e hidrocarbonetos fluidos localizados na camada do pré-sal. No Brasil, o novo marco regulatório chegou em um momento de necessidade de adaptar a legislação existente à nova realidade do mercado. A Lei de Petróleo, Lei 9.478/97,2 contemplava um período totalmente diferente do atual. Hoje, o país é autossuficiente na produção de petróleo e as descobertas das grandes reservas do pré-sal colocam o Brasil como potencial grande player no mercado internacional. Diante da nova situação econômica, do desenvolvimento tecnológico e das novas descobertas, houve necessidade de atualização do arcabouço jurídico regulamentador da matéria para que as reais e atuais necessidades fossem apreciadas. Assim é que, com a nova sistemática, o Governo pretende ter mais controle do mercado – pois participará de forma mais direta da exploração, tentando assim fazê-lo alicerçado em alguns pontos fundamentais: 1) a criação de uma empresa estatal (Petro-Sal);3 2) a definição do sistema de partilha de produção para a exploração e produção de petróleo e gás; 3) a criação de um Fundo Social;4 4) e a cessão onerosa à Petrobras para exercer as atividades de produção e exploração de determinadas áreas do pré-sal.

Regime de concessão x regime de partilha

Guilherme Doval é sócio do Escritório Almeida Advogados.

Gustavo Batista é advogado do Escritório Almeida Advogados.

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Cada região do planeta possui condições e características próprias que lhes permitiram moldar regimes próprios que atendessem às suas necessidades. Contudo, hoje, são quatro os regimes de exploração e produção predominantes pelo mundo: a concessão, a partilha de produção, o acordo de participação e o acordo de serviço. Para o caso do Brasil interessa, especialmente, tratarmos da concessão e do regime de partilha. O primeiro é aquele classicamente adotado pelo Brasil – e também por outros países como Estados Unidos e Canada – o segundo é definido como regime de partilha, ora adotado no novo marco regulatório. Historicamente, o Brasil adota o regime de concessão para a exploração e produção de petróleo e gás, nos termos da Lei 9.478/97. Essa lei criou a

Riscos da partilha à brasileira O Brasil adotou um sistema no qual participa uma empresa estatal, a Petro-Sal, que tem por competência a gestão dos contratos de partilha celebrados. A estatal ainda indicará quantia correspondente à metade dos assentos nos órgãos de decisões relativos às operações dos campos de exploração, inclusive seu ritmo. Desta forma, o que se tem é um modelo de exploração no qual a participação do governo através de suas companhias (Petrobras e Petro-Sal) impacta diretamente nas atividades desenvolvidas mas, sobretudo, mantém nas mãos do governo as rédeas da política energética nacional.

Foto: Agência Petrobras

Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), criou o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), bem como proporcionou à Petrobras participar isoladamente no mercado, situação que, com a nova sistemática, muda muito. O novo marco regulatório, ao adotar o regime de partilha, abandona o de concessão, tradicionalmente praticado no Brasil, com objetivos claros: maior participação do Estado nas atividades de exploração de petróleo e gás, sobretudo por meio da Petrobras e da Petro-Sal. O regime de concessão, em regra, impõe os riscos da atividade praticada ao concessionário, bem como lhe atribui todas as despesas para implantação e gestão do negócio, ficando o governo ausente de qualquer participação e gestão no negócio. Neste cenário, o concessionário é proprietário do resultado direto que auferir de suas atividades, enquanto o governo tem como contraprestação (no Brasil) os bônus de assinatura, os royalties e a participação especial. Já no novo regime, o de partilha de produção, o Estado, neste caso a União, participará com sua empresa exploradora dos resultados auferidos pelo desempenho no negócio, dentro de critérios e regras preestabelecidos. Neste caso, a empresa assume desde logo os riscos do negócio, a começar da avaliação, do desenvolvimento e da exploração da atividade propriamente dita. Havendo êxito, os investimentos feitos pela empresa são ressarcidos em petróleo. Assim é que, diferente do modelo de concessão, na partilha a União permanece ‘dona’ do petróleo e efetiva sócia do negócio. O objeto da partilha, portanto, é o óleo excedente àquele necessário para pagar os custos de produção.

O princípio é nobre, o Estado pode definir o ritmo de produção e comercialização, executando sua política industrial e de preços, evitando o chamado ‘efeito Indonésia’ – nação que vendeu boa parte de sua produção quando o preço no mercado internacional era baixo e hoje é forçado a importar petróleo a grandes custos. No papel, o modelo é funcional. Todavia, as peculiaridades do nosso país deixam questões importantes em aberto. Um histórico de ineficiência do Estado na execução de suas atribuições, além de uma politização de estatais e agências reguladoras coloca em xeque os benefícios teóricos do modelo de partilha à brasileira. Isto porque, exceto por uma surpreendente mudança de postura da União, a tendência é que burocratas, e não técnicos de carreira, ocupem os assentos nos comitês operacionais que definirão as diretrizes da exploração. Não há razões para crer que, ainda que bem intencionados a defender os interesses do país, estes burocratas sejam capazes de analisar e compreender o complexo mercado internacional e assim tomar decisões mais acertadas. Num cenário de partilha, os objetivos de maximização de resultados são comuns entre União e parceiro, de modo que a capacidade técnica e conhecimento mercadológico do parceiro soam mais confiáveis que boas intenções de burocratas. Os objetivos estratégicos do Estado podem muito bem ser atingidos em outra esfera, definindo quando e como começar a explorar determinada reserva.

1. Lei 12.351/10: “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 no 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências”. 2. “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”. 3. A Petro-Sal será a representante da União nas áreas contratadas sob regime de partilha e em acordos para individualização da produção nos casos em que as jazidas da área do pré-sal e das áreas estratégicas se estendam por áreas não concedidas ou não contratadas sob o regime de partilha de produção. Fará a gestão dos contratos de partilha de produção e de comercialização do petróleo e gás natural da União. 4. O Fundo Social será uma fonte para recursos de realização de projetos e programas de combate à pobreza, cultura, estímulo à educação, sustentabilidade ambiental, inovação tecnológica e científica.

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biocombustíveis

O etanol celulósico NO BRASIL

Com o aumento da demanda mundial por combustíveis para transporte, faz-se necessário buscar alternativas mais sustentáveis. O etanol celulósico é uma importante fonte de combustível alternativo, e já é uma realidade em algumas regiões do mundo. O Brasil possui diversas vantagens para construir seu próprio mercado de etanol celulósico e se estabelecer como fornecedor de biocombustíveis para os mercados mundiais.

om o aumento da classe média – em diversos países em desenvolvimento – o setor de transportes continua crescendo. De acordo com o Panorama de Energia Mundial da OECD/IEA de 2009, os biocombustíveis registrarão o maior índice de crescimento entre as fontes de combustível alternativo até 2030. A demanda global por combustíveis com menor emissão de gases de efeito estufa (GHG) também está aumentando. Nos Estados Unidos, a redução de GHG baseada em biocombustíveis renováveis deve aumentar anualmente, assim que a Norma de Combustíveis Renováveis (RFS2) determinar um aumento no volume de biocombustíveis produzidos a partir restos agrícolas – celulósicos – ao invés do milho. Políticas semelhantes na Europa e na China também destacam a importância dos celulósicos, e devem reduzir a viabilidade de etanol produzido a partir de cana-de-açúcar para mercados de exportação.

A vantagem do Brasil O Brasil tem um grande potencial de matéria-prima celulósica para a produção de biocombustíveis. Um estudo realizado em 2010 por Niclas Scott Bentsen e Claus Felby, abordando os resíduos de safras existentes e do combustível de madeira (resíduos de outras aplicações industriais), apontou o Brasil como um dos líderes em disponibilidade da matéria-prima. Baseado no fato de que a capacidade agrícola do Brasil deve crescer, existe um potencial crescimento futuro. Além disso, o Brasil possui diversas vantagens para a construção de uma indústria de etanol celulósico, muitas delas não encontradas em outras partes do mundo, o que cria uma vantagem bastante competitiva. Cynthia Bryant é gerente Global de Desenvolvimento de Negócios da Novozymes (biomassa). É responsável pelo desenvolvimento do mercado global e gestão de negócios biomassa (etanol celulósico), gerenciamento de parcerias e colaborações na área de desenvolvimento de etanol celulósico em todo o mundo, a fim de ajudar os parceiros da empresa a desenvolver tecnologias de processo comercialmente viável para a indústria.

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Coleta de matéria-prima A coleta e o transporte eficiente de matérias-primas para as unidades de etanol envolvem vários desafios tecnológicos. Ainda assim, enquanto a coleta de matéria-prima celulósica é um grande problema em quase todos os lugares, o Brasil está na vanguarda nesse quesito. O bagaço da cana-de-açúcar, matéria-prima mais abundante no Brasil, já está dentro das usinas de produção de etanol.

Custos A colocalização de uma fábrica de etanol celulósico em uma unidade de etanol de cana-de-açúcar ajuda a diminuir os custos com o uso mais

eficiente dos equipamentos da unidade. Os custos operacionais, também, são reduzidos pelas vantagens da colocalização, como os recursos compartilhados. Além disso, uma vez que a coleta e o transporte da matéria-prima não são obstáculos, o custo do bagaço da cana-de-açúcar fica bem menor. Considerando que a matéria-prima é o insumo mais caro nos processos de etanol celulósico, o Brasil sai à frente, mais uma vez.

Modelo de negócios Produzir o etanol celulósico (do bagaço da cana) na mesma unidade de fabricação de etanol de cana-de-açúcar permite diversificar o portfólio da unidade com um produto notadamente relevate e sustentável no mercado futuro de biocombustíveis. A única coisa que impede a liderança brasileira do mercado de etanol celulósico é a falta de uma diretriz ou política governamental incentivando investimentos nessa tecnologia. Recentemente, isso mudou com os programas de financiamento do Finep e BNDES. Mas, no cenário atual, o Brasil está cerca de dois a três anos atrás dos Estados Unidos, da China e da Europa na expansão desse setor.

Os benefícios da colocalização A colocalização de uma unidade de etanol celulósico nas proximidades de uma unidade de etanol de cana-de-açúcar representa um projeto de maior valor agregado do que a simples construção de uma unidade padrão de etanol de cana-de-açúcar. A Novozymes desenvolveu, durante dez anos, um modelo baseado nos conhecimentos adquiridos pelo seu trabalho com a tecnologia do etanol e com a experiência adquirida com nossos parceiros brasileiros e internacionais. O modelo revela que, para uma fábrica com mínimo de 2,5 MMTCY (milhões de toneladas métricas de cana moída por ano), a colocalização de uma unidade de etanol celulósico gera um NPV melhor para o projeto se comparado com a construção de uma unidade apenas para a produção de etanol de cana-de-açúcar.

Atendendo às necessidades brasileiras O etanol celulósico também pode ajudar o Brasil a otimizar seus recursos agrícolas para a produção de biocombustíveis. A demanda nacional está crescendo com rapidez e deve chegar aos 60 BLY até 2015. Somente para atender a essa demanda, cerca de 103 unidades adicionais devem ser construídas. Ao colocalizar uma unidade de etanol celulósico com uma de etanol de cana-de-açúcar, a área necessária para construção pode ser reduzida em até 20%, mantendo o mesmo nível de produção. Isso se deve ao etanol adicional produzido a partir da biomassa. No total, essas possíveis economias de terreno equivalem a 20 unidades de cana-de-açúcar.

MMTCY (milhões de toneladas métricas de cana moída por ano)

Um futuro celulósico Atualmente, a tecnologia de etanol celulósico está sendo vendida em outras regiões do mundo. A M&G, localizada na Itália, inovou com a primeira unidade de fabricação em grande escala, com capacidade de 50 MLY e estimada para entrar em operação em 2012. Nos Estados Unidos, duas unidades de 100 MLY devem ser inauguradas esse ano. A comercialização será impulsionada pelos avanços tecnológicos, incluindo a apresentação das enzimas comercialmente viáveis. Em 2010, a Novozymes apresentou a primeira enzima celulósica comercialmente viável – a Cellic ® CTec2. Com a enzima, parceiros com os processos mais avançados atingiram um custo de enzimas de US$ 0,13/L. A Cellic permitiu otimizar seus processos para melhorar vários aspectos econômicos do processo, como porcentagens mais altas de sólidos totais. O resultado desses avanços tecnológicos é o surgimento de processos comercialmente viáveis. No Brasil, o trabalho realizado junto aos nossos parceiros e as tendências em avanços tecnológicos está reduzindo os custos de produção de etanol produzido à base de bagaço para fiquem muito próximos aos do etanol de cana-de-açúcar. A Novozymes possui diversos parceiros no Brasil, entre eles o CTC e a Petrobras. Nosso trabalho com o CTC permitiu reduzir em quatro vezes o custo do uso de enzimas. Isso foi obtido não apenas pela introdução de enzimas com desempenho maior, mas também pela colaboração aberta que ajudou o CTC a otimizar sua tecnologia de processos para obter um desempenho de custo de enzimas ainda maior. Acreditamos que o Brasil tem um futuro brilhante como fornecedor mundial de enzimas para a produção de etanol celulósico. Com o apoio do governo, nossos parceiros continuarão desenvolvendo a tecnologia e poderão começar a construção da primeira unidade de fabricação comercial no Brasil.

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controle e segurança

RFID na cadeia de petróleo e gás:

eficiência e controle total Risco de explosão, ambiente inóspito, variação de temperatura, precisão, controle, segurança produtividade, risco de vida são algumas palavras comuns no ambiente da cadeia de petróleo e gás que “aparentemente” não combinam com um frágil microchip, antenas e sistemas informatizados complexos – aparentemente é a palavra ideal, pois o RFID tem se mostrado um ótimo aliado tecnológico frente a todos esses desafios.

Alexandre Augusto Rosati é formado pela Universidade de Taubaté em Computação Científica; MBA em Gestão Empresarial pela Fundação Getúlio Vargas (FGV). É diretor de Engenharia de Projetos Especiais da Proxion Solutions; diretor de Operações e Desenvolvimento da Vexon IT Services. Tem experiência de mais de 12 anos no mercado de Identificação e Coleta Automática de Dados; especialista em redes de comunicação sem Fio pelo LIT-Inpe. E é especialista certificado em mobilidade corporativa, identificações com códigos de barras lineares e bidimensionais e RFID.

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RFID, acrônimo de Radio Frequency Identification (identificação por radiofrequência), foi desenvolvido inicialmente para diferenciar aeronaves inglesas das aeronaves inimigas localizadas pelos radares na Segunda Guerra Mundial. Essa tecnologia, ao longo do tempo, foi ganhando força em todos os mercados, principalmente naqueles em que se busca maior controle e identificações mais precisas. O grande apelo dessa tecnologia é permitir que sistemas informatizados reconheçam um objeto, previamente identificado com um microchip, e tomem ações necessárias no controle e gerenciamento dos processos. Parece um milagre tecnológico que solucionará todos os problemas de extração, industrialização e beneficiamento do setor de petróleo e gás em primeira vista ou algo que eliminará os erros e confusões humanas que acarretam a queda de produtividade e, consequentemente, a perda de milhões em lucratividade na cadeia. De fato, é um milagre quando empregado de forma responsável e aderente à cultura do processo. Processos que possuem essa aderência são aqueles nos quais os controles e a tomada de decisão são indispensáveis como, por exemplo, a logística de abastecimento offshore e o processo de manuseio de tubos de perfuração. A utilização do RFID nesses processos tem apresentado ganhos de produtividade significativos, pois com a identificação de contêineres, ferramentas, tubos de perfuração através de tags (microchips), o controle daquilo que é transportado para a plataforma ou qual tubo deverá ser utilizado no momento de perfuração acontece de forma precisa e previsível, de modo sistêmico. Outro processo no qual a tecnologia RFID tem se mostrado imprescindível é o da área de controle de inspeção de flanges, válvulas e tubulação em refinaria. A característica tecnológica do RFID está facilitando o processo no qual são necessários dados importantes para inspeção, como localização, seção, aumentando a precisão e a segurança da inspeção, inclusive de tubulações enterradas. O grande desafio para a tecnologia aumentar sua penetração na cadeia e crescer sua credibilidade consiste em estudar todos os possíveis gaps de aderência do RFID ao processo e assim tirar o falso estigma de ser frágil, de sua aplicação ser usada apenas no varejo e com um custo alto de ser implementada. Há grandes fabricantes de equipamentos RFID empenhados em otimizar seus produtos de modo a torná-los intrinsecamente seguros e com alta taxa de precisão de leitura. Para os tags, seus fabricantes prometem encapsulamentos resistentes a todas as intempéries que os ambientes da cadeia demandam. Contudo, são raros os integradores de soluções RFID que se preocupam em fazer um projeto do começo ao fim, ou seja, que estudem as reais necessidades do processo, determinem o melhor leitor e antena de acordo com a interferência do local, testem e indiquem o tag ideal ao processo de acordo com local, quantidade de dados e robustez e, o mais importante, analisem e garantam que os dados da operação cheguem aos devidos sistemas de planejamento e controle de forma a acompanhar a evolução tecnológica.

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graduação

A Era da

Soldagem e inspeção No passado, o sinônimo de uma carreira promissora e rentável era a realização de um curso de graduação, porém hoje não são apenas as universidades que possuem esses atrativos. Na realidade, muitas graduações não proporcionam o retorno financeiro esperado e, quando comparados aos cursos profissionalizantes, a relação custo x benefício é muitas vezes desanimadora.

André Lincoln é diretor-executivo do IWC Cursos. Técnico em mecânica pela Souza Marques e soldagem pelo Senai RJ, é graduado em engenharia de produção e atualmente cursa engenharia mecânica na Cefet RJ.

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ursos profissionalizantes na área de controle da qualidade em soldagem são bem interessantes e possuem um mercado muito promissor, no qual a carência de inspetores é uma realidade e os salários desses profissionais muito atraentes. A expansão desse mercado, com a construção de novas refinarias, polos petroquímicos, siderúrgicas, navios e a descoberta do pré-sal acabam reforçando a tendência. Essas profissões surgiram no Brasil nos anos 80, quando a Petrobras criou o Serviço de Qualificação e Inspeção (Sequi) órgão que começou a ministrar treinamento e aplicar provas de qualificação para esses profissionais. O que inicialmente era um controle interno da Petrobras tornou-se, a partir de 1992, sistemas nacionais de qualificação e certificação para as áreas de Ensaios Não Destrutivos e Inspeção de Soldagem operados, respectivamente, pela Associação Brasileira de Ensaios Não Destrutivos e Inspeção (Abendi) e pela Fundação Brasileira de Tecnologia da Soldagem (FBTS), ambos credenciados junto ao Inmetro. Tais sistemas foram criados com o objetivo de atender todo o mercado brasileiro, sobretudo o ligado à indústria do petróleo, gás e energia. Ao mesmo tempo, colocou o Brasil no mesmo nível de países como a Inglaterra, que possui o BINDT e o CSWIP, e os EUA, que possuem a ASNT e a AWS. A presença de inspetores qualificados é uma exigência contratual em obras da Petrobras. Com a iniciativa da empresa de querer triplicar o número de plataformas até 2020, a necessidade de profissionais capacitados nas áreas de petróleo e gás vai aumentar. Muitas vezes, a medição (faturamento) dos serviços executados fica vinculada à apresentação de relatórios de inspeção aprovando o que foi realizado. Com isso, as empresas contratadas ficam “obrigadas” a ter esses profissionais. No Industrial Welding Course (IWC) a procura por cursos nas áreas de petróleo e gás vem aumentando gradativamente e, com a descoberta do pré-sal, a tendência é de um crescimento ainda maior. O curso funciona como uma auto-escola: primeiro se aprende a dirigir e depois se faz a prova junto ao Detran. No nosso caso, ministramos o treinamento e depois o aluno inicia o processo de qualificação junto à Abendi ou a FBTS. O processo de qualificação é relativamente lento e, algumas vezes, pode passar de um ano. O candidato é submetido a uma bateria de provas e isso, sem dúvida, é um gargalo na formação desses profissionais, mas os que persistem e conseguem se qualificar são recompensados pela oferta de emprego e pelos salários oferecidos. Dentre os alunos do IWC, encontram-se tanto homens quanto mulheres com as mais diversas profissões, como advogados, fisioterapeutas, policiais e soldadores, entre outros. Os cursos possuem duração de um a dois meses, com grande flexibilidade de horários. Desde 2002 a empresa já formou mais de quatro mil inspetores. A era da inspeção de soldagem chegou para ficar e, para os próximos dez anos, a promessa é de muito investimento no setor de óleo e gás. Quem optar por essa profissão conseguirá colher bons frutos nesta década.

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fino gosto

por Orlando Santos

Mezzogiorno, a Itália na Praça XV

N Restaurante Mezzogiorno Rua do Mercado, 51 – Praça XV Telefone: 2253 0614

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Spaghetti Terra Nostra

o rico e bastante diversificado polo gastronômico em que se transformou a Praça XV e adjacências, um empresário pioneiro fiel à área (o que não fizeram outros, pois fecharam as portas ou se mudaram dali), e agora ao comemorar duas décadas, se prepara, com seu espaço renovado e reformado, para prosseguir oferecendo aquela que no seu entender é a marca registrada da casa, “a verdadeira cozinha italiana do Centro do Rio”. Estamos falando de Mário Micelli e do seu tradicional Mezzogiorno, instalado no andar superior de um antigo casarão, na rua do Mercado, 51, em cima de um dos mais novos restaurantes da área, o Adelos, por sinal também de propriedade desse italiano da Calábria, em sociedade com o português Carlos Laguna. Assim, dividindo seu tempo entre as duas casas, Micelli está sempre presente, recebendo seus fregueses tradicionais do Mezzogiorno, na hora do almoço, e os novos que chegam atraídos pela boa aceitação da comida do Adelos, e que tem seu horário estendido até altas horas da noite, em especial nos fins de semana. O Mezzogiorno

só funciona de segunda a sexta, na hora do almoço – como indica o nome em italiano. A consolidação da Praça XV como point gastronômico veio revelar que a determinação de Mário em manter em funcionamento o seu Mezzogiorno, primeiro nas imediações do Arco do Teles, onde permaneceu por 15 anos, e há 20 no atual endereço, estava certa, e ele vê com bons olhos a chegada de novas casas, como a Adega do Timão, próximo ao Adelos, e a permanência de antigas, formando o novo mapa da gastronomia da Praça XV. Tudo isso, ao lado de espaços culturais, como o Centro Cultural do Banco do Brasil, a Casa França-Brasil, o Paço Imperial, e o Centro Cultural dos Correios. Antigo convento de freiras no Brasil colonial, o prédio da rua do Mercado ainda guarda referências de época, como as suas minúsculas janelas. Abrigando o Mezzogiorno e o Adelos, o casarão se transformou no mais procurado de todos os restaurantes da área. O andar de cima, ocupado pelo Mezzogiorno, conta com um amplo salão, ar-condicionado central, e uma variedade muito grande no seu cardápio de comidas italianas. Encarnação Salles, a Dona Dêga, filha, Mara Salles Alguns desses pratos abraçada foram pela testados e aprovados pela equipe TN, entre eles o espaguete ao vôngole, a caldeirada mediterrânea, a lazanha bonissima, além de sobremesas especiais, tendo à frente o conhecido carro-chefe Tiramisu. Na porta do Mezzogiorno, o cartaz sugere que não é preciso ir à Itália para saborear a verdadeira comida de lá – ela está aqui bem perto de nós, na Praça XV!

Gnocchi a la Bohéme

Caldeirada Mediterrânea

Adega do Timão: a mais nova criação do chef Santos Do antigo endereço só restou a aparência daquele lugar que durante décadas foi considerado uma das melhores referências de boteco do Rio, primeiro como pé sujo e mais tarde revigorado como pé limpo pelas mãos de Paulinho e Mauro. Agora, a Adega do Timão está sob a direção do chef Santos (Joaquim Santos) que, com mais esta aquisição, fica à frente de nada menos do que quatro casas no Polo Gastronômico da Praça XV. O Timão, que funciona num belo casarão centenário de esquina na rua Visconde de Itaboraí totalmente reformado (ao lado do restaurante Cais do Oriente), colado aos centros culturais do centro, abre inclusive aos domingos, servindo tapas lusitanas, croquetes de presunto com chouriço, fritadas de vários recheios, e tantas outras iguarias saídas das mãos do competente Santos. Por tudo isso e depois de ter virado o centro das atenções da área, o chef Santos já está sendo rotulado pela mídia como o novo rei da Praça XV. Nada mais justo.

Adega do Timão – Rua Visconde de Itaboraí, 10 Telefone: 2263 9011

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Museu de Arte Moderna do Rio de Janeiro

Foto: Vicente de Mello

coffee break

Louise Bourgeois. A obra intensa e singular da mulher-aranha

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Fotos: 漏 Louise Bourgeois Trust

por Orlando Santos

5 Louise Bourgeois: o Retorno do Desejo Proibido Museu de Arte Moderna do Rio de Janeiro (Espaço Monumental) Abertura: 15 de setembro de 2011 Exposição: 16 de setembro a 13 de novembro de 2011 De terça a sexta, das 12h às 18h Sábado, domingo e feriado, das 12h às 19h (a bilheteria fecha 30 minutos antes do término do horário de visitação) Endereço: Av. Infante Dom Henrique, 85 Parque do Flamengo, Rio de Janeiro/RJ – CEP 20021 140 Telefone: (21) 2240 4944 www.mamrio.org.br

inalmente, chega ao Rio e aqui permanecerá até meados de novembro, a grande exposição de Louise Bourgeois – depois de São Paulo e Buenos Aires – e com o detalhe de que os cariocas poderão observar a gigantesca aranha Maman, de 9 m de altura, que não pôde ser instalada nas duas exposições anteriores. Aqui, a peça, que pesa cerca de 11 toneladas, ficará na área externa do MAM. A exposição intitulada Louise Bourgeois: o Retorno do Desejo Proibido, é a primeira grande individual de um dos mais emblemáticos nomes da arte no século XX. Louise participou de diferentes correntes artísticas, primeiro nos Estados Unidos, sob a influência do surrealismo, e a partir dos anos 1960 da escultura em metal, com grandes instalações que tratam de sexualidade, família e sociedade. Suas representações da maternidade, sob a forma de

aranhas, são algumas de suas obras mais conhecidas em todo o mundo. A exposição unirá um total de 113 obras – desenhos, pinturas, esculturas e instalações – concebidas de 1942 a 2009. O conjunto constrói um amplo panorama da produção da artista franco-americana, nascida em Paris em 1911 e falecida recentemente, em 31 de maio de 2010, aos 98 anos, em Nova York (EUA). Com curadoria de Philip Larratt-Smith, organização do Studio Louise Bourgeois (Nova York) e realização do Instituto Tomie Ohtake, a mostra vincula a obra de Bourgeois a alguns dos conceitos mais importantes da psicanálise. A partir de mais de mil folhas de papel, entre correspondências e escritos da artista, de 2004 e 2010, o curador investiga o legado psicanalítico em sua obra, na qual a artista compartilha parte de traumas e desejos de cura. Este arquivo inédito, detalhando a relação de Bourgeois com o mundo exterior, confirma a centralidade da memória em seu processo criativo. Composto de notas, registros de sonhos e anotações para esculturas, este repositório de textos, escritos no período em que a artista fez psicanálise, complementa os diários que manteve durante toda a vida. Segundo Larratt-Smith, os trabalhos de Bourgeois são formas que ela encontra para relacionar equivalentes plásticos a estados psicológicos. “Todas as obras foram escolhidas para destacar a persistente presença da psicanálise como força inspiradora e espaço de exploração em sua vida e obra”, diz o curador. Imaginário autobiográfico, fantasmas do pai, ecos da infância, o ser mãe, a histeria, gênero e representação fálica, o fisiológico, a dimensão onírica e o inconsciente estão presentes em seus trabalhos. Eles ativam um vocabulário ancorado em episódios de sua biografia, mas podem ressoar no corpo e na memória de qualquer espectador. Segundo Larratt-Smith, os surrealistas encontraram uma via de acesso ao imaginário do sonho enquanto a espontaneidade do gesto dos

expressionistas abstratos está ligada ao inconsciente, mas a arte de Bourgeois permite compreender de modo privilegiado a conexão entre o processo criativo e sua função catártica. O curador destaca que, para Louise, o artista, privado de poder na vida cotidiana, tem o dom da sublimação e se torna, portanto, onipotente durante o ato criativo, mas é também uma espécie de atormentado Sísifo, condenado a repetir o trauma infinitamente por meio da produção artística. Portanto, continua o curador, o processo criativo é assim uma forma de exorcismo, um modo de moderar as tensões e a agressão, um ato de catarse, além de ser, como a psicanálise, uma fonte de conhecimento. Ou ainda, como dizia a artista, “a arte é garantia de sanidade”.

6 (1) MAMAN, 1999 (2) ARCH OF HYSTERIA, 1993 (3) MAMELLES, 1991 (4) UNTITLED, 1970 (5) Louise Bourgeois trabalhando no SLEEP II, Itália, 1967 (6) FEMME MAISON, 1946-1947

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feiras e congressos

Setembro

5 a 7 – Austrália 6th Annual LNG World 2011 Local: Perth, Austrália Tel.: 00 603 2723-6736 Fax: 00 603 2723-6699 estherw@marcusevanskl.com www.lngworld-lse.com 8 a 9 – Casaquistão Caspian Offshore 2011 Local: Aktau Tel.: 007 727 239-6960 Fax: 007 727 239-6960 www.caspian-events.kz/mclass. php?sort=2 19 a 21 – Suiça 21st World Upstream Local: Genebra Tel.: +31 70 324-6154 babette@glopac.com www.petro21.com/events/?id=700 19 a 22 – Cingapura 12th Annual FPSO Asia Congress 2011 Local: Cingapura Tel.: 00 65 6722-9388 enquiry@iqpc.com.sg www.fpsoasia.com 20 a 22 – Brasil Rio Pipeline Conference & Exposition 2011 Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 21 2112-9077 Fax: +55 21 2220-1596 congressos@ibp.org.br www.riopipeline.com.br 21 a 22 – Polônia European Base Oils & Lubricants 2011 Local: Cracóvia Tel.: 0044 20 7981-2502 Fax: 0044 20 7593-0071 amichael@acieu.net www.acius.net/aci/conferences/euebl3.asp 23 – Noruega Oil & Gas Briefing Local: Stavnger Tel.: +44 (0) 20 7596 5076 www.oilgas-events.com evgeny.makushin@ite-exhibitions.com

28 a 30 – Cingapura 16th Asia Oil Week Local: Cingapura Tel.: 27 11 880-7052 amanda@glopac-partners.com www.petro21.com

Outubro

2 a 4 – EAU Middle East Petroleum & Gas Conference MPGC 2011 Local: Dubai Tel.: 0065 6338-0064 Fax: 0065 6338-4090 www.cconnection.org 3 a 5 – Holanda LNG Tech Global Summit 2011 Local: Roterdã Tel.: 0044 0 20 7202-7574 Fax: 0044 0 20 7202-7600 www.lngsummit.com 4 a 6 – Brasil OTC Brasil 2011 Local: Rio de Janeiro Tel.: 1 281 491-5908 Fax: 1 281 491-5902 info@otcbrasil.org www.otcbrasil.org 4 a 6 – Brasil Petrotech 2011 Local: São Paulo Tel.: 55 11 5585-4355 www.petrotech.com.br 9 a 11 – Arábia Saudita Petrochem Arabia Conference Local: Damman Tel.: 0044 203 328 6521 Fax: 0044 207 022 1722 www.petrochem-arabia.com

18 a 20 – Brasil Pernambuco Business 2011 Oil & Gas, Offshore, Shipbuilding Local: Porto de Galinhas, PE Tel.: +55 21 2112-9077 Fax: +55 21 2220-1596 congressos@ibp.org.br www.ibp.org.br 24 a 26 – Brasil Vitória Oil & Gas 2011 Local: Vitória, ES Tel.: +55 21 2112-9000 ibp@ibp.org.br www.ibp.org.br 25 a 27 – EUA Latin Oil & Gas 2011 Local: Miami Tel.: +44 20 7978 0081 garanda@thecwcgroup.com www.thecwcgroup.com

Novembro 7 a 10 – Brasil NNO – Niterói Naval Offshore Local: Niterói, RJ Tel.: (55 21) 2215-3207 maria.jose@nno.com.br www.nno.com.br/ 10 a 12 – Argentina V ExpoGNC 2011 Local: Buenos Aires Tel.: +54 11 4300 6137 info@expognc.com www.expognc.com

11 a 12 – Holanda Offshore Energy 11 Local: Amsterdam Tel.: +31 (0)10 2092600 Fax: +31 (0)10 4368134 www.offshore-energy.biz

24 e 25– Brasil 8º Seminário sobre Meio Ambiente Marinho Local: Rio de janeiro, RJ Tel.: (21) 2283 2482 www.sobena.org.br

10 a 13 – Argentina Argentina Oil & Gas – AOG 2011 Local: Buenos Aires Tel.: +54 11 4322-5707 Fax: +54 11 4322-0916 aog@uniline.com.ar www.aog.com.ar

28 a 30– Brasil Brazil Onshore 2011 Local: Natal, RN Tel.: (21) 2112-9000 ibp@ibp.org.br www.ibp.org.br

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opinião de Renato Dolabella, advogado da Dolabella Advocacia e Consultoria

O Cade

e o setor de petróleo

Cade é uma autarquia federal cuja competência encontra-se prevista na Lei 8.884/94. Juntamente com outros entes públicos, como a Secretaria de Defesa Econômica do Ministério da Justiça (SDE) e a Secretaria de Acompanhamento Econômico do Ministério da Fazenda (Seae), integra o chamado Sistema Brasileiro de Defesa da Concorrência. A Lei 8.884/94 define que o Conselho pode atuar de forma repressiva ou preventiva na defesa da ordem econômica, visando proteger toda a coletividade, com direito a um bom funcionamento do sistema econômico, de modo a gerar riqueza e bem-estar. Assim, destaca-se o tratamento jurídico dado pela Lei aos atos de concentração e às condutas consideradas infrações contra a ordem econômica. O caso da Shell/Cosan refere-se a um ato de concentração, que pode ser entendido como uma situação de mudança estrutural do mercado, como fusões e aquisições. A Lei 8.884/94 disciplina atos que possam limitar a livre concorrência ou resultar na dominação de mercado relevante, nos termos do seu artigo 54. Devem ser submetidos à apreciação do Cade os atos que envolvam empresa ou grupo de empresas que detenha participação igual ou superior a 20% de um mercado ou nos quais qualquer dos participantes tenha registrado faturamento bruto anual no último balanço equivalente a 400 milhões de reais, considerando o que foi apurado exclusivamente em território brasileiro. Os atos de concentração devem ser encaminhados para análise previamente ou em até 15 dias úteis de sua realização, sob pena de multa. Deve-se destacar que o Conselho tem manifestado entendimento no sentido de que tal prazo para envio do ato não se inicia necessariamente no momento de finalização da operação, sendo possível considerar que o marco inicial seja um fato anterior, como um pré-contrato ou o estabelecimento de direitos e obrigações entre as partes que já sejam capazes de afetar a competição entre as empresas. O Cade, de acordo com suas competências legais, poderá aprovar o ato, exigir o cumprimento de condições pelas empresas para que a operação possa

ser realizada ou até mesmo rejeitar integralmente a concentração. No primeiro caso, o órgão decide pela aprovação integral quando entende que a operação não é capaz de prejudicar a livre concorrência. No segundo, exige o cumprimento, por parte das empresas envolvidas, de certas condições destinadas a assegurar que a concentração não irá gerar redução de parte substancial da competição ou que seja criado um ambiente que permita a entrada de concorrentes potenciais nesse mercado. Ademais, nessa hipótese, as partes devem demonstrar que o ato de concentração é capaz de gerar eficiências econômicas (relacionadas com o aumento de produtividade, melhoria de bens ou serviços ou geração de desenvolvimento tecnológico, por exemplo), que devem ser partilhadas com os consumidores. Contudo, é necessário demonstrar também um equilíbrio entre meios e fins, de modo que o grau de concentração obtido seja o estritamente necessário para a obtenção de tais eficiências. O caso da Shell/Cosan enquadra-se na segunda hipótese, na qual a operação foi aprovada mediante restrições que devem ser cumpridas pelas partes, especialmente no que diz respeito à alienação de ativos e direitos relacionados a postos de abastecimento de aeronaves nos aeroportos do Galeão (RJ), Guarulhos (SP), Guararapes (PE), Pampulha (MG), Brasília (DF), Campinas (SP) e Curitiba (PR). A terceira possibilidade, de rejeição integral da operação pelo Cade, é mais rara. Historicamente, um dos casos de maior repercussão que se enquadrou nessa situação foi a aquisição da Garoto pela Nestlé. A decisão do Cade foi contestada judicialmente pelas partes e, até meados de 2011, ainda se encontra em juízo.

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Foto: Divulgação

Recente decisão do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) determinou que a Shell deverá alienar ativos da Cosan relacionados ao mercado de abastecimento de aviação. Esse fato pode despertar alguns questionamentos, especialmente no que diz respeito a que entidades formariam esse Conselho e qual o fundamento para que ele possa intervir em um contrato celebrado entre dois agentes no mercado.

Além dos atos de concentração, o Cade possui competência legal para coibir condutas ou infrações contra a ordem econômica, que podem ser entendidas como práticas que afetam o bom funcionamento do mercado, podendo gerar danos potenciais ou concretos a este. Ao reprimir tais condutas, o Direito busca proteger toda a coletividade, considerando que todos têm direito ao funcionamento adequado da economia, de modo a gerar resultados benéficos para a sociedade. Caso a conduta do agente no mercado configure uma infração à ordem econômica, nos termos da Lei 8.884/94, este poderá sofrer penalidades administrativas aplicadas pelo Cade. Para tanto, é preciso analisar os efeitos concretos ou potenciais que podem surgir da atuação da empresa, de modo a verificar se eles se enquadram em uma das hipóteses previstas nos incisos do artigo 20 da lei. A primeira hipótese legal fala sobre “limitar, falsear ou de qualquer forma prejudicar a livre concorrência ou a livre iniciativa”. Deve-se ressaltar que isso será uma conduta ilícita se tal restrição à concorrência for efetivada de forma desarrazoada. Caso a limitação seja oriunda de uma vantagem competitiva legítima detida pelo agente, não haverá nenhuma ilegalidade. Podemos dar o exemplo de uma patente, que é decorrente do trabalho de pesquisa e desenvolvimento praticado pelo inventor. É este quem investe na criação de uma novidade, buscando justamente uma vantagem competitiva sobre seus concorrentes. Nesse caso, a redução da concorrência poderia ser considerada razoável, pois se trata de um instrumento utilizado para fomentar a produção de inovações, na medida que garante ao titular a possibilidade de exclusividade de exploração da tecnologia. Não se enquadra, portanto, em ofensa à Lei 8.884/94, pois seria um ato decorrente da maior eficiência gerada pelo titular, que investiu em pesquisa e obteve vantagem lícita sobre os seus concorrentes. Ao contrário, situações como estruturação de cartéis ou fraudes a procedimentos licitatórios não são considerados pelo Cade como restrições legítimas, sendo passíveis de punição pelo Conselho por serem entendidas como infração à concorrência. Uma segunda hipótese legal se refere à dominação de mercado relevante de bens ou serviços. Porém, tal qual no primeiro caso, não haverá ilícito se a empresa obtiver um ganho de mercado – se este surgir de uma maior eficiência por parte do agente. O Direito não pune aquele que se destaca por ser o melhor na sua área de atuação, mas sim os casos nos quais determinada empresa ganha espaço com base em algum tipo de abuso ou ato indevido que possa afetar, de maneira artificial, o funcionamento normal que se espera daquele mercado. O artigo 20 da Lei 8.884/94 fala ainda em “aumento arbitrário de lucros” e “exercício abusivo de posição dominante” como efeitos que configuram uma conduta como infração contra a ordem econômica. Deve-se destacar que não há proibição à obtenção de lucros, mesmo porque vedar a lucratividade do empresário 174

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seria acabar com a própria finalidade da atividade que ele exerce. O que a norma legal define é o impedimento de uma fixação abusiva de preços que leve a um aumento arbitrário de lucros. Isso resultaria, consequentemente, em abuso de poder econômico para fins de enquadramento da conduta nas hipóteses previstas no artigo 20. Contudo, trata-se de uma hipótese rara, aplicável, em tese, a mercados que estejam sujeitos a algum tipo de regulação pública que afete os preços praticados. Já a questão do “exercício abusivo de posição dominante” também deve ser analisada de forma criteriosa. A legislação nacional não proíbe a existência de posição dominante por parte de uma empresa, mas sim que esta abuse de sua força no mercado de forma a restringir indevidamente a concorrência e atrapalhar o funcionamento adequado que se espera do setor. Caso a conduta se configure como uma infração contra a ordem econômica, o Cade pode adotar uma série de sanções, nos termos dos artigos 23 e 24 da Lei 8.884/94. Nesse âmbito, destaca-se a possibilidade de aplicação de multas contra a empresa, que podem variar de 1% a 30% do valor do faturamento bruto no seu último exercício, excluídos os impostos. Os seus administradores também podem ser punidos, com sanções que variam de 10% a 50% do valor que foi aplicado contra a empresa. No caso de reincidência, as multas são aplicadas em dobro. Além disso, o Cade também pode determinar, entre outras penas, a publicação de sua decisão em jornal de grande circulação, às custas do infrator, e a proibição de que este faça contratos com instituições financeiras oficiais, se beneficie de parcelamento de tributos federais, receba incentivos fiscais ou participe de licitações. No caso específico do mercado de petróleo, é importante lembrar que o fato de o Brasil possuir uma agência reguladora na área (ANP), não afasta a competência do Cade para atuar na defesa da livre concorrência. Na verdade, a própria Lei 9.478/97, que criou a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, estabelece que esta deve comunicar ao Cade e à SDE qualquer fato que possa configurar indício de infração da ordem econômica. Tal comunicação é uma tarefa cabível à Agência sem prejuízo do cumprimento das demais competências legais da ANP. Dessa forma, é possível perceber que o mercado brasileiro de petróleo, além de estar sujeito à regulação prevista na Lei 9.478/97, também se submete às normas de defesa da ordem econômica estabelecidas pela Lei 8.884/94. Esse ponto é de extrema relevância para os atuantes nessa área, pois a inobservância das regras de livre concorrência pode sujeitar os agentes a diversas penalidades, além do fato de que operações que gerem concentração no mercado devem ser analisadas pelo Cade. É preciso atentar para essas questões, de modo que as empresas presentes no mercado de petróleo possam exercer suas atividades de forma compatível com as normas de defesa da ordem econômica definidas na legislação nacional.