OPINIÃO
O Brasil entrando nos trilhos do liberalismo econômico Cristopher Lingle, economista e pesquisador acadêmico da Escola de Negócio da Universidade Franscisco Marroquim.
Cobertura Especial Rio Oil & Gas 2018 Tecnologia para acelerar retomada Evento: Panorama Naval 2018 da Firjan ANOS
Perspectivas do mercado até 2030 Indicadores
Ano XX • 2018 • Nº 122 • www.tnpetroleo.com.br
Opep reduz previsão de demanda
O ‘SAL’ da indústria
ESPECIAL: 5ª RODADA DO PRÉ-SAL
ARTIGOS Retomada de projetos impõe novos desafios a executivos do setor de óleo e gás, por Karim Warrak Descomissionamento offshore no Brasil, por Rafaela Furtado, Priscilla de Almeida Barnabé e Ana Beatriz Azevedo Loureiro ‘Ter ou Ser’ OEA no setor de Oil & Gas, eis a questão!, por Gustavo Valente
Entrevista especial:
Milton Costa Filho, secretário geral do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.
UnIBP aposta na energia do conhecimento
nossas redes sociais
sumário
14
edição nº 122 • 2018
Entrevista especial: Milton Costa Filho
UnIBP aposta na energia do conhecimento
18
24
Especial: 5ª Rodada do Pré-sal
O 'Sal' da Indústria
Cobertura Rio Oil & Gas 2018
Tecnologia para acelerar retomada 28 Álvaro Teixeira recebe Prêmio Leopoldo Miguez 29 Ações estratégicas para reforçar relações comerciais
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Caderno de Sustentabilidade
CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior
Com 568 parques
Alexandre Castanhola Gurgel
instalados em 12 estados, energia eólica ultrapassa marca de 14 GW
Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro
de capacidade
Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates
52
João Carlos S. Pacheco
Coffee Break
João Luiz de Deus Fernandes
100 anos de Athos Bulcão
José Fantine Josué Rocha 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
artigos 40 Retomada de projetos impõe novos desafios a executivos
do setor de óleo e gás, por Karim Warrak 42 Descomissionamento offshore no Brasil, por Rafaela Furtado, Priscilla de Almeida Barnabé e Ana Beatriz Azevedo Loureiro
50 ‘Ter ou Ser’ OEA no setor de Oil & Gas, eis a questão!, por Gustavo Valente
seções 4 editorial
32 eventos
6 hot news
34 perfil empresa
8 indicadores
38 caderno de sustentabilidade
30 produtos e serviços 31 pessoas
52 coffee break 56 opinião
Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa
Ano XX • Número 122 • 2018 Foto: ANP
editorial
Três em um
A
P-75, plataforma do tipo FPSO que entrou em operação em novembro, no campo de Búzios, não é apenas a segunda a entrar em atividade nes-
Rua Nilo Peçanha, 26/904 Centro – CEP 20020 100 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 3786-8365 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br
sa área de cessão onerosa no pré-sal da bacia de Santos em 2018 – a
primeira foi a P-74, em março. Com a entrega da P-76, prevista para seguir para o mesmo ativo em dezembro, a Petrobras poderá estabelecer alguns marcos: serão três unidades alocadas em um único campo no mesmo ano, a 200 quilô-
metros da costa. Um novo marco se o primeiro óleo da P-76, que teve mais de 70% de conteúdo local (15 dos 20 módulos foram construídos no Brasil), for extraído no primeiro trimestre de 2019: Petrobras vai estar agregando, em um espaço de doze meses, uma capacidade diária total de processamento de 450 mil barris/dia de petróleo e 21milhões m3 de gás a um único campo. Três em um também é o balanço dos leilões realizados pela Agencia Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em 2018: foram dois leilões em regime de partilha, com blocos do pré-sal arrematados pelo bônus total de R$9,92 bilhões e programa exploratório mínimo (PEM) de R$1,738 bilhão, e um BID de concessões, que rendeu maisR$8 bilhões em bônus e R$1,22 previstos em PEM. Os resultados dos leilões do pré-sal consolidam a internacionalização dessa nova fronteira, que hoje reúne operadoras dos cinco continentes, como veremos na matéria de capa dessa edição, assim como na matéria de cobertura da Rio Oil & Gas Expo and Conference. A presença dessas operadoras internacionais, bem como de mais de 500 marcas da cadeia produtiva global na Rio Oil & Gas 2018, na semana encerrada com o leilão, em setembro, apenas corrobora o que vem sendo repetido na última década: que o pré-sal se constitui em uma das maiores e mais incríveis descobertas dos últimos 50 anos. Principalmente devido à alta produtividade dos poços (30, 40 a 60 mil barris
DIRETOR EXECUTIVO Benício Biz - beniciobiz@tnpetroleo.com.br DIRETORA DE COMUNICAÇÃO Lia Medeiros (21) 99107-9603 liamedeiros@tnpetroleo.com.br EDITORA Beatriz Cardoso: (21) 99617-2360 beatrizcardoso@tnpetroleo.com.br RELAÇÕES INTERNACIONAIS Dagmar Brasilio: (21) 99361-2876 dagmar.brasilio@tnpetroleo.com.br DESIGN GRÁFICO Benício Biz: (21) 99124-3326 beniciobiz@tnpetroleo.com.br PRODUÇÃO GRÁFICA E WEBMASTER Luiza Medeiros luizamedeiros@tnpetroleo.com.br REVISÃO Guilherme Araújo DEPARTAMENTO COMERCIAL Rodrigo Matias: (21) 99532-7061 matias@tnpetroleo.com.br REPRESENTANTE NO RN Adênio de Carvalho Costa: (21) 99649-4855 | (84) 99846-8770 adenio@gmail.com ASSINATURAS (21) 99269-4721 assinaturas@tnpetroleo.com.br CTP e IMPRESSÃO Rio Tinto
de óleo por dia) que não somente posicionaram a bacia de Santos como a maior
DISTRIBUIÇÃO Benício Biz Editores Associados.
produtora do país, respondendo hoje por 51% da geração de óleo bruto, como
ISSN 1 415889-2
também vem revitalizando a de Campos, líder inconteste por mais de duas décadas e que hoje responde por 43% da produção (boa parte do pré-sal). Três em um também para a Petrobras, que nos três primeiros trimestres do ano registrou lucro líquido de R$ 23,7 bilhões (o maior valor desde 2011) e 4,7 vezes superior ao mesmo período do ano anterior. O EBITDA ajustado (lucro antes de juros, impostos, deprecia-
Filiada à ANATEC Os artigos assinados são de total responsabilidade dos autores, não representando, necessariamente, a opinião dos editores. TN Petróleo é dirigida a empresários, executivos, engenheiros, geólogos, técnicos, pesquisadores, fornecedores e compradores do setor de petróleo.
ção e amortização) atingiu o recorde histórico, de R$ 85,7 bilhões, e o lucro operacional somou R$ 51,5 bilhões – um aumento de 39% em relação ao mesmo período de 2017. Com todos esses resultados, o que se espera é que a indústria consiga retomar sua trajetória rumo ao crescimento, a despeitos dos descaminhos da política brasileira. Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores
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TN Petróleo 122
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hot news
O ECONOMISTA Roberto Castello Branco foi escolhido para assumir o comando da Petrobras por indicação de Paulo Guedes, confirmado para o Ministério da Economia (que deve englobar Fazenda, Planejamento, Indústria e Comércio Exterior). A informação foi divulgada hoje (19) pela equipe de Guedes. Castello Branco é economista, com pós-doutorado pela Universidade de Chicago e “extensa experiência nos setores público e privado”. Já ocupou cargos de direção no Banco Central e na mineradora Vale, fez parte do Conselho de Administração da Petrobras e desenvolveu projetos de pesquisa na área de petróleo e gás.
Foto: Dibulgação
Roberto Castello Branco vai assumir presidência da Petrobras
O futuro presidente da Petrobras é diretor do Centro de Estudos em Crescimento e Desenvolvimento Econômico da Fundação
Getulio Vargas. O atual presidente da estatal, Ivan Monteiro, permanece no comando até a nomeação de Castello Branco.
Ocyan conclui primeira fase de treinamento de fornecedores sobre Código de Conduta A OCYAN CONCLUIU em novembro a primeira fase do seu programa de treinamento de fornecedores, que incluiu 33 empresas nacionais e internacionais, selecionadas pela área de Conformidade. O treinamento foi realizado por meio de uma plataforma digital inovadora lançada pela empresa em julho deste ano, com o objetivo de capacitar fornecedores de materiais, prestadores de serviços e parceiros em geral nos conceitos previstos no Código de Conduta da Ocyan para Terceiros. O treinamento busca orientá-los em relação ao comportamento esperado no âmbito do relacionamento comercial com a empresa. O e-learning para terceiros compõe o processo de due 6
TN Petróleo 122
diligence de integridade, que avalia os riscos de contratação de empresas terceirizadas ante à sua contratação. Ao longo deste ano, o treinamento, que já está disponível em português e inglês para o público externo no site da Ocyan, mediante a solicitação de login de acesso (http://www.ocyan-sa.com/pt-br/fornecedores), está sendo expandido para cerca de 3 mil terceiros que se relacionam comercialmente com a companhia, tornando-se obrigatório, a partir de 2019, previamente à execução de contratos. O treinamento oferecido pela Ocyan é uma solução inovadora no mercado em se tratar de treinamento para fornecedores. “O material é atrativo, objetivo e de fácil
compreensão, sendo desenvolvido especificamente para este público, que é parte integrante da cadeia de valor da empresa. Ele é focado em situações práticas que podem ocorrer ao longo de um relacionamento comercial”, destaca Nir Lander, Chief Compliance Officer (CCO) da Ocyan. O CCO informa que a busca por melhorias é um processo contínuo na área de Conformidade. “Visamos alcançar a excelência no que fazemos e isso significa avaliar constantemente a efetividade do nosso programa, realizar eventuais ajustes quando necessário e estimular a equipe a pensar fora da caixa. Felizmente a nossa estratégia tem dado certo”, comemora.
Consumo de etanol hidratado cresceu 48,7% em MS
O CONSUMO de etanol hidratado (combustível utilizado em carros flex) neste ano, de janeiro a setembro, atingiu 91,6 milhões de litros em Mato Grosso do Sul, um crescimento de 48,7% comparado ao mesmo período acumulado do ano passado. Os dados são da Agência Nacional
do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Em contrapartida, o consumo da gasolina C caiu 8% com relação a 2017, sendo comercializados 409,7 milhões de litros de janeiro a setembro. No mês de setembro, foram consumidos 55,5 milhões de litros, enquanto que no mesmo mês do ano passado o consumo alcançou 64 milhões de litros, queda de 13%. Para o presidente da Associação de Produtores de Bioenergia de Mato Grosso do Sul (Biosul), Roberto Hollanda Filho, o etanol tem se tornado cada vez mais competitivo frente à gasolina e isso reflete em toda a cadeia, desde a produção até o consumo. "A paridade com a gasolina favoreceu o consumo do etanol, no entanto, a participação do etanol no mercado do Mato Grosso do Sul ainda é pequena com relação a outros Estados importantes na produção do combustível", considera. Em Mato Grosso do Sul, a comercialização do etanol hidratado
corresponde a 15% do mercado, enquanto em São Paulo já atingiu 52% e Goiás 53%. De toda forma, com essa maior demanda de consumo no Estado, o etanol hidratado aumentou sua participação no Ciclo Otto (nome genérico dado ao mercado de combustíveis que considera motores que utilizam etanol ou gasolina). De janeiro a setembro, o biocombustível cresceu em 4% a sua presença no mercado, comparado ao ano anterior. Ainda de acordo com dados da ANP, em Mato Grosso do Sul, a média de paridade no preço do etanol e da gasolina ao longo do ano foi de 79,8%. Em setembro, foi registrado o menor valor de paridade dos preços entre os respectivos combustíveis, que ficou em 74,2%.
Workshop: Integridade e Manutenção de Ativos Offshore A SOCIEDADE Brasileira de Engenharia Naval - Sobena é uma entidade técnica que congrega engenheiros, técnicos e outros profissionais atuantes na indústria naval, transporte aquaviário e setor offshore, com o objetivo de promover o desenvolvimento tecnológico do setor marítimo no Brasil, e contribuir na divulgação do conhecimento que envolve o setor, em suas diversas áreas. É fato conhecido que há muitos desafios associados à manutenção da integridade efetiva dos ativos para melhorar o desempenho operacional e manter
os níveis de produção offshore no Brasil. Os bons exemplos de integridade e manutenção de ativos estão focados nas melhores práticas atuais do setor, que foram desenvolvidas ao longo de muitos anos, mas também observam como a inovação e a tecnologia podem ajudar a moldar o futuro da manutenção offshore. Fundamentado nestas premissas, decidiu a Sobena realizar um Workshop sobre Integridade e Manutenção de Ativos Offshore, com o objetivo de reunirmos as principais partes interessadas, incluindo operadores, reguladores, cadeia
de suprimentos e especialistas do setor, para discutir alguns dos principais desafios que a indústria enfrenta hoje e como podemos usar o conhecimento e as boas praticas para encontrar soluções novas, econômicas e seguras para o futuro. O evento contará com o patrocinio master da Prosafe. Local: Rio de Janeiro Data: 28 de novembro de 2018 Realização: SOBENA – SOCIEDADE BRASILEIRA DE ENGENHARIA NAVAL Inscrições: www.sobena.org.br 21-2283-2482 ou 2263-9079 TN Petróleo 122
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indicadores tn
Opep reduz previsão de demanda MEMBROS DA Organização dos Países
evitar um possível excesso de oferta que
petróleo em 2019, conforme a economia
Exportadores de Petróleo (Opep) e seus
poderia pesar sobre os preços.
global desacelera e a oferta de produtores
aliados devem avaliar possível cortes de
No dia 13 de novembro, a Opep aler-
rivais cresce mais rápido que o esperado,
produção de petróleo no próximo ano, para
tou que poderá haver uma sobreoferta de
cenário que permitiria uma virada na política do cartel rumo a cortes de produção
Produção de países-membros da Opep e não membros – Novembro/2016 a Outubro/2018 Produção de países-membros da Opep
mb/d (Opep) 34
Outros países produtores
97.7 | 33.7
mb/d (total) 101 100 99 98 97 96 95 94 93
99.9 | 32.9
33 32 31 30 29 Set 18
Out 18
Jul 18
Ago 18
Jun 18
Maio 18
Abril 18
Fev 18
Mar 18
Jan 18
Dez 17
Nov 17
Set 17
Out 17
Jul 17
Ago 17
Jun 17
Maio 17
Abril 17
Fev 17
Mar 17
Jan 17
Dez 16
Nov 16
28
Produção da Petrobras de óleo, LGN e gás natural
Junho
Julho
Agosto
Setembro
Bacia de Campos 1.099,00 1.057,00 1.042,23
1.006,27
990,83
910,74
Outras (offshore) Total offshore Total onshore Total Brasil
852,00
873,00
856,82
875,33
875,33
836,64
1.952,00 1.930,00
1.899,05
1.881,60
1.785,54
1.747,38
135,57
132,76
130,10
130,45
2.090,00 2.065,00 2.034,63
2.014,36
1.915,64
1.877,83
Agosto
Setembro
138,00
135,00
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Abril
Maio
Junho
Julho
Bacia de Campos 21.287,00 20.645,00 19.016,44 18.959,20 18.318,65 17.051,37 Outras (offshore) 40.811,00 42.639,00 41.886,29 40.867,33 33.341,63 39.748,22 Total offshore
62.098,00
Total onshore
16.943,00 17.654,00 17.300,48 17.025,20 17.447,82 17.557,89
Total Brasil
79.041,00 80.954,00 78.203,21 76.851,73 69.108,10 74.357,49
Abril
63.283,00
Maio
60.902,73 59.826,54 51.660,28 56.799,59
Junho
Julho
Agosto
Setembro
58,00
59,00
60,16
65,52
79,15
86,04
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior
6.316,00
6.370,00
6.355,68
6.277,76 6.300,07 6.543,42
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior
2.682,00
2.671,00 2.624,08 2.600,21 2.466,55 2.470,08
(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom). Fonte: Petrobras
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TN Petróleo 122
que a demanda global por petróleo em 2019 deverá crescer em 1,29 milhão de barris por dia (bpd) – 70 mil bpd a menos que o previsto no mês anterior. É a quarta redução consecutiva nas previsões da Opep para a demanda. "Embora o mercado de petróleo tenha atingido um equilíbrio agora, as previsões
19.11.2018
-0,39 -0,78 Variação no período: -8,47%
BOVESPA (%) 19.10.2018
19.11.2018
-1,11 0,44 Variação no período: 4,40%
DÓLAR COMERCIAL* 19.10.2018
19.11.2018
3,752 3,714 Variação no período: 0,833%
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior
O relatório mensal da Opep estima
19.10.2018
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Maio
zembro, em Viena.
DJ OIL & GAS (%)
Período de 04/2018 a 09/2018
Abril
quando o grupo se reunir no dia 6 de de-
EURO COMERCIAL* 19.10.2018
19.11.2018
4,289 4,277 Variação no período: 0,635% *Valor de venda, em R$
para o crescimento da oferta fora da Opep
de petróleo que, nos EUA, atingiu recorde
em 2019 indicam volumes maiores, ultra-
semanal de 11,6 milhões de barris por dia.
passando a expansão na demanda mundial,
IEA – A produção de petróleo da Venezuela
levando a à ampliação do excesso de oferta
poderá em breve cair abaixo de 1 milhão
no mercado", apontou a Opep
de barris por dia (bpd), de acordo com o
O relatório observou ainda que o cres-
diretor-executivo da Agência Internacional
cimento da oferta de produtores não-Opep
de Energia (IEA), Fatih Birol, em entrevista
em 2018 foi estimado como sendo maior
à Reuters. "A produção da Venezuela está
do que se pensava anteriormente, com os
em queda livre e nós esperamos que ela
EUA, o Canadá, o Cazaquistão e a Rússia
em breve possa ir até abaixo de 1 milhão
destacados como os principais impulsio-
de barris por dia", afirmou Birol.
nadores do aumento.
A Venezuela, que faz parte da Organi-
O ministro da Energia da Arábia Sau-
zação dos Países Exportadores de Petróleo
dita, Khalid al-Falih, sinalizou que o país
(Opep), produziu no ano passado mais de
poderá reduzir em meio milhão de barris a
2 milhões de bpd, mas uma profunda crise
oferta diária aos mercados mundiais, mas
econômica e social derrubou a produção
teme que os cortes sejam inadequados
conforme milhões de pessoas deixam o
para compensar a crescente produção
país sul-americano.
PERÍODO: 19.10.2018 a 19.11.2018 | AÇÕES AÇÕES AÇÕES AÇÕES
PETROBRAS R$
R$
ON 28,94 27,71
R$
R$
PN 25,92 25,64
Variação no período: -3,28%
Variação no período: -0,23%
VALE (ON) 19.10.2018
R$
19.11.2018
56,53
R$
55,11
Variação no período: -2,46%
CPFL
BRASKEM
R$
R$
R$
R$
ON 16,65 16,70 PNA 54,35 53,34 Variação no período: 0,06%
Variação no período: -0,30%
PETRÓLEO BRENT (US$) 19.10.2018
79,78
19.11.2018
66,72
Variação no período: -15,85%
PETRÓLEO WTI (US$) 19.10.2018
69,12
19.11.2018
57,08
Variação no período: -16,85%
TN Petróleo 122
9
indicadores tn
FRASES
P-75 inicia operação no campo de Búzios, no pré-sal da bacia de Santos A PRODUÇÃO de petróleo e gás natural na área de Búzios 2,
"Espero que os preços (do petróleo) não subam de novo porque isso realmente não seria uma boa notícia para a economia global, que está muito frágil" Fatih Birol, diretor-executivo da Agência Internacional de Energia (IEA, na sigla em inglês).
"Do total de blocos oferecidos no mundo, 72 foram ofertados pelo Brasil nas rodadas que realizou desde 2016. Esses blocos representaram 75% de todos os bônus de assinatura pagos no mundo desde 2016. É impressionante quando a gente compara o sucesso que tivemos no trabalho de atração de investidores em relação a outros países. Em segundo, distante da gente, é o México." Décio Oddone, diretor-geral da ANP, redes sociais TN Petróleo, 13/11/2018.
"Esperamos que a Arábia Saudita e a Opep não cortem a produção de petróleo. Os preços do petróleo devem ser muito mais baixos com base na oferta!" Donald Trump, presidente dos EUA, nas redes sociais, 14/11/2018
Sobre a queda nos preços do petróleo: "Não há dúvidas de que a produção precisa de cortes, já que o mercado está com excesso de oferta", Carsten Fritsch, analista do Commerzbank, Folha de S. Paulo, 14/11/2018.
10
TN Petróleo 122
no pré-sal da Bacia de Santos, foi iniciada em 11 de novembro com a intalação da plataforma P-75, segunda unidade a operar no campo de Búzios. A plataforma, do tipo FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência de petróleo e gás), está localizada a aproximadamente 210 km da
juntamente a P-76, que deverá seguir
costa do estado do Rio de Janeiro, em
para o campo de Búzios em dezembro,
profundidade de 2.000 metros.
compoõem os seis sistemas previstos
Com capacidade para processar dia-
para este ano no Brasil, contribuindo para
riamente até 150 mil barris de petróleo
o aumento da produção da Petrobras no
e comprimir até 6 milhões de m³ de gás
horizonte do Plano de Negócios e Gestão
natural, a P-75 irá produzir por meio de
2018-2022.
10 poços produtores, tendo também sete poços injetores. O escoamento da pro-
Campo de Búzios
dução de petróleo será feito por navios
Búzios, descoberto em 2010, é o prin-
aliviadores, enquanto a produção de gás
cipal campo sob o contrato da Cessão
será escoada pelas rotas de gasodutos
Onerosa e iniciou produção em abril deste
do pré-sal.
ano por meio da unidade P-74.
A unidade é a quarta plataforma a en-
O regime da Cessão Onerosa reserva
trar em produção em 2018, após o FPSO
à Petrobras o direito exclusivo para ex-
Cidade Campos dos Goytacazes no campo
ploração e produção de até cinco bilhões
de Tartaruga Verde; a P-67 no campo de
de barris de óleo equivalente na bacia
Lula; e a P-74 no campo de Búzios. Essas,
de Santos.
R$ 1,3 bi de Juros sobre o Capital Próprio será pago aos acionistas O CONSELHO de Administração da Petrobras, em reunião realizada em novembro, aprovou a distribuição de remuneração antecipada aos acionistas da companhia sob a forma de Juros sobre o Capital Próprio (JCP), no montante de R$ 1,3 bilhão. O total a ser distribuído correspondente a um valor bruto de R$ 0,10 por ação, que será pago no início de dezembro, na proporção da participação de cada acionista e provisionado nas demonstrações contábeis do quarto trimestre deste ano, com
base na posição acionária de 21 de novembro de 2018. A Petrobras esclareceu que, a partir do primeiro dia útil após a data de corte (22 de novembro de 2018), as ações passarão a ser negociadas ex-juros sobre capital próprio na B3 e demais bolsas de valores onde a companhia está listada. A Petrobras lembrou, ainda, que sobre os valores de R$ 0,10 por ação ordinária ou ação preferencial referente ao JCP incidirá imposto de renda retido na fonte, mediante aplicação da alíquota cabível.
Cessão Onerosa: pré-sal poderá ser explorado por petroleiras privadas O Plenário pode votar o projeto de
ser votado nos colegiados. Um requeri-
que esses gastos devem corresponder a
lei da Câmara que permite à Petrobras
mento de urgência aprovado no dia 7 de
60% da receita corrente líquida (RCL) de
transferir a empresas privadas até 70%
novembro) levou a votação direto para o
cada ente.
dos seus direitos de exploração do
Plenário.
petróleo do pré-sal da bacia de Santos
O projeto do senador Dalirio Beber
A União tem a expectativa de uma
(PSDB-SC) mantém o mesmo percentu-
(PLC 78/2018), área em que a petroleira
receita de mais de R$ 100 bilhões com
al, mas deixa de fora da RCL as receitas
brasileira foi autorizada a explorar 5
a venda, pela Petrobras, do excedente
obtidas com royalties pela exploração de
bilhões de barris de óleo bruto por meio
do petróleo extraído do pré-sal com a
petróleo, gás natural e outros recursos
de cessão onerosa.
aprovação do texto.
minerais. O objetivo é evitar o inchaço
A Câmara aprovou o texto em julho.
Outro item na pauta é o projeto de
No Senado, a proposta foi distribuída às
lei do Senado que muda a forma como
perda de arrecadação de royalties. O
comissões de Constituição, Justiça e Ci-
municípios, estados e Distrito Fede-
texto prevê uma regra de transição
dadania (CCJ), de Assuntos Econômicos
ral devem calcular as despesas totais
de 11 anos. O relator na CAE, senador
(CAE) e de Serviços de Infraestrutura
com pessoal (PLS 334/2017). A Lei de
Fernando Bezerra Coelho (MDB-PE), é
(CI). Mas o PLC 78/2018 não chegou a
Responsabilidade Fiscal (LRF) prevê
favorável á proposta.
na folha de pagamentos quando houver
Precificação de combustíveis: ANP divulga valores de referência A ANP passou a divulgar todas as segundas-feiras a média semanal dos preços de paridade de importação (PPI)¹, para a gasolina, o diesel, o querosene de aviação (QAV) e o GLP, referente à semana anterior. O objetivo é fornecer aos consumidores uma referência de formação dos preços dos combustíveis no País, utilizando como base os valores divulgados pela S&P Global Platts. Para a gasolina, o QAV e o diesel, serão divulgados os preços de paridade de importação nos portos de Itaqui, Suape, Aratu, Santos e Paranaguá, incluindo os custos estimados de movimentação e armazenamento nos terminais que constam na Resolução ANP nº 743/2018. Os preços do GLP serão os referentes à PPI nos portos de Suape e Santos, considerando a mistura de 70% de propano e 30% de butano. No caso do diesel, os preços por região para efeito do pagamento da
subvenção econômica, segundo a fórmula de precificação estabelecida na Resolução ANP nº 743/2018, já são publicados na página sobre a Subvenção à comercialização de óleo diesel. Todos os preços divulgados não incluem tributos. Essa iniciativa faz parte do processo de aumento da transparência na formação e divulgação
de preços conduzido pela ANP para possibilitar que o consumidor possa entender e acompanhar a variação dos preços dos combustíveis. As informações serão publicadas semanalmente na página sobre Referência para precificação de combustíveis. É o custo do produto importado trazido ao país. TN Petróleo 122
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indicadores tn
A PETROBRAS apresenta um lucro líquido de R$ 23,7 bilhões nos nove primeiros meses deste ano, maior valor desde 2011 e 4,7 vezes superior ao mesmo período do ano anterior. O EBITDA ajustado (lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização) atingiu o recorde histórico, de R$ 85,7 bilhões, com margem de 33%. Esse desempenho se deve às maiores margens nas exportações e vendas de derivados no Brasil, impulsionadas pelo aumento do Brent e depreciação do real. Além disso, contribuíram para esse resultado o aumento nas vendas de diesel, a disciplina de controle de gastos e as menores despesas com juros, devido à redução do endividamento. No terceiro trimestre deste ano, alcançamos uma Taxa de Acidentados Registráveis (TAR) de 1,06, mesmo patamar do trimestre anterior. Mantemos o compromisso de observar o limite de alerta de 1,0. Em 27 de setembro foram firmados acordos com DOJ e SEC para encerramento das investigações das autoridades norte-americanas, no valor de R$ 3,5 bilhões, reduzindo os riscos para a companhia. Excluindo-se esses acordos, bem como os efeitos da Class Action, o lucro líquido seria de R$ 10,3 bilhões no trimestre e R$ 28 bilhões no acumulado do ano. “Nossos resultados financeiros comprovam que já estamos colhendo uma série de frutos decorrentes de nossa recuperação. É o terceiro trimestre seguido em que registramos lucro líquido”, disse o presidente da Petrobras, Ivan Monteiro. “Arrumamos a casa. A retomada do nosso crescimento é positiva não só para a Petrobras, como também 12
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Foto: Andre Ribeiro,/Agência Petrobras
Petrobras tem lucro líquido de R$ 23,7 bilhões, o maior valor desde 2011
para o país, uma vez que a empresa gera recursos para a sociedade por meio de tributos e participação nos lucros, contribuindo para o desenvolvimento do Brasil pela cadeia de valor do nosso negócio”, afirmou. Nos primeiros nove meses de 2018, a Petrobras gerou R$ 116,2 bilhões em tributos municipais, estaduais e federais, além das participações governamentais, e mais R$ 10,6 bilhões em participações nos lucros, totalizando R$ 126,8 bilhões. O endividamento líquido da companhia diminuiu 14% nos primeiros nove meses deste ano em relação a dezembro de 2017, atingindo US$ 72,9 bilhões em setembro, o menor nível desde 2012. Com a queda da dívida, a despesa de juros caiu de US$ 5,7 bilhões, nos nove primeiros meses de 2017, para US$ 4,5 bilhões, no mesmo período de 2018. Além disso, a gestão ativa da dívida possibilitou o alongamento do prazo médio para 9 anos, com taxa média dos financiamentos de 6,2%. A relação entre a dívida líquida e o EBITDA ajustado (geração de caixa) prosseguiu em queda, caindo de 3,67 dezembro de 2017
para 2,96 em setembro de 2018. Excluindo-se os recursos provisionados para o acordo de Class Action, a companhia apresentaria relação entre dívida liquida e EBITDA de 2,66, próxima à meta anunciada no planejamento estratégico de reduzir de 2,5 vezes até o fim de 2018. O lucro operacional atingiu R$ 51,5 bilhões, refletindo um aumento de 39% em relação ao mesmo período do ano passado. A companhia alcançou esse resultado apesar da queda no volume total de vendas de derivados no mercado interno e dos maiores gastos com participações governamentais. O Fluxo de Caixa Livre permaneceu positivo pelo décimo quarto trimestre consecutivo, totalizando R$ 37,5 bilhões no acumulado do ano devido ao aumento da geração operacional. Houve, ainda, maior realização de investimentos nos nove primeiros meses do ano, totalizando R$ 32,3 bilhões, 10% superior ao mesmo período do ano anterior. Desse total, 89% foram destinados para a área de exploração e produção.
Destaques Operacionais Nossa produção total de petróleo e gás natural nos nove primeiros meses de 2018 foi de 2 milhões 617 mil barris de óleo equivalente (boe), 6% menor em relação ao mesmo período de 2017. Esse desempenho se deve, principalmente, ao desinvestimento dos campos de Lapa e Roncador. Em comparação aos nove primeiros meses do ano passado, a produção de derivados no Brasil caiu 2% e a venda doméstica, 4%, devido à redução nas vendas de nafta para a Braskem e à perda de participação de mercado da gasolina para o etanol. As vendas de diesel, no entanto, aumentaram 6% devido ao ganho de market share e ao aumento da demanda. A companhia manteve sua posição de exportadora líquida,
com saldo de 272 mil bpd nos nove primeiros meses deste ano.
Outros destaques • Início da produção de três novos sistemas de produção no ano, com os navios-plataformas Cidade Campos dos Goytacazes no campo de Tartaruga Verde; P-74 no campo de Búzios e P-69 no campo de Lula, que entrou em operação no último dia 23/10; • Aquisição do bloco Sudoeste de Tartaruga Verde, na 5ª rodada de partilha promovida pela ANP; • Estabelecimento de parcerias com Equinor para negócios no segmento de energia eólica offshore no Brasil; com a Total no segmento de energias renováveis; com a CNPC, no projeto do Comperj e cluster de Marlim; e com a Murphy, para atuação no Golfo do México;
• Assinatura do Pacto de Integridade com outras 13 empresas da indústria de óleo, gás e biocombustíveis para aprimoramento das medidas de transparência e prevenção à corrupção; • Recebimento do montante de R$ 1,6 bilhão referente à segunda fase do programa de subvenção do diesel; • Adoção do mecanismo de hedge complementar para a gasolina, permitindo maior espaçamento nos reajustes de preços; • Ressarcimento à companhia de R$ 1,7 bilhão de recursos recuperados pela operação Lava-Jato; • Implementação do novo Plano de Carreiras e Remuneração, valorizando a mobilidade e a meritocracia; • Retomada da operação da REPLAN, com 50% de sua capacidade, após sinistro sem ocorrência de acidentados.
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entrevista especial indicadores tn
UNIBP APOSTA
NA
ENERGIA DO CONHECIMENTO por Beatriz Cardoso
Lançada oficialmente no final de setembro, durante a Rio Oil & Gas 2018, a primeira universidade setorial já nasce com um portfólio de respeito e a proposta de disseminar o conhecimento ‘do’ e ‘para’ essa indústria. “A UnIBP surge para desenvolver as competências essenciais para o profissional do setor de petróleo e gás, focando em um público externo”, destaca Milton Costa Filho, secretário-geral do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. Com parcerias com instituições como Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro (PUC-Rio), a Universidade de São Paulo (USP) e a Fundação Dom Cabral (FDC), a UnIBP surge demarcando a transição de um modelo tradicional de capacitação do instituto para um formato de aprendizado contínuo, focado nas necessidades dos profissionais que atuem – ou queiram atuar – no mercado de O&G. TN Petróleo – Por que o IBP decidiu criar uma universidade corporativa? Foi criada internamente ou teve suporte de outras instituições? Quais? Milton Costa Filho – A qualificação e o desenvolvimento dos profissionais que atuam no setor de petróleo e gás sempre permearam a história do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP). Milhares de profissionais de destaque do setor já passaram pelas nossas salas de aula ao longo de 60 anos de atividades. O IBP entende que o desenvolvimento profissional daqueles que atuam no 14
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setor é uma importante ferramenta para impulsionar a nossa indústria. Por isso lançou durante a Rio Oil & Gas 2018, maior evento da América Latina voltado para o setor de petróleo e gás, a UnIBP, uma universidade setorial.
que entendeu ser uma ação estratégica para o setor de petróleo, gás e biocombustíveis. A partir do momento que tivemos o aval da diretoria, começamos a trabalhar para estruturar a universidade setorial.
Quando o projeto começou a ser delineado e quanto tempo levou para dar o start? Durante os anos de crise, identificamos a oportunidade de contribuir ainda mais com o desenvolvimento futuro da indústria através da UnIBP. Levamos a proposta para a Diretoria,
A UnIBP já está oferecendo cursos ao mercado? A UnIBP atua majoritariamente no Rio de Janeiro, capital nacional da indústria de óleo e gás, além de já oferecer um portfólio de cursos em São Paulo. A universidade setorial irá ampliar sua atuação também para
Foto: IBP
Milton Costa Filho, secretário geral do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.
Salvador. O portfólio de soluções educacionais que oferecemos hoje foi remodelado para atender às premissas de ser uma universidade setorial. Cursos que não representavam mais a necessidade do setor saíram do portfólio, ao passo que, temas que continuam tendo grande demanda das empresas tiveram a sua metodologia pedagógica reformulada para atender à nova experiência ao aluno que a UnIBP se propõe. Adicionalmente, novas soluções já foram incorporadas ao nosso portfólio, como o MBE Energia - em parceria com a PUC RJ e o Nebosh IGC, em parceria com a Loss Control. Ambos integram o portfólio da Escola de Negócios da UnIBP e estão com turmas abertas.
Vocês também focam na qualificação in company... Esse é outro ponto importante: desenvolvemos uma nova metodologia de atendimento às empresas do setor, para formular soluções educacionais In Company 100% customizadas para as empresas, que foi apresentada em meados de setembro em primeira mão para as áreas de recursos humanos. E muita novidade ainda está por vir. Estamos desenvolvendo novas soluções junto a parceiros como USP e Fundação Dom Cabral – cujo contrato de parceria foi assinado na Rio Oil & Gas 2018 -, assim como a incorporação de novos temas que representam pontos críticos para o avanço do setor hoje.
Qual o maior desafio em implementar essa iniciativa, visto que tivemos quatro anos críticos, impactando inclusive o IBP? A indústria de petróleo e gás passa por um momento de transformação, e o desenvolvimento contínuo e veloz dos profissionais do setor é vital para o futuro dessa indústria. A UnIBP tem o objetivo de apoiar os profissionais e equipes do setor a se desenvolverem ao longo do tempo. Na minha visão, o maior aporte que damos ao mercado com a UnIBP é oferecer soluções que tragam conhecimento e reflexão sobre os temas críticos para a indústria hoje, e ao mesmo tempo, que lancem luz sobre o futuro. TN Petróleo 117 122 15
Milton Costa Filho, secretário geral do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis. indicadores tn
Até mesmo por que vivemos uma transição... Todo o setor está se reconfigurando em função dos avanços da tecnologia, do contexto de negócios no Brasil e no mundo, das necessidades relacionadas a temas como Segurança Operacional, Meio Ambiente, Compliance e Mobilidade. Diariamente, novas competências são necessárias para os profissionais que atuam nessa indústria e o IBP, como sempre esteve muito envolvido com os avanços ao longo de toda a cadeia de petróleo, gás e biocombustíveis, coloca, através da UnIBP, toda a sua inteligência setorial a serviço o do próprio setor, colaborando assim para a promoção de uma indústria mais competitiva, sustentável, ética e socialmente responsável. O que UnIBP difere das universidades corporativas existentes? A universidade setorial é a ampliação do já conhecido conceito de universidade corporativa. Nesse sentido, a UnIBP surge como a universidade do setor de petróleo e gás, oferecendo aprendizagem continuada para aqueles que atuam ou desejem migrar/ atuar na indústria. Sendo assim, diferentemente de uma universidade corporativa, que tem como objetivo a qualificação do público interno de acordo com a cultura de uma determinada empresa, a UnIBP surge para desenvolver as competências essenciais para o profissional do setor de
petróleo e gás, focando, portanto, em um público externo. Além disso, as aulas da UnIBP seguem uma metodologia pedagógica estruturada, possibilitando que os alunos tracem um caminho de carreira. A partir do agrupamento da indústria de petróleo e gás em diferentes blocos, a Universidade se divide em cinco escolas que irão oferecer cursos técnicos e não-técnicos em 35 áreas de conhecimento: E&P, Midstream e Downstream, Gás e Energia, Tecnologia e Inovação e Escola de Negócios. Com base nessas escolas e no mapeamento do perfil de cada profissional, a UnIBP irá oferecer também Trilhas de Aprendizagem, um caminho alternativo e flexível para promover o desenvolvimento dos profissionais. As Trilhas de Aprendizagem visam identificar e traçar os conhecimentos educacionais necessários para o desenvolvimento das competências do profissional. Há parcerias com outras universidades para reforçar a programação e o corpo docente? A UnIBP tem parceria com instituições que são referências no mercado, como PUC-Rio, Casa Educação, Loss Control, Fundação Dom Cabral, RSE, USP e Instituto Francês de Petróleo (IFP). Dessa forma, nos associamos a instituições referência em alguns temas que permeiam a necessidade atual, agregamos o conhecimento profundo do setor que só a UnIBP tem, e desen-
volvemos novas soluções totalmente formatadas para a necessidade da nossa indústria. O corpo de professores da UnIBP é composto de especialistas que estão em plena atividade profissional e são referência no tema em questão, garantindo conteúdo altamente atualizado e aplicável na prática. Qual a importância dessa iniciativa para a indústria brasileira? Nos últimos dois anos, acompanhamos mudanças significativas que transformaram novamente o Brasil em um país atrativo e competitivo aos investimentos do setor. Tivemos rodadas de licitação realizadas com grande sucesso e mudanças regulatórias que permitiram esse desenvolvimento, o futuro já está contratado! E para que o setor consiga cumprir o que está previsto, uma produção de 6,3 milhões de barris por dia em 2030, um dos maiores desafios são os recursos humanos. E a UnIBP vem justamente contribuir – com uma proposta inovadora – para que as empresas possam contar com capital humano qualificado e desenvolvido no tempo necessário.
Pilares da indústria A UnIBP incorpora parcerias em vigor no IBP, como a existente com a Casa Educação, que possibilita aos profissionais do setor o acesso a cursos de liderança baseados em estudos da Harvard Business Review, e com a Loss Control, que oferece a certificação NEBOSH (National Examination Board in Occupational Safety and Heath), reconhecida mundialmente pelos elevados padrões de exigência e qualidade na área de Segurança. 16
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Divididos em cinco escolas que refletem os principais pilares para o funcionamento da indústria – Exploração & Produção, Gás & Energia, Midstream & Downstream, Tecnologia & Inovação e Negócios -, as soluções educacionais da UnIBP têm formatos complementares e diversos, podendo ser oferecidos como workshop, webinar, de atualização, MBA, pós-graduação, entre outros. Também serão oferecidos cursos presenciais e a distância por meio de uma plataforma de e-learning.
O foco do IBP sempre foi impulsionar a indústria, dando suporte às mais diversas esferas de toda a cadeia que move o setor. E a formação profissional é um dos mais tradicionais serviços oferecidos pelo instituto, tendo capacitado milhares de pessoas durante 60 anos de atuação. Com o lançamento da UnIBP, seguimos garantindo o acesso ao melhor conteúdo dessa indústria, porém incorporamos no “hoje” o caminho para o futuro. Se você já atua na indústria ou pretende investir em uma carreira no setor, aqui é o lugar certo.
Descubra unibp.com.br
Avenida Almirante Barroso, 52 – 21º andar - Centro, Rio de Janeiro - RJ, Brasil | +55 (21) 2112.9000
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Grande
Agora a Educação do IBP é UnIBP. A universidade setorial da indústria de Petróleo, Gás e Biocombustíveis.
5ª rodada do pré-sal
O ‘SAL’ da indústria Produção crescente, poço com vazão recorde, alta produtividade, reservas gigantescas já provadas ou estimadas, com oportunidades já comprovadas de que é possível antecipar extração do primeiro óleo para garantir o retorno dos investimentos em tempo menor. Esses são os fatores que pesam na balança dos investidores, que arremataram todos os blocos do último leilão da partilha, com os BIDs do pré-sal somando um total de R$ 31,12 bilhões em bônus mais R$ 3,1 bilhões em investimentos mínimos para 13 blocos, que representam menos de 10% da área total do chamado polígono do pré-sal. É também o que alenta a cadeia produtiva, que, depois de três anos críticos, sonha com a demanda de bens e serviços para as mais de 60 plataformas previstas para os próximos anos pela própria Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Por Beatriz Cardoso
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Fotos: ANP
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5ª rodada do pré-sal
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Foto: TN Petróleo
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paráfrase da frase bíblica, livro que traz diversos sentidos figurados ao sal – tanto por sua capacidade de dar sabor e força, como de estabilidade, permanência (ele é um conservante poderoso), ajusta-se, como poucas, ao que o pré-sal representa para o Brasil e a indústria de óleo e gás. Os resultados dos cinco leilões específicos de blocos no pré-sal, que somaram até agora mais de R$ 34,2 bilhões entre bônus e investimentos mínimos previstos na data do leilão (mais do que superados no caso de Libra), não deixam dúvidas sobre a importância dessa nova fronteira que atraiu players dos cinco continentes. Mais ainda pelo fato de que foram leiloados até agora menos de 10% do chamado polígono do pré-sal, que tem aproximadamente 149 mil km2, estendendo-se de Santa Catarina até o sul do Espírito Santo, englobando as duas maiores bacias produtoras, Santos e Campos. A área total concedida nesses BIDs soma menos de 14,7 mil km2. Nem mesmo o regime de partilha, implementado após o primeiro BID do pré-sal, afugentou os investidores, que estão fazendo altos ‘lances’ em excedente da produção para a União, para arrematar blocos, como ocorreu na 5ª Rodada de Partilha da Produção, realizada no final de setembro, pela ANP. Os números do leilão, que arrematou 7 R$ 7,82 bilhões em bônus de assinatura e investimentos mínimos, deixaram claro que a aposta de todos é de que vão recuperar esses recursos mais rápido que em outras áreas disponíveis no mundo. Tanto que a oferta de excedente dos dois blocos mais disputados, fator determinante para definição do vencedor, foi de aproximada-
mente 64% (Pau-Brasil) e de 70,2% Saturno). Mesmo em uma indústria de risco, como a do petróleo, e em meio à discussão em torno de uma economia de baixo carbono, quem está disposto a desembolsar tantos milhões, como Shell, Chevron, ExxonMobil, QPI, BP Energy, Ecopetrol e CNOOC – companhias oriundas de quatro dos continentes, sendo que a australiana Karoon também tem ativos no pré-sal – é porque acredita recuperar com alto lucro esse investimento. Principalmente diante da alta produtividade dos poços do pré-sal, que depois de alcançarem a marca os 30, 40 mil barris/dia de petróleo, saltaram para 50 mil barris/dia, superando depois os 60 mil barris. Esse foi o volume registrado em setembro pelo único poço do campo de Mero, que extraiu uma média de 60,7 mil barris/dia de óleo de excelente API (ou seja, óleo leve)
nos chamados Testes de Longa Duração (TLD), que possibilitam a antecipação da produção de blocos em exploração. Tanto que a previsão é que o FPSO Pioneiro de Libra vá operar os Sistemas de Produção Antecipada (SPAs) subsequentes em outras áreas do campo.
A ‘isca’ das petroleiras O campo de Mero ocupa apenas um quarto do gigantesco Libra, com mais de 1500 km2 de área, mas que representa cerca de 1% da área total do chamado polígono do pré-sal, que tem aproximadamente 149 mil km2, estendendo-se de Santa Catarina até o sul do Espírito Santo, englobando as duas maiores bacias produtoras, Santos e Campos. Completando hoje um ano de operação, Mero tem seu óleo produzido por meio FPSO Pioneiro de Libra, primeira unidade dedicada a TLD que é equipada para injetar
5ª Rodada do Pré-sal – Resultado final o gás extraído. A plataforma do tipo FPSO, sigla em inglês, é uma embarcação que produz, armazena e transfere petróleo. Os resultados de Mero levam o consórcio operador, liderado pela liderado pela Petrobras (40%), em parceria com a Shell (20%); Total (20%) e as chinesas CNPC (10%) e CNOOC Limited (10%), a projetar o desenvolvimento acelerado de Libra, por meio de até 4 sistemas de produção definitivos nos próximos anos – com Mero1 previsto para 2020, menos de três anos após o início da produção. Durante a Rio Oil & Gas (veja matéria nessa edição), a Petrobras revelou que vai manter o FPSO Pioneiro de Libra na mesma locação até o final de 2019, quando o plano original era testar outros locais do campo. Segundo Fernando Borges, gerente executivo da Petrobras para o projeto de Libra (Mero), a nova estratégia é conectar outro poço de injeção de gás, já perfurado e completado, que está há apenas 1,5 km do campeão em produção, e desconectar o outro poço injetor, que está há 5 km. Sem infraestrutura para escoamento de
gás, é mandatório injetar esse energético até o momento em que possa ser extraído comercialmente. “Com o produtor de óleo e o injetor de gás mais próximos um do outro, será mais fácil monitorar o reservatório e testar a velocidade na qual o breakthrough de gás acontece em tempo real. Os nossos parceiros reconheceram a importância de reduzir esse risco porque, quando o gás chega ao poço produtor, ele reduz a quantidade de óleo produzido”, pontuou Borges. Também está prevista a conexão de um segundo poço produtor ao FPSO. “Ter dois poços de produção de óleo em operação simultaneamente nos dará mais informações do reservatório. Tudo o que precisamos fazer é reduzir a vazão de cada poço para até 25.000 bpd”, observou.
Com elevadas vazões e pressões, presença expressiva de gás associado ao óleo, e alto teor de CO2 em Libra, tem demandado soluções tecnológicas de ponta, que fazem desse um dos mais robustos projetos offshore da indústria mundial. Com lâminas d´água que variam de 1700 a 2400 metros, e profundidades totais que chegam a 6 mil metros, esse empreendimento tem um reservatório dos mais produtivos do mundo, com colunas de óleo que superam 400 metros de espessura. O que faz aumentar as apostas em torno do pré-sal.
Bacias prioritárias Essa expectativa de retorno rápido do investimento e, para tanto, aceleração dos projetos, que representa o ‘sal’ da indústria para uma
Quadro de projetos da Pré-sal Petróleo:
*Os contratos da 4ª e 5ª rodadas de licitação ainda não foram assinados. TN Petróleo 122 21
5ª rodada do pré-sal
Leilões do Pré-sal (Concessão e Partilha)
cadeia produtiva que amargou um período de ‘seca’ de mais de três anos, período da pior crise da história desse setor no país, desde a descoberta dos primeiros campos gigantes na bacia de Campos. É o que ficou demonstrado na Rio Oil, & Gas, realizada na mesma semana do leilão, e que reuniu toda a cadeia de fornecedores bem como as principais operadoras do mundo. As apostas de demanda crescente são altas, principalmente com a previsão do diretor geral da ANP, Décio Oddone, de que vão ser demandas no mínimo 60 plataformas, entre as previstas e as que vão ser definidas nos projetos de desenvolvimento dos campos obtidos nos leilões da partilha. Ainda que o período exploratório mínimo seja de sete anos, os resultados obtidos pela Petrobras e parceiras no pré-sal gerou a expectativa de que as operadoras vão antecipar a produção. O que significará forte demanda de bens e 22
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serviços tanto na fase exploratória (há quem aposte dentro da ANP que as 24 sondas hoje em operação no país vão mais do que dobrar nos próximos anos) bem como na de desenvolvimento. O que significa sistemas completos de produção, do poço ao topside. E isso vai acontecer nas duas principais bacias produtoras, Santos e Campos. Essa última, perdeu a liderança no ranking da produção nacional, mas não a realeza. Ela hoje responde por 43% do petróleo extraído no país e 17% da produção de gás natural, contribuindo com cerca de 230 mil barris equivalentes por dia (boe/d) na produção do pré-sal, que em setembro totalizou 1.783 mil boe/d. Vários campos foram praticamente revitalizados pelo pré-sal, como os que compõe o Parque das Baleias. Tanto é verdade essa realeza que a bacia teve um bloco leiloado no último BID, com a Petrobras manifestando antecipadamente
seu direito de preferência para ser operadora, conforme prevê a Resolução do Conselho Nacional de Política Energética - CNPE n.º 06/2018. Resultado: Sudoeste Tartaruga Verde foi arrematado pela estatal com o menor excedente de óleo já oferecido (10,1%) e ágio zero, pelo bônus de RS70 milhões. O bloco, assim como os demais leiloados, segundo o edital, está em bacia de elevado potencial. E seu reservatório se estende para área hoje já sob contrato de concessão (Tartaruga Verde), o que impõe a adoção de procedimento de individualização da produção (unitização) de petróleo e gás natural. O interessante é que Tartaruga Verde, desde 2016, está no plano de desinvestimento da Petrobras. Em abril desse ano, a estatal publicou fato relevante referente à cessão de 50%, sem transferência da operação, de seus direitos e obrigações de exploração e produção do campo de Tartaruga Verde (concessão BM-C-36) e do Módulo III do campo de Espadarte, ambos localizados em águas profundas nessa bacia. Uma das jazidas do campo, Tartaruga Mestiça, se estende além do limite da concessão BM-C-36 e já possui Acordo de Individualização da Produção (AIP) assinado com a PPSA (com 30,65% de participação, e a Petrobras, com 69,35%). A australiana Karoon já anunciou seu interesse nesse ativo que começou a produzir em junho desse ano, por meio do FPSO Cidade de Campos dos Goytacazes, com capacidade de processar diariamente até 150 mil barris de petróleo e 3,5 milhões de metros cúbicos de gás e de compressão de 5 milhões de metros cúbicos de gás.
Resultados esperados A disputa pelos blocos da bacia de Santos no leilão já era espera-
Percentuais mínimos de conteúdo local global da. Assim como as operadoras que iriam se posicionar nesse BID. A Joint venture Shell Brasil e Chevron, cada uma com 50%, pagaram R$ 3,125 bilhões por Saturno, vencendo o certame ao oferecer 70,2% de excedente de óleo para a União. Bem acima dos iniciais 17,54%, registrando um ágio de 300,23%, O que mostra mais uma vez que tem aposta alto é porque acredita em alto retorno. Mesmo ficando com 30% de excedente ExxonMobil perdeu na disputa por Saturno mas levou, juntamente com a QPI, de Qatar, o bloco de Titã. A gigante norte-americana (64%) e a empresa do emirado do Oriente médio (36%) , pagaram o mesmo valor de bônus, mas com uma oferta menor de excedente: 23,49%. O maior bloco de todos em tamanho, Pau-Brasil, foi arrematado pelo consórcio da britânica BP (50%), a chinesa CNOOC (30%) e a persistente Ecopetrol (20%), que pagou R$ 500 milhões de bônus e derrubou a Petrobras, a francesa Total e a outra chinesa, CNODC, ao oferecer 63,79% de excedente (um ágio de 157,01% em relação ao mínimo fixado, de 24,82%.
Primeiro leilão da partilha com 100% de áreas oferecidas arrematadas (o primeiro, de Libra, não era partilha), a 5ª rodada foi vista como um sucesso pelo secretário executivo do Ministério de Minas e Energia, Márcio Félix, destacando o lance do consórcio integrado pela Petrobras, sem que ela tivesse exercido o direito de preferência (o que pode ter ocorrido por falta da consolidação de parceria no prazo). Já Oddone comemorou a arrecadação futura que os blocos do pré-sal vão assegurar a União, Estados e Municípios. “O ágio médio de 170% dessa rodada elevou de R$ 180 bilhões para R$ 240 bilhões a expectativa de arrecadação ao lon-
go dos 35 anos dos contratos que serão firmados com os concessionários”, contabilizou o diretor geral da ANP. “Com o petróleo a US$ 70 dólares o barril, as áreas concedidas nos quatro últimos leilões do pré-sal, até depois da metade desse século irão gerar R$ 1,2 trilhão em arrecadação para União, estados e municípios, a uma média de R$ 40 bilhões por ano”, finalizou. Com a revisão do conteúdo local, que difere para cada bacia, mais do que na arrecadação do futuro, a indústria está à espera da partilha do bolo das demandas. Da sísmica ao poço e o topside... ou mais além, se a infraestrutura de escoamento crescer ou surgirem soluções que demandem novos projetos de liquefação do gás, por exemplo.
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cobertura rio oil & gas
Rio Oil & Gas 2018
TECNOLOGIA
para acelerar retomada Por Beatriz Cardoso
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Fotos: TN Petrรณleo
Foto: Saulo Cruz/MME
cobertura rio oil & gas
Alinhados com o lema Transformando Desafios em Oportunidades, expositores e congressistas promovem um verdadeiro show de tecnologias na Rio Oil & Gas, que recebeu cerca de 42 mil visitantes nos quatro dias do evento.
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xpertise tecnológica, capacidade de gerar soluções inovadoras e até disr uptivas, logística integrada, desde o poço ao refino e a petroquímica, além de ferramentas de gestão para a indústria retomar o caminho do crescimento. Estes foram o foco dos 480 expositores com estande na Rio Oil & Gas, bem como dos palestrantes e autores de trabalhos técnicos do congresso e das empresas que participaram de rodadas de negócios ou desenvolveram ações em parceria com outras instituições. “O olho da indústria está nesse evento”, afirmou um empresário, entre uma apresentação no estande e uma participação em uma das diversas sessões realizadas na 19ª edição da Rio Oil & Gas Expo & Conference, realizada entre os dias 24 e 27 de setembro, no Riocentro, no Rio de Janeiro. Referia-se à presença de mais de dez operadoras, entre as quais as norte-americanas ExxonMobil e Chevron, a francesa Total, a norueguesa Equinor, a anglo-holandesa Shell, a britânica BP Energy, a portuguesa Galp, a hispano-chinesa Repsol Sinopec, além da Petrobras, todas com participação em ativos no pré-sal. E ainda a russa Rosneft e a companhia independente brasileira PetroRio, que também entraram no ranking das patrocinadoras da ROG 2018. E também às principais fornecedoras de bens e serviços para as operadoras, como a Siemens, Aker, GE, ABB, Halliburton, Schlumberger,
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Clariant, Vallourec, Tenaris, Technip FMC, entre outras, além de companhias nacionais que já estão bem posicionadas no setor, como Ouro Negro, Radix, Villares, entre outras. O Transformando Desafios em Oportunidades foi o tema do evento desse ano, mas o que animou a cadeia produtiva foi o slogan Energia para Transformar. Todos querem deixar para trás o período crítico enfrentada pelo setor no país, agravado pela
queda no preço do petróleo a partir de 2011, quando a oferta passou a ser maior que a demando devido à crise econômico-financeira deflagrada em 2008. De olho em demandas já em 2019 nas atividades de exploração – que mobiliza principalmente as EADs (empresas de aquisição de dados) e serviços complementares – e, principalmente, de desenvolvimento da produção – que abrange uma gama de fornecedores e consome a maior fatia dos recursos direcionados a cada bloco ou campo de petróleo – os expositores apostaram no viés tecnológico para captar a atenção do mercado. De acordo com o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), organizador do evento há 38 anos, “as inovações implementadas nesta edição, tais como: a introdução de diversos eventos paralelos que atraíram novas tribos ao evento e a expansão do conteúdo do congresso para assuntos transversais foram muito bem recebidas”. Vamos prosseguir no engajamento para mostrar a relevância e o impacto positivo da nossa indústria. Temos de aproveitar a janela de oportunidade para converter reservas em riqueza neste momento de transformação”, afirmou o presidente do IBP), José Firmo, frisando que os investimentos que retornaram ao país geram expectativas de 400 mil novos empregos e mais de R$ 160 bilhões de arrecadação ao ano.
Todas as tribos da indústria Uma das metas do IBP na organização da Rio Oil 2018, de reunir todas as ‘tribos’ da indústria, foi alcançada sem ruídos graças ao formato multiplataforma, com dez eventos paralelos que permitiram aprofundar questões relevantes sobre áreas estratégicas como Downstream, Upstream, Gás e Energia, Tecnologias Digitais, Abastecimento e Gestão da Indústria. A Oil & Gas Tech Week, um salto evolutivo da Arena Tecnológica de edições anteriores da ROG, demonstrou que tem cada vez mais musculatura para se tornar um evento independente, mas flexível o suficiente para fazer parte de programações multiplataforma do IBP. E reforçou ainda mais a premissa de que a tecnologia é a chave para a retomada do setor e o avanço da indústria de óleo e gás, que precisa acelerar processos, tanto na etapa exploratória como no desenvolvimento da produção dos ativos no pré-sal que foram concedidos nos últimos doze meses. Reunindo empresas como Accenture, Algar Telecom, Aveva, Cisco, Dassault Systems, Equinix, Indra, Microsoft, Nvidia, Ouro Negro, Tecgraf PUC-Rio e Schneider Eletric, a O&G Tech Week teve o patrocínio de operadoras como Petrobras, Shell e Repsol Sinopec, que apostam forte no uso de novas tecnologias para superar os desafios operacionais e de gestão. Durante quatro dias, a Oil & Gas TechWeek abordou as perspectivas de novas tecnologias e alguns aspectos vitais para a indústria que vem incorporando essas soluções, como Internet das Coisas (IoT), Big Data, Analytics, Inteligência Artificial, realidade virtual, cyber security, drones, entre outros. “A Oil & Gas TechWeek proporcionou aos visitantes da Rio Oil & Gas a experiência de vivenciar quaTN Petróleo 122 27
cobertura rio oil & gas
tro dias com exposição e conteúdo sobre as tecnologias que estão viabilizando a superação de desafios e demandas do setor ”, destacou Melissa Fernández, Gerente de Tecnologia e Inovação do IBP. “Não apenas empresas de base tecnológica, mas também startups, que, cada vez mais, vêm ocupando papel de destaque no setor, como instituições de pesquisa e universidades”, observou Melissa, lembrando que além da Tecgraf PUC-Rio, várias startups estavam se apresentando no estande do Sebrae-Rio/Apex Brasil, como a BR2W e a Rio Analytics, ao lado de empresas já estabelecidas, como a PhDSoft.
Techno é tudo Exemplo de empresa que teve origem em startups me se consolidou no mercado, a Ouro Negro Tecnologias em equipamentos Industriais levou robôs de inspeção e sistemas de monitoramento de sensores (MODA), que aliam a tecnologia de data analytics, amplamente utilizados no pré-sal – são quase 300 MODA’s instalados em risers flexíveis de unidades da Petrobras nas bacias de Santos e Campos. Ferramentas de gestão foram as principais soluções destacadas pelas
empresas de Tecnologia de Informação e Comunicação (TIC), como a Quintic, adquirida no ano passado pelo grupo Dassault Systems, que se apresentou pela primeira vez para o setor de óleo e gás. Fora do pavilhão TechWeek, a tecnologia também foi o ponto forte de empresas que foram a ROG para destacar as vantagens de suas soluções. A química suíça Clariant, apresentou nova molécula desenvolvida no centro de pesquisa da empresa no Brasil, que reduz em até 75% o volume de químicos utilizados para separação de fluidos nas atividades de Exploração & Produção (E&P), tanto onshore como offshore, com ganhos expressivos em logística, principalmente em campos do pré-sal, a 200 quilômetros da costa. A Vallourec apresentou ao mercado brasileiro a sua mais nova marca,
a Vallourec.smart, uma plataforma de serviços, com soluções digitais distribuídas em cinco blocos: design (serviços e ferramentas para auxiliar o design), sourcing, gestão de tubulares, instalação e gestão de ativo. Todas com foco no aumento de segurança operacional, na redução de custos operacionais, no controle de ativos, dentre outros objetivos. A francesa Cold Pad anunciou uma nova solução, o C-Claw, tecnologia exclusiva e patenteada que utiliza técnica de colagem a frio, desenvolvida para ambientes offshore, em condições marítimas extremas. O C-Claw permite realizar reparos com segurança, diminuindo os custos das intervenções no casco ou no convés, maximizando o tempo de operação de unidades industriais como as plataformas offshore do tipo FPSOs, pois evita o esvaziamento de um ou vários tanques.
Criado em 1976 pelo IBP, como uma forma de reconhecer publicamente a contribuição de personalidades que atuam para transformar e desenvolver a indústria de petróleo, gás e biocombustíveis no Brasil, o Prêmio Leopoldo Miguez 2018 foi entregue ao ex-secretário executivo do IBP, Álvaro Teixeira. Atuando hoje como consultor da instituição, o geólogo e engenheiro tem uma trajetória que se confunde com a evolução da indústria do petróleo no Brasil. Iniciou carreira na Petrobras em 1960, na bacia de Sergipe-Alagoas, tornando-se, em 1967, responsável pelas equipes de interpretações das bacias brasileiras. Em 1972 integrou os quadros da recém-criada Braspetro, como gerente residente em Madagascar. De volta ao Brasil, foi gerente de geologia (1975), diretor de E&P e gerente dos programas de treinamento de nível superior da Petrobras entre 1983 e 1987. Liderou a ARPEL por quatro anos (1989-1993), até assumir o cargo de secretário executivo do IBP, no qual permaneceu por 20 anos.
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Ações estratégicas para reforçar relações comerciais
E
mpresas de quase 80 países estavam representadas na Rio Oil & Gas, que teve pavilhões montadas pelas Câmaras de Comércio, agências ou consulados da Alemanha, França, Israel, Noruega e Reino Unido.
Boa parte dos representantes desses países teve a oportunidade de interagir no Strategic Visitor Center, espaço criado pelo IBP em parceria com a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan). Sob coordenação de Tatiana Pádua, a equipe era integrada ainda pelos consultores do IBP Ronaldo Martins, Paulo Alonso e Roberto Alfradique (todos com mais de 30 anos de atuação no setor de petróleo), além do time da Onip/Firjan, Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval, Pedro Spadale, gerente da Firjan Internacional. A iniciativa visou buscar novas bases de contratantes no setor de óleo e gás para visitar a feira e incentivar o investimento e a geração de negócios no mercado brasileiro. Tanto que nos dois meses anteriores a ROG, foram feitos contatos com mais de 140 consulados, embaixadas, câmaras de comercio, operadoras e prestadoras de serviço. Nos quatro dias do evento, o centro de visitação estratégica promoveu encontros com delegações do Canadá, Itália, Noruega, Moçambique, Malásia, Argentina, Rússia, França, Alemanha, entre outros países.
Expansão no setor de O&G “O atual desenvolvimento favorável do mercado aumenta ainda mais a importância de apoiar empresas alemãs e brasileiras a fim de fomentar suas atividades no mercado bra-
sileiro. A Rio Oil & Gas oferece uma ótima plataforma para o avanço das relações comerciais”, afirmou Hanno Erwes, diretor executivo da Câmara de Comércio e Indústria Brasil-Alemanha Rio de Janeiro (AHK Rio). Lembrando a atuação da operadora Wintershall, que adquiriu sete blocos em março de 2018, ele frisou a importância de expandir os serviços no setor de petróleo e gás. “Observamos um interesse crescente das empresas alemãs dispostas a investir no setor brasileiro de petróleo e gás. Acreditamos que elas podem contribuir para a recuperação econômica brasileira em termos de tecnologia e expertise, não somente no setor de petróleo e gás, como também em infraestrutura e energias renováveis”.
Interesse retomado O onshore é um dos focos das empresas canadenses, conforme destacou Nadine Aguiar Lopes, oficial
de desenvolvimento de negócios/petróleo e gás do Consulado Geral do Canadá. “O segmento onshore é importantíssimo. Estamos aguardando que o setor se reorganize com o projeto Topázio, abrindo caminho para um mercado pulverizado, com múltiplos players”, destacou ela, pontuando ainda a relevância dos segmentos de dutos e offshore. O Consulado organizou uma missão comercial que reuniu 8 empresas canadenses para participar da feira. “Fazer negócios no mercado brasileiro de petróleo e gás pode ser bastante complicado, até bem difícil para pequenas e médias empresas estrangeiras. Mas é um mercado que continua sendo de grande importância para as empresas canadenses. São muitas oportunidades em vários segmentos do setor”, concluiu. TN Petróleo 122 29
produtos e serviços
Johnson Controls Building Technologies & Solutions
Centro de Operações Remotas:
mais confiabilidade com menos recursos O GERENCIAMENTO de custos é prioridade nas empresas modernas, para as quais desempenho e a confiabilidade das instalações são críticos, uma vez que é alto o ônus de interrupções na produtividade quando um equipamento ou sistema fica inativo. Com foco nesse desafio, a Johnson Controls Building Technologies & Solutions criou o Centro de Operações Reas necessidades de monitoramento do sistema tanto para um ou centenas de instalações. A tecnologia permite que o ROC identifique as causas-raiz dos problemas. O próprio ROC é completamente autossustentável, com sistemas
Foto: Divulgação
motas (ROC), capaz de lidar com todas
de energia de reserva e tecnologia de
um cronograma personalizado; iden-
rência é que somos os únicos a fabri-
monitoramento redundante.
tificação crítica de alarmes e início de
car, aplicar, prover a manutenção e
“A solução pode monitorar e ope-
resposta; identificação de ineficiências
operar diversos equipamentos. Desse
rar qualquer equipamento ou sistema
e problemas do sistema; expedição de
modo, o cliente pode centralizar tudo
conectado ao sistema de automação
serviço; resolução remota de proble-
em um único fornecedor ”, destaca
predial, incluindo componentes de au-
mas; operação remota de sistemas e
João Oliveira, diretor de serviços da
tomação predial, equipamentos e con-
equipamentos da instalação.
Johnson Controls, frisando que o ROC
troles de HVAC, iluminação, elétrico,
Com o ROC, o cliente recebe rela-
refrigeração e sistemas de segurança
tórios de atividades regulares por meio
e incêndio”, explica Eduardo Abel, di-
da análise do histórico de chamadas de
Os clientes ganham em controle
retor comercial da Johnson Controls.
alarmes e serviços efetuada pela em-
e desempenho, pois com o ROC os
também monitora equipamentos de outras empresas.
O proprietário pode escolher entre
presa. Utilizando ferramentas de soft-
dados são transformados em informa-
uma variedade de serviços de moni-
ware especializadas, os especialistas
ções valiosas que reportam como os
toramento remoto, dependendo dos
da Johnson Controls analisam dados
sistemas estão funcionando. É possível
requisitos corporativos. O serviço é
para identificar problemas crônicos e
saber o consumo de água e de energia
fácil de configurar e demanda apenas
graves, além de revisar o histórico de
elétrica do edifício especificamente
um sistema de automação predial. O
chamadas de serviço para identificar
em cada sistema, possibilitando que
proprietário do edifício pode realocar
tendências. A partir destas informa-
ajustes sejam feitos para aperfeiçoar
a equipe para operações críticas de
ções, a empresa recomenda ações que
o funcionamento e reduzir o consumo
negócios, reduzir o custo geral das
podem aumentar o desempenho e for-
de insumos.
operações, evitar problemas futuros,
necer insights sobre as necessidades
melhorar a eficiência e o desempe-
orçamentárias futuras.
nho, além de atender melhor aos objetivos da empresa.
No Brasil, o ROC já é utilizado por
“É neste nicho que o ROC entra: oferecemos ao cliente uma estrutura operacional capaz de auxiliá-lo a
diversos clientes, incluindo empresas
manter seus processos mais confiá-
Dentro de seu pacote de soluções
de óleo & gás, indústrias farmacêuticas
veis e utilizando menos recursos, isto
integradas, a empresa disponibiliza
e operadoras de energia elétrica. “O
é, otimizando sua infraestrutura”,
serviços de monitoramento 24/7 em
nosso diferencial perante a concor-
conclui o diretor de serviços.
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pessoas
Fluke anuncia novo gerente nacional de Vendas Rodrigo Cunha, que atua no Grupo Fortive desde 2014, assume o desafio de liderar a operação comercial no Brasil das divisões indus-
Foto: Divulgação
trial, networks e de calibração.
COMPROMETIDA com o objetivo de fortalecer a sua posição de liderança no mercado de teste e medição e aprimorar o desenvolvimento e adoção de suas inovadoras ferramentas, a Fluke nomeia Rodrigo Cunha para a Gerência Nacional de Vendas. Com quase 20 anos de experiência na área industrial, o executivo é graduado em Engenharia Elétrica pela Mauá e pós-graduado em Administração de Empresas com ênfase em finanças pela FGV. Nos últimos cinco anos, Cunha passou por duas empresas do Grupo Fortive, sendo quatro anos na Fluke e um ano na Tektronix. Sua experiência anterior inclui organizações renomadas como Ericsson, AON Warranty e Apex Tools.
Cunha possui sólida experiência e assume a posição com a intenção de alavancar ainda mais a área de vendas da companhia. Para alcançar seus objetivos e metas de crescimento, o executivo planeja estreitar ainda mais o relacionamento com a rede de distribuidores, impulsionando o desenvolvimento técnico de seus especialistas e aumentando a geração de demanda dentro dos canais de vendas. “Estar próximo do distribuidor e do usuário de nossas soluções nos aproxima de suas necessidades, deixando-nos ainda mais atentos para atender de maneira estratégica e assertiva cada região e segmento de mercado”, enfatiza Cunha. No Brasil, a Fluke conta com uma equipe de 70 distribuidores, mais de 2000 produtos comercializados e 200 pontos de venda. A companhia pertence ao Grupo Fortive, conglomerado independente, de capital aberto, que reúne um grupo de empresas líderes em seus mercados que representam um faturamento global da ordem de US$ 6.2 bilhões.
De acordo com o novo Gerente Nacional de Vendas, “a Fluke passa por uma reestruturação e se alinha cada vez mais às principais tendências de mercado. Deixamos de focar no produto e passamos a enfatizar soluções, embutidas em conceitos macro como indústria 4.0, eficiência energética, manutenção preditiva, entre outros”. Para Cunha, um desafio adicional será buscar este crescimento contínuo em um cenário de incertezas políticas e econômicas, especialmente em relação à variação do dólar. Os setores de Oil&Gas, energia, datacenter, mineração, siderurgia e automotivo, seguem como prioritários.
Sobre a Fluke Fundada em 1948, a Fluke Corporation é líder mundial em ferramentas de teste eletrônico compactas e profissionais. Os clientes da Fluke são técnicos, engenheiros, eletricistas e meteorologistas que instalam, solucionam problemas e gerenciam equipamentos industriais, elétricos e eletrônicos e processos de calibração.
Diariamente, na tela do seu computador, as informações do setor naval e offshore. Assine em www.tnpetroleo.com.br TN Petróleo 122
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eventos
Lançamento: Panorama Naval 2018
Perspectivas do mercado até 2030 são apresentadas no PANORAMA NAVAL 2018 da Firjan
C
om a participação de entidades e empresas do mercado, a Firjan lançou nesta terça-feira (13/11) o Panorama Naval no Rio de Janeiro 2018, documento que avalia o potencial, as perspectivas e oportunidade para a industrial naval até 2030. Conforme o estudo, que começou a ser elaborado em janeiro deste ano, as perspectivas de crescimento são bastante favoráveis principalmente para atender à demanda de petróleo e gás. “Essa terceira edição do Panorama Naval no Rio de Janeiro tem como propósito principal tornar mais claro o horizonte de negócios sobre a indústria naval fluminense e nacional. Além das entidades parceiras, foram ouvidas representantes de cerca de 50 empresas, garantindo uma análise qualificada para o mercado”, destacou a gerente de Petróleo, Gás e Naval da Firjan, Karinwe Fragoso. Presidente da Firjan Leste Fluminense, Luiz Césio Caetano, lembrou que a participação das empresas nas últimas rodadas de licitação de petróleo, confirma a posição de destaque do estado do Rio na indústria global de petróleo, a principal demandante da indústria naval fluminense e brasileira. “Nosso compromisso é promover a interação entre instituições e governos, de forma a garantir efetividade na implementação de uma política industrial voltada ao desenvolvimento da indústria fluminense”, assegurou. Já o líder especialista do Núcleo Naval do Conselho Empresarial de Petróleo e Gás da Firjan, Paulo Rolim, afirmou que é fundamental fortalecer os elos do encadeamento produtivo de petróleo e gás. “Devido à enorme capacidade de transformação socioeconômica da indústria naval, este elo deve ser foco prioritário. Nosso compromisso é com a construção de um ambiente melhor para todos, investidores, empregadores e empregados, contribuintes e consumidores”, disse Rolim, citando também a área de Defesa e a navegação de
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Foto: Paula Johas/ Firjan
cabotagem como demandantes da indústria naval. Sergio Bacci, vice-presidente do Sinaval (Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval Offshore), ressaltou a capacidade técnica da indústria naval fluminense e a necessidade da retomada da geração de emprego e renda para os trabalhadores, “os mais atingidos pela crise dos últimos anos”. Marcus Círio, gerente geral do Estaleiro Brasa, destacou gargalhos do setor, mas ressaltou a vocação da indústria naval fluminense para atuar na construção e integração de módulos, reparo e manutenção de embarcações. Segundo ele, é necessário ultrapassar os obstáculos para transformar o Rio de Janeiro no hub offshore. Vice-presidente executiva da ABEAM (Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo), Lilian Schaefer defendeu a importância do marco regulatório para a atividade, lembrando
que o setor deverá quase que dobrar o número de embarcações até 2027. Também presente no evento, o capitão de Mar e Guerra da Marinha do Brasil, Luciano Ponce, mostrou a necessidade de investimentos para a defesa dos sistemas de produção offshore e de vigilância da Amazônia Azul. Entre as demandas da Marinha está o projeto Corveta Classe Tamandaré.
Recorte Regional A edição deste ano também apresenta um recorte regional, destacando a importância da indústria naval para o Leste Fluminense. Secretário de Administração da prefeitura de Niterói, Fabiano Gonçalves listou as
ações promovidas para melhorar o desempenho da indústria naval no munícipio: melhorias no acesso da Ilha da Conceição, liberação da licença ambiental para a dragagem do Canal de São Lourenço e o acesso da ponte da Ilha do Caju. Já o secretário de Desenvolvimento Econômico, Comércio e Petróleo do município de Maricá, Alan Novais e Alves, citou os investimentos realizados para atender à indústria offshore, já que o município é confrontante da Bacia de Santos. Além da recente ampliação do aeroporto para receber os helicópteros que atendem as plataformas marítimas e as empresas de logística, Maricá quer desenvolver um polo tecnológico focado na indústria de óleo e gás e o setor de saúde, duas indústrias com forte apelo de inovação e tecnologia. TN Petróleo 122 33
perfil empresa
Becomex Consulting
desenvolve estratégia para gestão tributária no setor de O&G Empresa brasileira especializada no gerenciamento integrado da área tributária e operações internacionais amplia o portfólio de serviços para indústrias do setor de óleo e gás.
C
om uma metodologia exclusiva e o apoio de profissionais altamente capacitados, a BECOMEX oferece soluções lucrativas e estratégicas para as áreas tributária, contábil e aduaneira, promovendo ganhos financeiros e encontrando “dinheiro novo” para sua empresa. São 10 anos de atuação no mercado, tempo suficiente para poder desenvolver projetos rentáveis para os maiores grupos empresariais que atuam no Brasil como Aker, TechnipFMC, BP, Shulz, GE O&G, Cosan, entre outros. Além disso, a BECOMEX é uma das consultorias
mais reconhecidas no Brasil na gestão e controle de benefícios fiscais aduaneiros, conseguindo aumentar o potencial de resultado na ordem de 40% a 50%. A partir de um conjunto de métodos e ferramentas que visa alinhar os processos fiscais da empresa com os últimos conceitos de Governança Fiscal, nossas propostas, nesse sentido, vão ao encontro do que as empresas buscam, para reduzir impostos, melhorar o fluxo de caixa, reduzir custos de compras e melhorar sua receita financeira afirma o Diretor de Operações, Gustavo Valente.
Estratégia para O&G As empresas estão buscando competitividade para atuar num mercado onde a legislação tributária é considerada umas das mais complexas e num ambiente de negócios onde as margens são reduzidas é necessário que todas as empresas busquem a melhor estratégia para redução de custos. Neste sentido a Becomex vem apoiando empresas que desejam tornar o negócio estratégico no Brasil com a gestão integrada para descomplicar os processos operacionais começando por análises da operação dos clientes avaliando todo o compliance exigido para cumprimento das obrigações acessórias e podendo assim implementar com gestão os incentivos e regimes aduaneiros especiais como Ex-Tarifário, Drawback, Repetro Sped, Reporto, Admissão Temporária, Reintegra, Entreposto Aduaneiro, entre outros.
Inovação com o Programa OEA no Brasil Um dos programas que vem trazendo competitividade para as empresas no setor é o Programa de Certificação OEA (Operador Econômico Autorizado) que foi oficialmente instituído no Brasil em 2014 onde o país foi inserido em Gustavo Valente - Diretor de Operações uma convergência mundial de alfândegas que buscam garantir uma maior segurança da cadeia logística internacional. O objetivo do OEA é a desburocratização e a celeridade nos despachos aduaneiros promovidos pelas empresas que demonstrarem cumprir os critérios de segurança aplicados à cadeia logística e as obrigações tributárias e aduaneiras nos níveis de conformidade e confiabilidade exigidos pela Receita Federal do Brasil. As empresas que conseguem o selo OEA passam a exportar e importar com tratamento prioritário das cargas e redução dos custos associados à armazenagem. www.becomex.com.br Essa maior agilidade é vital para setores como o de Oil & Gas, responsável por São Paulo | Joinville | Curitiba cerca de 30% a 40% da operação de comércio exterior do Brasil. O fato é que aqui Rio de Janeiro | Porto Alegre | Brasília no país, a adesão ao selo OEA ainda está aquém do esperado. Centrais de Relacionamento (11) 2364-2199 | (47) 3425-0025
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Somente cerca de 30 a 40 empresas fizeram adesão ao programa. O questionário de quase 100 perguntas é complexo e as empresas precisam se organizar e aplicar políticas de compliance para se adequar às regras da OEA e, também, garantir a manutenção dos programas para garantir a continuidade da certificação afirma Gustavo Valente. O Programa é um facilitador de negócios e é preciso ressaltar que existe uma salvaguarda para o setor de Oil & Gas que deve ser amplamente esclarecida. No final de 2017, a Receita Federal inseriu um benefício específico para empresas do segmento de petróleo e gás natural que operarem no Repetro-Sped, com o foco em produtos/ equipamentos temporários para prospecção e que serão devolvidos ao país de origem após um tempo determinado. A adesão ao Programa deve ser mediada pelos impactos que ser OEA pode provocar sobre a redução de custos em toda a cadeia do setor. Nossos estudos sobre o tema sugerem um bom exercício de reflexão para as empresas antes da tomada de decisão para aderir ao programa, montando um diagnóstico focado no reconhecimento das certificações OEA emitidas pela aduana do outro país, Acordos de Reconhecimento Mútuo (ARM), comprometimento recíproco da oferta de Benefícios Comparáveis ao oferecidos pelo outro país; tratamento prioritário das cargas e redução dos custos associados à armazenagem; previsibilidade das transações e melhora na competitividade das empresas OEA no comércio internacional e, por fim compliance sobre as obrigações tributárias exigidas no Brasil.
A
uto
Gestão de Riscos
Compliance Fiscal
Realiza a análise de todos os fatores inerentes ao projeto Foco em maximizar o ganho e minimizar a exposição fiscal Tecnologia aplicada à segurança, à agilidade e aos resultados Alto nível de exigência: rastreia a composição do número de acordo com a visão atual do fisco
É fundamental que a empresa esteja preparada para utilizar os conceitos de compliance e extrair do Programa OEA as melhores oportunidades nas áreas fiscal e tributária. Sem dúvida, o momento é oportuno para potencializar os benefícios fiscais e ainda minimizar a exposição junto ao Fisco. Mais do que nunca, a empresa precisa estar preparada não somente para “ter” o OEA mas, principalmente, para “ser OEA” no Brasil, pois o Programa Brasileiro de OEA tem que ser desejo da empresa. Neste sentido a Becomex preparou o programa de compliance afim de preparar as empresas que desejam aderir ao programa.
A RC E I RO S E S T R AT É G ICOS AIS E P
G OV iz mat
Inovação e Geração de Valor
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Sistemas Corporativos
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Ficha de Conteúd o Importa do (FCI) IRnootva a2r 0A3 u 0 t o IRP J/ EC D Re F cfeo s f Pl aSpe an eAd ta ej qu am eC en om to er Fi cia sc l al
CAN
Excelência em Gestão Tributária
CadeiaValor Valor Estendido Cadeia Estendido (Clientes ee Fornecedores) Fornecedores) (Clientes
Visão VisãoGovernamental Governamental (B2G) (B2G)
TN Petróleo 122 35
perfil empresa
VALLOUREC DESENVOLVE
A
Vallourec desenvolveu um novo modelo de fornecimento de soluções tubulares inteligentes, que combina serviços físicos e tecnologias digitais: o Vallourec.smart. Desenvolvidas de forma colaborativa – em parceria com o cliente – as soluções atendem suas reais neces-
sidades e são entregues de forma ágil e contínua. Isso significa que elas estão sempre em evolução, podendo ser adaptadas a cada nova demanda atendendo às especificidades de cada novo Projeto. Dentre as soluções oferecidas por meio do Vallourec.smart para a linha de produtos PLP – Project Line Pipes, utilizados na fabricação de risers e flowlines está o conceito de “One Stop Shop”. Esse conceito busca oferecer um atendimento estruturado e, consequentemente, reduzir a complexidade e o tempo da execução dos projetos offshore. Para isso, a Vallourec reuniu, em Vitoria (ES), vários serviços que, de forma integrada, atendem às especificidades de cada projeto, desde o suporte na elaboração de especificações técnicas até a entrega da tubulação. A integração de produtos e serviços resulta na oferta de soluções completas, como: dimensionais padronizados ou sob medida, tolerâncias restritas nas pontas dos tubos através de moderno sistema de medição e usinagem (End Truing), serviços de soldagem (Double Joint ou Multi Joint), revestimentos anticorrosivos e isolamento térmico e, ainda, logística especializada para projetos. Além disso, com o apoio de parceiros criteriosamente selecionados, a Vallourec
também oferece soluções de revestimento metálico interno, como por exemplo, o Mechanical Lined Pipes e o curvamento de tubulações. Toda a gestão dessas soluções é de responsabilidade de uma equipe de especialistas multifuncionais, dedicada exclusivamente ao gerenciamento de Projetos Line Pipe assegurando uma comunicação direta e eficiente junto aos clientes. Essa equipe facilita ainda a tomada de decisão, tornando o processo rápido e assertivo. A oferta das soluções integradas ao gerenciamento de projetos visa também reduzir a interface do cliente com diversos fornecedores e, consequentemente, simplifica a sua cadeia de fornecimento garantindo também entrega no prazo e no custo.
DIGITAL DATA BOOK No caminho da chamada Indústria 4.0, que se refere à transformação digital das empresas, a Vallourec tem apostado fortemente no uso da tecnologia para a integração digital das diferentes etapas da sua cadeia produtiva, a fim de facilitar a rotina do cliente. Com esse objetivo e, mais uma vez, em parceria com o cliente, foi desenvolvido o Digital Data Book. O Digital Data Book é um sistema hospedado em nuvem que disponibiliza, via mobile e/ou web, todos os dados reais relacionados aos processos de produção do tubo – desde as barras de aço ao acabamento. Além disso, ele é capaz de integrar todas as informações do escopo de produtos e serviços oferecidos pela Vallourec, feito internamente ou através de parceiros – como os Lined Pipes, curvas, revestimento e solda – apresentando-os em uma interface digital única e amigável, o que agiliza as aprovações técnicas e proporciona aos clientes mais eficiência na gestão de projetos e ativos. 36
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Raccortubi do Brasil: Agilidade faz toda a diferença Fabricante com logística integrada (estoque e distribuição), Raccortubi disponibiliza para o mercado produtos tubulares para aplicações críticas.
A
Raccortubi do Brasil, parte do grupo internacional Raccortubi Group, fabricante e distribuidor de produtos para sistemas de tubulação destinados a aplicações mais críticas em diversos segmentos, incluindo a indústria de óleo e gás, vem consolidando posição no
Brasil e na América Latina. Desde 2014, quando iniciou sua operação local, com a instalação de um centro
de distribuição em Jacareí (SP), a 80 km da capital paulista, e, mais recentemente, da unidade de produção local de conexões - a Tecninox do Brasil –, o Grupo vem investindo na estrutura e processos da filial brasileira. Beneficiando-se da configuração organizacional do Grupo que integra as unidades de produção e distribuição, a Raccortubi do Brasil tem capacidade para fornecer pacotes completos para projetos complexos por meio de soluções flexíveis, rápidas e econômicas. O estoque local é composto por tubos, conexões e flanges utilizados nos segmentos de petróleo e gás, em aplicações críticas como plantas químicas e petroquímicas, usinas termelétricas, estaleiros navais, plantas de fertilizantes e plataformas offshore. As soluções tubulares são disponibilizadas nos materiais mais resistentes, como inox, aço inoxidável 6mo, ligas de níquel e titânio, duplex e super duplex, com gama de dimensões variando entre 1/2" a 56". Todos os produtos, testados e certificados, seguindo os mais rigorosos requisitos do mercado, estão disponíveis para pronta entrega, garantindo o rápido atendimento a projetos completos, eliminando tempo e custos extras para eventuais testes laboratoriais adicionais. Além de possuir as mais diversas homologações técnicas e comerciais junto aos usuários finais, o Raccortubi Group possui a certificação Petrobras CRC, como fabricante e também distribuidor. Todos os itens produzidos pela empresa são gerenciados por meio de um software desenvolvido internamente para torná-los amplamente rastreáveis.
Fundada em 1949, na Itália, o Raccortubi Group tem ampla gama de produtos nos mais variados diâmetros e espessuras, disponibilizados a partir de filiais que atendem o mundo todo. Seja através do estoque principal em Marcallo con Casone (Milão, Itália) ou via suas unidades de negócios, estratégicamente localizadas no Brasil, Dubai, Cingapura e Reino Unido. Ao replicar exatamente o modelo de negócios da matriz italiana, a Raccortubi
RACCORTUBI DO BRASIL Rodovia Geraldo Scavone, 2080 Unidades 17/18 | CEP 12305-490 Jacareí - São Paulo, Brazil
Do Brasil é capaz de atender todas as necessidades de tubos e acessórios dos
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Ano 7 • nº 62 • novembro de 2018 • www.tnsustentavel.com.br
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem
Com 568 parques instalados em 12 estados, energia eólica ultrapassa marca de 14 GW de capacidade
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Elbia Gannoum é presidente da ABEEólica
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Brasil acaba de ultrapassar a expressiva marca de 14 GW de capacidade instalada de energia eólica. Já são 14,34 GW de capacidade instalada em 568 parques eólicos e mais de 7.000 aerogeradores em 12 estados. Para comparação, podemos, por exemplo, citar que esta é a mesma capacidade instalada de Itaipu, a maior usina hidrelétrica do Brasil. A fonte eólica tem mostrado um crescimento consistente, passando de menos de 1 GW em 2011 para os 14 GW de agora, completamente conectados à rede de transmissão. Em média, a energia gerada por estas eólicas equivale atualmente ao consumo residencial médio de cerca de 26 milhões de habitações (80 milhões de pessoas). “Gosto sempre de lembrar que o Brasil passou do 15º lugar no Ranking de Capacidade Instalada de energia eólica em 2012 para a 8ª posição no ano passado, segundo o Global Wind Energy Council. Também é importante mencionar que, no ano passado, a Bloomberg New Energy Finance estimou o investimento do setor eólico no Brasil em US$ 3,57 bilhões (R$ 11,4 bilhões), representando 58% dos investimentos realizados em renováveis no País (eólica, solar, biomassa, biocombustíveis e resíduos, PCH e outros). Considerando o período de 2010 a 2017, o investimento já passa dos US$ 30 bilhões. Estes são alguns dos dados que mostram a importância do setor eólico, nossa capacidade de crescer, fazer investimentos e trazer benefícios para o Brasil”, explica Elbia Gannoum, presidente executiva da ABEEólica. A energia eólica já está chegando a atender quase 14% do Sistema Interligado Nacional – SIN*. O dado está no último Boletim Mensal de Dados do ONS, referente ao mês de setembro e que mostra que, no dia 19 de setembro, uma quarta-feira, a energia eólica chegou ao percentual de 13,98% de atendimento recorde do SIN. No caso específico do Nordeste, os recordes de atendimentos a carga já ultrapassam 70%. O dado mais recente de recorde da região é do dia 13 de setembro, uma quinta-feira, quando 74,12% da demanda foi atendida pela energia eólica, com geração média diária de 7.839,65 MWmed e fator de capacidade de 76,58%.
Nesta data, houve uma máxima às 8h, com 82,34% de atendimento da demanda e 85,98% de fator de capacidade. Vale mencionar também que, nesse mesmo dia, o Nordeste foi exportador de energia durante todo dia, uma realidade totalmente oposta ao histórico do submercado que é por natureza importador de energia. Nos primeiros oito meses do ano de 2018, as eólicas geraram uma quantidade de energia 19% superior ao gerado no mesmo período do ano passado, de acordo com dados consolidados do boletim InfoMercado mensal da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica. A CCEE também informou que durante o mês de agosto, as usinas eólicas registraram a maior produção de energia da história ao alcançar 7.017 MW médios. A produção elevou a representatividade da fonte, em relação a toda energia gerada no período pelas usinas do Sistema, para 11,5% em 2018. Até 2024, serão instalados mais 4,46 GW em 186 novos parques eólicos, levando o setor à marca de 18,80 GW, considerando apenas leilões já realizados e contratos firmados no mercado livre. Com novos leilões, estes montantes se elevarão. “Sobre novas contratações e sobre o futuro da energia eólica, acho sempre impor-
tante explicar que nossa matriz tem a admirável qualidade de ser diversificada e assim deve continuar. Cada fonte tem seus méritos e precisamos de todas. É preciso que isso fique claro. Do lado da energia eólica, o que podemos dizer é que a escolha de sua contratação faz sentido do ponto de vista técnico, social, ambiental e econômico, já que tem sido a mais competitiva nos últimos leilões. Além disso, acreditamos ser uma escolha lúcida quando se tem ideais de uma sociedade mais justa e de um futuro mais sustentável e de respeito à natureza”, explica Elbia Gannoum.
O sucesso da energia eólica no Brasil Para produzir energia eólica, são necessários bons ventos: estáveis, com a intensidade certa e sem mudanças bruscas de velocidade ou de direção. O Brasil tem a sorte de ter uma quantidade enorme deste tipo de vento, o que explica em grande medida o sucesso da eólica no Brasil nos últimos anos. Para comparação, podemos citar que a média mundial do fator de capacidade (medida de produtividade do setor) está em torno de 25%. No Brasil, nos últimos doze meses (de set/17 a ago/18), o fator de capacidade médio foi de 42,5%,
atingindo picos de superiores a 60% em um mês e tendo passado dos 80% no caso dos recordes registrados pelo ONS no Nordeste em um dia. Um outro ponto favorável do desenvolvimento da fonte eólica no Brasil é o fato de a cadeia produtiva ser 80% nacionalizada gerando empregos aqui e produzindo com alta tecnologia e investimento. “Todos estes números positivos mostram não apenas um setor consolidado, mas também que a energia eólica tem um futuro promissor no Brasil. A energia produzida pelos ventos é renovável; não polui; possui baixíssimo impacto ambiental; contribui para que o Brasil cumpra o Acordo do Clima; não emite CO2 em sua operação; tem um dos melhores custos benefícios na tarifa de energia; permite que os proprietários de terras onde estão os aerogeradores tenham outras atividades na mesma terra; gera renda por meio do pagamento de arrendamentos; promove a fixação do homem no campo com desenvolvimento sustentável; gera empregos que vão desde a fábrica até as regiões mais remotas onde estão os parques e incentivam o turismo ao promover desenvolvimento regional”, resume Elbia Gannoum, presidente da ABEEólica.
recrutamento e seleção
Retomada de projetos impõe novos desafios a executivos do setor de óleo e gás
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epois de quatro anos de recessão, o setor de óleo e gás vem se recuperando no Brasil, impulsionado, principalmente, pelo aumento do preço do produto no mercado internacional e pela retomada dos leilões de áreas de exploração. Como consequência, a tendência é de reaquecer o mercado de trabalho. Última Rio Oil & Gas, ocorrida em setembro, mostrou um pouco do ambiente altamente positivo e otimista da indústria de petróleo. O evento recebeu um público acima do esperado, relembrando os períodos de forte aquecimento do setor. A excelente organização e um formato mais interativo alinhado com o grande número de visitantes fez do evento um grande sucesso. O mercado sofreu uma forte recessão nos últimos anos, o que fez com que as empresas reduzissem bastante seus quadros de colaboradores. Temos presenciado uma retomada de contratações. Fizemos posições interessantes recentemente em diversas áreas para operadoras e prestadores de serviços. O movimento ainda é tímido em 2018, mas a tendência é acelerar já em 2019 em função da maior frequência de leilões promovidos pela ANP. Outro fator altamente positivo é o preço do barril do petróleo no mercado internacional em patamares acima do esperado. Não podemos apontar uma tendência de alta, mas sem dúvida o valor do barril superando os 80 dólares na semana da Rio Oil & Gas (24 a 28 de setembro) contribuiu ainda mais para a atmosfera de expectativas positivas para a retomada da indústria.
Competências e habilidades
Karim Warrak é sócio consultor especialista no setor de petróleo da Fesa Group, empresa de executive search e estratégias de capital humano.
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Para ser protagonista, novas competências e habilidades passaram a ser fundamentais para atuar nessa área. Persuasão, capacidade de influência, trabalho em equipe, planejamento e organização são competências cada vez mais demandadas pelas empresas. Isso porque buscam formar bons líderes e não somente bons profissionais. É o que alguns especialistas têm chamado de liderança 360°, isto é, um bom executivo não tem que pensar somente na empresa, mas sim ser um porta-voz do mercado e atuar na comunidade em que está inserido. Além do conhecimento técnico, há habilidades necessárias do ponto de vista do perfil do profissional, como visão econômica e atuação com multitarefas. Com as bases de contrato com valores mais baixos, é fundamental que o profissional tenha um perfil focado em gestão de custos. Outra característica é o de atuar com multitarefas, isto é, o profissional que tenha uma visão ampla das atividades e que possa, inclusive, absorver mais de uma área. Essa é uma realidade: notamos um movimento de unificação de
Foto: Cortesia Shell
duas e até três diretorias embaixo de um gestor nas estruturas de grandes empresas, pois se torna cada vez mais necessário reduzir despesas e ganhar competitividade neste novo cenário do setor no Brasil.
Impacto nas remunerações Historicamente, a remuneração do setor de petróleo sempre foi acima da média de outras indústrias. A tendência é de contratações em patamares mais baixos e há duas vertentes que impactam na remuneração. Uma delas é a política de mercado, que passa a trabalhar com margens mais baixas. Anteriormente, com o mercado aquecido, as empresas trabalhavam com margens elevadas em contratos algumas vezes até bilionários, o que fazia com que a diferença salarial dos profissionais alocados nos projetos não tivesse um impacto muito representativo na lucratividade das empresas. E a outra vertente que impacta na remuneração é a mão de obra desempregada, isto é, os executivos que estão fora do mercado de trabalho e que topam reduzir a remuneração para serem recolocados.
A propósito, há características do profissional brasileiro que são muito valorizadas no exterior: somos reconhecidos por trabalhar bastante, ser flexível e ambicioso. Além disso, a cadeia do petróleo no Brasil é muito desenvolvida e complexa, portanto, temos um corpo técnico altamente capacitado.
O impacto das novas tecnologias Como em todos os setores, as novas tecnologias estão cada vez mais presentes no dia a dia. Há muita automação nos processos da indústria de petróleo. Além disso, há muitos processos ligados à preservação do meio ambiente e à segurança do trabalho. Estive com um líder de uma empresa norueguesa e ele comentou que a empresa não utiliza mais mergulhadores para procedimentos no Mar do Norte. São exclusivamente os robôs que realizam 100% das atividades, justamente por conta do foco em segurança. Outro exemplo que destaco é o desenvolvimento de projetos de plataformas não tripuladas, em que as atividades de comando são realizadas remotamente, evidenciando também a tecnologia voltada para a segurança.
Mão de obra local e estrangeiros O número de profissionais estrangeiros trabalhando no setor, no Brasil, reduziu drasticamente como consequência da recessão, o que tende a ser uma oportunidade para profissionais brasileiros.
Diversidade Com um movimento cada vez mais presente da diversidade, o setor se deu conta de que ambientes diversos geram valor para as empresas. Temos realizado projetos
de mapeamento de mercado para alguns clientes em busca de profissionais do sexo feminino para assumirem papéis de destaque dentro das organizações. O setor de petróleo apresenta uma grande concentração de homens ocupando cargos de liderança, pois é uma indústria muito “engenheirada” e as universidades de engenharia ainda formam um número de homens maior do que o de mulheres. Além da diversidade de gênero, um fator positivo é a busca por equipes formadas por profissionais de diferentes gerações. O mercado tinha preconceito para contratar candidatos com mais idade e preferiam apostar nos jovens potenciais e, isso, felizmente mudou nos últimos anos, pois as empresas vêm percebendo os benefícios da junção de colaboradores de diferentes idades. Ainda sobre a questão da diversidade, faço um alerta sobre o choque de gerações dentro das organizações, não só no setor de petróleo: um grande desafio para os líderes é saber conviver com as diferenças entre as gerações. O mercado de trabalho está absorvendo atualmente os chamados “nativos digitais”, geração que cresceu com o uso da tecnologia no seu dia a dia. São profissionais que apresentam uma forma de pensar diferente de outras gerações e será necessária uma forte capacidade de adaptação e flexibilidade para as empresas. TN Petróleo 122 41
descomissionamento
Descomissionamento offshore no Brasil A
produção de petróleo, em maior escala no Brasil, começou na década de 80 com a descoberta de áreas com grandes potenciais de petróleo, como a bacia de Campos localizada no litoral do Rio de Janeiro. Após cerca de vinte e cinco anos, no fim da vida útil, os campos de petróleo podem se se tornar comercialmente desfavoráveis. Portanto, sistemas, equipamentos e poços de petróleo necessitam ser descomissionados e abandonados. Alternativamente, podem ser revitalizados e ter sua vida útil estendida. O descomissionamento de instalações e equipamentos, bem como o abandono de poços, são previstos para todos os campos petrolíferos e representam alto custo ao final do projeto (Figura 1). De acordo com a BBC, em 2017 o Reino Unido teve custo da ordem de 60 bilhões de libras esterlinas, cerca de 80 bilhões de dólares, com o descomissionamento de seus campos. Devido ao custo dessa etapa do ciclo de vida dos campos de petróleo, as empresas o consideram na determinação da viabilidade de exploração do respectivo bloco ou campo e acrescentam este ao custo operacional (OPEX).
Rafaela Furtado é geógrafa (UFF), pós-graduada em petróleo e gás pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (COPPE/UFRJ) e graduanda em engenharia de Petróleo e Gás pela Universidade Veiga de Almeida, tendo atuado em projetos nessa área, com ênfase em tecnologias de abandono de poços. Priscilla de Almeida Barnabé é graduada em Engenharia de Recursos Hídricos e Meio Ambiente pela Universidade Federal Fluminense (UFF), com experiência no setor de petróleo e gás e análise ambiental regulatória desde 2016. Ana Beatriz Azevedo Loureiro é pós-graduada em gestão de negócios pelo Instituto Brasileiro de Mercado de Capitais (Ibmec) e bacharel em engenharia de petróleo pela Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ).Atua no setor de óleo e gás desde 2015, tendo experiência em sistemas submarinos, dutos e poços de petróleo.
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Cenário brasileiro De acordo com a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis, (ANP), as reservas provadas no Brasil são de aproximadamente 12,8 bilhões de barris de óleo e 369 bilhões de m³ de gás natural (MAFRA, 2018). Existem atualmente 158 instalações de produção offshore e 24 sondas de perfuração. Além disso, há previsão de 18 novas unidades de produção até 2022. No que se refere aos tipos de instalações marítimas em operação, são 88 plataformas fixas (3 de concreto); 48 unidades marítimas do tipo FPSO (sigla em inglês para unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência); 16 semissubmersíveis; 4 FSO (apenas armazenamento e escoamento); 1 FPU (unidade de produção flutuante) e 1 TLP (plataforma de pernas atirantadas) em operação no país (MAFRA, 2018). Ainda de acordo com a ANP, existem 64 plataformas de produção com idade superior a 25 anos. O gráfico a seguir (Figura 2), mostra a distribuição dessas unidades por bacia e idade. Com relação ao número de poços perfurados, segundo dados da ANP, estima-se que do total de quase 30 mil poços, 20 mil ainda serão abandonados no Brasil a médio prazo. No Brasil, a Resolução ANP nº 27 de 2006 define os procedimentos a serem adotados na desativação de instalações e especifica as condições para a devolução de áreas de concessão na fase de produção. A referida resolução, que se encontra em processo de revisão, estabelece que as instalações de produção marítima deverão ser sempre removidas da área de concessão, salvo em casos excepcionais previstos na
Figura 1: Fluxo de caixa de um projeto de exploração de petróleo, onde E - exploração; A - avaliação; D – desenvolvimento; P – produção. | Fonte: Martins (2015).
2017). Desta forma, haverá uma padronização dos documentos requeridos para a autorização do plano de descomissionamento, que atenderão aos interesses dos principais atores envolvidos na aprovação dos programas. O programa de descomissionamento deverá ser enviado, com antecedência de três a cinco anos, aos reguladores para que seja avaliado previamente. Adicionalmente, o novo regulamento irá solicitar monitoramento ambiental das áreas pós descomissionamento e programa de inspeções das instalações parcialmente removidas ou não removidas.
Abandono de poços
legislação ou com recomendação contrária a retirada expedida pela autoridade competente. A nova resolução de descomissionamento que irá substituir a em vigor tem publicação prevista para o final de 2018e, embora ainda não esteja publicada, os órgãos envolvidos neste processo, tais como Marinha, Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e ANP, têm apresentado versões prévias das diretrizes que nortearão essa legislação. O novo regulamento terá como premissa a necessidade de remoção de todas as estruturas submarinas, assim como resolução atualmente em vigor. No entanto, será possível requerer aos órgãos reguladores a permanência de alguns equipamentos. Para
isso, o contratado deverá realizar uma avaliação comparativa que justifique a escolha desta opção e que não seja baseada apenas em aspectos econômicos. A avaliação comparativa possibilitará a previsão dos riscos associados, promovendo sua mitigação, redução dos custos e prevenção de incidentes. Adicionalmente, de acordo com a ANP, deverão ser utilizados como critérios para nortear a definição da melhor alternativa de descomissionamento os aspectos técnicos, econômicos, de segurança, sociais e ambientais. A nova proposta de resolução da ANP visa aumentar a integração entre as operadoras e os outros órgãos envolvidos na etapa de desativação de instalações, ou seja, Ibama e Marinha (IBP,
A atividade de abandono permanente dos poços de petróleo faz parte do escopo de descomissionamento de um campo. É realizada quando não há interesse de reentrada futura em um poço, seja por razões operacionais, econômicas ou estratégicas. Esta é uma operação prevista para todos os poços de óleo e gás, sejam eles exploratórios, explotatórios (produtores de hidrocarbonetos), injetores, ou até mesmo quando o resultado da perfuração é um poço seco, ou seja, sem hidrocarbonetos ou água. O principal objetivo do abandono de poços é manter o poço em condição segura, sem que haja fluxo de fluidos para o poço, meio ambiente e leito marinho, além de evitar a contaminação de aquíferos. Destaca-se que antes do abandono permanente de poços de petróleo existentes no campo, é importante verificar se o reservatório atingiu o fator de recuperação esperado ou se está depletado. O fator de recuperação indica, em porcentagem, o volume de petróleo que foi extraído de um reservatório em relação ao voluTN Petróleo 122 43
descomissionamento
me total nele existente. No Brasil, o fator de recuperação é de cerca de 21%, sendo que na bacia de Campos apenas 14% do hidrocarboneto é recuperado, enquanto que mundialmente seu valor médio é de 35%. De acordo com Marcelo Mafra, superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP, para cada 1% de aumento no fator de recuperação na bacia de Campos, acrescenta-se quase 1 bilhão de barris de óleo equivalente explotado. No caso de verificação da depleção do reservatório, deve-se averiguar as pressões (estática e do fundo do poço) e a razão gás óleo (RGO) do reservatório de petróleo. Após a verificação dessas variáveis, primeiramente é confirmado se o abandono permanente será realizado para, posteriormente, iniciar o descomissionamento dos equipamentos e das instalações. Uma alternativa ao descomissionamento ocorre quando o reservatório ainda possui óleo e gás recuperáveis e o contrato de concessão celebrado entre a União e o operador está próximo do término, tornando a extensão dos contratos de concessão uma alternativa para a maior explotação de petróleo. Destaca-se que o descomissionamento deve ser uma alternativa para o campo quando este tiver produzido o máximo de petróleo possível. Outra possibilidade, além da citada anteriormente, é baseada no abandono temporário de poços e na relicitacão de poços para operadores de menor porte, dado que estes não teriam capacidade financeira de investir em compras de blocos nas licitações, em projetos exploratórios e perfuração de poços. Estas empresas petrolíferas independentes poderiam se inte44
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ressar por ativos da magnitude dos campos marginais, que já foram explorados e, por isso, possuem menor investimento e riscos, além de receitas garantidas. Outra opção para se evitar o descomissionamento é a extensão de vida útil de um poço de petróleo, que pode ocorrer por métodos que promovam a postergação do abandono de poços, como, por exemplo, os métodos de recuperação avançada de petróleo. Estes métodos possibilitam a explotação de maiores volumes de hidrocarbonetos por meio do aumento da eficiência de recuperação. Existem diversos métodos, como a injeção de hidrocarbonetos, CO2, térmicos e químicos. A escolha do método mais adequado depende, majoritariamente, das características do petróleo e do reservatório. Estas soluções podem contribuir para a elevação do fator de recuperação para até 50%. Entretanto, possuem um custo adicional que pode inviabilizar o projeto. Desta forma, um desafio para a indústria é tornar viável a utilização destes métodos de recuperação, a fim de evitar o abandono prematuro de poços. Com o objetivo de viabilizar essa alternativa, é importante que não somente haja redução do custo de recuperação, como também minimização de tributos e incentivos para a recuperação de hidrocarbonetos de campos no final da vida produtiva. Caso seja optado pelo abandono, é necessário considerar o capítulo 10.5 da Resolução ANP nº 46 de 2016, que estabelece os requisitos para abandono de poços, sendo a principal a necessidade o estabelecimento de pelo menos, dois Conjuntos Solidários de Barreiras (CSB) independentes. A resolução define CSB permanente como “conjunto cujo obje-
tivo é impedir o fluxo não intencional atual e futuro de fluidos da formação, considerando todos os caminhos possíveis”. No projeto de abandono de poços os seguintes elementos devem existir de forma horizontalmente alinhada: formação com característica selante, cimentação dos anulares de boa qualidade, revestimentos e tampões de abandono estanques. Caso não haja o alinhamento desses elementos de forma concomitante, não há configuração do CSB exigido pela resolução. Além disso, é necessário que os elementos que compõe os CSBs sejam verificados por meio de teste e confirmação. O abandono de poços de petróleo representa alto custo e ausência de retorno financeiro. Os custos variam de acordo com a complexidade dos poços, lâmina d´água, integridade do poço e regulamentação. Embora não haja divulgação do custo de abandono de um poço de petróleo do Brasil, estima-se que o custo seja superior a 24 milhões de dólares, visto que as operações offshore tem duração de cerca de dois meses com custo diário médio de sondas de 400 mil dólares. Deve-se adicionar a esta estimativa custo com mão de obra, prestação de serviços e materiais por exemplo. O gráfico a seguir (Figura 3) explicita a variação no custo de abandono de poços quando comparado Mar do Norte e Golfo do México. Após a operação de abandono, são gerados diversos tipos de rejeitos, incluindo colunas de produção ou injeção, linhas de controle, válvulas, bombas de fundo de poço, resíduo de cimento, fluidos de características diversas e equipamentos submarinos. Ressalta-se que todos estes resíduos podem estar contaminados com
Figura 3: Custo unitário médio de abandono de poços de petróleo em milhões de dólares.
Figura 4a: Cruzamento de dutos submari-
Fonte: Elaboração própria a partir de IBP (2017).
nos. | Fonte: Prado (2015).
hidrocarbonetos, outras substâncias químicas e até mesmos radioativas de ocorrência natural (provenientes da reação de substâncias presentes nos reservatórios, tais como sulfato de bário e estrôncio, com o oxigênio). Por esse motivo, é importante realizar o correto gerenciamento dos resíduos gerados nessa fase e a limpeza das instalações antes da fase de descomissionamento.
Desativação permanente do sistema submarino O Regulamento Técnico de Sistema de Gerenciamento da Segurança Operacional de Sistemas Submarinos (SGSS), instituído pela Resolução ANP nº 41 de 2015, aborda, em seu item 26, o descomissionamento e a desativação dos sistemas submarinos. Pela definição da própria Resolução 41 de 2015, os sistemas submarinos abrangem dutos rígidos e flexíveis, risers, manifolds, PLETs (Pipeline End Termination), PLEMs (Pipeline End Manifold), umbilicais, unidades de processamento submarino, dentre outros equipamentos destinados à elevação, injeção ou escoamento dos fluidos produzidos e/ ou movimentados. Os principais métodos de descomissionamento de equipa-
mentos submarinos consistem na manutenção das estruturas em ambiente marinho, remoção parcial ou total das mesmas. A escolha do método mais adequado depende de diversos fatores, tais como a avaliação do ambiente marinho criado no entorno desses equipamentos, do risco operacional tanto para os equipamentos que serão descomissionados, quanto para os que continuarão em operação (Figuras 4a e 4b). Além disso, deve ser avaliada a liberação de resíduos para o meio ambiente, a destinação final da proteção catódica e dos equipamentos removidos. Independentemente do método escolhido, deverá haver um programa de desativação permanente a ser aprovado pelas instituições competentes, ANP, IBAMA e Marinha. O SGSS é um regulamento baseado em desempenho e, por isso, não é prescritivo quanto à técnica a ser utilizada. É necessário seguir as normas e padrões aplicáveis e as melhores práticas da indústria. No entanto, ao elaborar o programa de descomissionamento, é importante atentar ao que cada um dos três órgãos supracitados exige, até a resolução de descomissionamento que está sendo elaborada entrar em vigor,
quando será exigido um documento único para os três órgãos governamentais. A decisão de retirar todo o sistema submarino, apenas parte dele ou não remover nada deve ser pautada em análise de riscos ambientais, operacionais e na viabilidade técnica do projeto, ou seja, uma análise multicritérios. É de extrema importância a elaboração desta análise antes do descomissionamento, para avaliar os riscos advindos dessa operação. Esta possibilita a previsão dos perigos associados, promovem sua mitigação, redução dos custos e prevenção de incidentes. Antes do descomissionamento, é necessário realizar a despressurização e limpeza dos equipamentos e, para os dutos, passagem de equipamento de limpeza TN Petróleo 122 45
descomissionamento
(pig). Posteriormente, deve ser feito o preenchimento dos dutos com água do mar, corte e tamponamento das extremidades. Caso seja decidido pela retirada total do sistema submarino, pelo aspecto econômico, os custos iniciais para remoção serão maiores, porém não haverá custos futuros com inspeções e com a possibilidade de retirada futura das estruturas remanescentes. Com relação à segurança operacional, a retirada de todas as estruturas gera menor risco a longo prazo, à medida que os possíveis riscos estão concentrados na remoção. Pelo aspecto ambiental, pode ocorrer vazamento de óleo dos equipamentos, durantes suas retiradas, e a perda de um sistema biótico formado ao redor das estruturas que estiveram presentes no ambiente marinho por muito tempo e se tornaram parte integrante do habitat de diversos seres vivos. Os maiores desafios da remoção total das estruturas estão no transporte de equipamentos e estruturas metálicas, bem como no tratamento dos resíduos gerados pelo descomissionamento, seu armazenamento e disposição final dos materiais. A segunda opção é a retirada parcial. Nela, os custos iniciais não são tão elevados quanto na opção mencionada anteriormente, porém haverá custos com monitoramento e inspeção dos equipamentos não operacionais remanescentes e, possivelmente, com suas retiradas futuras. Ademais, no que tange aos dutos, se forem devidamente descomissionados, ou seja, limpos, preenchidas com água do mar, tiverem suas extremidades tamponadas e forem soterrados no próprio leito marinho, estes não deverão representar riscos ambientais em longo período de tem46
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po. Assim, ocorrerão menos perturbações ao meio e menor risco operacional. No entanto, por ainda envolver a retirada de equipamentos, poderá haver vazamento de material oleoso para o mar. A última opção e a que possivelmente será a mais atrativa tecnicamente e monetariamente para os concessionários no cenário brasileiro é a decisão por não retirar os equipamentos submarinos. Isso porque, a exploração offshore no Brasil, se comparada com outras áreas do mundo, utiliza sistemas submarinos maiores, mais complexos e em água profundas, além de possuir diversos campos com completação molhada (com mais equipamentos submarinos) e enorme quantidade de dutos (devido à exploração em águas profundas e ultraprofundas) (IBP, 2017). Neste caso, o custo inicial é baixo e basicamente relacionado à limpeza, tamponamento e soterramento. Entretanto, existe a necessidade de monitoramento e inspeção dessas estruturas, com o objetivo de assegurar a integridade e evitar vazamento de material oleoso, ocasionando um custo incerto em longo prazo. Deve-se avaliar ainda se houve crescimento da vida marinha e aumento da diversidade biológica nas regiões no entorno das estruturas.
A exemplo, apenas com relação aos custos para descomissionamento de dutos, foram gastos no Mar do Norte em média 410 mil dólares em 2014 por quilômetro de duto descomissionado, considerando limpeza, garantia de segurança e ações adicionais, conforme observa-se na Tabela 1. Dessa forma, para a tomada de decisão adequada sobre a retirada parcial, total ou a manutenção dos equipamentos, é necessário identificar todos os materiais perigosos ou poluentes que serão deixados no local. Deve-se avaliar o nível de incertezas dos efeitos em longo prazo da manutenção desses equipamentos no ambiente marinho, bem como os custos, a viabilidade técnica do projeto de descomissionamento, complexidade e confiabilidade das condições das instalações submarinas.
Desativação de plataformas Estima-se que, entre 2021 e 2040, serão descomissionados 2000 projetos offshore no mundo, com valor total estimado de US$ 210 bilhões. A região com maior quantidade de plataformas a serem descomissionadas é o Golfo do México. Ressalta-se que o Golfo do México também é a região com maior número de instalações já descomissionadas (IHS MARKIT, 2016). De acordo
com Ruivo (2001), no processo de descomissionamento, deve ser realizada, primeiramente, uma inspeção na plataforma, acima e abaixo da lâmina d’água, para determinar a condição estrutural e diagnosticar possíveis problemas. Além disso, antes da chegada das embarcações de apoio para a atividade de descomissionamento, deve ser efetuada a limpeza de todas as tubulações e equipamentos, bem como outros serviços adicionais. As instalações do tipo FPSO e semissubmersíveis possuem capacidade de mobilidade e por esse motivo não apresentam tantas dificuldades operacionais de descomissionamento quanto as plataformas fixas. Essas unidades, caso necessário, serão movimentadas até um estaleiro e, posteriormente, desmontadas. No caso da plataforma fixa, há algumas formas de descomissioná-las. A parte submersa da estrutura das plataformas pode ser removida totalmente, parcialmente ou deixada no local. Já a parte superior da plataforma, chamada de topside, normalmente é transportada para o continente para reciclagem ou reutilização (DECOM NORTH SEA, s.d.). O afundamento era uma alternativa de descomissionamento bastante utilizada até o final da década de 1980, entretanto, após a ocupação da plataforma Brent Spar (figura 5) por ativistas em
1995, a opinião pública passou a refletir sobre os problemas causados por essa alternativa (LUCZYNSKI, 2002). As operações de descomissionamento devem ser viáveis economicamente e ambientalmente. Segundo Ferris (2014), ao término da produção de petróleo, os principais aspectos que precisam ser considerados são: gestão de resíduos, crescimento marinho, cortes, detritos no fundo do mar, preocupações socioeconômicas, substâncias perigosas e impacto direto ao ecossistema marinho. Dessa forma, a melhor opção de descomissionamento será escolhida por meio da análise de diversos fatores, tais como: tipologia e peso da estrutura, distância da costa, solo marinho, condições climáticas e complexidade das operações a serem executadas (SILVA; MAINIER, 2008). Nestes casos, a análise multicritério também pode ser empregada. Há que ressaltar que a retirada das estruturas pode ocasionar maior risco às pessoas e outros usos marítimos, como pesca e turismo, além do consumo energético dos recursos e impactos nos organismos marinhos. Analogamente ao que ocorre com os sistemas submarinos, a retirada total da plataforma apresenta alto custo inicial e as vantagens consistem na dispensa de monitoramento e a inexistência de passivos futuros. Por outro lado,
a opção de manutenção da plataforma impõe a necessidade de monitoramento e garantia da segurança e integridade. Outro aspecto importante nesta fase é a presença de espécies invasoras, como o Coral-Sol. A introdução acidental do Coral-Sol no Brasil ocorreu nas décadas de 1980 e 1990. Dentre as consequências de uma infestação deste coral, pode-se citar: alteração de habitats, predação e deslocamento de espécies nativas, bem como aumento da capacidade de sobrevivência das espécies invasoras. Dado o exposto, as medidas de prevenção são extremamente importantes para garantir que este não se expanda para outro território (IBAMA, 2018). Os principais mecanismos para remoção desses organismos em plataformas e outras estruturas associadas são: jateamento com águas nas superfícies contaminadas, raspagem dos organismos, exposição dos vetores ao mar (morte por dessecação) ou imersão em dique com salinidade contrária (morte por choque osmótico), e envelopamento das estruturas (morte por anoxia e inanição) (IBAMA, 2018 apud IPIECA/OGP, 2010). No Golfo do México, existe a opção para doação das jaquetas para o Programa de Recifes Artificiais (Figura 6). Até abril de 2018, 532 plataformas previamente instaladas na Plataforma ContinenTN Petróleo 122 47
descomissionamento
tal Exterior (Outer Continental Shelf – OCS) foram transformadas em recifes (BSEE, s.d.). No Brasil, a maioria das plataformas a serem descomissionadas é operada pela Petrobras, sendo 74 unidades deste operador, contra 5 dos demais operadores (IBP, 2017). Atualmente, estão em análise, pelos órgãos competentes, os seguintes projetos de descomissionamento das seguintes instalações offshore: P-07, P-12, P-15, P-33, FPSO Cidade do Rio de Janeiro e FPSO Piranema Spirit. Recentemente, a ANP publicou a Resolução nº 749 de 2018, aplicável a todos os contratos de concessão, que tem por objetivo conceder a redução de royalties para até 5% sobre a produção incremental de campos maduros, fomentando as atividades em campos maduros e alavancar investimentos de curto prazo (E&P BRASIL, 2018). A Resolução em questão define campo maduro como sendo um campo em produção a mais de 25 anos ou que já produziu 70% ou mais de suas reservas provadas. No presente cenário, a Petrobras possui um programa de desinvestimento com a tentativa de venda de 106 ativos, sendo que 65 campos se encontram em produção por mais de 25 anos. Assim, cerca de dois terços dos ativos postos à venda pela Petrobras seriam beneficiados com a possibilidade de continuidade de produção por empresas independentes. Este processo de venda de campos de baixa produtividade é importante do ponto de vista da Petrobras, devido à baixa vazão de petróleo, que os torna pouco atrativos financeiramente e possibilita que os recursos sejam direcionados para outras áreas de maior interesse econômico. Por outro lado, para operadores independentes, que possuem menor capacidade 48
TN Petróleo
financeira, estes campos representam retorno financeiro garantido, visto que as reservas são comprovadas e possuem estrutura pronta para produção. Conclui-se que, em consequência de o Brasil possuir dimensões continentais, existem diversos cenários de descomissionamento, abrangendo desde águas rasas até ultraprofundas, que podem chegar a mais de 5000 metros, além de biotas e ecossistemas variados. Além disso, observa-se grande diversidade nos equipamentos empregados na explotação de petróleo, não havendo padronização das estruturas submarinas, poços e plataformas. Adicionalmente, as operações de abandonos de poços e descomissionamento apresentam altos custos. Dessa forma, é necessário e desafiador que haja uma abordagem regulatória que permita que as operações sejam realizadas com custo tão baixo quanto exequível, sem que haja prejuízos ao meio ambiente ou apresente riscos operacionais. É importante que a nova regulação que está sendo elaborada seja pouco prescritiva de forma a permitir
que sejam adotadas as melhores soluções para cada cenário. Além disso, é preciso atentar ao seu alinhamento com as demais resoluções da Agência que abordam o tema, tais como as Resoluções 41 de 2015 e 46 de 2016. Ressalta-se que a proteção ambiental e a segurança operacional são critérios que devem ser considerados nos projetos de descomissionamento Devido ao alto investimento previsto nas operações de descomissionamento, é importante também que haja evolução tecnológica por meio de inovações que proporcionem maior eficiência nas operações. Por outro lado, tendo em vista a necessidade de remoção de todas as estruturas submarinas e plataformas, constrói-se oportunidade para entrado no mercado de empresas prestadoras de serviço que executem serviços tais como corte, remoção, transporte e destinação final de resíduos. Neste nicho de mercado, as embarcações para transporte de plataformas, dutos e equipamentos submarinos se apresentam como possível elemento restritivo devido à baixa disponibilidade destas no país.
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OEA
‘Ter ou Ser’ OEA no setor de Oil & Gas, eis a questão!
I
Gustavo Valente é diretor de Operações da Becomex, responsável pela gestão dos projetos aplicados a Governança Tributária. Formado em Administração de Empresas com MBA em Finanças pela IE Business School e MBA em Gestão Financeira, Controladoria e Auditoria pela FGV. Atuou como responsável por operações entre coligadas na América do Sul para o Grupo Michelin. Possui 10 anos de experiência em planejamento e gestão tributária.
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dealizado pela Organização Mundial das Aduanas, com sede em Bruxelas, e oficialmente instituído no Brasil em 2014, o Programa Brasileiro de Operador Econômico Autorizado, popularmente conhecido pela sigla OEA, inseriu o País em uma convergência mundial de alfândegas que buscam garantir uma maior segurança da cadeia logística internacional. A adesão de cada país ao programa é voluntária. O objetivo do OEA é a desburocratização e a celeridade nos despachos aduaneiros promovidos pelas empresas que demonstrarem cumprir os critérios de segurança aplicados à cadeia logística e as obrigações tributárias e aduaneiras nos níveis de conformidade e confiabilidade exigidos pela Receita Federal do Brasil. O Programa Brasileiro de OEA consiste na certificação dos intervenientes da cadeia logística que representam baixo grau de risco em suas operações, tanto em termos de segurança física da carga quanto ao cumprimento de suas obrigações tributárias e aduaneiras. Isso significa que as empresas que conseguem o selo OEA passam a exportar e importar com tratamento prioritário das cargas e redução dos custos associados à armazenagem. Essa maior agilidade é vital para setores como o de Oil & Gas, responsável por cerca de 30% a 40% da operação de comércio exterior do Brasil. O setor tem hoje cerca de 60 operadoras de petróleo, mais de 150 fornecedores para esse segmento. Todos podem e devem aderir ao programa ainda que seja voluntário. O fato é que aqui no país, a adesão ao selo OEA ainda está aquém do esperado. Somente cerca de 30 a 40 empresas fizeram adesão ao programa. O questionário de quase 100 perguntas é complexo e as empresas precisam organizar e aplicar políticas de compliance para se adequar às regras da OEA e, também, garantir a manutenção dos programas para garantir a continuidade da certificação. O tempo médio para se adequar às regras pode levar de um a dois anos. O Programa é um facilitador de negócios e é preciso ressaltar que existe uma salvaguarda para o setor de Oil & Gas que deve ser amplamente esclarecida. No final de 2017, a Receita Federal inseriu um benefício específico para empresas do segmento de petróleo e gás natural que operarem no Repetro-Sped (regime que dá tratamento tributário específico aos investimentos feitos no setor de óleo e gás), com o foco em produtos/ equipamentos temporários para prospecção e que serão devolvidos ao país de origem após um tempo determinado.
Ainda assim, é preciso estar atento às complexas regras desse setor e as inúmeras obrigações a serem cumpridas. Mas, os resultados são atrativos e valem o esforço. A adesão ao programa é um comprometimento recíproco com os outros países, trazendo ganhos na competitividade e impactos positivos sobre o ROI (Return on Investments), indicador que avalia o retorno daquilo que foi investido a partir de investimentos próprios e de terceiros, melhorando os níveis de estoque, redução de linha vermelha, boa reputação perante o governo e melhor visão para construir estratégias de negócios para redução de custos.
A adesão ao Programa deve ser mediada pelos impactos que ser OEA pode provocar sobre a redução de custos em toda a cadeia do setor. Nossos estudos sobre o tema sugerem um bom exercício de reflexão para as empresas antes da tomada de decisão para aderir ao programa, montando um diagnóstico focado no reconhecimento das certificações OEA emitidas pela aduana do outro país, Acordos de Reconhecimento Mútuo (ARM), comprometimento recíproco da oferta de Benefícios Comparáveis ao oferecidos pelo outro país; tratamento prioritário das cargas e redução dos custos associados à armazenagem; previsibilidade das
transações e melhora na competitividade das empresas OEA no comércio internacional e, por fim compliance sobre as obrigações tributárias exigidas no Brasil. É fundamental que a empresa esteja preparada para utilizar os conceitos de compliance e extrair do Programa OEA as melhores oportunidades nas áreas fiscal e tributária. Sem dúvida, o momento é oportuno para potencializar os benefícios fiscais e ainda minimizar a exposição junto ao Fisco. Mais do que nunca, a empresa precisa estar preparada não somente para ‘ter’ o OEA mas, principalmente, para ‘ser’ OEA” no Brasil, pois isso tem que ser desejo da empresa.
Diariamente, na tela do seu computador, as informações do TN Petróleo 122 setor naval e offshore. Assine em www.tnpetroleo.com.br
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100 ANOS DE ATHOS BULCÃO CCBB Rio de Janeiro Rua Primeiro de Março, 66 - Centro, Rio de Janeiro – RJ, 20010-000 Data: 7 de novembro a 25 de janeiro Horário: de segunda a quarta das 9 às 21h
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TN Petróleo
De novembro a janeiro, a força da obra de Athos Bulcão poderá ser conferida na maior exposição já realizada sobre o artista. A mostra revela todo o seu processo criativo e permite a participação dos visitantes a através de um aplicativo especial.
O
universo da obra de Athos Bulcão compreende muito mais do que a azulejaria, que o notabilizou no Brasil e no mundo. Seu legado artístico é notável também nos desenhos, nas pinturas, nas fotomontagens, nos cenários e figurinos. Mais ainda na estreita relação que o artista estabeleceu entre arquitetura e arte. É essa diversidade de trabalhos e técnicas que compõem a mostra “100 Anos de Athos Bulcão”, que será exibida de 7 de novembro a 25 de janeiro de 2019, no CCBB Rio. A exposição, que celebra o centenário de nascimento de Athos Bulcão, é a maior já realizada sobre o artista, com mais de 300 trabalhos. E, ao longo do ano, já percorreu as unidades do CCBB Brasília, Belo Horizonte e São Paulo. Com curadoria de Marília Panitz e André Severo, a exposição oferece ao espectador a possibilidade de conhecer a inventividade poética de produção de Athos Bulcão em todas as formas de arte trabalhadas por ele. Muitos dos trabalhos – realizados entre os anos de 1940 e 2005 - são inéditos. Obras de artistas mais jovens que direta ou indiretamente foram influenciados por Athos também fazem parte da mostra. “100 Anos de Athos Bulcão” tem o patrocínio do Banco do Brasil. A realização é da Fundação Athos Bulcão e a produção, da 4 Art. Dividida em núcleos, “100 anos de Athos Bulcão”, além da azulejaria, destaca também a pintura figurativa do artista realizada nos anos 1940 e 1950, antes de Brasília. "A série dos carnavais e sua relação com a pintura sacra é extraordinária." Afirma Marília Panitz, ao revelar que Athos Bulcão utilizou uma mesma estrutura composicional para trabalhos sacros e profanos, citando como exemplo A Vida de Nossa Senhora, que está na Catedral do Distrito Federal. A mostra contém ainda os croquis que Athos Bulcão fez para o grupo de teatro O Tablado, os figurinos das óperas Amahl e Os Visitantes da Noite de Menotti, paramentos litúrgicos modernistas, grande acervo
de seu trabalho gráfico e até os lenços que desenhou quando estava em Paris. No Rio, o artista tem várias obras espalhadas pela cidade: os painéis de azulejos no Sambódromo, na Fundação Getúlio Vargas e no Hospital da Lagoa, a fachada do edifício de apartamentos na Rua Cupertino Durão, o Hotel Hilton no Leme e o Rio Atlântica Hotel, além de outras obras em residências e condomínios privados. Outro aspecto relevante da exposição é a interatividade, desenvolvida a partir do caráter urbano e democrático da obra pública de Athos Bulcão inserida nas cidades. Através de um aplicativo criado especialmente para a mostra, o público poderá apropriar-se de projetos do artista, escolhendo padrões e cores para aplicá-los em locais públicos. Um bom exemplo são os Arcos da Lapa. Para aprofundar o mapeamento e a imersão na diversidade dos trabalhos e técnicas de Athos Bulcão, um bate-papo completa a programação. Será no dia da abertura, às 19 horas, com a presença dos curadores e da secretária-executiva da Fundação Athos Bulcão, Valéria Cabral.
A exposição Combinando o viés cronológico com uma aproximação temática, “100 anos de Athos Bulcão” aposta nos vínculos, mais ou menos evidentes, entre diferentes momentos da trajetória do artista e se estrutura a partir de núcleos de obras e estudos que se interpenetram e deixam evidente a diversidade conceitual e material que permeia toda o seu trabalho – afirma André Severo. TN Petróleo 122
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Ao longo de toda a mostra encontra-se a reprodução em escala de alguns dos relevos acústicos que foram desenvolvidos pelo artista, assim como algumas divisórias utilizadas em diversos prédios públicos, cuja originalidade e funcionalidade são marca do trabalho, sem precedentes, de integração entre arte e arquitetura proposto por Athos Bulcão. No foyer, um cubo de 9m2 propõe uma aventura aos visitantes: documentar viagens imaginárias, a partir de fotos realizadas junto à figura geométrica. Cada uma das faces do cubo é revestida 54
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com painéis de azulejos do artista encontrados em prédios públicos devidamente identificados. A dimensão generosa do cubo possibilita ao público a experiência do corpo a corpo com os painéis e também propicia a aventura de “estar” nos vários locais onde se encontram os trabalhos do artista, com um só clique. “100 anos de Athos Bulcão” contextualiza a trajetória do artista, a conexão entre suas obras e um adensamento em sua poética. Da sua inspiração inicial pela azulejaria portuguesa, do aprendizado sobre utilização das cores, quando
foi assistente de Portinari, até as duradouras e geniais parcerias com Niemeyer e João Filgueiras Lima, o Lelé. "Para nós, que divulgamos e preservamos seu legado, é sempre uma alegria homenagear o talento desse homem discreto, preocupado especialmente em harmonizar e compor o trabalho do arquiteto na integração de sua arte, mas que também se engrandece quando envolvido em telas, tintas e pincéis, produzindo um dos mais destacados repertórios da arte brasileira." Afirma Valéria Cabral, secretária executiva da Fundação Athos Bulcão.
feiras & congressos
2019 Fevereiro
Março
Abril
19 a 20 - Japão 2nd CWC Japan LNG & Gas Summit Local: Tokyo Tel.: +44 20 7978 0000 e-mail: JapanLNG@thecwcgroup.com cwcjapanlng.com
19 a 21 - Panua-Nova Guiné 3rd Papua New Guinea Petroleum & Energy Summit Local: Porto Moresby Tel.: +44 20 7978 0000 e-mail: PNG@thecwcgroup.com pngsummit.com
01 a 05 - China LNG 2019 Local: Shanghai Tel.: +44 20 7978 0019 e-mail: ajordan@thecwcgroup.com www.lng2019.com
Maio
Junho
21 a 23 - EUA The CWC World LNG & Gas Series Americas Summit Local: Austin, Texas Tel.: +44 20 7978 0000 e-mail: LNGAmericas@thecwcgroup.com lngamericas.cwclng.com
27 a 29 - Brasil Congreso Rio Automação Local: Barra da Tijuca, RJ Tel.: +55 21 2217-6500 e-mail: betina.bernardes@fsb.com.br www.ibp.org.br/eventos/rioautomacao/
25 a 28 – Brasil Brasil Offshore Local: Macaé, RJ Tel.: +55 11 3060 4717 atendimentovisitante@reedalcantara.com.br www.brasiloffshore.com
feiras e congressos
INFORMAÇÃO DE QUALIDADE.
2018 Setembro
Para você curtir! 24 a 27 – Brasil Rio Oil & Gas 2018 Local: Rio de Janeiro e-mail: eventos@ibp.org.br http://www.riooilgas.com.br/
25 a 26 - EUA International Refining & Petrochemical Conference (IRPC) Local: Houston, TX Hortensia.Barroso@GulfEnergyInfo.com goo.gl/PrC7kM
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Outubro
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opinião
Cristopher Lingle, economista e pesquisador acadêmico da Escola de Negócio da Universidade Franscisco Marroquim.
O Brasil entrando nos trilhos do liberalismo econômico
U
ma das principais propostas de Jair Bolsonaro para uma breve recuperação econômica é uma agenda mais liberal. Concordo com o foco dele em transformar a natureza do sistema previdenciário financiado com recursos públicos, especialmente se for proposto algo na linha de um sistema de capitalização, como o que foi introduzido no Chile. No mesmo sentido, acho que é importante começar a privatizar o máximo de ativos e propriedades do Estado o quanto for possível. Se o método de privatização de ativos e propriedades for por meio de vendas, os recursos poderiam então ser usados para pagar parte da dívida existente, ajudando, assim, a reduzir as taxas de juros. No entanto, acredito que um método melhor seria doar bens e propriedades públicos por meio de algum tipo de sistema lotérico. Afinal, a privatização não deve se concentrar na captação de receita de curto prazo por meio de vendas por si só. Em vez disso, ele deve considerar o impacto de longo prazo da conversão de ativos ou propriedades que consomem impostos em bens capazes de gerar fluxo tributário positivo para o Estado. Outro passo seria reduzir o número de Ministérios para que o Estado se intrometesse menos nas atividades humanas dos cidadãos. Os ministérios que eventualmente forem mantidos devem aumentar sua transparência, eficiência e capacidade de resposta, descentralizando suas funções para os municípios ou para os governos estaduais. Da mesma forma, existem muitas atividades do governo central e local que podem ser terceirizadas, permitindo que players privados sejam impulsionados pela concorrência e pelos lucros para atender aos interesses e necessidades dos cidadãos. Em parte, é preciso haver uma mudança na retórica e na mentalidade dos brasileiros em relação à natureza de um sistema econômico baseado na propriedade privada e nos mercados. Por exemplo, considere o nível de satisfação que emergiu nos estágios iniciais do capitalismo moderno, quando um sistema de mercado concorrencial e sob o Estado de Direito permitiu que indivíduos enriquecessem, ajudando na melhoria da sociedade. Mais recentemente, em 1978, o líder chinês Deng Xiaoping pronunciou uma frase simples que transfor-
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mou seu país: "Tornar-se rico é glorioso". Em vez de invejar, ressentir-se ou impedir que indivíduos enriqueçam, todos deveriam elogiá-los, já que a riqueza deles provém do fato de oferecerem aos outros algo que se pode voluntariamente comprar. Devem ser tomadas medidas para reduzir os efeitos das distorções decorrentes das elevadas taxas de imposto e dos complicados códigos e procedimentos fiscais. No final, os gastos do governo como proporção do total da economia devem ser reduzidos para que as taxas de impostos possam ser reduzidas, ao mesmo tempo que o número de impostos seja reduzido também. Muitas das etapas das reformas listadas acima permitirão que isso ocorra sem que haja aumento dos déficits fiscais ou a necessidade de se aumentar a dívida do setor público. Há evidências de que algumas melhorias já foram feitas no passado recente. O Brasil melhorou sua pontuação no relatório Doing Business, emitido pelo Banco Mundial mais do que qualquer outro país da América Latina em 2017/18. Essa melhoria no ranking do Brasil veio de muitas iniciativas diferentes, como, por exemplo, a introdução de certificados eletrônicos de origem em 2017. Outra reforma foi facilitar o início de um negócio com o lançamento de sistemas on-line para registro de empresas. Houve também melhorias no sistema de transmissão de energia e reformas para simplificar o processo de comércio transfronteiriço.
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THE 2ND WPC LEADERSHIP CONFERENCE 18 - 20 FEBRUARY 2019 RENAISSANCE HOTEL, MUMBAI A global conference on industry leadership in responsible operations, international co-operation and sustainable solutions for the petroleum sector. KEY TOPICS:
Leadership Perspectives
Providing Innovative Energy Solutions
Making Energy Access for all a Reality
Impact of Digitalization
The Changing Energy Mix-Industry’s role in addressing Climate Change
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