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Gás natural: fonte da energia que sustenta a certeza de que o Rio tem jeito

ISSN 1415-8892

Opinião de Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, presidente do Sistema Firjan

Perfil profissional de Antonio Carlos Capeleiro Pinto

ELE É O DIFERENCIAL

Especial Lei do Gás

O RIO SE REENERGIZA ENTREVISTA ESPECIAL Bernardo Perseke, CEO da Gás Natural Açu (GNA)

QUEREMOS CONTINUAR CRESCENDO ARTIGOS Hidrogênio Verde - Uma nova alavanca para o desenvolvimento do Brasil, por Alberto Machado Impactos da Transformação Digital no desenvolvimento de campos maduros de O&G no Brasil, por Gabriel Serrão Seabra O futuro veio antes da hora ou dormimos no ponto? por André Luiz Barros Fiscalização Digital: o futuro é agora, por Raphael Moura e Nayara Nunes

nossas redes sociais

sumário

edição nº 135 • 2021

Entrevista exclusiva

Bernardo Perseke, CEO da Gás Natural Açu (GNA)

QUEREMOS CONTINUAR CRESCENDO

Especial Lei do Gás

O RIO SE REENERGIZA Quem é rei não perde amajestade ABESPetro - O tempo não para!

Perfil profissional de Antonio Carlos Capeleiro Pinto

ELE É O DIFERENCIAL

Artigo Técnico

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior

Impactos Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo P. de Oliveira da Transformação Bruno Musso Colin Foster Digital no desenvolvimento David Zylbersztajn de campos maduros de Eduardo Mezzalira Gary A. Logsdon O&G no Brasil Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco

João Luiz de Deus Fernandes

Opinião

José Fantine Josué Rocha

de Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira

Gás natural: fonte da energia que sustenta a certeza de que o Rio tem jeito

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier 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 48 Hidrogênio Verde - Uma nova alavanca para o desenvolvimento do Brasil, por Alberto Machado 50 Impactos da Transformação Digital no desenvolvimento de campos maduros de O&G no Brasil, por Gabriel Serrão Seabra 54 O futuro veio antes da hora ou dormimos no ponto? por André Luiz Barros 40 Fiscalização Digital: o futuro é agora, por Raphael Moura e Nayara Nunes

seções 4 editorial

36 perfil empresa

6 hot news

56 perfil profissional

62 opinião

Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XXII • Número 135 • 2021 Foto: Agência Petrobras

editorial

O RIO A TODO GÁS

luz do história, o gás sempre foi um energético aliado à reindustrialização do Rio de Janeiro, cuja capital foi a primeira cidade brasileira iluminada à gás - ainda que derivado da hulha (carvão mineral) –, nos anos 1850, graças ao empreendedorismo de Irineu Evangelista de Souza, o Barão de Mauá, que promoveu o primeiro surto de industrialização no país.

A evolução do uso do gás evoluiria lentamente, devido a outra fonte energética que passou a alimentar as cidades brasileiras: a hidreletricidade. Mas, em 1982, o Rio mostrou novamente seu pioneirismo quando Companhia Estadual de Gás do Rio de Janeiro (CEG) entrou na era do gás natural, que passou a substituir a nafta como matéria prima do gás manufaturado, iniciando sua distribuição direta ao consumidor. O leve mergulho na história é apenas para lembrar a vocação do Rio para esse energético, que tem tudo para ser o ‘combustível’ da reindustrialização do estado fluminense como o leitor vai aferir na matéria de capa dessa edição, O RIO SE REENERGIZA. O Governo do estado, que foi o primeiro a criar mecanismos legais para incentivar o novo mercado de gás, com a internalização do Repetro Industrialização, lançou agora o REINDUSTRIALIZA RJ, por meio do qual está dialogando com os diversos agentes econômicos, de norte a sul do estado, para atrair investimentos para novos projetos ou expansão de empreendimentos já existentes. A matriz energética dessa reindustrialização tem como principal fonte o gás natural, uma vez que quase 66% da produção nacional seja fluminense, pois é extraído dos reservatórios do pós-sal e do pré-sal na costa do estado. Nada mais natural, também, que ele seja a força-motriz do ‘redesenho’ da infraestrutura energética do Rio de Janeiro. Essa transformação já está sendo consolidada por megaempreendimentos como o Porto do Açu, que vai abrigar o maior parque termelétrico da América Latina, cuja partida deve se dar esse ano, quando a primeira da Gás Natural Açu (GNA), inicia operação. E deve ser acelerada com a implementação de novas rotas, com gasodutos trazendo o gás do pré-sal para os portos de Itaguaí, Macaé e o próprio Açu. Com uma edição a todo gás, a TN Petróleo traz também artigos que refletem o processo de transformação digital da indústria de óleo e gás, que vai desde as auditorias remotas realizadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) às novas tecnologias que podem ser utilizadas tanto pelas grandes como pequenas operadoras, dentro de uma cultura de inovação aberta. E resgatando um pouco a história da nossa ind´sutria offshore, contamos um pouco da trajetória do carioca Antonio Carlos Capeleiro Pinto, atual gerente executivo de Contratos da Pré-sal Petróleo S.A., que participou ativamente dessa verdadeira saga que é o desenvolvimento do pré-sal em menos de uma década. Boa leitura! Benicio Biz, publisher e diretor executivo

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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

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Para se conectar ao mercado de petróleo e gás, conte com a Firjan SENAI SESI.

Soluções para impulsionar os negócios da sua empresa. Desenvolver a indústria é a história da Firjan SENAI SESI. Uma história de sucesso, que ajuda a manter em pleno funcionamento as atividades econômicas essenciais, em especial, o mercado de petróleo e gás. Para ultrapassar barreiras, cursos

e programas de capacitação são oferecidos, além de treinamentos que também podem ser feitos a distância. Para reinventar produtos e processos, soluções personalizadas de inovação são desenvolvidas permanentemente. Para cuidar da saúde e do bem-estar, o trabalhador da sua empresa tem acesso à telemedicina e apoio nas áreas de psicologia e nutrição. E para manter a produtividade durante a pandemia, sua empresa pode contar com um programa de testagem inteligente e uma estratégia de retorno seguro dos trabalhadores. Nessa retomada, a Firjan SENAI SESI está pronta para contribuir com o aumento da produtividade da indústria do Rio de Janeiro e movimentar a economia em todo o estado.

hot news

PRÉ-SAL: Ouro Negro fornecerá tecnologia MODA para Libra CONTRATO PREVÊ a instalação do sistema de Monitoramento Óptico Direto no Arame (MODA) em risers flexíveis de três plataformas no campo de Mero, no bloco de Libra. O escopo do serviço de monitoramento considera os risers flexíveis de produção, de injeção de gás e de injeção de água. Até o final de 2020, a Ouro Negro forneceu mais de 300 sistemas MODA, que somam quase 16 mil sensores em 32 unidades estacionárias de produção (UEPs) O escopo do serviço de monitoramento das linhas considera os risers flexíveis de produção, de

injeção de gás do FPSOs Pioneiro de Libra (dedicado a sistemas de produção antecipada); e os risers flexíveis de serviço e injeção de água do FPSO Guanabara e os risers flexíveis de serviço do

FPSO Sepetiba, os dois últimos com capacidade de processar até 180.000 barris de petróleo por dia (bpd) cada um, em construção pela Modec e SBM Offshore, respectivamente.

POSSE: Eberaldo de Almeida Neto o novo presidente do IBP O ENGENHEIRO Eberaldo de Almeida Neto foi escolhido como o novo presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP). O executivo, que trabalhou por mais de 30 anos em cargos de liderança na Petrobras, teve sua indicação aprovada por unanimidade nesta segunda-feira (17.05) pelo Conselho de Administração da entidade, após seu nome ser recomendado pelo Comitê de Nomeação do instituto. Seu mandato terá duração de dois anos e começa no próximo mês. O executivo assume a entidade diante dos desafios da abertura dos mercados de refino e gás natural e do cenário global de incertezas no segmento de E&P, reflexo da crise provocada pela pandemia. 6

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Na agenda do setor, estão ainda necessidade de avanços regulatórios nas áreas de downstream, E&P e gás natural e o novo posicionamento da indústria de óleo e gás frente à transição para uma economia de baixo carbono, alinhado com as metas do Acordo de Paris, e a inserção cada vez maior do IBP e de suas associadas nos temas da Agenda ESG. Almeida Neto atuou na Petrobras por 34 anos e alcançou postos de liderança como gerente e diretor, com destaque para sua atuação na área de E&P, onde chegou a Gerente Geral da Unidade de Operações Rio (UO-Rio), responsável pelos campos de águas

profundas na Bacia de Campos. Em 2016, assumiu a Gerência Executiva de Suprimento de Bens e Serviços, responsável por todas as contratações da empresa. Seu último cargo na companhia foi o de Diretorw Executivo de Assuntos Corporativos, função que exerceu até maio de 2020. Ele substituirá Clarissa Lins, que comandou o IBP por quase dois anos e deixou a presidência no último dia 31 de março. O executivo é engenheiro elétrico e eletrônico com formação pela UFRJ. Concluiu um MBA em Gestão Empresarial Avançada pela COPPEAD. Ainda cursou o Advanced Management Program pela IESE Business School (University

of Navarra – Espanha).

as mais modernas tecnologias para perfuração offshore, as novas unidades têm capacidade de operar em lâminas d’água de até 3 mil metros, perfurando poços até 10.000 metros. Para tanto, são equipadas com um sistema para geração de 50 MW de energia, suficiente para abastecer uma cidade de 100 mil habitantes – como São Pedro da Aldeia, RJ. A torre de perfuração é localizada no centro da unidade e, através de uma abertura no casco (moonpool), a coluna e os equipamentos de perfuração seguem até o fundo do mar, a partir de onde o poço é perfurado até atingir a jazida de petróleo. A torre principal dessas embarcações alcança 90 metros acima do nível do mar, equivalente a um prédio de 32 andares, e tem capacidade para içar 900 toneladas de carga, equivalente ao peso de 5 Boeings 747. O comprimento do navio-sonda é de 230 metros, o que equivale a duas vezes a altura do Edifício-Sede (Edise) da Petrobras. As sondas de perfuração marítimas foram projetadas para perfurar poços submarinos com a vantagem de estocar grande quantidade de materiais (tubulação, equipamen-

tos, líquidos e granéis) e operam sem o suporte de unidades marítimas de apoio ou de serviço. Posicionamento dinâmico e propulsão - Uma sonda de perfuração para águas profundas mantém sua posição estável, durante a operação de execução de um poço, através de um sistema de posicionamento dinâmico, composto por propulsores (thrusters) e sensores acústicos, que elimina a necessidade de ancoragem no leito marinho. Essa tecnologia anula os efeitos ambientais provocados pelas correntes, ondas e vento, impedindo o deslocamento da unidade. Esse sistema suporta condições ambientais adversas na costa brasileira, como tempestades, sem necessidade de desconexão. Os navios-sonda (NS), por terem o casco com forma de navio e características hidrodinâmicas favoráveis, utilizam seus propulsores alinhados para as navegações, o que permite longos e rápidos deslocamentos para atuar em diferentes áreas. O NS-45, por exemplo, deve participar da construção de poços em todo o pré-sal brasileiro, nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos. TN Petróleo 135

Foto: Divulgação

A PETROBRAS está aumentando sua frota de sondas de perfuração para operar em blocos exploratórios, nos regimes de concessão e de partilha. Neste ano, já foram incorporados à frota o navio-sonda NS-45 (Brava Star), em março, e a semissubmersível SS-75 (Ocean Courage), em maio. Essas unidades já estão sendo utilizadas para reforçar a prospecção de novos campos de petróleo, intensificando as campanhas nas Bacias de Campos, Espírito Santo e Santos. Além dessas embarcações, está prevista, até setembro deste ano, a entrada em operação do navio-sonda NS-32 (Norbe VIII), para o Consórcio de Libra, da monocoluna SS-91 (Developer), para os projetos exclusivos da Petrobras nas Bacias de Campos e Santos. Com essas quatro novas unidades, a Petrobras somará 15 sondas recebidas desde 2019, chegando em setembro de 2021 a uma frota de 22 sondas marítimas em operação. As sondas de perfuração podem operar em áreas já desenvolvidas, prospectar novas jazidas ou ser utilizadas para mapear reservatórios. O início da exploração de um bloco offshore e a identificação das melhores oportunidades de descobertas de petróleo depende de estudos e avaliações geológicas, que somente são confirmadas com a posterior perfuração dos poços, o que torna fundamental a utilização de sondas marítimas. Saiba como funciona uma sonda de perfuração - Equipadas com

Foto: Agência Petrobras

Petrobras contrata quatro sondas para reforçar a prospecção de novos campos de petróleo na BS, BC e BES

hot news

PPSA lança e-book sobre Acordo de Individualização da Produção (AIP) A PRÉ-SAL PETRÓLEO (PPSA) lançou o e-book “Entendendo os Acordos de Individualização da Produção” para responder a algumas das principais dúvidas sobre o tema e favorecer a compreensão sobre o que é um AIP e, de forma simplificada, como ele é executado no Brasil. O AIP é um instituto jurí¬dico mundialmente reconhecido, que evita a produção predatória de jazidas de hidrocarbonetos que se estendem além dos limites de uma determinada área sob contrato. O trabalho é de autoria de Ricardo Loureiro, geren-

te Executivo de Contratos, e de Claudio Kuyven, coordenador de Gestão de Contratos, ambos da PPSA e com larga experiência no tema. O e-book também vem acompanhado de um anexo com o panorama atual dos 20 acordos

que envolvem áreas não contratadas pertencentes à União. Desse total, já estão assinados oito acordos e outros 12 estão em avaliação. A PPSA é uma empresa pública federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME), responsável pela gestão dos contratos em regime de partilha de produção, pela representação da União nos Acordos de Individualização da Produção e pela gestão da comercialização dos hidrocarbonetos da União. O e-book está disponível para download no site da PPSA: https://www.presalpetroleo. gov.br/ppsa/conteudo-tecnico/ artigos-e-publicacoes

RNEST bate novo recorde de produção de óleo combustível A REFINARIA ABREU E LIMA (RNEST) bate novo recorde de produção de óleo combustível, com o volume de 211.139 m³ em abril, 16,8% a mais que o mês anterior. É o segundo recorde este ano. Em março, a refinaria já tinha conquistado o marco de 180.725 m³, volume 7,3% acima do recorde anterior, de 168.365 m³, alcançado em maio de 2020. O óleo combustível produzido na RNEST é utilizado em grandes motores por setores da Indústria, termoelétricas e navios. Além disso, o produto serve como matéria prima na 8

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formulação do Bunker 2020 combustível marítimo com baixo teor de enxofre. O produto é exportado principalmente para Cingapura. Em 2020, a produção de óleo combustível correspondeu a aproximadamente 27% da

produção total da RNEST, sendo superada apenas pela produção do óleo diesel S10. Com os mais recentes resultados, a RNEST comprova sua capacidade de capturar e maximinizar o retorno a partir das demandas do mercado.

Hibridização das hidrelétricas aumenta em até 17% a capacidade de geração de energia das usinas O ANÚNCIO DA AGÊNCIA Nacional de Energia Elétrica (Aneel) de que a conta de luz entrará na bandeira vermelha e ficará mais cara no mês de maio é o reflexo da grave crise hídrica que afeta o País. Em outubro, a ONS registrou o pior mês para o período de 90 anos no SIN (Sistema Interligado Nacional) do nível dos reservatórios das hidrelétricas no País. Mas, um processo iniciado no fim do ano passado pode ajudar a reverter este quadro alarmante e aumentar a capacidade de geração de energia elétrica. O Brasil iniciou o processo para a regulamentação da hibridização das fontes de energia, que consiste em permitir a utilização de diversos tipos de geração de energia em um mesmo sistema. Estudo recente publicado pela Michigan State University, que analisou o caso específico do País, mostra que a associação das hidroelétricas à geração solar flutuante aumentaria a capacidade de geração de energia em mais de 17,3%. Hoje, apenas as hidrelétricas do Norte do Brasil têm uma ociosidade da ordem de 12 GW por conta dos baixos níveis dos reservatórios. "O Brasil ainda não deu a devida atenção à discussão e a urgente necessidade de regulamentação da hibridização. As hidrelétricas, que são a principal fonte de energia no País, hoje trabalham muito abaixo de sua capacidade por causa da baixa dos reservatórios. A implantação das usinas solares flutuantes inibe em até 70% a evaporação dos espelhos d'água e os dois sistemas associados aumentariam em mais de 17,3% a capacidade de geração de energia das hidrelétricas", afirma Luiz Piauhylino Filho, sócio-diretor da Sunlution, empresa brasileira pioneira na tecnologia de geração solar flutuante no País.

Há no País projetos pilotos bem sucedidos de geração híbrida. Em parceria com a Companhia Hidrelétrica do Rio São Francisco (Chesf), do Grupo Eletrobrás, a Sunlution mantém projeto de Pesquisa & Desenvolvimento que implantou painéis fotovoltaicos flutuantes em área de 10 mil metros quadrados na Usina Hidrelétrica de Sobradinho, no interior da Bahia, hoje responsáveis pela geração de 1MWp. Em uma segunda etapa, já em curso, a capacidade subirá para 2,5 MWp. "Para se ter ideia do que representa o potencial da hibridização, em 70 anos a Chesf construiu 10 GW em hidrelétricas. Se nós utilizarmos 10% da lâmina d'água dessas 12 hidrelétricas, conseguiremos instalar 52 GW em energia solar flutuante. Significa que podermos ter quatro Chesfs em um prazo de dez anos", ilustra Luiz Piauhylino Filho. Outro importante projeto da empresa, juntamente com a empresa francesa Ciel et Terre, foi a instalação de usina solar flutuante de 305 KWp na Fazenda em Cristalina (GO). A lagoa artificial abastecida por águas das chuvas captada dos telhados dos galpões da fazenda recebeu 1.150 painéis fotovoltaicos. A energia gerada é capaz de abastecer 170 domicílios populares brasileiros. É o primeiro caso de usina sobre lago em escala comercial no País e também o pioneiro em propriedade rural. A Sunlution também implementou em parceria com a BYD e a KWP projeto piloto da Empresa Metropolitana de Águas e Energia (Emae)

na represa Billings, em São Paulo. Ocupando área de 10.700 hectares de lâmina d'água, um dos maiores e mais importantes reservatórios de água da Região Metropolitana, a represa recebeu o projeto piloto da primeira usina fotovoltaica flutuante a partir de módulos fabricados 100% no Brasil. O tipo de planta, hoje muito difundida em países como Japão, China e Cingapura, garante até 15% mais em eficiência na comparação com fazendas solares em solo devido ao resfriamento dos painéis. A EMAE abriu em outubro de 2020 chamada pública para atrair investidores para a construção de novas plantas solares flutuantes no local. Mercado de renováveis comemora abertura de consulta pública para regulamentar hibridização que pode atrair R$ 76 bilhões e gerar 475 mil empregos em 10 anos no País - A abertura de consulta pública para normatização do estabelecimento de usinas híbridas e associadas no Brasil foi recebida com entusiasmo pelo setor elétrico. Pelo modelo estudado seria permitido combinar duas ou mais fontes de produção de energia e potência. Desta forma, seria possível instalar usinas solares flutuantes no generoso parque hidrelétrico nacional. Além de aumentar a capacidade de geração de energia das usinas, o novo modelo híbrido pode impactar positivamente a economia, atraindo R$ 76 bilhões em investimentos e gerando 475 mil novos empregos em 10 anos. Cálculos iniciais projetam ampliação da capacidade instalada atual de 109 Gigawatts (GW) para 128 GW, gerando energia e potência. TN Petróleo 135

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Queremos continuar crescendo A afirmação do CEO da Gás Natural Açu (GNA), Bernardo Perseke, reflete bem a rápida evolução da empresa criada para consolidar um hub de gás no Porto do Açu, no município de São João da Barra, região norte do estado do Rio de Janeiro. Desde que a Prumo Logística firmou parceria com a Siemens e a BP, em meados de 2017, formando a joint venture GNA, como já é conhecida, a empresa vem avançando de forma rápida, ainda que tenha tido de desacelerar algumas obras, por conta da pandemia de Covid-19. Em fevereiro, ela recebeu a primeira carga de Gás Natural Liquefeito (GNL) em seu Terminal de Regaseificação de GNL, no qual está atracada uma Unidade flutuante de armazenamento e regaseificação (FSRU, sigla do inglês Floating Storage and Regasification Unit) com capacidade de movimentar 21 milhões de metros cúbicos/dia. O energético está sendo usado no comissionamento da UTE GNA I, que ao entrar em operação este ano estará consolidando o caminho para a implantação do maior parque termelétrico a gás natural da América Latina. No início do ano, o Banco Nacional do Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou o financiamento de R$ 3,93 bilhões à GNA Geração de Energia S.A. para a implantação da UTE GNA II, que juntamente com a GNA I vai gerar energia suficiente para atender 14 milhões de residências, o equivalente ao consumo residencial dos estados do Rio de Janeiro, Minas Gerais e Espírito Santo. Portanto, nada mais natural do que a meta de continuar crescendo, acompanhando a evolução da produção de gás natural do pré-sal, que está redesenhando o mapa energético do Rio de Janeiro. Por Beatriz Cardoso 10

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Entrevista Bernardo Perseke, CEO da Gás Natural Açu (GNA)

TN Petróleo - O que vai caracterizar o complexo GNA como o maior Parque Termoelétrico da América Latina é a capacidade instalada de 3 GW (que corresponde a 17% da geração térmica a gás natural do Brasil atualmente? Ou o fato de que ela já tem a licença ambiental para mais que dobrar a capacidade instalada, podendo chegar a 6,4 GW? Bernardo Perseke – É um projeto grandioso e transformacional, de vital importância para a região e estruturante para o país. Além disso, nossas usinas contribuem para a segurança energética e a diversifi-

cação na matriz energética brasileira ao utilizarem o gás natural, uma fonte segura e firme que independe de condições climáticas, e considerado o combustível da transição energética. Vale acrescentar que, desde a concepção, o projeto foi pensado considerando questões ambientais, sociais e de eficiência energética e como pode operar para contribuir na retomada do Rio de Janeiro como capital da energia. Desde optar por um projeto em ciclo combinado – onde há menor consumo de combustível – ao uso de água dessalinizada no processo de geração

de energia ou na capacitação de mão de obra local para trabalhar nos empreendimentos da região, tudo foi pensado com esse cuidado. Possuímos ainda, conforme mencionado por você, licenças prévias para mais que dobrar nossa capacidade instalada, podendo chegar a 6,4 GW, além de estarmos em fase de licenciamento para novos projetos como gasodutos e uma UPGN, para a atração, processamento e monetização do gás offshore, o que mostra a capacidade de expansão da GNA. A UTE GNA I, com 1.338 MW de capacidade instalada, vai entrar em operação comercial até junho, como estava previsto? Por conta da pandemia e de eventos associados ao período de comissionamento, foi necessária uma revisão no cronograma da UTE GNA I e o deslocamento da entrada em operação para julho. TN Petróleo 135 11

indicadores tn entrevista exclusiva

sas equipes estão acompanhando a evolução da pandemia e aguardando a melhora no cenário para iniciarmos as obras. Para nós, a segurança é a maior prioridade.

UTE GNA I

Obras da GNA pré pandemia, jan 2020

Terminal de Reseificação de GNL

Qual a previsão de início da operação da UTE GNA II? Com relação à UTE GNA II, com capacidade instalada de 1.673 MW, planejamos iniciar as obras tão logo ocorra a melhora do cenário atual da pandemia da Covid-19 no Brasil. A pandemia teve forte impacto no cronograma desses projetos? 12

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Desde o início dela, a nossa maior preocupação foi a saúde e a segurança de todos que trabalham na construção de nossos empreendimentos. E com o início da implantação de nossa segunda termelétrica não seria diferente. Um projeto como o nosso requer mobilização de um grande número de trabalhadores e precisamos agir com cautela. Nos-

Quais os fatores que serão determinantes para ampliar a capacidade instalada do parque termelétrico? Vivemos um momento histórico na indústria de gás e energia no país. A Nova Lei do Gás, associada às iniciativas em curso do Novo Mercado de Gás produzirão avanços significativos para expansão da infraestrutura, bem como para o desenvolvimento de um mercado mais líquido e competitivo. A GNA está otimista com esse novo cenário e preparada para ampliar a capacidade instalada, participando dos leilões de energia promovidos pelo governo federal. Vejo o Brasil caminhar em direção a uma matriz energética mais segura e diversa, atraindo novos investimentos e indústrias, que podem resultar na geração de mais empregos e no crescimento econômico do Estado do Rio de Janeiro e do país. Qual a expectativa de geração até o próximo ano? Em breve, a GNA vai se tornar uma empresa operacional com o início da operação comercial de nossa primeira usina, a UTE GNA I. A usina é composta por composta por 3 turbinas a gás e 1 turbina a vapor que, juntas, serão responsáveis por gerar 1,3 GW em ciclo combinado, o que contribui para o aumento da eficiência na geração de energia. Sozinha, a UTE GNA I é capaz de suprir o equivalente a 6 milhões de residências. Qual o investimento efetivado até agora e qual a projeção de investimento total das duas UTEs? A projeção de investimento total da GNA nesta primeira fase do projeto, que compreende as UTEs GNA I e

GNA II, além do Terminal de Regaseificação de GNL (Gás Natural Liquefeito), onde está atracada a FSRU, com capacidade de movimentar 21 milhões de metros cúbicos/dia, além de duas linhas de transmissão (de 345 kV e 500kV) e a subestação de Campos dos Goytacazes, é de cerca de R$ 10 bilhões. O investimento já realizado na UTE GNA I, no terminal e na linha de transmissão que liga a subestação da usina ao Sistema Interligado Nacional (SIN) foi de cerca de R$ 5 bilhões.

Um dos nossos principais focos é a capacitação e priorização da mão de obra local. Em 2018, lançamos o Programa de Qualificação Profissional visando qualificar moradores da região a alcançar o tão sonhado emprego com carteira assinada durante a construção da UTE GNA I e do nosso Terminal GNL. No período, houve uma busca significativa pelo programa, inclusive por parte de mulheres para os cursos na construção civil. Como resultado, 20% das inscrições foram femininas, o que possibilitou a formação de uma turma feminina de solda e a consequente contratação de todas as alunas que concluíram os cursos. Tivemos, ao longo do projeto, mais de 460 mulheres trabalhando no nosso empreendimento. Ficamos felizes em saber que colaboramos para o crescimento pessoal e profissional não só delas, mas de todos aqueles que passaram pelos nossos cursos e obras. A nossa expectativa é lançar mais uma edição do Programa de Qualificação Profissional para a construção da UTE GNA II e as etapas futuras de nosso projeto e, assim, continuar contribuindo para o desenvolvimento da comunidade local.

A GNA recebeu a primeira carga de Gás Natural Liquefeito (GNL) em seu Terminal de Regaseificação de GNL, no Porto do Açu, da sócia BP. A primeira carga, de 140 mil m3 de GN, foi utilizada para o comissionamento do Terminal e da UTE GNA I. Vocês já receberam outras cargas ou tem previsão de receber? Até o momento, recebemos uma carga de gás, que está sendo utilizada para o comissionamento do empreendimento. As próximas cargas de gás natural chegarão conforme as necessidades do comissionamento e, posteriormente, de despacho do projeto, determinada pelos órgãos do setor elétrico. É inegável que a GNA, assim como outros empreendimentos no Porto do Açu, está transformando o Norte Fluminense... Sem dúvida, a GNA tem um papel social e econômico no estado do Rio, principalmente no Norte Fluminense. ESG tem tido cada vez mais espaço na agenda corporativa, fruto de uma mudança de cultura que vem se fortalecendo ao longo dos anos. A sociedade tem se mostrado atenta ao tema demanda um posicionamento contundente por parte das empresas, não somente no discurso, mas também nas ações. Conosco não poderia ser diferente. A GNA considera a Sustentabilidade com um dos

seus principais pilares. Em todas as nossas atividades, seguimos padrões internacionais de sustentabilidade e estamos plenamente comprometidos com a responsabilidade socioambiental, qualidade, segurança e saúde ocupacional. Vocês também tiveram que qualificar mão de obra local para agilizar as obras...

Com isso vocês estão reforçando a questão da diversidade na cultura local... Nós criamos o Programa de Combate à Violência de Gênero, que derivou em um Código de Conduta, que não tolera qualquer tipo de ato de violência, ameaça, discriminação de gênero ou assédio, seja no ambiente de trabalho ou fora dele, além de um robusto mecanismo de reclamações anônimo e seguro para os trabalhadores. O programa foi reconhecido como case de referência pela IFC (International Finance Corporation), membro do Grupo Banco Mundial e uma das financiadoras do projeto da UTE GNA I. Queremos continuar crescendo. TN Petróleo 135 13

Foto: Agência Petrobras

Foto: TN Petróleo

especial: lei do gás

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O RIO SE REENERGIZA LEI DO GÁS:

Berço da indústria offshore brasileira, o estado do Rio de Janeiro passou por profundas transformações nas últimas duas décadas depois da quebra do monopólio, com a Lei do Petróleo (lei Nº 9.478/1997), que atraiu não somente grandes petroleiras como também novos fornecedores de bens e serviços. Processo acelerado com a descoberta do pré-sal, que tornou o Brasil um dos mercados mais atrativos de óleo e gás no cenário internacional, promoveu uma reestruturação da cadeia produtiva e posicionou o estado fluminense como um grande polo de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PDI) da indústria offshore. Respondendo por 80% do volume total de petróleo e 65,8% do gás natural produzido nas bacias brasileiras, o Rio de Janeiro vem redesenhando o seu ‘mapa’ energético, tanto em função dos desafios e cenários críticos dos últimos anos, agravados pela pandemia, como também por investimentos que refletem sua vocação para a indústria de energia. De norte a sul do estado, novos projetos e empreendimentos, reformulados ou ampliados, começam a consolidar o caminho para a reindustrialização do Rio de Janeiro, cada vez mais alinhada com a transição energética. Por Beatriz Cardoso TN Petróleo 135 15

especial: lei da gás

primeira grande descoberta do pré-sal, o atual campo de Tupi, na costa do Rio de Janeiro, juntamente com Sul de Tupi produz 1,184 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed), correspondente a 45% de toda a produção nessa nova fronteira, de acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de março de 2021. Computando os campos de Tupi, Búzios, Atapu, Sururu, entre outros, mais de 80% da produção total do pré-sal advém de poços na costa fluminense, ainda que o primeiro óleo, por questões operacionais, tenha sido extraído no campo de Jubarte, na bacia de Campos, já no estado do Espírito Santo. É inegável que o Rio de Janeiro foi o mais impactado positivamente pelo pré-sal, que acabou por gerar a ‘segunda onda’ na bacia de Campos, com a decisão da Petrobras de fazer novas perfurações ou aumentar a extensão de poços em ativos dessa bacia, como Jubarte, Marlim Leste e Marlim, Albacora e Barracuda, que hoje também estão produzindo no pré-sal. Afinal, essa nova fronteira se estende por uma faixa de 800km entre o Espírito Santo e Santa Catarina. Com a extração de hidrocarbonetos nas reservas do pré-sal e o pós-sal, o Rio de Janeiro hoje responde por 80% da produção nacional de petróleo (2,265 milhões bbl/d) e 65,8% (82,463 milhões de metros cúbicos) do gás natural. Apontado como um combustível de transição, por possibilitar o backup das energias intermitentes (solar e vento), é a produção crescente de gás natural que promete resgatar a

TN Petróleo 135

Produção do pré-sal (petróleo e gás)

Produção de petróleo e GN por estado posição do Rio como a grande capital da energia do Brasil. Há uma década, o estado era responsável por 74,7% do petróleo brasileiro, com uma produção em torno de 1,5 milhão de bbl/d e 25,7 milhões de m 3/d gás (41,1% do total extraído nas bacias brasileiras. Mas enquanto o volume de óleo aumentou 50% (elevando em menos de cinco pontos percentuais a participação do estado na produção nacional), a produção de gás fluminense mais que triplicou.

(Fonte: ANP, abril 2021)

Com uma curva ascendente de produção, o gás fluminense está sendo apontado com o combustível da reindustrialização, caminho obrigatório para a retomada do crescimento econômico do Rio de Janeiro. É o que sinalizam iniciativas tanto do setor público como do privado – que tem como uma de suas bandeiras a frase cunhada pelo presidente reeleito da Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) e do Conselho Industrial do Rio de Janeiro (CIRJ), Eduardo

Ilustração: Agência Petrobras

Eugenio Gouvêa Vieira – O Rio tem Jeito.

INDUSTRIALIZA RJ No dia 11 de maio, o governo estadual deu a partida no projeto Industrializa RJ, que prevê reuniões com os principais representantes setoriais para apresentar as propostas para gerar crescimento, empregos e renda para a população, considerando as várias vocações locais. A primeira reunião foi justamente com a indústria tem no gás seu principal energético. Mais precisamente, com os que tem participação em empreendimentos de projetos de gás na região do porto de Itaguaí. O Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural (PIPE), da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), indica duas rotas importantes para escoar o gás natural do pré-sal – a Rota 4B -bacia de Santos – Porto de Itaguaí/RJ e Rota 5C - bacia de Campos – Porto de Itaguaí/RJ).

O encontro reuniu mais de 30 representantes de infraestrutura, ofertantes, demandantes e funding (agentes financeiros) do projeto Rota 4B, entre os quais a Compass Gás e Energia, do Grupo Cosan, Equinor, Ternium, Braskem, Gerdau, Furnas, Natural Energia, Compass, Sepetiba Tecon e Shell, além do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), o principal financiador de infraestrutura no Brasil.

“Somos o principal hub energético nacional”, pontuou o governador Cláudio Castro, lembrando a liderança do Rio na produção de hidrocarbonetos. “E isto é uma oportunidade concreta”, frisou, destacando que tem recebido muitas empresas estrangeiras que desejam investir no gás como fonte energética de transição para suas operações. “Estamos trabalhando para criar melhores condições para a TN Petróleo 135 17

especial: lei da gás

chegada de novos empreendimentos e o crescimento daqueles que já estão em nosso estado” – complementou Castro. O secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia e Relações Internacionais (DEERI), Leonardo Soares observou que existe uma falsa percepção por parte de agentes do mercado, de que não existe demanda para empreendimentos de gás natural no Estado do Rio de Janeiro. “Isso não condiz com o que temos ouvido de CEOs e executivos de indústrias de diversos e grandes setores”, afiança. Segundo ele, a proposta dessas reuniões é justamente apresentar “uma visão realista e concreta das oportunidades no Estado, aproximando oferta e

demanda para destravar investimentos no Estado e iniciar, de forma efetiva no país, o novo mercado de gás natural”. Os próximos encontros serão realizadas com envolvidos em projetos de gás natural no Norte e no Leste Fluminense, visando identificar ações concretas por parte do Governo para mapear demandas, remover gargalos e

destravar investimentos da indústria de gás fluminense, “A proximidade com as reservas de gás gera uma facilidade no escoamento, que já se reflete no número de termelétricas instaladas no Norte Fluminense, por exemplo, com potencial para atender às demandas da indústria local e de todo o estado”, agregou Leonardo Soares.

PORTO DE SEPETIBA

Dupla vocação PRESTES A COMPLETAR 40 ANOS de operação, o antigo Porto de Sepetiba, que em 2006 recebeu o nome da cidade sede, parece ter uma vocação natural para a indústria extrativista – do minério ao petróleo e gás. Porto público com o maior movimento de minério de ferro no país, Itaguaí quer assumir um papel de destaque no escoamento do gás natural do pré-sal desde que foi apontado como uma alternativa vantajosa no Plano Indicativo de Processamento e Escoamento de Gás Natural (PIPE), da EPE. O estudo, elaborado em 2019, indica o porto de Itaguaí como ponto de chegada de dois gasodutos. A Rota 4B, com quase 300 km de extensão, que escoaria parte da produção do polo pré-sal na bacia de Santos (na qual estão em operação as rotas 1 e 2, enquanto a rota 3 está sendo concluída este ano). Na época do estudo, 2019, o CAPEX estimado era de aproximadamente R$ 4,9 bilhões. 18

TN Petróleo 135

O porto de Itaguaí também está inserido na Rota 5C, um gasoduto de pouco mais de 420 km de extensão que escoaria parte da produção do pré-sal do sul da bacia de Campos. Os investimentos estimados (CAPEX) na época são da ordem de R$ 5,2 bilhões. O CAPEX considera data-base de junho de 2019, câmbio de R$ 4,20/US$, margem de incerteza de -50% a +100%, e não inclui os custos com riser, compressor e UPGN (unidade de processamento de gás natural). "A rota 4-B será preponderante como nova opção logística para saída do gás do pré-sal, com aplicação de recursos diretos, dentro da cadeia de gás, por parte das operadoras, a partir de 2024. O que alavancará investimentos no estado e, inevitavelmente, aquecerá a economia do sul-fluminense. Além de possibilitar a redução do valor

por m3 do novo gás ofertado aos grandes consumidores ancorados no estado do Rio de Janeiro", destaca Mauricio Pacheco, Business Development & Logistics Projects da Sepetiba Tecon S/A, que opera um dos quatro terminais desse porto. Entre as vantagens apontadas pelo estudo da EPE está o fato de que, por tangenciar o litoral, dispensaria a dispensa a construção de um trecho considerável de gasoduto terrestre. O porto também tem uma retroárea de 10.000.000 m², na qual poderá ser implementada a infraestrutura prevista no plano de integração com a indústria de óleo e gás (SEPETIBA TECON, 2019),como uma UPGN, com capacidade de processamento de 20 milhões de m³/d de gás, a um custo de investimento de R$ 3.500 milhões, pelas estimativas da EPE.

“O Governo do Estado trabalha atento às necessidades de mercado e focado em garantir as atualizações regulatórias e estratégicas que mantenham um ambiente de negócios dinâmico. Foi esse o objetivo ao delinearmos o Novo Mercado de Gás Estadual, alinhado com a Nova Lei do Gás (Antiga PL 6407/2013, Atual Lei Federal nº 14.134/2021)”, pontua Daniel Lamassa, subsecretário de Óleo, Gás e Energia, vinculada à Secretaria de Desenvolvimento Econômico, Energia e Relações Internacionais (Seederi).

Mais além dos investimentos que podem ser atraídos por iniciativas do governo, o estado fluminense é beneficiado por

uma fatia expressiva dos royalties pagos mensalmente pelas operadoras como compensação financeira à União, estados, DF e municípios impactados diretamente pelas atividades de exploração desses recursos não renováveis. Eles incidem sobre o valor da produção do campo e são recolhidos mensalmente pelas concessionárias por meio de pagamentos efetuados à Secretaria do Tesouro Nacional (STN) até o último dia do mês seguinte àquele em que ocorreu a produção. Por ter hoje a maior fatia da produção do pré-sal, é ainda mais expressiva o que o estado recebe em participações especiais, que também se constituem em uma compensação financeira extraordi-

Outra vantagem é que o gás natural proveniente desta unidade de processamento teria diversas alternativas de monetização, entre elas a possibilidade de interconexão à malha integrada por meio de um gasoduto de transporte futuro ou liquefação para atendimento da demanda nacional ou internacional de GNL, além de atendimento da demanda de usinas termelétricas . Mauricio Pacheco prevê que o porto está bem preparado para receber as duas rotas, principalmente a rota 4-B, pelo o que está apontado no estudo da EPE, pois os investimentos previstos no plano de renovação da concessão do terminal são suficientes para implementar a infraestrutura de apoio logístico necessária. Ele acredita que tanto o Sepetiba Tecon quanto a CDRJ (Companhia Docas do Rio de Janeiro) poderão suportar a demanda por retroáreas e berços de cargas oriundas deste contexto de movimentos provenientes do gás e que possuem a melhor expectativa

possível quanto à atração de parceiros estratégicos para operação de FSRUs (unidades flutuantes de armazenamento e regaseificação de GNL) e, posteriormente, apoio à operações relacionadas aos projetos de térmicas e UPGNs em retroáreas no entorno do porto de Itaguaí. Não faltará investidores, na visão dele e do governo estadual, que reuniu um grupo expressivo para no primeiro encontro do Industrializa RJ. Entre os quais a Compass Gás e Energia, maior distribuidora de gás do Brasil, com mais de 18 mil kms de rede instalada e 2 milhões de clientes, manifestou no final de 2020 que, junto com parceiros estratégicos, pretende investir em torno de US$ 2 bilhões (R$ 11,15 bilhões) em infraestrutura de transporte (gasoduto) na bacia de Santos, por meio da Rota 4 Participações. A interligação do porto de Itaguaí com as duas bacias, mais além de assegurar o escoamento do gás do pré-sal, vai posicionar o complexo portuário como um

RECURSOS CRESCENTES

ESTIMATIVA DE ARRECADAÇÃO ROYALTIES (R$) Itaguaí (R$ mil)

2020

2021

61.882,97

81.376,92

nária, paga trimestralmente pelas empresas que operam os campos com grande volume de produção e/ ou com grande rentabilidade. Os números consolidados no primeiro trimestre de 2021 reforçam as expectativas, com a ANP registrando dois recordes históricos. Foi a maior arrecadação de royalties, totalizando R$ 9,135 bilhões - um crescimento de 69% (R$ 3,7 bilhões a mais) em relação quarto trimestre de 2020. Desse total, o estado do Rio ficou com R$ 2,89 bilhões (66% ou R$ 1,14 bilhões a mais do que no trimestre anterior), devido a produção do campo de Tupi, enquanto São Paulo recebeu R$ 414 milhões, devido ao campo de Sapinhoá (mais que o dobro do período anterior). Recursos valiosos para a reindustrialização do estado.

hub de gás natural a partir da a geração de energia mais barata para as indústrias instaladas na região. Essa é a aposta do governo fluminense e da prefeitura local, que está atenta ao potencial de investimentos que podem chegar pelo porto, assim como os crescentes recursos oriundos dos recebidos pela cidade, que devem crescer 50% até 2024.

FICHA TÉCNICA DO PORTO

Calado/profundidade Cais acostável com 2.200 m de extensão, oito berços de atracação e profundidade variando de 13,5 a 18,1m. Calado com variação de 14,5/18,5m. Capacidade de movimentação em toneladas - 3.542.738 de toneladas. Capacidade de movimentação de contêineres (TEU) - 13 mil TEUs. Terminais: Sepetiba Tecon CSN – Companhia Siderúrgica Nacional S/A CPBS - Companhia Portuária Baía De Sepetiba S/A Valesul Alumínio S/A

2022 85.864,21

2023

2024

92.877,20

96.202,04

TN Petróleo 135 19

especial: lei da gás

QUEM É REI NÃO PERDE A MAJESTADE

onsagrada como a capital do petróleo por ser o centro nervoso das atividades de exploração e produção offshore na bacia de Campos durante décadas, Macaé não tem que se reinventar para atuar no novo cenário energético do Rio de Janeiro. A vocação não mudou desde que as descobertas dos campos gigantes na bacia de Campos, na década de 1980, consolidaram a posição da cidade como centro operacional da cadeia produtiva de óleo e gás. Mais ainda: foi a ‘plataforma de lançamento’ de inúmeras tecnologias e inovações testadas nos campos offshore ao longo da costa fluminense. Nos últimos 15 anos, Macaé vivenciou a ‘segunda onda’ da bacia de Campos com os projetos empreendidos a toque de caixa para acelerar o desenvolvimento do pré-sal, uma vez que parte das reservas dessa nova fronteira estão abaixo de ativos que vinham extraindo óleo e gás do pós-sal. A infraestrutura já consolidada na bacia de Campos (submarina) e nas cidades de Macaé e Campos dos Goytacazes foi crucial para consolidar esse processo, cujo êxito está mais do que consagrado pela participação do pré-sal na produção nacional. Mais ainda, pelas riquezas que ele vêm gerando para o es-

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tado do Rio de Janeiro, incluindo as duas cidades que se posicionaram como bases estratégicas das operações offshore e que recebem uma boa fatia dos royalties e participações especiais pagos aos municípios fluminenses. Os dois municípios sinalizam que estão prontos para vivenciar a terceira onda da bacia de Campos, com os projetos de desinvestimento da Petrobras, entrada de novos operadores para levar adiante projetos revitalização de campos maduros (e consequente aumento do fator de recuperação, gerando riquezas) e descomissionamento, sediando empresas de distintos portes de todos os segmentos da cadeia produtiva. Mais ainda: para atrair novos investimentos na área energética que vão ser ‘abastecidos’ pela produção crescente de gás natural. “A nossa expectativa é a melhor possível, principalmente depois ter sido aprovada a Lei do Gás e a redução do ICMS para esta atividade no estado do Rio de Janeiro, que nos posicio-

nam de forma bem mais competitiva nos leilões de Energia que ocorrerão ainda este ano”, afirma o diretor da Associação Comercial e Industrial de Macaé (ACIM), Marcelo Reid, ou Merrel, como é conhecido na região. Uma das principais lideranças do Repensar Macaé, iniciativa que reúne representantes do setor público e privado e a sociedade organizada, Reid vai mais longe ao afirmar que Macaé será a ‘capital’ da energia. “Tanto pelos investimentos que já estão acontecendo pelo setor de óleo e gás e projetos licenciados como pelo fato de que a cidade ainda conta com uma infraestrutura pronta para receber estes novos investimentos”, afirma. O Repensar Macaé, que acompanha de perto investimentos e outras ações que impulsionem o desenvolvimento econômico e sustentável da cidade, surgiu quando q crise do petróleo

começou a impactar diretamente a região. Com a meta de preparar uma Cidade do Futuro, o movimento deu a partida em suas atividades em 2018 e segue firme até agora, mobilizando diferentes setores da economia para evitar a dependência de um único setor. “Com a consolidação dos diversos investimentos previstos, haverá com certeza uma melhoria de qualidade de emprego e renda no município e no estado”, acredita Marcelo Reid, citando empreendimentos que vêm avançando em função do incremento da produção de gás natural, com a Unidade Termelétrica (UTE) Marlim Azul, que faz parte do Complexo Logístico & Industrial de Macaé (CLIMA),bem como das atividades offshore em geral, como o Terminal Portuário de Macaé (Tepor).

PORTO PARA EMPREENDER O Tepor, com área onshore de até 6.000.000 m2, é uma iniciativa do Grupo Vale Azul, único sócio da empresa responsável pelo desenvolvimento do projeto, está na etapa de seleção de um parceiro investidor. O que deve ocorrer dentro de 2021, segundo o diretor executivo do Terminal Portuário de Macaé (Tepor), Hugo Crespo,

TERMELÉTRICA NA RETA FINAL No início do ano, a prefeitura de Macaé entregou a certidão que viabiliza a instalação da UTE Marlim Azul (antiga Vale

UTE Marlim Azul (em construção)

Obras da UTE Marlim Azul Azul I), empreendimento originalmente do Grupo Vale Azul, controlador do Tepor, e que hoje pertence a joint venture Marlim Azul Energia, formada pelo fundo local Pátria Investimentos, Shell e Mitsubishi Hitachi Power System. Um dos primeiros projetos de geração de eletricidade realizados no Brasil pela Shell, o empreendimento recebeu financiamento do Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES), de US$ 484,9 milhões e prazo de pagamento de 24 anos. A previsão é de que a unidade em construção inicie operação comercial até o início de 2023. Hugo Crespo explica que os demais projetos do Grupo (UTEs Vale Azul II e III) estão inscritos nos Leilões de Energia A-4 e A-5 previstos para junho e setembro. “Se vencedores, deverão ser implementados ao longo dos próximos anos, podendo entrar em operação em 2025 ou 2026”, complementa. Com esse robusto portfólio, nada mais natural que o Grupo

ESTIMATIVA DE ROYALTIES (R$) Estado do Rio de Janeiro (R$ milhão) Macaé-RJ (R$ mil)

Vale Azul manifeste interesse em participar do projeto da rota 5B. Hugo Crespo confirma que o grupo mantém conversações com operadoras de óleo e gás que deverão utilizar o gasoduto, bem como parceiros estratégicos que desejam investir na infraestrutura de escoamento do energético. O importante, agora, segundo ele, é avançar com o Tepor. “Estamos otimistas quanto ao cronograma de implantação do projeto, envidando todos os esforços para que este empreendimento se torne uma realidade no município de Macaé. Apesar do Tepor ser um projeto 100% privado, o apoio governamental nas esferas municipal, estadual e federal é muito importante para dar celeridade à obtenção de todas as licenças e autorizações necessárias para que o projeto se materialize”, ressalta. Por isso mesmo, segue atento às ações do governo estadual, que está promovendo reuniões de Norte a Sul do estado, dentro do INDUSTRIALIZA RJ, pro-

2020

2021

2022

2023

2024

4.569,20

6.008,73

6.340,15

6.858,08

7.110,27

582.002,21

768.392,11

802.007,16

886.388,93

922.265,33

Campos dos Goytacazes-RJ (R$ mil) 299.933,68

367.831,34

387.316,20

440.344,10

450.097,20 TN Petróleo 135 21

especial: lei da gás

pondo dar todo suporte e criar mecanismos para atração de projetos que reforcem a vocação energética fluminense. “O governo estadual tem feito movimentos que são cruciais para a atração de novas indústrias para o Rio de Janeiro, como a isenção do ICMS para a geração termelétrica, o pioneirismo na regulação estadual de distribuição de gás, em alinhamento com as diretrizes da nova Lei do Gás, dentre outras iniciativas que já estão sendo formu-

ladas. Entendemos que estão no caminho certo e nos colocamos à disposição para contribuir positivamente na agenda do setor”, conclui Hugo Crespo.

INFREESTRUTURA PREPARADA Com 38 empresas da cadeia produtiva de óleo e gás já instaladas, o Parque Industrial Bellavista, em Macaé, é mais um empreendimento que deve acelerar tendo o gás como ‘combustível’. Atento

às oportunidades que podem aumentar se um novo gasoduto for implantado, como a rota 5b,que chegaria ao porto de Macaé (Tepor), o diretor do Parque Industrial Bellavista, Leonardo Dias, assegura que há empresas interessadas em investir em projetos de energia no local, como as UTEs. “O Parque Industrial Bellavista está estrategicamente

Terminal Portuário de Macaé (Tepor) COM ÁREA ONSHORE de até 6.000.000 m2, o Tepor possuirá pátios para estocagem e armazéns alfandegados. Estão incluídos na retroárea: Terminal de Armazenamento de Petróleo, com capacidade de armazenamento de 4,5 milhões de barris; Terminal de Armazenamento de Combustíveis, com capacidade de armazenamento de 420.000 m3; Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN), com capacidade de processamento de 60 milhões m3/dia. O porto contará com dois terminais offshore: O terminal A, que consiste em um terminal de líquidos e apoio offshore, que será ligado à terra através de uma ponte de 4km e contará com 16,5 metros de pro22

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fundidade. Será composto por dois berços para movimentação de líquidos, ligados por dutos a um terminal onshore de armazenamento de combustíveis, produtos químicos e outros derivados, com capacidade de armazenamento de até 420.000 m3. Contará também com um berço para recebimento de para cargas de GNL, composto por unidade flutuante de regaseificação e área reservada para implantação de tanques de armazenamento de GNL. O terminal de apoio offshore incluirá 9 berços para supply boats. Também poderá receber navios de longo curso para movimentação de cargas gerais, além de sondas e plataformas para manutenção e descomissionamento. O terminal B, para movimentação de petróleo, com dois berços de

atracação, em condições totalmente abrigadas, com profundidade natural de 27 metros, aptos a receber navios VLCC. O terminal terá capacidade para movimentação de até 2 milhões de barris de petróleo por dia. Os berços serão interligados por oleodutos ao terminal de armazenamento e blending de petróleo em terra, com capacidade de armazenamento de até 4,5 milhões de barris. Devido à sua integração com o empreendimento CLIMA, através da Rodovia Transportuária, o Tepor terá uma vasta retroárea complementar, o que permitirá uma operação portuária ainda mais eficiente. Os projetos foram concebidos de forma a otimizar as operações logísticas, trazendo assim possíveis reduções de custo para seus usuários.

Parque Industrial Bellavista localizado para empreendimentos que utilizem gás natural, estando conectado ao Terminal de Cabiúnas (UPGN Tecab - Rota 2) por gasoduto já existente. E tanto o seu zoneamento municipal como a sua licença ambiental já contemplam projetos desta natureza”, ressalta. O executivo pontua ainda que o complexo é um dos principais empreendimentos industriais do Brasil, contando com uma área de 3 milhões de m2 e mais de 1,3 milhões de metros já ocupados por empresas do setor de petróleo e gás, além de abrigar um dos campus da Universidade Estadual do Norte Fluminense Darcy Ribeiro (UENF). Além do licenciamento completo, o oferece uma infraestrutura diferenciada aos clientes: terrenos terraplanados, vias de acesso projetadas para comportar o tráfego de veículos pesados, conexões com as rotas mais importantes da cidade, transporte público disponível e planejado para a área do empreendimento além de outras conveniências e facilidades, como rede de energia elétrica de alta capacidade, fibra ótica e gás natural. Por isso está otimista com as iniciativas do governo do estado, como o INDUSTRIALIZA RJ. Endossando outras lideranças, de que o estado do Rio de Janeiro tem vocação natural para o setor de

petróleo e gás, ele elenca alguns dos avanços já consolidados. “A Lei do Gás regulamentou e possibilitará a abertura do mercado de gás natural, atraindo muitos investimentos privados. O governo do Rio de Janeiro já aprovou a redução tributária para empreendimentos de gás natural ,o que tornará projetos em solo fluminense competitivos nacionalmente. O investimento privado busca condições competitivas de mercado e regras claras para desenvolver novos projetos. O governo pode agir como agente facilitador do desenvolvimento econômico atuando proativamente com as empresas do setor”, conclui o executivo. Ele salienta que investimento total do projeto supera R$ 7 bilhões, valor que contempla toda a infraestrutura e instalações projetadas, tanto onshore como offshore. “O total deste investimento deverá ocorrer ao longo de muitos anos, tendo em vista instalações previstas com larga capacidade, com uma Unidade de Processamento de Gás natural (UPGN) com capacidade para 60 milhões m3/dia, que só alcançará esta marca com a chegada de outras rotas de escoamento de gás até Macaé”, explica Crespo. O início das obras, adiado devido ao impacto geral provocado pela pandemia de Covi-19, está previsto para o primeiro semestre de 2022. “Ela deverá ocorrer em fases. A decisão sobre

iniciar as obras primeiramente pelo Terminal A ou pelo Terminal B ainda depende do progresso das etapas de detalhamento da engenharia dos terminais e das negociações com os clientes e parceiros do projeto”, observa o executivo da Tepor. A previsão do início das operações é em 2025, uma vez que o projeto já conta com Licença Ambiental Prévia (LP) e a previsão de obtenção da Licença de Instalação (LI) é no primeiro trimestre de 2022. Hugo Crespo destaca que o que diferencia o Tepor, indicado como ponto de chegada da rota 5b sugerida pela EPE, para escoamento do gás natural do pré-sal, é o fato de estar localizado em Macaé. “A cidade já é o maior hub de gás do país, com o Terminal de Cabiúnas (Tecab), maior UPGN da Petrobras. Dele partem duas das principais redes de transporte de gás (NTS e da TAG), possibilitando o suprimento de gás a grandes indústrias e às concessionárias, desde o norte ao sul do Brasil”, pontua. Lembra ainda que Macaé conta atualmente com mais de 12.000 MW em projetos de usinas termelétricas licenciada. “O que, ao nosso ver, deverão ser grandes âncoras de suprimento de gás para os produtores de gás, ao mesmo tempo que representam um elemento fundamental à segurança energética do país”, frisa o executivo. TN Petróleo 135 23

especial: lei do gás

ENERGIA DO INTERIOR

despeito da posição de destaque de cidades como Macaé e Campos dos Goytacazes no cenário petrolífero, lideranças fluminenses que se mobilizaram principalmente em defesa dos royalties, recursos disputados por municípios que não estão na zona central de produção, querem ver reconhecida a diversidade e potencialidades do interior, que deverá exercer um papel importante nesse redesenho da infraestrutura energética do Rio. “O Estado precisa de um Interior forte para impulsionar toda a sua economia, tal como já acontece em outros estados da nossa federação”, frisa o subsecretario de Petróleo, Gás e Inovação Tecnológica de Campos dos Goytacazes, Marcelo Neves, que é secretário executivo da Organização dos Municípios Produtores de Petróleo (Ompetro). Atualmente reunindo 11 cidades produtores de petróleo do estado, a organização está se renovando ao abrir as portas para outros municípios da chamada Zona de Produção Principal (ZPP) - definida pelas lei 7525/86 e o Decreto 01/91 - , como Saquarema, Duque de Caxias, Itaguaí, Paraty, Angra dos Reis, Maricá e Araruama. “O interior do Rio já deu inúmeras provas da força que possui, no passado com a riqueza da cana de açúcar e no presente com a bacia de Campos, que colocou o país na rota do pe-

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tróleo e do gás desde a década de 1970”, reiterou Neves. Ele salienta que para sair da crise econômica acirrada pela pandemia de COVID-19, o país e o estado do Rio precisam planejar bem as estratégias, “não apenas de superação da crise, mas também do processo de retomada do crescimento e desenvolvimento econômico com passos ainda mais largos frente àquilo que se tinha antes da pandemia”. Ele é endossado pelo diretor de Petróleo e Gás da Subsecretaria de Petróleo, Gás e Inovação Tecnológica de Campos dos Goytacazes, Diogo Manhães, que destaca o papel vital do gás nessa retomada, “na superação dos gargalos energéticos ora existentes, atuando de maneira decisiva no processo de reconstrução da economia fluminense.” Os dois ressaltam que como maior estado produtor de gás

natural, o Rio precisa se valer de todo esse conteúdo energético aqui produzido. “A economia do Rio possui um potencial industrial muito grande. O viabilização desse potencial passa pela maior utilização do conteúdo energético do gás natural, que ainda precisa vencer alguns obstáculos, sendo o principal deles a tarifa, que é muito alta para o consumidor industrial, chegando a 700% do custo de produção na saída do poço”, avalia Manhães. Ele observa que uma boa quantidade do gás é reinjetado no reservatório (estudos mostram algo em torno de 40% do que é produzido), para aumentar a pressão interna na rocha e produzir mais óleo. “Porém já existem outras técnicas que poderiam poupar a utilização desse gás, aumentando ainda mais a oferta, de modo a reduzir um pouco mais o custo por metro cúbico produzido”, diz o diretor de Petróleo e Gás.

PLANO ESTRATÉGICO O subsecretário Marcelo Neves destaca que o interior do Rio abriga o maior investimento privado na América Latina: o Porto do Açu, que possui localização privilegiada, de frente para a bacia de Campos. “Ele é hoje, sem sombra de dúvidas, uma grande ferramenta para fazer a economia do estado ‘saltar’, pois possui potencial para tornar-se um grande parque industrial, pois que reúne muitas condições para isso: faz o transbordo e a exportação de minério de ferro, petróleo e outros insumos”, contabiliza. Ele acredita que a termelétrica em construção (da GNA), a futura UPGN e o Gasoduto de Integração Norte Fluminense (GASINF) vão reunir todas as condições para a consolidação

de um parque metalmecânico de primeira grandeza. “O que, aliada a um polo de qualificação técnica e tecnológica existente na região, formado por universidades públicas e privadas e centros de formação técnica, poderá fazer da região Norte do estado uma das forças motrizes do desenvolvimento”, enfatiza o secretário executivo da Ompetro. Ele avalia que a futura UPGN a ser instalada no Porto do Açu abre caminho para o crescimento do setor industrial na região, pois carrega a tendência natural de atração de investimentos no setor siderúrgico, químico, fertilizantes e outros. Contudo, há algumas questões a serem equacionadas, sendo premente a compreensão do papel estratégico do gás natural nesse momento de crise mundial aguda, demanda encolhida, sobreoferta

REDE PETRO-BC

Negócios a todo gás INCREMENTO dos negócios, ‘movido’ a gás natural, é o grande desejo da maior rede de negócios do segmento de petróleo, gás e energia do Brasil: a Rede Petro-BC, organização criada em 2003, às vésperas do boom do pré-sal. Hoje agregando em torno de 100 associados, de instituições de apoio à empresas especializadas de serviços e suprimentos de bens para a cadeia produtiva petrolífera, a entidade também espera aquecer os negócios a partir do gás natural, cuja produção deve dobrar de volume nos próximos dez anos. “Para a bacia de Campos espera-se um incremento da atividade econômica a partir da maior oferta de gás natural provenientes

dos campos marítimos de produção offshore de petróleo e gás natural. Essa maior oferta de gás natural poderá incrementar o crescimento da capacidade de tratamento de gás pelo Terminal de Cabiúnas”, contabiliza o coordenador da Rede Petro-BC, Glauco Nader. Ele observa que o estado, atualmente com duas termelétricas em construção (Marlim Azul e GNA1), por conta da produção crescente de gás e implantação de novos gasodutos, nos próximos anos deve ganhar mais 8 UTEs, além de projetos de GNL no Porto do Açu e em Macaé. “Com isso

e necessidade de redução da dependência externa. Concorda com esse ponto de vista o diretor de Petróleo e Gás, Diogo Manhães. “O setor de gás natural terá que superar desafios ao longo dos próximos anos, sendo o preço o mais importante nesse momento. Ainda existem muitas questões na agenda do setor para serem encaminhadas, mesmo com avanços na infraestrutura instalada nos últimos anos e os avanços recentes no aspecto regulatório do setor”, analisa. Segundo ele, o novo Marco Regulatório do Gás Natural conseguiu resolver vários pontos que preocupavam o setor. E que, se houve avanços no âmbito federal, na esfera estadual ainda há pontos a serem aperfeiçoados em muitos estados. “Estimular novos projetos a partir do gás

espera-se que sejam atraídas para a região indústrias que utilizam o gás natural como matéria-prima e insumo energético nas suas atividades produtivas, contribuindo ao aumento do emprego, da renda, dos tributos e da dinâmica econômica”, pontua Nader. As expectativas do coordenador da Rede Petro-BC é que as demandas comecem a crescer com essa consolidação da infraestrutura necessária para o estado sérum gigantesco hub de gás. Ainda que de forma lenta, os ‘ventos’ já começaram a mudar, depois de um período crítico. Segundo a Rede Petro-BC, somente no primeiro quadrimestre de 2021, foram 37 demandas que geraram cerca de 600 mil reais em negócios entre os 93 associados. “O único foco é a geração de negócios”, destaca Glauco Nader. Que venham mais negócios!

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natural significa agregar valor no estado, além de reduzir a dependência nacional de produtos importados, como, por exemplo, na indústria química, que importa mais de 70% dos fertilizantes”, observa. Marcelo Neves pontua que o Rio de Janeiro também precisa regulamentar o REPETRO, considerado um dos pilares necessários para alavancar a economia do estado. “É de suma importânci Negócios a todo gás a que o estado do Rio implemente um plano estratégico estadual para o gás. A proximidade do estado com as reservas do energético gera facilidade no escoamento. O que já se reflete no número de termelétricas instaladas no Norte Fluminense, com potencial para atender às demandas da indústria local e de todo o estado”, complementa.

COMPARTILHAMENTO INTELIGENTE Os dois integrantes da subsecretaria de Petróleo, Gás e Inovação Tecnológica de Campos

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dos Goytacazes reconhecem que pré-sal tem potencial de fornecer volume de gás considerável para mercado, mas que isso só se tornará realidade a médio prazo. Tanto que embora a produção aumente, o gás vem sendo majoritariamente reinjetado por falta de gasoduto de escoamento. Para eles, é fundamental que sejam concretizadas as rotas de escoamento do gás produzido em alto mar para terra, como a Rota 3, bem como viabilizada outras rotas apontadas pela EPE. “O estado do Rio precisa trabalhar a possibilidade de compartilhamento das rotas existentes e a identificação de demandas-âncora para a viabilização de novas rotas”, diz Marcelo Neves. Ele concorda com o secretário estadual de Desenvolvimento Econômico, Energia e Relações Internacionais, Leonardo Soares, de que o escoamento da produção do gás do pré-sal via Porto de Itaguaí e Porto do Açú irá requalificar e expandir as competências logísticas do espaço e acelerar a implantação de novas

empresas e indústrias no seu entorno. “É necessário realizar ações para atrair novos empreendimentos e estimular a implantação de indústrias na região de Maricá, com o aproveitamento da Rota 3 do gás natural, bem como na região do entorno do Porto do Açú, que a despeito de sua localização geográfica extremamente favorável, necessita de um acesso logístico melhorado. “É preciso que alguns projetos sejam acelerados, como a duplicação da BR-356, o término da Ponte da Integração que liga Campos dos Goytacazes e São Francisco de Itabapoana, e ainda uma ferrovia moderna ligando ao Centro-Oeste”, pontua o subsecretário. “Muitos investimentos têm sido realizados, melhorias regulatórias foram introduzidas e um novo marco legal do gás foi estabelecido recentemente. Por outro lado, ainda há muitos avanços a serem concretizados e muitos desafios a serem superados”, conclui.

ABESPetro - O tempo não para!

presidente da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (ABESPetro), Adyr Tourinho, também acredita que o mercado de gás brasileiro tem potencial de passar por uma grande transformação. “A entrada de produção de alguns campos a partir de 2025, com grande vazão de gás irá demandar uma nova rede de infraestrutura. O campo de Pão de Açúcar será um ponto de inflexão na oferta desse energético no país, associado com outros que também estão por vir”, pontua o dirigente da entidade que congrega cerca de 50 empresas fornecedora de bens e serviços. Ele avalia que o primeiro grande impacto se dará nos investimentos em escoamento do gás natural, o que, consequentemente, vai alavancar o desenvolvimentos de alguns grandes projetos offshore que movimentarão toda a cadeia de bens e serviços. “A nova lei do gás será instrumental para aumentar a competitividade da monetização do gás, possibilitando termos um preço mais competitivo e atrativo para estimular o aumento do consumo pelo setor industrial”, observa Tourinho. “Teremos oportunidades inúmeras em diversas etapas desde a produção, passando pelo escoamento, distribuição e comercialização”, complementa. O presidente da ABESPetro reconhece que é necessário a existência de um conjunto de fatores para que haja esse 'redesenho' da infraestrutura energética do Rio. Mas que não depende

apenas de um ente do mercado. “Existem fatores que não controlamos, relacionados à atratividade global do setor de O&G, bem como fatores que assegurem a competitividade do Brasil em escala mundial”, analisa. Um ambiente de negócios confiável é crucial, da mesma forma que a questão tributária é decisiva para que disputarmos investimentos. “A manutenção do Repetro é indiscutivelmente decisiva para que os projetos de E&P sigam no país. Na outra ponta, a simplificação das discussões de tarifação do gás também é fundamental. Estamos diante de um cenário no qual várias empresas irão utilizar uma mesma infraestrutura para comercializar o gás. Por isso, precisamos pensar formas de operacionalizar isso sem onerar o preço final”, diz ele, referindo-se aos projetos de rotas que estão integrados a portos e parques industriais. Ele também vê com bons olhos iniciativas como o INDUSTRIALIZA RJ. Mas pondera que é sempre preciso lembrar as lições aprendidas no passado para não repetir erros no futuro. “Toda

iniciativa que tenha o objetivo de atrair investimentos é muito bem-vinda, mas não podemos esquecer que não iremos ser competitivos em todas as áreas. Atrair indústria nem sempre significa nos tornarmos mais competitivos. No mercado de E&P no Brasil, por exemplo, temos um excesso de capacidade instalada em diversos setores. Isso gera ineficiência”, frisa Tourinho. O dirigente da ABESPetro afirma que é importante o governo exercer seu papel, principalmente no que diz respeito a gerar confiança de que as regras tributárias não serão alteradas. “Todo investimento que será feito levará em consideração as regras atuais. Qualquer mudança pode impactar fortemente os projetos, que são de longo prazo”, agrega. Em relação aos projetos de gasodutos, que são premissas importantes para o gás chegar a terra firme, ele lembra que é consenso de que teremos um gargalo de infraestrutura em 2024/2025. “Por isso, para que os projetos sigam adiante, o investimento tem que acontecer de imediato. O tempo para se construir a infraestrutura necessária é de 2 a 3 anos no mínimo. Já estamos atrasados. O tempo não para!”, conclui Adyr Tourinho. TN Petróleo 135 27

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O NORTE FLUMINENSE SE APRUMA

s visões que se concretizam, mesmo nos cenários mais inesperados e em momentos críticos, são aquelas que, além do planejamento desde a concepção, foram conduzidas com excelência, sem nunca perder o prumo. É o caso do que é reconhecidamente um dos maiores complexos de infraestrutura – portuário, industrial e energético – do País, o Porto do Açu. A visão vem desde a escolha do nome da holding, Grupo Prumo, que remete “a uma base sólida, correta, planejada e calculada com eficiência e disciplina”, como foi anunciada na época, em 2013. Oito anos depois, o Porto do Açu confirma sua capacidade e vocação múltipla: tem o terceiro maior terminal de minério de ferro do Brasil, é responsável por 25% das exportações brasileiras de petróleo, abriga o maior parque térmico da América Latina e a maior base de apoio offshore do mundo, sendo o terceiro maior porto nacional em movimentação de cargas. Com uma área total de 130 km², maior que cidades cosmopolitas como Paris e Lisboa e o dobro da área terrestre da rica Manhattan (que ocupa uma ilha), principal condado de Nova Iorque, o Porto do Açu mudou definitivamente o Norte Fluminense. E mostrou que a reindustrialização do estado do Rio de Janeiro já começou. “O Açu é um dos maiores investimentos privados em infraestrutura no Brasil e o principal vetor de cres-

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cimento do estado do Rio atualmente. Foram investidos R$ 18 bilhões até 2020. E a previsão é de mais R$ 22 bilhões de investimentos nos próximos dez anos”, pontua o CEO do Porto do Açu, José Firmo. DE PORTAS ABERTAS Investimentos que vão crescer na mesma medida em que o porto abrigar novos empreendimentos e empresas. O Açu tem 56 km² de área seca disponíveis para a construção de bases industriais perto dos terminais portuários, incluindo o T-MULT, terminal alfandegado (com certificação ISPS code), porta de entrada para cargas de exportação e importação, podendo receber quaisquer tipos de mercadorias, como granéis, fertilizantes, carga de projeto e contêineres. Acesso logístico, água de uso industrial e energia – incluindo fornecedor de energia dentro do complexo – são outros atrativos para as empresas que aportarem no local. Diversas instalações portuárias já estão sendo desenvolvidas na área industrial, como o condomínio logístico, o heliporto e o centro de conveniência. Com um conceito de one-stop-shop, com vários players instalados atuando em sinergia para atender às diferentes demandas dos clientes, o Açu abriga várias empresas parceiras. “As empresas já instaladas somadas às potenciais novas entrantes, estão tornando o empreendimento o mais importante Hub Subsea do

país”, destaca José Firmo, citando o Aeródromo Norte Fluminense (veja LOGÍSTICA AÉREA TEM PAPEL RELEVANTE), serviço de cabotagem feeder entre Rio de Janeiro e Açu com Norsul e hibernações oriundas de descomissionamentos no pipeline como bons exemplos de oportunidades. COMPLEXO ENERGÉTICO O CEO do Porto do Açu lembra ainda que há uma tendência crescente do setor de investimento em energias renováveis, como eólica offshore, abrindo novas oportunidades logísticas, com fomento de um mix energético mais sustentável, reforçando o papel do complexo nesse redesenho da infraestrutura energética do estado. “O Porto do Açu tem todos os fatores para receber a energia do futuro. É a vanguarda para que a industrialização, prevista para os próximos cinco anos, tenha como base projetos mais sustentáveis, com menor emissão de carbono e geração de energia limpa”, salienta José Firmo. Recentemente, o Açu firmou com a Equinor um Memorando de Entendimentos (MoU) para avaliação de projetos de energia solar na retroárea. “Até o final deste ano os estudos de viabilidade para a instalação da planta serão concluídos e o MOU pode evoluir para a assinatura do contrato”, anuncia Firmo. Segundo ele, neste momento são avaliados a radiação solar, potência e

Fotos: Divulgação

ONE-STOP-SHOP

O PORTO DO AÇU possui conceito único de one-stop-shop, pois vários players já instalados atuam em sinergia para atender às diferentes demandas dos clientes: • B-Port, do Grupo Edison Chouest, opera a maior base de apoio offshore do mundo com 15 berços operacionais; • DOME, joint venture da GranIHC e Prumo, para serviços logísticos como manutenção e reparos navais, construção e montagem, hibernação e descomissionamento; • nterMoor oferece o seu know-how em serviços de ancoragem; • OceanPact, para serviços ambientais e de emergência; • TechnipFMC e NOV, fabricantes de tubos rígidos e flexíveis para o segmento subsea; • Terminal Multicargas (T-MULT) também oferece serviços de atracação, manutenção, descarte de resíduos sólidos e limpeza dos porões dos navios; • BP-Prumo, parceria da Prumo com a BP, opera um terminal privado para importação e comercialização de combustíveis marítimos para os navios; • Açu Petróleo, responsável por mais de 25% das exportações brasileiras de petróleo, atende ao transbordo do petróleo cru das operadoras (IOCs). capacidade instalada possíveis na região. Toda exequibilidade econômica e regulatória também será testada ao longo deste ano. “Estamos otimistas com a possibilidade de atração dessa planta fotovoltaica. A implantação de um projeto de renováveis vai de encontro ao principal pilar do Açu, que é a sustentabilidade”, observa o executivo. Outro memorando foi assinado com a Fortescue para desenvolver projetos industriais verdes baseados

em hidrogênio no Rio de Janeiro. “Será a primeira planta a partir deste elemento anunciada no Sudeste brasileiro. É um passo importante para o desenvolvimento de um sistema capaz de produzir hidrogênio verde em escala industrial no Brasil”, destaca José Firmo. Frisa ainda que o Porto do Açu dará uma importante contribuição para a aceleração da reindustrialização a partir do gás natural. “Somos a base mais próxima dos maiores

campos em atividade no país, principalmente os do pré-sal. O único lugar na costa do sudeste que o gás chega do campo produtor e imediatamente encontra a demanda, seja ela térmica ou industrial. Não haverá gás mais competitivo que aqui no Açu”, afiança o CEO. Lembra que o local sedia o maior parque termelétrico em construção na América Latina, (UTEs GNA I e GNA II) e o Terminal GNL (21 milhões de m3/dia de capacidade TN Petróleo 135 29

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de regaseificação), além de outros projetos de UTEs, com 3,4 GW já licenciados, podendo chegar a 6,4 GW de capacidade instalada – suficiente para o suprir o equivalente a 14 milhões de residências. “É o passo inicial para o desenvolvimento do primeiro hub privado de gás natural totalmente integrado no Brasil. O Açu Gas Hub será uma realidade, com o início ainda neste ano da operação da GNAI, a primeira termelétrica a funcionar no Açu”, reitera o executivo. “O gás produzido no Rio de Janeiro irá ser convertido em desenvolvimento industrial, emprego, arrecadação e renda e depois seguir para alimentar o crescimento dos outros estados brasileiros”. DO UPSTREAM AO DOWNSTREAM José Firmo elenca também outras iniciativas que demonstram a múltipla vocação do Açu, que, segundo ele, colocou o Rio de Janeiro no mapa do mercado de fertilizantes no Brasil em 2020, com o desembarque no Terminal Multicargas (T-MULT) de 25 mil toneladas de cloreto de

potássio (KCL), destinadas ao interior do estado de Minas Gerais. A operação foi possível devido à recente expansão do T-MULT, com a instalação de um novo armazém coberto. Apenas no primeiro ano de contrato, a expectativa é que 150 mil toneladas de fertilizantes sejam escoadas por este terminal, que possibilitará a conexão global do estado do Rio com os produtores destes insumos, principalmente para os estados que não possuem acesso ao mar. Um fator importante considerando que o país importa cerca de 80% dos fertilizantes que consome localmente. “Da Bahia até o Rio Grande do Sul, o estado do Rio era o único que não operava fertilizantes. Este ano, a intenção é consolidar o Açu como player para safra de fertilizantes e grãos, sendo uma opção para a estagnação e fila do Porto do Vitória para escoar soja e milho em 2021/2022”, diz José Firmo. Segundo ele, está prevista para 2022 a expansão permanente do Terminal Multicargas, com a chegada

do volume de 4 milhões de toneladas para exportação. “Na fase de industrialização do Porto do Açu, com a chegada do gás a preço competitivo, a intenção é que uma planta de fertilizantes seja instalada no empreendimento portuário”, complementa. O refino também entra no portfólio do Porto do Açu, que fez uma parceria com a Oil Group (veja retranca REFINO NO TAMANHO CERTO). “A Açu Petróleo implementará, nos próximos anos, um projeto de tancagem e oleodutos, conectando o nosso negócio com foco em petróleo à malha dutoviária existente no país”, anuncia o executivo. Parceria da Prumo Logística com a alemã Oiltanking, o terminal da Açu Petróleo realiza operações de transbordo de petróleo em área abrigada por quebra-mar. Único terminal privado brasileiro com capacidade para receber navios da classe VLCC (Very Large Crude Carrier), com capacidade de armazenamento de até 2 milhões de barris de óleo cru. Com 25 metros de profundidade e moderna infraestrutura, é licenciado para

OIL GROUP: REFINO NO TAMANHO CERTO É NO PORTO DO AÇU que a indústria petrolífera vai ter um exemplo concreto de uma nova tendência no refino: o de plantas de pequeno porte, construída em módulos. A iniciativa é da Oil Group (OG), empresa que tem projetos tanto no upstream (desde a aquisição de dados à exploração e produção) como no downstream, que arrendou a área do Porto Açu, em parceria firmada em 2020 com a Prumo Logística. A unidade de refino, com capacidade inicial de processar 20 mil barris por dia(bpd) de petróleo de 23º a 30º API, com baixo teor de enxofre e acidez, está em processo 30

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de licenciamento. O director de Downstream, Luiz Otávio Massa, explica que o objetivo da Oil Group, que tem projetos similares em andamento em outros estados, é produzir e comercializar derivados (óleo diesel e gasolina) para suprir a região norte fluminense. A refinaria será construída em tecnologia modular, com todos os equipamentos e instalações fornecidos em módulos (skids). “Esse método permite uma drástica redução do impacto construtivo e vai limitar o trabalho a praticamente

as atividades de montagem final e trabalho civil no local”, explica o executivo. Ele explica além do baixo capital em investimentos e menor impacto ambiental, as refinarias modulares têm a vantagem de aproveitar a produção local de óleo, para gerar um tipo limitado de produtos, além de levar apenas de 18 a 36 meses para ser construída. “As despesas com capital para qualquer refinaria de 100 mil bpd é em torno de U$1.5 bilhão ou mais, enquanto uma refinaria modular de 20 mil bpd é aproximadamente U$200 milhões. O que torna mais fácil acessar fundos para os módulos de refinaria modular”, destaca Massa.

movimentar até 1,2 milhão de barris de petróleo por dia. O mais novo contrato da Açu Petróleo com a Petrobras vai aumentar esse movimento: assinado em abril, o aditivo permitirá que a petroleira escoe até 240 milhões de barris de óleo (aproximadamente 300 mil bpd pelo porto em até dois anos. O contrato atual era de até 100 milhões de barris. Desde 2019, quando iniciou as operações no terminal, a Petrobras já solicitou a ampliação do volume de operação por duas vezes, motivada pela crescente produção de petróleo e demanda de exportação. Em abril do ano passado, no início da pandemia, a Petrobras bateu recorde de movimentação e a Açu Petróleo foi responsável por aproximadamente 19% da operação de exportação da companhia brasileira. Quanto à possibilidade do Porto do Açu participar de atividades no upstream, José Firmo diz apenas que a empresa está em consolidar o hub subsea com as empresas já existentes e em direcionar a industrialização do Açu para renováveis que se in-

tegrarão a toda essa cadeia de valor já existente no empreendimento”, conclui o CEO. sempre atenta às oportunidades que gerem valor ao nosso negócio. “Temos um time de grande experiência no setor upstream e novas possibilidades são estudadas sempre. Mas neste momento o foco está em consolidar o hub subsea com as empresas já existentes e em direcionar a industrialização do Açu para renováveis que se integrarão a toda essa cadeia de valor já existente no empreendimento”, conclui o CEO. "Durante os últimos anos, nossa estratégia priorizou a consolidação dos serviços logísticos e de infraestrutura de forma a servir de modo relevante setores fundamentais da economia do país como óleo & gás e mineração. Em 2020 o volume de cargas movimentadas no Açu só foi inferior ao Porto de Santos quando nos comparamos com portos públicos. Inicia-se agora uma nova fase do novo crescimento com a

O projeto será implantado com parceiros estratégicos, com expertise nesse modelo de refino, como as francesas Entrepose, do grupo Vinci, a maior empresa de construção (EPC) do mundo em volume de negócios e a Axens, fornecedor global líder em tecnologias, catalisadores, adsorventes, serviços e equipamentos, bem como as brasileiras Intech, pioneira e líder em perfuração em direção horizontal (PDH) – que há cinco anos foi integrada ao Grupo Entrepose –, e a Tridimensional Engenharia, com vasta experiência na implementação de projetos industriais e de infraestrutura em diversas áreas. O director de Downstream da Oil Group explica que a escolha do Porto do Açu para sediar o empre-

endimento se deve principalmente às vantagens oferecidas: proximidade com fornecedores de petróleo e com mercados de combustíveis em expansão, alta flexibilidade logística para os produtos, infraestrutura disponível e com licenças ambientais prévias concedidas, além de área portuária já licenciada.

chegada do gás natural e o início de operação do parque termelétrico. Além da expansão das nossas vocações naturais, a disponibilidade de commodities (gás, minério de ferro e petróleo) nos permitirá transformar o Açu em um vetor de reindustrialização do Rio de Janeiro. Teremos oportunidades de criação de um complexo industrial que contemple siderurgia, fertilizantes, indústrias químicas e outros segmentos industriais. Além disso, nossa estratégia contempla também o desenvolvimento no Açu de negócio de baixo carbono ,nos colocando como parte da transição energética. Plantas de geração de energia renováveis e de produção de hidrogênio no Açu já vem sendo objeto de avaliação de viabilidade técnica econômica. Enxergamos um futuro promissor com oportunidades de geração de novos investimentos e empregos para região, e de crescimento para o estado do rio e do Brasil." Carlos Tadeu Fraga, CEO do Grupo Prumo.

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LOGÍSTICA AÉREA TEM PAPEL RELEVANTE

ara garantir a logística aérea, essencial nas atividades offshore, o maior e mais moderno heliporto do Brasil será inaugurado no Porto do Açu pelo Grupo Aeropart, operador do Aeroporto de Cabo Frio. A iniciativa visa atender as demandas do segmento de óleo e gás, resultantes das atividades de pesquisa, exploração e produção de petróleo nas bacias de Campos e do Espírito Santo, principalmente, que também asseguram royalties ao município de Cabo Frio. “O Aeródromo Norte Fluminense, localizado em uma área de 210.000 m² no Porto de Açu, terá pista de 600 metros, 22 posições para helicópteros de grande porte e capacidade para transportar 600 mil passageiros por ano”, revela Eduardo Valle, presidente do Conselho de Administração do Aeroporto de Cabo Frio. “A obra representa investimentos da ordem de R$ 40 milhões e foi realizada com segurança e em tempo recorde, durante o período de pandemia”, afiança o executivo Ele pontua que o Rio de Janeiro está em acelerado processo de transformação industrial, em particular no Norte Fluminense. “A região, impulsionada

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pela indústria de óleo e gás, possui um imponente complexo de logística internacional e está desenvolvendo um gigante polo de geração de energia, com amplos espaços e atrativos para instalação de novas indústrias”, observa. Segundo Eduardo Valle, o aeroporto tem papel relevante nesta transformação por ser um aeroporto internacional, operado pela iniciativa privada há mais de 20 anos, que oferece soluções logísticas completas. “Temos a segunda maior pista do estado com capacidade para receber as maiores aeronaves cargueiras, sendo que há mais de 11 anos o aeroporto opera regularmente voo semanal de carga diretamente de Miami (EUA), alimentado por voos do México, Ásia e

Europa, além de voos domésticos da América do Norte. “O aeroporto é um OEA (Operador Econômico Autorizado), que atua em conformidade com os rigorosos requisitos deste programa e, portanto, pode oferecer maior agilidade nos processos de desembaraço aduaneiro, sendo o portal de acesso internacional para cargas destinadas ao Porto do Açu”, salienta o executivo. Eduardo Valle pontua que o Aeroporto de Cabo Frio tem atuação reconhecida no apoio logístico offshore, oferecendo diversos serviços que possibilitam o transporte aéreo seguro dos profissionais que atuam em plataformas offshore. Excelência consagrada em 2018, quando recebeu da

Fotos: Divulgação

Petrobras o prêmio PEOTRAM por oferecer a melhor e mais segura operação dentre todos os aeroportos. CENTRO LOGÍSTICO O executivo aponta que mais do que um aeroporto internacional, ele é o coração do International Logistics Center (ILC), que presta ampla gama de serviços de logística integrada nos modais aéreo, marítimo e rodoviário, bem como a gestão operacional para otimização das atividades e negócios dos seus clientes. “Baseado no aeroporto, o ILC tem realizado com êxito

soluções logísticas competitivas

para clientes situados no Rio de Janeiro e estados vizinhos, combinando diferentes regimes aduaneiros e armazém geral, reduzindo impostos, otimizando fluxo de caixa e minimizando custos, bem como transformando-os de fixos para variáveis”, afirma.

SERVIÇOS • Logística de importação & exportação, • Planejamento fiscal e regimes especiais • Apoio ao desembaraço aduaneiro • Armazenagem geral, alfandegado e entreposto • Soluções logísticas porta-a-porta nacionais e internacionais • Operações portuárias e aeroportuárias • Apoio offshore portuário e aeroportuário • Logística de produtos de healthcare e cadeia fria • Consolidação e desconsolidação de cargas • Apoio a aviação regional e executiva • Terceirização de logística terrestre

ESTIMATIVA DE ROYALTIES (R$)

2020

2021

2022

2023

2024

País (R$ bilhão)

21,78

27,25

27,89

29,63

30,64

4.569,20

6.008,73

6.340,15

6.858,08

7.110,27

Rio de Janeiro (R$ milhão)

Cabo Frio (R$ Leonardo Soares, secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia e Relações Internacionais do Estado do Rio de Janeiro mil) 130.810,77 171.495,31 189.544,33 208.244,26 201.826,52 TN Petróleo 135 33

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GÁS PARA O DESENVOLVIMENTO Demanda de gás natural, no Rio de Janeiro, há tempos é uma realidade

Leonardo Soares, secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia e Relações Internacionais do Estado do Rio de Janeiro

xiste uma falsa percepção, divulgada por alguns agentes do mercado, de que não existe demanda para empreendimentos de gás natural no Estado do Rio de Janeiro. Algo que não combina com as informações que temos de CEOs e executivos de indústrias de diversos e grandes setores com quem temos conversado nos últimos meses. O Rio de Janeiro é o principal hub energético nacional. Respondemos por 79,3% da produção nacional de petróleo e por 61,2% do gás. E isto é uma oportunidade concreta. Temos recebido muitas empresas nacionais e multinacionais que veem no gás natural uma fonte de energia de transição para suas indústrias. Empresas que acreditam no potencial e na demanda do gás natural no Estado. Estamos trabalhando para criar as melhores condições para a chegada de novos empreendimentos e o crescimento daqueles que já estão em nosso estado. O crescimento econômico do Rio de Janeiro passa pela reindustrialização do estado, em todas as suas regiões. E com esta convicção, o Governo deu o pontapé inicial no projeto Industrializa RJ.

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Estamos divulgando e colocando na mesa, em reuniões com os envolvidos nos empreendimentos dos diversos projetos de gás no estado, uma visão realista das oportunidades, aproximando oferta e demanda para destravar investimentos no Estado e iniciar, de forma efetiva no país, o novo mercado de gás natural. Esses encontros, que reúnem representantes de infraestrutura, ofertantes, demandantes e funding (agentes financeiros), têm como objetivo identificar ações concretas por parte do Governo para mapear demandas, remover gargalos e destravar investimentos da indústria de gás fluminense. A demanda de gás natural no Rio de Janeiro há tempos é uma realidade. A proximidade com as reservas de gás gera uma facilidade no escoamento, que já se reflete no número de termelétricas instaladas no Norte Fluminense, por exemplo, que têm potencial para atender às demandas da indústria local e de todo o estado. O Governo do Estado acredita que o escoamento da produção do gás do pré-sal, via Porto de Itaguaí, irá requalificar e expandir as competências logísticas do espaço e acelerar a implantação de novas empresas e indústrias no seu entorno.

Está ainda nos pilares da nossa estratégia realizar ações relacionadas a atração de novos empreendimentos e a implantação de indústrias na região de Maricá, com o aproveitamento da Rota 3 do gás natural, que já leva a matéria-prima da Região Norte para ser manufaturada em Itaboraí. É considerado também, princípio e objetivo do Industrializa RJ, inserir o Estado na nova indústria 5.0 e ESG, visando a consolidação de uma indústria moderna e contemporânea. O Governo do Rio está dando um importante passo, colocando a industrialização como estratégia de desenvolvimento. Isso é algo que, certamente, vai atrair novos investimentos para o estado. São negócios que geram emprego e renda para a população, além de receita e competitividade para o estado. Temos consciência de que o gás natural será o combustível para o desenvolvimento e retomada do crescimento econômico do Estado do Rio de Janeiro. A reindustrialização do Rio de Janeiro a partir do gás natural é uma janela de oportunidades que o Estado não vai perder.

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perfil empresa

Demanda por petróleo vai exigir investimentos de R$230 bilhões até 2030 no Brasil becomex.com.br

Gustavo Valente é Diretor Corporativo de O&G Energia. Formado em Administração de Empresas com MBA em Finanças pela IE Business School e MBA em Gestão Financeira, Controladoria e Auditoria pela FGV. Possui mais de 15 anos de experiência em Planejamento e Gestão Tributária. 36

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Cúpula Mundial de Líderes pelo Clima 2021, realizada nos dias 22 e 23 de abril marcou o compromisso na redução das emissões de carbono e reafirmou a urgente necessidade de uma retomada verde pós pandemia. O presidente dos Estados Unidos, Joe Biden, declarou o empenho na redução de 50% das emissões de carbono até o final desta década, colocando os Estados Unidos em um projeto de zero emissão de carbono até 2050. A matriz energética mundial é composta principalmente por fontes não renováveis, como o carvão, petróleo e gás natural, aproximadamente 81% das fontes globais. No Brasil a matriz energética existente é bastante diferente da mundial, sendo considerada umas das mais limpas do mundo. O Brasil conta com mais de 45% de fontes renováveis de energia somando-se lenha, carvão vegetal, hidráulica, derivados de cana e outras. Considerando a crescente demanda global por energia aliada aos esforços para atenuar os efeitos climáticos provenientes da poluição, a transição energética ganha ainda mais destaque como um dos compromissos econômicos dos países desenvolvidos e das grandes indústrias. Transição energética é tema de debate e investimento no mundo todo e um longo caminho a ser percorrido paralelamente ao desenvolvimento do mercado de óleo e gás. Crescente demanda energética, retomada econômica pós pandemia, desenvolvimento tecnológico acelerado...todos são fatores relevantes para o mercado de óleo, gás e energia. A produção de petróleo permanece como carro chefe no atendimento à demanda mundial com ou sem transição.

"A demanda global por petróleo vai continuar aumentando até 2030 e, no Brasil, a expansão da matriz energética vai demandar investimentos da ordem de R$ 230 bilhões no mesmo período. Em um cenário de essencial expansão, muitos desafios envolvem o setor, e os novos hábitos de consumo vão definir o futuro do segmento”, explica Gustavo Valente, Diretor Corporativo de O&G Energia da Becomex. Nesse contexto a Becomex promove iniciativas estratégicas que integram a cadeia produtiva maximizando

ganhos, reduzindo a carga tributária e mitigando riscos com a garantia de compliance com a legislação de regência de cada regime especial. A gestão tecnológica integrada dos Regimes Especiais reduz em 20% a 30% o custo tributário de projetos de construção, integração e modernização de plataformas, assim como o fornecimento de materiais e equipamentos offshore e outros projetos específicos do Setor de óleo e gás que tendem a ser alavancados pelo crescente consumo de energia.

A Becomex tem como missão apoiar o crescimento sustentável do consumo energético atuando como Advisor estratégico para a gestão no segmento de óleo e gás. “Com tecnologia avançada, oferecemos para as empresas serviços e soluções para superar os desafios impostos, como a falta de regulamentação, de harmonização da legislação e o complexo sistema tributário, para que o setor possa rever as estratégias de competitividade e investir em projetos inteligentes”, finaliza Valente.

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perfil empresa

Experiência de 10 anos com uma forte presença no óleo e gás

Grupo Gávea construiu ao longo de seus 10 anos de existência toda uma estrutura voltada para o atendimento ao segmento de Óleo e Gás no principal polo do setor, que se estende ao longo da costa do estado do RJ. Temos presença forte na Baía de Guanabara com atuação nas cidades do Rio de Janeiro e Niterói. Mais ao norte do estado, na cidade de Arraial do Cabo onde em conjunto com a Pennant, Operadora Portuária há mais de 25 anos, desenvolvemos as atividades portuárias no Porto do Forno, que tem localização estratégica para os campos do Pré-Sal.

www.gavealog.com E-mail: faleconosco@gavealog.com Tel.: 21 3518-1750

No decorrer destes anos, vivenciamos momentos distintos no cenário de embarcações de apoio, onde nos anos de 2014 e 2015 acompanhamos o início da redução da frota. Atualmente com a retomada de mercado e a entrada de operadoras estrangeiras percebesse-se um momento de novas contratações, principalmente com o incremento das embarcações de bandeira brasileira. Estrutura esta que consiste em: - Rio de Janeiro/ Niterói/Arraial do Cabo; •Operações Portuárias no Porto do Rio, entre os Armazéns 6 e 13 com possibilidade de atendimento a embarcações de diversos calados, chegando até 10 metros. Atualmente realizamos operações regulares (em média 5 atracações semanais) de troca de turma, retirada de resíduos, desembarque/embarque de cargas, rancho, além de pequenos reparos, inspeção Anvisa, armazenagens temporárias, entre outras atividades, tais como gestão de resíduos, limpeza em espaço confinado, cercos preventivos e etc. •Operações Portuárias em Terminal de Uso Privativo (TUP) para embarcações com calado de até 6 metros com a realização das atividades mencionadas acima. •Operações Portuárias no Porto do Forno, com 200 metros de cais e calado de até 8,5 metros. •Armazenagem em retroáreas (todas próximas ao Porto do Rio e do Forno) com diversos regimes de armazenagem. Entre elas; Armazém Geral, REPETRO, CLIA e REDEX. •Operações Marítimas e de Apoio e Cabotagem (EBN). Para tal temos frota própria de balsas (dentre elas: de carga, espaçadoras, de portaló), rebocadores, lanchas, defensas Yokohama e etc.

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P R E S E N T E D BY

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perfil profissional

ELE É O DIFERENCIAL De fala mansa e gentil no trato com as pessoas, independente de hierarquias (asseguram os amigos e admiradores), Antonio Carlos Capeleiro Pinto, gerente executivo de Contratos da Pré-sal Petróleo S.A.(PPSA), poderia até passar desapercebido não fosse ele uma ‘gritante’ referência na indústria mundial de óleo e gás. “Em uma área de investimentos intensivos, como o desenvolvimento de campos em águas profundas, não há espaço para soluções improvisadas, sem sólida base técnica”, diz Capeleiro, que em 2015 recebeu a mais alta distinção internacional concedida a um profissional dessa indústria, o OTC Distinguished Achievement Award for Individuals, concedido pela OTC Brasil. Um reconhecimento a quem fez a diferença em mais de 36 anos na Petrobras, na qual atuou como gestor em diversas áreas, de operacionais à pesquisa (P&D), participando de projetos emblemáticos de desenvolvimento de ativos, como Polo Marlim e Parque das Baleias e mais de 10 anos dedicados ao pré-sal. “No trabalho do dia a dia, a dedicação e o comprometimento são o verdadeiro diferencial”, afirma. Por Beatriz Cardoso

Fotos: Steferson Faria, Petrobras

ENGENHEIRO DE PETRÓLEO POR EXCELÊNCIA, Antonio Carlos Capeleiro Pinto, construiu uma trajetória ímpar em um setor no qual nunca havia pensado em trabalhar. “Nunca pensei em atuar na área de petróleo. Eu me formei em Engenharia Elétrica, no Instituto Militar de Engenharia (IME) e logo depois fui trabalhar na EMBRAER, em São José dos Campos, com sistemas elétricos de aviões”, conta. Decidiu prestar concurso para a Petrobras pela vontade de viajar (para Salvador, onde era o curso de formação em engenharia de petróleo). “Muitos amigos da faculdade também estavam prestando o concurso, o que me animou”, complementa Capeleiro, que optou pela área de exatas por conta do interesse pela matemática e física. A ida para o trabalho em campo, como engenheiro de reservatórios, se deu por conta da pós-graduação em Engenharia do Petróleo, quando então os profissionais eram encaminhados às diversas unidades operacionais (as UOs) da Petrobras. Já casado (são 38 anos de matrimônia) com Marcia (então com 18 anos), também carioca, a ideia era retornar ao Rio, onde estavam as famílias do casal. Ele conseguiu uma das quatro vagas para os 158 profis40

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sionais da turma de engenharia de petróleo de 1983, mas tinha de fazer um estágio de dois anos em uma UO. Escolheu ficar na Bahia, pois o casal adorava viver em Salvador. Logo assumiria a função de engenheiro de reservatórios do campo de Água Grande, na qual era responsável pelo planejamento e gerenciamento de operações em poços, e pela modelagem numérica, para avaliar o melhor momento para iniciar a produção da capa de gás. “Trabalhar em uma US, participar das reuniões de completação de poços e das decisões para manutenção da produção é fundamental para um engenheiro de petróleo”, afiança Capeleiro. A formação em engenharia elétrica foi importante na área de reservatórios. “Havia estudado muito matemática aplicada, incluindo transformadas de Laplace e Fourier, equações diferenciais não lineares e cálculo numérico, disciplinas que são fundamentais para entender os princípios da engenharia de reservatórios e análise de testes em poços”, explica.

vos, injeção de água, simulação de processos especiais etc), com aplicação em diversos campos da Petrobras.

O DESAFIO DE MARLIM

Local e data de nascimento – Rio de Janeiro, 17/06/1958 Casado? Tem filhos? Casado com Márcia há 38 anos, 1 filho, Marcelo, 25 anos Quais livros você está lendo? (1) Paraíso Perdido, de John Milton, (2) Contra mim, de Valter Hugo Mãe, (3) Como evitar um desastre climático, de Bill Gates Qual livro de cabeceira ou que você relê de vez em quando? A Marca Humana, de Philip Roth O que gosta de fazer nas horas de folga? Ir ao cinema (quando era possível), assistir filmes, ler, estudar Qual o seu hobby? Estudar história, ver séries históricas Música predileta? “Que bom amigo”, com Milton Nascimento; “Escrevi teu nome no vento”, com Carminho Uma viagem especial? Portugal, sempre Um sonho ainda não realizado? Viajar pela Serra da Estrela, em Portugal, parando na cidade de Guarda, terra do meu avô paterno

A CAMINHO DO MAR Em 1987 faria a primeira ‘entrada’ no mundo offshore, nas bacias do espírito Santo e Campos. “Recordo especificamente do campo de Enchova, onde fiz um estudo para controle do blow-out que ocorreu lá, por meio de injeção de água em poço gêmeo ao que estava produzindo de forma descontrolada”, lembra. Mas o desafio maior nessa época foi no campo de Pescada, no offshore do Rio Grande do Norte. “Por ser um campo de óleo volátil e gás condensado, tive a oportunidade de estudar a fundo a caracterização de fluidos com equações de

estado e modelagem de fluxo composicional. Esse trabalho me deu a chance de começar a interagir com laboratórios no exterior e com os colegas do Cenpes (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello) , com quem sempre aprendi muito”, diz Capeleiro. Sempre ávido por conhecimento, ele faz um mestrado em Engenharia do Petróleo (1991), na Unicamp (Universidade de Campinas), passando a se dedicar a tecnologias de recuperação melhorada (polímeros, traçadores químicos e radioati-

“Um dos meus grandes amigos e tutor, o engenheiro Sérgio Iatchuk, estava à frente do desenvolvimento do campo de Marlim, e sempre conversávamos sobre a melhor forma de desenvolver o ativo, o emprego de poços horizontais, projeto de poços de alta vazão, esquemas de injeção de água, segregação gravitacional, entre outros”, lembra Capeleiro. Marlim já havia assegurado à Petrobras, pela primeira vez, em 1992, o Distinguished Achievement Award for Companies, concedido anualmente pela Offshore Technology Conference (OTC), pelas inovações no desenvolvimento desse campo. Ele ficou impressionado com o fato de a equipe de reservatórios ser muito pequena para o desafio de desenvolver um campo gigante em águas profundas. “Resolvi pedir para me integrar ao time, atuando como engenheiro de reservatórios e modelagem numérica”, confessa sorrindo. Me integrei a equipe de Marlim em abril de 1994 com a aposentadoria de Iatchuk passei a coordenar o time de reservatórios. Capeleiro assumiria a Coordenação Técnica de Reservatórios para o desenvolvimento dos campos do complexo de Marlim (Marlim, Marlim Sul e Marlim Leste). Logo que se integrou ao time de Marlim, a Petrobras iniciava a produção de Marlim Sul com a plataforma P-20, a inéditos 1027 metros de lâmina d’água e a mais de 100 km da costa. Capeleiro afiança que aprendeu muito trabalhando em Marlim. Tanto com os colegas geólogos, geofísicos e petrofísicos, como, por TN Petróleo 135 41

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conta da grande interação, com os colegas da UO Bacia de Campos – especialistas em processamento de fluidos nas plataformas, em instalações, engenharia de poços, engenharia submarina e outras disciplinas. “Procurei então estudar mais essas áreas afins à de reservatórios, até mesmo porque estava claro para mim que o trabalho de desenvolvimento de um campo de petróleo era, obrigatoriamente, uma atividade multidisciplinar, com muitas interfaces”, salienta. Ele enfatiza que para ser aceito e dialogar tecnicamente com os colegas da produção, precisava entender muito dessas áreas. “Penso que esse foi o maior desafio em Marlim: integrar efetivamente a área de reservatórios, geofísicos, geólogos e engenheiros de reservatórios à atividade multidisciplinar de projeto e desenvolvimento”, avalia. Foram várias as inovações e quebras de paradigmas ao longo do desenvolvimento de Marlim. “Implantamos, de forma pioneira, a injeção de água em um campo em águas profundas, com poços satélites e projetamos e implantamos poços horizontais em arenitos inconsolidados”, elenca Capeleiro. O time também lançou o desafio de projetar e implantar poços de alta vazão, com colunas e linhas de escoamento de maior diâmetro. “O que foi concretizado com o poço de Marlim Sul, 7-MLS-42H, que produziu cerca de 40 mil barris/dia e é, até hoje, um dos recordistas de produção da Petrobras”, relembra, sem esconder o entusiasmo. O engenheiro observa ainda que nesse período teve a chance de participar, em 1998, com outros colegas, de reuniões técnicas na SEC (Securities and Exchange Comission), em Washington, para 42

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defender as reservas provadas do campo de Marlim e Marlim Sul, importante para o lançamento das ações da companhia na Bolsa de Valores de Nova York.

REPLICANDO AÇÕES DE SUCESSO Depois de seis anos dedicado ao desenvolvimento de Marlim, o maior produtor do país durante anos, ele seguiria para outro ativo que se tornaria emblemático: o Parque das Baleias, na parte norte da bacia de Campos. Segundo ele, a experiência consolidada em Marlim, um campo com óleo de 19 a 20o API, foi importante para definir as primeiras ações com vistas ao desenvolvimento do pós-sal do campo gigante de Jubarte, com óleo de 16 o API. “A primeira decisão foi implementar um teste de longa duração (TLD) para conhecer o comportamento do reservatório e do sistema de produção antes da aprovação do sistema definitivo”, recorda Capeleiro. Essa estratégia, de TLDs, com sucesso reconhecido internacionalmente pela indústria, foi adotada em praticamente todos os projetos de desenvolvimento da produção em campos de águas profundas do qual ele participou. A segunda decisão foi perfurar um poço horizontal com grande extensão no reservatório, com o objetivo de aumentar a produtividade e a eficiência de recuperação. “O teste foi implantado por meio da perfuração do poço horizontal 7-ESS-110H, com cerca de 1.000 m de exposição no reservatório, conectado ao FPSO Seillean, uma unidade flutuante de produção, armazenamento e escoamento, com posicionamento dinâmico, dedicada a testes de longa duração. Capeleiro destaca que projeto de desenvolvimento de Jubarte, no

pós-sal, teve como principal inovação a especificação de uma unidade estacionária de produção com grande capacidade de tratamento de líquido (300 mil barris/dia), bem como o emprego de sistemas de bombeamento centrífugo no fundo do mar.

DO CAMPO PARA O LABORATÓRIO No ano seguinte à que a Petrobras ganharia o segundo prêmio internacional da OTC (2001), dessa vez por Roncador, na mesma bacia, o engenheiro de campo ganhou um passe para a área de pesquisa, tornando-se o primeiro coordenador do Programa Tecnológico Petrobras de Óleos Pesados Offshore (Propes), no Cenpes, tendo o desafio de definir as linhas de pesquisa e organizar as equipes. (Nota da editora: época em que entrevistei Capeleiro pela primeira vez, durante a série histórica de reportagens da TN Petróleo, intitulada O Desafio do Cenpes). “Trabalhar no Cenpes, vindo do E&P, foi um enorme desafio, pois toda minha experiência era focada no desenvolvimento e gerenciamento dos campos de petróleo, na tomada de decisão, na linha de frente”, lembra o engenheiro. “Atuar num centro de pesquisas com excelência técnica reconhecida exigiu, inicialmente, muito aprendizado junto às diversas áreas”, complementa. Para ele, a chave do sucesso dessa empreitada (pois óleos pesados não eram a blue chip do setor) foi a definição clara dos objetivos do Propes, os campos alvo e as linhas de pesquisa. “Também tive o suporte de excelentes profissionais na coordenação de projetos de pesquisa, reforçando sempre a cultura multidisciplinar, a abordagem sistêmica do desenvolvimento dos

campos de óleo pesado offshore”, agrega Capeleiro. Ele faz questão de ressaltar a atuação brilhante de seus sucessores, os engenheiros Wagner Trindade e Celso Branco, elencando alguns feitos, como os avanços no emprego de Bombas Centrífugas Submarinas Submersas (BCSS) de alta potência (superior a 2000 HP), o desenvolvimento do módulo de bombeio submarino, instalado no fundo do mar, e o projeto de planta de processamento com elevada capacidade de tratamento de líquido (300 mil barris/dia) e da água produzida.

TECNOLOGIA DE RESERVATÓRIOS Pouco mais de um ano à frente do Propes, Capeleiro receberia mais um desafio, ao ser empossado na Gerência de Tecnologias de Reservatório no Cenpes, responsável pelo desenvolvimento tecnológico nas áreas de Geofísica, Geologia e Engenharia de Reservatórios, bem como diversos laboratórios.

Foi a oportunidade para somar novos conhecimentos, segundo ele, especialmente o aprendizado sobre as atividades laboratoriais – sendo que, na época, essa gerência tinha cerca de 15 laboratórios, incluindo as áreas de petrofísica de rotina e especial, tomografia, PVT, caracterização de águas, incrustações, dano à formação, além dos laboratórios de recuperação avançada de petróleo. E gerenciar uma equipe multidisciplinar, pois a gerência contava com cerca de 120 profissionais, entre geofísicos, geólogos, engenheiros de reservatório, químicos de petróleo, matemáticos e técnicos de laboratório. “Liderar uma equipe tão diversa e com nível técnico tão elevado não foi uma tarefa fácil”, reconhece. “Com a ajuda imprescindível das equipes dos laboratórios, avançamos na implantação de rigorosos procedimentos de segurança e auditoria de processos e, felizmente, nunca tivemos incidentes graves. Contratamos também auditorias externas e implantamos todas as

recomendações para melhorar as condições de segurança operacional”, conta o engenheiro. Para ele, uma das maiores realizações nesse período (pouco mais de dois anos e meio) foi a aproximação e integração da área de pesquisa e desenvolvimento com as áreas de negócio, do E&P, atendendo com mais agilidade e qualidade os clientes finais. “No que tange aos resultados, eu destacaria um projeto que gerou muito valor para a companhia: a realização de testes de campo com traçadores químicos (single well tracer tests), para estimar a saturação de óleo residual à injeção de água no campo de Marlim”, salienta Capeleiro. Segundo ele, a aferição dessa grandeza com ensaios de campo permitiu aumentar as reservas provadas do campo de Marlim, e, na sequência, de Marlim Sul e Marlim Leste. Outro projeto destacado por ele foi o Plano Emergencial de Marlim, com foco na manutenção da produção do campo, que vinha TN Petróleo 135 43

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sofrendo com problemas de incrustações inorgânicas em poços, acidulação biogênica associada à injeção de água, perda de produtividade em alguns poços e dificuldades na modelagem dinâmica do reservatório. “Esse plano, com acompanhamento quinzenal, foi muito bem-sucedido, tendo sido implantadas ações de mitigação, especialmente para o controle de incrustações, por meio de inibição remota. Trabalhamos muito também no desenvolvimento de técnicas de realidade virtual e colaboração remota”, observa.

DE VOLTA AO E&P Em 2006 a Petrobras convoca Antonio Capeleiro para a área de E&P, entregando-lhe a Gerência de Pré-Projetos de Desenvolvimento da Produção, responsável pela concepção inicial de desenvolvimento de áreas offshore recém declaradas comerciais. “Atuar na concepção de projetos de desenvolvimento para campos offshore recém-descobertos, com pouca informação, me deu a oportunidade de, junto com a equipe, desenvolver e aplicar conceitos importantes, como o ‘valor da informação’, para estimar até quanto seria razoável investir na redução de incertezas de uma determinada área”, revela. Ele agrega que também foram dados os primeiros passos nos conceitos de ‘valor da flexibilidade’ e ‘valor da robustez’, que foram mais tarde empregados no desenvolvimento dos campos do pré-sal. “Trabalhamos também na definição de métricas para os planos de drenagem, como a qualidade das campanhas de delimitação dos campos (appraisal), a velocidade de drenagem dos campos, a otimização do número de poços etc.”, conta Capeleiro. 44

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Também foi estabelecida uma carteira de poços de delimitação das diversas áreas e as campanhas de testes de longa duração. “Nossa equipe tinha gerentes de projeto, analistas econômicos, geólogos, geofísicos, engenheiros de reservatório, de elevação e escoamento, instalações submarinas e de superfície. Profissionais experientes, com foco nas interfaces das disciplinas, evitando lacunas”, observa.

NO PRÉ-SAL A descoberta de uma nova fronteira, o pré-sal, em 2006, e a confirmação de uma reserva gigantesca no ano seguinte, fez a Petrobras buscar reunir um time de primeira linha para vencer esse enorme desafio em águas ultraprofundas, com um reservatório imensurável abaixo de uma vasta camada de sal.. Assim é que em janeiro de 2008, Capeleiro foi chamado para conduzir a Gerência de Concepção e Alinhamento de Projetos das áreas do Polo Pré-Sal, na qual ficou quatro. Nesse mesmo ano, recebeu o prêmio SPE Brasil (Society of Petroleum Engineers) – Profissional do ano na categoria “Excelência Técnica”. Segundo ele, o prêmio foi um grande incentivo para continuar a estudar e a aprender com os especialistas de diversas áreas. “Em uma área de investimentos intensivos, como o desenvolvimento de campos em águas profundas, não há espaço para soluções improvisadas, sem sólida base técnica. Então o prêmio reforçou essa vontade de cada vez mais ler, estudar, questionar e me preparar muito para cada tomada de decisão ou orientação técnica”, enfatiza. Cada vez mais envolvido com os projetos do pré-sal, em feve-

reiro de 2012 torna-se gerente geral de Competências Técnicas, responsável pela concepção técnica dos projetos de desenvolvimento das áreas no regime de concessão (Tupi, Iracema, Sapinhoá, Berbigão, Sururu) e de cessão onerosa (Búzios, Sépia, Itapu, Sul de Tupi e Atapu). Antonio Capeleiro afirma que liderar as equipes técnicas responsáveis pelo desenvolvimento do pré-sal foi sem dúvida o principal desafio da carreira. “Pude aplicar todo o conhecimento que acumulei no desenvolvimento do Complexo de Marlim, não apenas da área de reservatórios, mas em todas as áreas afins”, diz ele.

UM ÚNICO TIME Ele lembra que, logo no início do pré-sal, uma das primeiras iniciativas foi compor uma pequena equipe de profissionais experientes de todas as disciplinas de E&P. “Foi talvez meu principal acerto: a equipe atuou sempre como um time, sem vaidades individuais e buscando o sucesso do projeto como um todo”, assegura. Segundo ele, era sempre um enorme prazer quando um problema aparecia. “Eu reunia o time na minha sala, colocávamos o Cenpes e os colegas da operação em videoconferências, e discutíamos livremente, avaliando a melhor solução”, diz sorrindo. Segundo ele, no período inicial, diversas questões tiravam o sono da equipe, como a especificação da metalurgia dos poços, o desenvolvimento de compressores para gás com peso molecular variável, a separação do CO2 e reinjeção no reservatório, o emprego da tecnologia WAG (Water Alternating Gas), os suportes mul-

tifuncionais para os risers na plataforma, o emprego de completação inteligente nos poços, a divergência dos tratamentos ácidos nos carbonatos. “Problemas não faltavam. O trabalho integrado e comprometido das equipes da Petrobras permitiu vencermos os desafios, um a um. Hoje poucos lembram, mas esse início foi de muita apreensão, pois não podíamos errar: a província descoberta era gigante e cada decisão precisava ser muito pensada, sem chances para dar errado”, agrega Capeleiro. Ele relata que todos chegavam muito cedo e saiam muito tarde do escritório, sem falar nos

fins de semana, sempre movidos pela paixão para entregar à Petrobras e ao país o melhor para o desenvolvimento da nova província. “Felizmente, quando olho para trás, vejo que tudo o que pensamos e projetamos, entre 2008 e 2012, vem dando certo!”, diz com orgulho.

RECONHECIMENTO INTERNACIONAL Em 2015, quando seria nomeado consultor Senior para concepção de projetos de desenvolvimento dos campos do polo pré-sal, ele recebe da OTC Brasil o OTC Distinguished Achievement Award for Individuals”, por sua contribui-

ção individual para inovações ligadas ao desenvolvimento e gerenciamento de campos de petróleo em águas profundas e ultraprofundas. Mesmo ano em que Petrobras recebeu o terceiro prêmio internacional OTC Distinguished Achievement Award, em reconhecimento ao conjunto de tecnologias desenvolvidas para o desenvolvimento do pré-sal. Para alguém que nunca exerceu cargos ou fez pós-graduação no exterior, o prêmio é uma clara demonstração de que a expertise de uma engenheiro do petróleo não tem fronteiras. “Fiquei muito feliz com essa premiação, que veio reconhecer uma vida

RECIPROCIDADE: CONHECIMENTO É PARA COMPARTILHAR MESMO NA ÉPOCA em que os enormes desafios tomavam a maior parte de seu tempo (inclusive em fins de semana, como confessou), Antonio Carlos Capeleiro Pinto buscou desenvolver um trabalho voluntário na Society of Petroleum Engineer – SPE Brasil Section, da qual já foi diretor e presidente. “Devo muito do meu desenvolvimento técnico à SPE. Utilizo com muita frequência o banco de artigos técnicos (Onepetro) e os fóruns técnicos da SPE, para me manter atualizado”, revela. Ele acrescenta que ao longo da carreira, teve a chance de ‘participar, aprender e aumentar a rede de relacionamentos técnicos’ nos diversos congressos organizados pela SPE, bem como publicar e apresentar muitos papers nos congressos da entidade. “Uma entidade sem fins lucrativos, baseada em trabalho voluntário, com foco na disseminação de conhecimentos técnicos, como é o caso da SPE, é fundamental para o desenvolvimento e atualização técnica da comunidade,

sendo uma grande motivação para os jovens profissionais”, destaca Capeleiro. Ele salienta que na SPE, os jovens profissionais têm chance de participar de eventos técnicos, inclusive no exterior, de jogos de conhecimento estudantis (Petrogames), bem como conhecer e interagir com profissionais de destaque na indústria, ampliando sua rede de conhecimentos e orientação profissional. “Os profissionais mais experientes, por outro lado, têm a oportunidade de transmitir conhecimentos e se manter atualizados, participando de fóruns específicos e, também, expandir sua rede de relacionamentos”, observa. Ele lembra que após as premiações conquistadas, passou a ser mais solicitado para atuar como mentor dos jovens profissionais e a compartilhar a experiência na gestão de equipes de alto desempenho. “Tenho enorme satisfação quando participo de mentorias ou sou convidado a dar uma aula em uma Universidade, bem como fazer palestras em

eventos técnicos. É muito bom poder compartilhar não só a parte técnica, mas de valores, com a nova geração”, conclui. Citando uma frase do escritor, filósofo e poeta Ralph Emerson, de que “nosso desejo é alguém que nos inspire a ser o que sabemos que podemos ser”, pergunto quem o inspirou. “Tive um grande amigo, na Petrobras, já falecido, o engenheiro Ivo Fernandez Lopez, com o tive a oportunidade de aprender e admirar a forma especial com que ele trabalhava e compartilhava conhecimentos. Dono de uma inteligência privilegiada, muito acima da média, primeiro colocado em todos os cursos que participou, tinha um dom: o de saber ouvir e guiar os mais novos rumo à solução. Estava sempre disponível e, não importa quem fosse, tratava com respeito e estava sempre disposto a ajudar. Deus me fez privilegiado por conviver e aprender com ele, que até hoje me inspira”, conclui Antonio Carlos Capeleiro Pinto. TN Petróleo 135 45

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dedicada ao trabalho técnico, anos e anos de estudo, pesquisa, desenvolvimento e, principalmente, comprometimento com os projetos e com as soluções implantadas”, diz Capeleiro. Ao cerimônia de entrega, ele daria uma emocionada declaração. "Na minha vida acadêmica, o Brasil me deu tudo. Eu estudei em excelentes escolas públicas. Na minha vida profissional, a Petrobras também me deu todas as oportunidades para desenvolver uma carreira de sucesso", dedicando a premiação aos colegas profissionais com os quais trabalhou em tantos projetos, desde Pescada, passando por Marlim, até chegar no pré-sal. Capeleiro observa que um curso de formação ou pós-graduação no exterior tem muito valor, não apenas na área técnica, mas também quanto ao desenvolvimento pessoal, convivendo em outra cultura. “O que realmente importa é a motivação pessoal para estar sempre estudando e ter a humildade de estar sempre aprendendo”, avalia. “No trabalho do dia a dia, a dedicação e o comprometimento é o verdadeiro diferencial. E ter a confiança de saber que os profissionais da indústria de óleo e gás no Brasil, mantendo a humildade, nada ficam a dever a seus pares internacionais”, acrescenta.

ARRUMANDO A CASA Nos dois últimos anos na Petrobras, primeiro como gerente corporativo de Engenharia de Reservatórios, Elevação e Escoamento e depois, como o primeiro gerente executivo de Reservatórios da companhia, ele daria sua última contribuição para a empresa ganhar o quarto prêmio internacional OTC, dessa vez para o conjun46

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to de inovações desenvolvidas para viabilizar a produção no campo de Búzios. Além de organizar a gerência executiva recém-criada, sempre com foco na melhoria dos resultados para a empresa, ele estabeleceu algumas tarefas prioritárias, entre as quais melhorar a integração da área de reservatórios com as áreas afins (como exploração, poço, subsea, instalações, projetos etc) e a gestão da área, com a implantação da gerência da rotina, plano de metas estratégicas e táticas, com acompanhamento periódico pelo gerente executivo. “Também quis intensificar o programa de treinamento, especialmente retomar os mestrados e doutorados, sempre com base no mérito individual; implantar um programa de desenvolvimento de novas lideranças na área de reservatórios; aumentar a eficácia dos grupos de revisão de projetos e suporte às áreas de negócio”, elenca Antonio Capeleiro. No final da gestão, também se engajaria no programa de Transformação Digital da Petrobras. “Acredito que cumprimos os objetivos, deixando a casa arrumada para meus sucessores na função”, avalia. Também teve a oportunidade de se envolver nas atividades de mentoria de novos líderes, procurando transmitir um pouco da experiência profissional e de gestão. “Em especial, a parte de valores e integridade: à medida que vamos amadurecendo, tornam-se cada vez mais fundamentais os valores pessoais, que devem prevalecer em relação a qualquer outra coisa”, salienta o engenheiro.

UMA NOVA EXPERIÊNCIA Alguns meses após se aposentar, em meados de 2019,

Antonio Capeleiro foi convidado a trabalhar na Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), empresa pública federal, vinculada ao Ministério de Minas e Energia (MME). Como gerente executivo de Contratos, hoje é o responsável pelo contrato de partilha do campo de Búzios. “Na PPSA tenho tido a oportunidade de manter acesa a ‘chama’ da atividade técnica, pois continuo estudando e aprendendo com os colegas e com as empresas parceiras no desenvolvimento de projetos dos diversos consórcios”, declara Capeleiro. “Especialmente, no caso de Búzios, uma motivação adicional, por poder conviver com parte das equipes com que trabalhei na Petrobras”, acrescenta. Ele observa que o conhecimento adquirido na Petrobras, no desenvolvimento das áreas do pré-sal, o auxiliam no entendimento e avaliação técnica dos planos de desenvolvimento apresentados pela Petrobras, tanto de Búzios como de outros campos. “Cabe ressaltar, entretanto, que a atividade de gestão de contratos de partilha é muito mais abrangente do que a parte técnica, e, para tanto, o aprendizado que obtive com os dois MBAs (em gestão avançada de negócios pela COPPE-UFRJ e pela FGV), contribui bastante.”, ressalta Capeleiro. “Gerir um contrato de partilha requer conhecer bem a área regulatória, o ordenamento jurídico, finanças e tributação e, principalmente, saber conduzir a parceria, buscando sempre as melhores decisões e o melhor resultado para a União e para o projeto, preservando sempre a conformidade e integridade do processo”, conclui o gerente executivo.

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transição energética

HIDROGÊNIO VERDE Uma nova alavanca para o desenvolvimento do Brasil

aquecimento global, o aumento da concentração de compostos de carbono na atmosfera e a poluição, de um modo geral, têm levado à busca de matrizes energéticas cada vez mais limpas e menos dependentes de combustíveis fósseis.

Alberto Machado Neto, M.Sc. é Engenheiro Químico e de Petróleo. Mestre em Engenharia de Produção COPPE/ UFRJ e MBA-AMP-INSEAD-França. Diretor de Petróleo, Gás Natural e Bioenergia da ABIMAQ, Presidente da Arcplan Consulting e membro do Conselho de Administração da CODIN-RJ. Ex-Presidente da Brasil Supply e Ex-diretor da Newpark Drilling Fluids do Brasil. Ex-Superintendente da ONIP. Na Petrobras, entre 1970 e 1999, exerceu funções gerenciais corporativas e de direção. Professor visitante da FGV.

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Os países mais desenvolvidos, muitos totalmente dependentes da importação de energia para movimentar suas economias, buscam constantemente soluções de baixo carbono e, do mesmo modo que o carvão foi substituído por fontes menos poluentes, o mesmo está acontecendo com o petróleo e logo irá acontecer com o gás natural que hoje, por ser mais “limpo”, é considerado o combustível de transição. É nesse cenário que o hidrogênio - H2 surge como o combustível do futuro, dado que é o único vetor de energia molecular com emissão zero de carbono. É ainda o elemento químico mais abundante no universo e, quando queimado, libera apenas vapor d’água. Até agora, o obstáculo ao uso do H2 em grande escala tem sido o custo de obtenção, pois o hidrogênio só existe na natureza em combinação com outros elementos e, para separá-lo, é necessário grande quantidade de energia. A esperança é que o H2 possa ser produzido de forma econômica a partir de energias renováveis, como a solar (fotovoltaica) e a eólica, por meio da eletrólise da água ou a partir de biomassa, como, por exemplo via reforma do etanol e, assim, se torne viável no curto prazo. O produto resultante é o chamado H2 Verde, que é 100% sustentável e, embora a cada dia seu custo venha diminuindo, ainda é mais caro que as fontes mais poluentes, o que torna sua aplicação, como fonte de energia, ainda comercialmente inviável. Ocorre que as pressões para reduzir a poluição têm levado países e empresas a apostar nessa nova forma de energia limpa, que muitos acreditam ser essencial para "descarbonizar" o planeta. A expectativa é o desenvolvimento de novas rotas tecnológicas, principalmente para uso em aplicações hoje poluentes, como em mobilidade, na siderurgia e na própria geração de energia elétrica. A produção via eletrólise da água, ainda considerada economicamente inviável para uso em escala comercial, começa a se mostrar interessante quando é resultado da transformação direta da energia obtida por meio de um aerogerador ou de uma placa fotovoltaica, sem

transitar pelo sistema de distribuição de energia elétrica atual. A produção do H2 tende também a contribuir para a viabilidade de projetos offshore de geração eólica ou solar de grande potência, servindo para compensar as defasagens entre os picos de demanda e os períodos de maior incidência de ventos ou de insolação, que por natureza são intermitentes. Sua introdução vai permitir que a energia seja convertida, armazenada, transportada ou transferida para locais distantes de consumo, aumentando a atratividade dos investimentos. Como ainda existem desafios a serem superados para viabilizar o pleno uso, o H2 pode ser uma excelente oportunidade de envolvimento de nosso país em um segmento emergente, que certamente irá florescer em um futuro relativamente próximo. O desenvolvimento de tecnologia em geração de energia renovável em grande escala e a viabilização do comércio global, tornam a mudança para a economia baseada no H2 cada vez mais real e expressiva já no horizonte de 10 a 30 anos. O comércio internacional de H2 deverá aumentar significativamente, a exemplo do que aconteceu com o Gás Natural Liquefeito - GNL, que nos últimos 25 anos se tornou economicamente viável, a ponto de passar a ser tratado como mais uma commodity. A cadeia de valor do H2 é extensa, envolvendo desenvolvimento tecnológico, projetos de engenharia, desenvolvimento de novos processos e novos materiais, máquinas e equipamentos, tanto a montante quanto a jusante de sua produção. São desafios logísticos incluindo, transporte,

armazenagem e distribuição e de aplicação além da energia, como na mobilidade urbana e de grandes distâncias e na utilização como insumos de diferentes produtos que vão de fertilizantes a medicamentos. O Brasil, por sua extensão territorial, sua imensa orla marítima, a forte incidência solar e de ventos, possui todas as condições para se tornar um importante produtor de H2 em termos mundiais. Mas, só isso não basta. Se não encararmos esse desafio de forma integrada e com uma visão de país, podemos nos tornar apenas exportadores de mais uma commodity de baixo valor agregado. Assim, é importante que dominemos aqui toda a cadeia de valor envolvida, em prol do desenvolvimento econômico e da geração de emprego e renda locais. Entidades internacionais estimam um potencial de mais de US$ 11 trilhões de investimento na economia global do H2 até 2050. No âmbito do Governo Brasileiro, o Conselho Nacional de Política Energética - CNPE re-

centemente determinou a elaboração de diretrizes para o Programa Nacional do Hidrogênio, estando assim consciente de que é necessário desenvolver toda uma infraestrutura de produção, armazenamento, transporte e distribuição do H2, pelo lado da oferta, bem como a inserção do energético na matriz de consumo em setores-chaves, como transportes, siderurgia e de fertilizantes pelo lado da demanda. Para tanto é necessário estabelecer novas normas de segurança, novos desenhos regulatórios e todo um arcabouço legal que permita ao H2 alcançar níveis de competitividade e fontes de financiamento que abram caminho para o uso do H2 em grande escala. Tudo indica que o Hidrogênio, em sua forma sustentável, o H2 Verde, vai ser o energético do futuro e como ainda estamos no começo, cabe a nós a criação de um modelo de desenvolvimento que coloque o Brasil nesse mercado com participação e domínio de toda a cadeia de valor. Está surgindo uma nova alavanca para o desenvolvimento do país. TN Petróleo 135 49

transformação digital

Impactos da TRANSFORMAÇÃO DIGITAL no desenvolvimento de campos maduros de O&G no Brasil

Gabriel Serrão Seabra é formado em engenharia mecânica pela Universidade do Estado do Rio de Janeiro (2011) e Mestre em engenharia Mecânica e Pós-Graduado em Ciência de Dados pela PUC-Rio. Ingressou na Petrobras em 2012 como Engenheiro de Petróleo, tendo atuado como engenheiro de reservatórios de novas descobertas até 2015, quando passou a trabalhar em geomecânica de reservatórios na área corporativa. Desde 2019 é gerente de Transformação Digital de Reservatórios e de Elevação e Escoamento da Petrobras. É diretor de Transformação Digital na SPE Seção Brasil.

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mercado brasileiro de produção de óleo e gás em campos maduros está cada vez mais aquecido, movido pelo plano de desinvestimentos da Petrobras e por iniciativas governamentais como o Promar (Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos), lançado em 12 de março de 2021, que visa estender a vida útil de campos maduros e viabilizar a produção de acumulações de petróleo e gás natural marginais. Estas áreas têm atraído a atenção de pequenas e médias operadoras, com foco no grande potencial de produção remanescente desses campos. Apesar das oportunidades de ganhos, os desafios são enormes. Em geral, os campos possuem pouca ou nenhuma instrumentação, os poços e as facilidades de produção são antigos, muitos em fase de descomissionamento com altos custos atrelados. Além disso, apesar do longo histórico de produção, os dados adquiridos nesses ativos podem ter baixa qualidade, dificultando a compreensão da dinâmica dos fluidos nos reservatórios. Como o contexto desses campos é de poços com elevada razão água-óleo, o gerenciamento da produção é complexo e a falta de entendimento do reservatório pelos novos operadores resulta em mais uma dificuldade para aumentar o fator de recuperação (FR) de hidrocarbonetos desses ativos. Diante de todos estes desafios, os avanços tecnológicos e culturais trazidos pela transformação digital, a chamada ‘revolução 4.0’ da indústria de O&G, tornam-se fundamentais para que pequenos e médios operadores possam reduzir custos, aumentar a segurança das operações e a produtividade desses campos maduros. A boa notícia é que o Brasil está caminhando para derrubar barreiras importantes que possibilitarão aos operadores maximizar a geração de valor nos ativos maduros. O já citado Promar é uma iniciativa governamental importante no aspecto regulatório. Além disso, iniciativas mais além do setor de O&G vão alavancar a transformação digital no país, criando um ambiente cada vez mais favorável para as pequenas e médias empresas.

O 5G e a nuvem Em primeiro lugar, no que diz respeito à infraestrutura, o Brasil finalmente está se preparando para permitir que a internet 5G torne-se

uma realidade. O governo federal planeja o leilão de rede 5G ainda para 2021. Sem dúvida, ainda levarão alguns meses até que a tecnologia esteja sendo utilizada de forma ampla, mas o horizonte não é mais tão longínquo. Neste ponto, vale relembrarmos as gerações de tecnologias de conexão à internet. O 2G possibilitou o envio mensagens de texto. Com o 3G, mais dados, como fotos e filmes, puderam ser transferidos. O 4G nos permitiu fazer streaming de vídeos (transmissão direta, sem necessidade de baixar o arquivo). Já o 5G é considerado por muitos uma tecnologia game changer, fazendo nascer a chamada ‘Era da IOT’ (internet of things). Além da alta velocidade de transferência de dados (facilmente 20 vezes maior que 4G), algumas características, como comunicação de baixa latência

ultraconfiável e a comunicação massiva entre dispositivos, possibilitam o uso de soluções até agora inviáveis. Desta forma, é possível prever que instrumentar equipamentos com sensores inteligentes será cada vez mais barato e simples. E os ganhos são incalculáveis. Por exemplo, usando redes 5G será possível combinar câmeras de alta resolução (4K) com análises computadorizadas de vídeos. O que permitirá às empresas fazer inspeções em tempo real de milhares de linhas de escoamento da produção, gravadas por drones em áreas remotas e com alta precisão. Treinamentos e operações remotas com baixíssima latência serão possíveis. Estes são exemplos de projetos que, habilitados pelo 5G, têm grande potencial de reduzir o risco e custo das operações de campos maduros.

Outro aspecto importante é o crescimento do contínuo da computação em nuvem no país. A demanda aumentou significativamente nos últimos meses, em grande parte impulsionada pelo movimento causado pela pandemia que estamos vivendo (no mundo inteiro). Logo, grandes empresas como Microsoft e Google estão ampliando seus ambientes de nuvem no Brasil, reduzindo os custos e facilitando o acesso a essa tecnologia. A nuvem permite que operadoras de médio e pequeno porte de O&G tenham acesso à computação de alto desempenho (HPC - High Performance Computing), sem a necessidade de investir em supercomputadores caros, como a maioria das majors, para rodar algoritmos sofisticados de inteligência artificial que, por exemplo, auxiliam a otimização da produção de campos de petróleo. TN Petróleo 135 51

transformação digital

Inovação aberta Não há dúvida, portanto, que a transformação digital causa impactos na cultura. Enquanto muitas empresas consideravam o desenvolvimento de soluções digitais sendo feitas 100% por times de analistas de sistemas internos, o que é extremamente custoso em um contexto em que os profissionais de TI estão cada vez mais disputados, os operadores de campos maduros devem confiar na inovação aberta. Esta é uma forma de reduzir custos e ainda assim aproveitar o máximo das tecnologias disponíveis no mercado. Eles podem encontrar nas startups brasileiras uma forma eficiente e barata de desenvolver tecnologias para os campos de petróleo. E no Brasil, apesar de todas as dificuldades para o pequeno empreendedor, o cenário está cada vez mais favorável para startups. Segundo a Associação Brasileira de Startups (ABSTARTUPS), os investimentos nestas empresas cresceram de R$ 2,9 bilhões em 2017 para R$ 19,7 bilhões em 2020. Foi criado o marco legal das startups que reduz a burocracia e facilita a captação de investimentos por estas empresas. Hoje, o país já conta com quase 13 mil startups e o cenário é favorável para que esse número siga aumentando. Logo, será cada vez mais fácil as pequenas operadoras adotarem a cultura de inovação aberta para aplicar todas as tecnologias de transformação digital a custos mais baixos do que contratando grandes equipes de analistas de sistemas.

Agilidade é fundamental Quando custo é algo tão sensível, como ocorre no cenário em discussão, mudar a forma de trabalhar é essencial. A transfor52

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mação digital está mostrando a importância de adotar métodos ágeis de trabalho (ferramentas como Scrum, Kanban Lean etc) não apenas em desenvolvimento de softwares (área que já os pratica há décadas). É preciso adotá-los em escala no planejamento e execução projetos do negócio como, por exemplo, a definição de novas locações de poços em um campo de petróleo. Segundo um estudo da McKinsey, uma empresa de O&G reduziu 40% dos custos de manutenção de um ativo ao abandonar o velho modelo mental, de equipes divididas por disciplinas, e adotar o formato ágil, em que as equipes eram organizadas em squads multidisciplinares para resolver os problemas do campo de petróleo.

Finalmente, com infraestrutura e cultura adequadas, muito valor pode ser gerado em campos de petróleo maduros no Brasil com diferentes tecnologias disruptivas. Por exemplo, o uso de inteligência artificial e analytics pode auxiliar as equipes a extrair insights da grande quantidade de dados (muitas vezes desorganizados e com problemas de qualidade) de campos maduros, superando a eventual falta de conhecimento da área de um novo operador. Drones têm enorme potencial para detecção de vazamentos em linhas de escoamento de óleo e gás, aumentando a eficiência e segurança dessa operação. Algoritmos de aprendizado de máquina podem ajudar os operadores em muitas formas, desde entender a dinâmica de milhares de poços e otimizar a produção, até prever possíveis problemas de funcionamentos nos equipamentos críticos, o que permite ações preventivas. As possibilidades são, literalmente, infinitas. Portanto, as operadoras de campos maduros no Brasil que se engajarem nessa revolução cultural e tecnológica pela qual estamos passando, terão em mãos uma grande oportunidade para aumentar a lucratividade dessas áreas.

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pandemia

O futuro veio antes da hora ou dormimos no ponto?

André Luiz Barros é jornalista e há 12 anos trabalha com comunicação corporativa e atualmente acumula o cargo de gerente de Comunicação da Ocyan.

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pandemia redefiniu de forma global e imprevisível quase tudo, nossa forma de pensar, de agir, de se comportar, nossos rituais, nossas relações familiares, afetivas e profissionais. Tenho estado curioso para ler o que a literatura sociológica nos dirá de todas essas transformações e o tanto que esses últimos meses impactarão nossas escolhas e tomada de decisão. Nas empresas, de um dia para o outro, o toque de recolher corporativo veio sem anestesia, com todas as dores de direito – foi a falta de um parque tecnológico adequado; a ausência de infraestrutura e ergonomia no trabalho em casa; a dificuldade da coexistência simultânea e forçada da vida pessoal e profissional com todas as crianças, maridos, esposas, pais e mães que lhes convinham entre uma videochamada e outra. Tudo novo! O home office ainda era uma pauta curiosa e de destaque nos jornais no início de 2020 e muitas eram as companhias que vendiam o benefício como o atrativo fora da curva da carta proposta na hora da contratação, um ano depois, o regime remoto virou default. Tanta mudança e tão abruptamente exigiu de forma mandatória investimentos em massa em transformação digital. De acordo com dados da Citrix, empresa de software que fornece servidores, virtualização de desktops, aplicativos e redes como serviço e tecnologias de computação em nuvem, 68% das organizações brasileiras não permitiam o trabalho remoto em 2019. Ou seja, a verdade é que por mais que esse ou aquele conglomerado empresarial estivesse mais preparado, todos tiveram que trocar o pneu com o carro andando em especial quando falamos em digitalização. Três áreas precisaram se unir em um ponto único de convergência para criação de um ambiente de trabalho digital não apenas para os processos, mas também para as pessoas: TI, recursos humanos e comunicação. A experiência do colaborador nunca foi tão posta em cheque quanto antes. Fez bem feito quem surfou a onda da sinergia e conseguiu somar skills para criar, gerir e comunicar processos diferentes, adequar-se a novos regimes de expediente e acolher demandas potenciais atreladas a todas essas tecnologias e à saúde mental, já do ponto de vista mais humano. O desafio vai muito além da simples mudança de mindset e processual, mas também de gestão de riscos envolvidos em todo este trabalho, que vão de onde se alocar mais tempo e dinheiro, à impactos engajamento dos funcionários e respectivo turn over. O futuro ultra digital que só víamos nos Simpsons e que tem se imposto em nossas vidas ultimamente me trouxe um questionamen-

to, afinal, ele veio antes da hora e por isso não estávamos preparados, ou dormimos no ponto, quentinhos em nossa zona de conforto analógica? Nos últimos dias baixei o aplicativo de leitura online de livros, Skeelo, e me deparei ao acaso com o ensaio ‘Quando acaba o século XX’, da antropóloga e historiadora Lilia Moritz Schwarcz. Nele, ela reflete sobre os impactos da pandemia de covid-10 em nossa compreensão sobre as desigualdades estruturais da sociedade brasileira e o que ela chama de limites da utopia tecnológica que marcou o século passado. Lilia diz que “a grande marca do século XX foi a tecnologia e a ideia de que ela nos emanciparia e libertaria”, mas ela discorda desse pensamento, “graças a ela (tecnologia), acreditávamos estar nos livrando das amarras geográficas, corpóreas, temporais. Não estávamos! Ao deixar mais evidente o nosso lado humano e vulnerável, a pandemia da covid-19 marca o final do século XX”.

Trazendo essa reflexão para o campo corporativo, o fator humano, a tecnologia e a comunicação que se demandam e estabelecem é exatamente o que motiva e alicerça o ponto de convergência dessas três áreas – TI, recursos humanos e comunicação – e é esta conexão multidisciplinar, ampliada com lente de aumento pelo cenário Covid-19, esse novo ciclo e formato que se abrem nesse, agora formal, início do século XXI. Considerando que essa transformação digital é uma transformação também cultural e que ela vai abranger toda a companhia, três pontos são cruciais para essas três áreas para que esse movimento tenha mais chances de ser bem-sucedido e menos arriscado: entendimento claro do negócio e da estratégia da empresa; confiança e proximidade da alta liderança; protagonismo e conexão interdisciplinar. Não adianta comunicar sem conteúdo, digitalizar o ambiente de trabalho sem focar nas pessoas ou mexer na cultura sem comunicar. Este trabalho

pode ser o pontapé inicial para eliminar processos duplos, desburocratizar a rotina, conquistar engajamento, otimizar o tempo, gerar valor e principalmente impactar positivamente a jornada do funcionário por meio de uma experiência que, de preferência, tenha o propósito empresarial no centro. A aceleração tecnológica imposta pela pandemia precisa ser acompanhada e construída oportunamente para melhorar o trabalho e os processos, mas também contribuir para voltar-se mais para a saúde e o bem-estar do público interno, do momento da atração de talentos ao de transição de carreira. A promoção de um ambiente digital com um formato de trabalho flexível pós-pandemia já integra a proposta de valor oferecida por uma empresa, ou seja, seu compromisso de médio-longo prazo com o empregado – e por incrível que pareça isso está longe de ser regra. Transformação digital passa pela tecnologia, mas não é só isso. TI, RH e comunicação têm um papel importante nesta empreitada. TN Petróleo 135 55

ANP

Fiscalização Digital: o futuro é agora

O futuro já está acontecendo na nossa área, e a Regulação 4.0 é parte integrante e essencial desse processo.

pandemia acelerou o processo inevitável de inserção da regulação na quarta revolução industrial, a tão comentada Indústria 4.0. A digitalização e a automação vêm sendo adotadas por toda a cadeia produtiva de óleo e gás, visando à otimização de processos, redução de custos e aumento da competitividade. Da mesma forma, a ANP, como órgão regulador, vem promovendo essa transformação em todas as áreas, desde a gestão de dados estratégicos à supervisão da segurança operacional. A experiência consolidada desde o início da pandemia, em 2020, mostra que estamos no caminho certo.

1. A retomada das atividades de Exploração e Produção e o Arcabouço Regulatório de Segurança das Operações

Raphael Moura, Ph.D. – Superintendente de Segurança Operacional e Meio Ambiente, SSM/ANP

Nayara Nunes, M.Sc. – Coordenadora Geral de Fiscalização de Segurança, SSM/ANP

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A ANP é responsável pela regulação das atividades de exploração e produção, dando cumprimento à legislação pertinente e aos Contratos de Concessão, Cessão Onerosa e Partilha da Produção. No que diz respeito aos aspectos de segurança de E&P, a ANP aprova documentos, monitora as operações e fiscaliza regularmente as instalações, visando à proteção da vida humana, do meio ambiente e dos ativos. Antes de falar do presente e futuro, é importante mencionar alguns elementos que prepararam o E&P brasileiro para alcançar crescimento não somente da produção de petróleo em 2020 (Figura 1), mas também aumentar o portfólio exploratório, mesmo diante da pandemia que (ainda) enfrentamos. Há fatores econômicos importantes (a retomada das rodadas de licitação, a redução de royalties sobre a produção incremental e as alterações nos critérios de conteúdo local, por exemplo) Do ponto de vista técnico, a implementação de uma nova filosofia de segurança das operações no Brasil, trazida pela ANP através da Resolução 43, em 2007, fez com que as empresas que operam no E&P Brasileiro passassem a estruturar um Sistema de Gerenciamento de Segurança Operacional (SGSO) baseado na gestão de riscos e no monitoramento de seu desempenho. Passados mais de 13 anos do marco regulatório de segurança operacional, as operadoras estão mais bem equipadas para lidar com "eventos inesperados" e desvios operacionais que pudessem escalonar e causar prejuízos. Contudo, o cenário de 2020 apresentou um verdadeiro desafio para a continuidade operacional e para a regulação da segurança operacional a bordo.

1.1. A pandemia de COVID-19 é um evento inesperado? A pandemia de COVID-19 que atingiu o mundo a partir de dezembro de 2019, especificamente, não era um evento previsível. Contudo, a possibilidade de uma pandemia com potencial de dano análogo, não é novidade. A humanidade, há algum tempo, já reconhece que tais eventos podem gerar consequências locais e, em casos mais estremos, regionais e até globais (H1N1, Ebola, Dengue, Chikungunya, Cólera, SARS/ MERS e Zika são apenas alguns exemplos recentes). Séries de ficção, e até mesmo Bill Gates, em um Ted Talks realizado em 2015, previu que se há algo capaz de matar mais de 10 milhões de pessoas nas próximas décadas, é altamente provável que seja um vírus altamente infeccioso1. Na indústria do petróleo, a necessidade de desenvolver planos para lidar com situações similares, em que o contingente a bordo seria drasticamente reduzido a ponto de comprometer a segurança das operações (surtos infectocontagiosos, intoxicações alimentares ou até mesmo uma greve), é largamente conhecida pela indústria. Adicionalmente, a pandemia teve início em dezembro de 2019, na China, tendo a OMS tomado ciência no dia 31 de dezembro de 2019. No dia 2 de janeiro de 2020, o Global Outbreak Alert and Response Network foi comunicado e, em 9 de janeiro de 2020, a origem foi identificada como um novo coronavírus, tendo sido publicadas as primeiras orientações ainda em janeiro de 20202. A progressão da doença, para a Europa e Estados Unidos, no final de janeiro, é também um elemento importante para preparar o Brasil, e em espe-

cial, a indústria do petróleo, para o que estava por vir.

2. A continuidade operacional em tempos de isolamento social: a transformação da regulação e da fiscalização da ANP Para minimizar os efeitos de uma pandemia, o isolamento social, que consiste na segregação das pessoas visando à redução das oportunidades de contágio, é medida largamente utilizada. No caso das atividades offshore, não é diferente. A redução do POB (personnel on board) é a principal medida de redução da exposição das pessoas ao risco de contaminação. Cabe ressaltar que a produção de petróleo (e de seus derivados) é serviço público essencial3, contratado pela União junto a empresas qualificadas, cuja interrupção agra-

varia a situação de emergência nacional. A figura 2 apresenta a redução de pessoal a bordo, ocorrida a partir do início da pandemia. Até início da pandemia, as atividades de fiscalização da SSM ocorriam de forma presencial, nas quais, em síntese, uma equipe de auditoria (2 a 3 pessoas) se deslocava até a instalação onde ocorreria a verificação do sistema de segurança operacional dos Operadores, nos moldes já consolidados pela ANP desde a instituição do SGSO, em 2007. Diante do novo cenário, a presença dos agentes de fiscalização bordo das instalações precisou ser repensada, para reduzir o fluxo de embarques e desembarque e assim minimizar as oportunidades de contágio nas plataformas. Mas como manter as ações de fiscalização de seguran-

[1] https://www.youtube.com/watch?v=6Af6b_wyiwI [2] https://www.who.int/emergencies/diseases/novel-coronavirus-2019/interactive-timeline [3] http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2019-2022/2020/decreto/D10282.htm TN Petróleo 135 57

ANP

ça de processo, considerando a necessidade de redução de contágio a partir de agente externo ao contingente operacional?

2.1. Ajustes imediatos no arcabouço regulatório De imediato, a ANP providenciou os ajustes necessários ao seu arcabouço regulatório, de forma a prover aos Operadores dos contratos de meios para gerenciar as atividades durante a contingência gerada pela pandemia. Nesse sentido, para auxiliar no gerenciamento da crise pelos agentes regulados que atuam nas atividades de E&P, a ANP estabeleceu a Resolução 816/2020, que entrou em vigor em abril de 2020 (posteriormente modificada pela Resolução ANP 820/2020). No âmbito da segurança operacional, adaptamos os requisitos de gerenciamento dos riscos, conferindo maior foco nos aspectos críticos para a segurança das operações. Podemos citar algumas das medidas de simplificação regulatória, como (i) a extensão do prazo do ciclo de auditorias internas e da vigência das análises de riscos; (ii) a dispensa em relação à apresentação de atualizações de Documentação de Segurança Operacional (DSO) já aprovadas e (iii) a suspensão da obrigatoriedade de envio de carga de dados rotineiros para sistemas informatizados da ANP, excetuando-se as consideradas críticas/essenciais. Em relação à fiscalização de segurança, merecem destaque o Art. 29 e o §1º do Art. 24 da Resolução 816/2020 que, respectivamente: (i) determina a submissão de documentos para a avaliação da Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente, no momento do início e reinício da operação das unidades de pro58

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dução e perfuração offshore; e (ii) reduz o escopo das auditorias de segurança operacional da ANP a quatro hipóteses. Art. 29. A permissão de início da operação da instalação não será objeto de auditoria prévia, ficando, contudo, condicionada à apresentação dos seguintes documentos: I - Documentação de Segurança Operacional - DSO; I - identificação dos perigos relacionados à situação operacional no cenário de crise relacionado à COVID-19; III - avaliação dos riscos associados aos perigos identificados no inciso anterior, em termos da severidade de suas consequências e da probabilidade de ocorrência; e IV - plano de resposta à emergência da instalação que demonstre a capacidade de resposta ao cenário de maior severidade identificado na análise de risco da instalação. Art. 24, §1º. Somente serão efetuadas ações de fiscalização nas hipóteses em que a ANP entender necessária a inspeção de elementos críticos de segurança operacional, a verificação de não conformidades críticas e graves, investigações de acidentes ou averiguação de denúncias.

2.2. Novo planejamento para verificação da segurança das operações Em conjunto com o estabelecimento do arcabouço regulatório temporário, a ANP promoveu a remodelagem do planejamento para verificação da segurança durante a pandemia, tendo realizado mudanças estruturais em um de seus fluxos de trabalho mais críticos, a fiscalização das unidades de produção e perfuração offshore. O replanejamento da regulação da segurança não é tarefa

simples. O dinamismo, a evolução da pandemia e as profundas mudanças internas (a Diretoria da ANP determinou que seus colaboradores passassem a atuar de forma remota desde 17/03/2020, por exemplo) e externas (novos operadores, cessões de direito em andamento, projetos de extensão de vida útil de unidades antigas, descomissionamentos) demandaram um nível de adaptabilidade alto do regulador. Tendo sido identificado que o embarque, em ambiente confinado, de profissionais externos à operação, além de expor a saúde dos fiscais, elevava o potencial de contaminação a bordo e, consequentemente, os riscos operacionais, a decisão da área técnica responsável pelo planejamento e fiscalização de segurança, a Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente, foi de manter suas fiscalizações, migrando-as de presenciais para atividades remotas. O planejamento consistiu em: (i) reestruturar a base de dados da SSM/ANP, disponibilizando-a em ambiente remoto seguro; (ii) analisar a performance histórica das unidades e o saneamento de não conformidades críticas e graves identificadas a bordo antes da pandemia; (iii) analisar a adaptação das análises de risco ao novo cenário de pandemia, previamente à permissão de início (ou reinício) das operações; (iv) engajamento com os demais reguladores da indústria (Anvisa, DPC/ MB, Ibama, SRTE e MPT), para acompanhamento integrado e emissão de orientações; e, por fim, (v) estabelecer infraestrutura para realização de auditorias remotas, incluindo a geração de registros documentais, fotográ-

ficos, entrevistas e vídeos, em ambiente informatizado.

3. Fiscalizações Remotas de Segurança Operacional de E&P

As etapas de planejamento da fiscalização ocorreram em conjunto com a revisão do arcabouço regulatório, de forma a antecipar o início das atividades. Dessa forma, a primeira ação remota foi realizada entre 16/03/2020 e 20/03/2020.

3.1. Escopo da Fiscalização Gradualmente, foram estabelecidos conteúdos para verificação remota, com o objetivo de certificar, em um primeiro momento, o estabelecimento de um sistema de gerenciamento de segurança adequado e adaptado à contingência de COVID-19. Posteriormente, foram adicionados outros elementos, para englobar a verificação de elementos críticos da segurança operacional, o saneamento de não conformidades graves e críticas e aspectos relacionados com a cessão de direitos, com foco na assunção da operação em ativos maduros, algumas em processo de extensão de vida útil das instalações (Figura 3).

3.1.1. Primeira Fase: Auditorias de POB (Personnel on Board) Considerando que a redução das oportunidades de contágio e da exposição humana ao risco foi a primeira grande consequência da pandemia a bordo das plataformas de perfuração e produção, a ANP iniciou suas fiscalizações a partir da verificação de que os novos perigos relativos ao cenário de crise relacionado à COVID-19 haviam sido identificados, e que havia medidas in place para o adequado gerenciamento dos riscos. Mais especificamente, passamos a verificar se os operadores man-

tinham, além do contingente mínimo para operar a unidade com segurança, a capacidade de responder a emergências, conforme os cenários de risco e os estudos de consequência da unidade, considerando o POB reduzido. Com isso, foram geradas oportunidades de aprimoramento no gerenciamento de segurança a bordo, destacando-se: (i) a identificação e avaliação dos novos cenários associados à pandemia; (ii) o gerenciamento de recursos críticos para as unidades; (iii) a definição do POB operacional mínimo; (iv) a definição de uma EOR (Estrutura Organizacional de Resposta) mínima; (iv) o estabelecimento de atividades essenciais e não essenciais a serem executadas a bordo; e (v) a definição de estrutura de suporte ao gerenciamento de emergências em terra, tendo em vista a redução do quantitativos de pessoas a bordo e a necessidade de descentralização de algumas funções.

3.1.2. Segunda Fase: Ampliação da Fiscalização Remota Após o amadurecimento do novo processo de auditoria e de aprimoramentos no uso de sistemas informatizados, a fiscalização foi aprofundada para acompanhar e registrar, de forma remota, a execução de testes em equipamentos e sistemas críticos de segurança, evidenciar a implementação de ações corretivas e preventivas decorren-

tes dos achados de auditorias anteriores, avaliar o saneamento de desvios constantes dos registros de inspeção e manutenção da unidade, e verificar as contingências adotadas a bordo para gerenciar elementos críticos degradados, dentre outros. Dessa forma, os esforços de fiscalização passaram a se concentrar na (i) avaliação do tratamento dado pelos operadores a desvios classificados como graves e críticos, constatados pela ANP em ações anteriores in loco; (ii) análise da disponibilidade, do desempenho e da funcionalidade de elementos críticos, como válvulas de segurança, sistemas de dilúvio/ combate a incêndio e de detecção; (iii) verificar incidentes; e (iv) averiguar denúncias.

3.2. Descrição da Atividade Inicialmente, foi promovida a migração das bases de dados da ANP, incluindo controles e informações de segurança, para um ambiente em nuvem (MS OneDrive). O acesso a informações reservadas, armazenados na rede segura da ANP, foi operacionalizado através do uso de VPN. Por fim, salas virtuais de fiscalização foram estabelecidas, com o uso do MS Teams. Dessa forma, cada fiscal passou a ter acesso a informações para realizar o planejamento visando ao cumprimento das Ordens de Serviço de Fiscalização TN Petróleo 135 59

ANP

respostas são protocolados em Processo Administrativo Digital, por meio do Sistema Eletrônico de Informações – SEI da ANP. Durante a ação, as verificações da execução de testes em equipamentos/sistemas críticos e das ações decorrentes de manutenção e desvios identificados em inspeções passaram a ser transmitidas para a sala virtual, por meio de vídeo, ou encaminhadas por meio de registro fotográfico (Figura 5 e 6). A equipe da ANP também conecta com a plataforma e realiza chamadas de vídeo com interlocutores e técnicos de bordo, para obter os esclarecimentos necessários quanto à segurança das operações.

Resultados das ações de fiscalização em 2020

que estabelecem o escopo da ação, com base na estratégia da Superintendência. Nessa etapa, são avaliados os controles de não conformidades lavradas previamente, a documentação de segurança operacional aprovada quando da permissão para operação e suas atualizações, as recomendações técnicas, histórico de incidentes e eventuais denúncias externas, dentre outros documentos e bases de dados. As salas virtuais de fiscalização do MS Teams permitem o re60

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gistro e acompanhamento integral das interações dos fiscais com os agentes regulados, realização de apresentações, resposta a dúvidas e solicitações, envio de evidências objetivas (documentais, fotográficas e de vídeo) e entrevistas com a tripulação (Figura 4). Há funcionalidade habilitada para gravação de entrevistas e reuniões, caso necessário. Documentos oficiais prévios à ação, Relatórios e Documentos de Fiscalização, não conformidades constatadas e suas respectivas

Em 2020, foram executadas 71 ações de fiscalização de segurança. Destas, 62 (87%) foram realizadas no novo modelo acima descrito. 13% das fiscalizações tiveram como objeto a verificação do impacto da redução de pessoal a bordo na segurança das operações, com foco no gerenciamento da integridade dos elementos críticos. Foram auditados os sistemas de gestão de operadores de instalação (as petrolíferas podem operar as unidades marítimas com corpo técnico próprio, ou contratar uma empresa especializada). Dessa forma, a fiscalização avaliou as capacidades operacionais com contingente reduzido das seguintes operadoras de instalações offshore: BW, Constellation, Modec, Ocyan, Perenco, Petrobras, PetroRio, SBM, Teekay Petrojarl e Transocean. 10% das verificações de 2020 foram dedicadas ao processo de cessão de direitos de campos que constavam do portifólio de desinvestimentos da Petrobras. Portanto, 7 (sete) ativos foram fiscaliza-

dos nos meses que antecedem a assinatura do contrato, com o objetivo de avaliar a aderência do ativo aos requisitos de segurança, o sistema de gerenciamento do operador que assumirá o ativo e antecipar eventuais condicionantes para o início da operação. Tais ações ocorreram nos polos Macau, Ponta do Mel/ Redonda, Baúna, Tucano Sul, Cricaré, Pampo e Enchova, posteriormente vendidos pela Petrobras para os operadores SPE 3R, Central Resources do Brasil, Karoon, Eagle, Karavan e Trident. Nas Figuras 7 e 8 são apresentados os detalhamentos das ações, por tipo de auditoria e por operador do contrato, respectivamente.

Aprendizado Valioso Desde março de 2020, reguladores e regulados se depararam com uma situação atípica, e que trouxe maior complexidade operacional às operações offshore, principalmente com relação à avaliação dos impactos e efeitos da pandemia em termos de segurança operacional. Ato contínuo, a ANP reavaliou e flexibilizou o arcabouço regulatório, para que os Operadores pudessem reajustar seus sistemas de gerenciamento de segurança ao novo cenário. Dessa maneira, foi promovida a redução do fardo regulatório, mantendo-se o foco nos aspectos essenciais para a continuidade das operações seguras. O planejamento e a execução das fiscalizações sofreram grande transformação e, em poucas semanas, a Superintendência de Segurança Operacional e Meio Ambiente da ANP desenvolveu um inovador modelo de supervisão regulatória, acelerando a preparação para um futuro digital. Foi criada uma bem-sucedida sistemática para realização de ações de fiscalização remotas, gerando resultados

bastante satisfatórios. Destaca-se a alta capacidade de adaptação e o nível técnico dos fiscais e demais profissionais envolvidos na implementação do projeto. Muitos aprendizados foram acumulados nesse processo. A revisão regulatória do arcabouço de segurança operacional certamente se beneficiará de grande parte das lições egressas da simplificação regulatória, que permitiu a continuidade das operações em tempos de pandemia. Da mesma forma, abre-se um leque de opções para a aplicação de novas tecnologias (por exemplo, os digital twins, a implementação de documentações de segurança operacional dinâmicas e o monitoramento remoto de risco), para aprofundar e sedimentar os conceitos de verificação e acompanhamento à distância. A tendên-

cia é que a Regulação 4.0 resulte em uma supervisão aprimorada das operações e dos indicadores de desempenho de segurança, com sistemas conectados que permitirão o engajamento prévio do regulador com os agentes econômicos, antecipando soluções. Auditorias remotas possuem limitações naturais e não devem substituir inteiramente a presença dos fiscais a bordo da planta de processo das instalações, no curto prazo. O futuro deve indicar o melhor balanço entre atividades presenciais e remotas, e a continuidade da aplicação de novas tecnologias devem gerar outros benefícios, tendo como resultado um melhor aproveitamento dos recursos humanos e materiais para a supervisão da segurança das operações. TN Petróleo 135 61

opinião

De Eduardo Eugenio Gouvêa Vieira, presidente do Sistema Firjan

Gás natural: fonte da energia que sustenta a acerteza de que o Rio tem jeito

gás natural, que na natureza se destaca por sua leveza, tem tudo para ser um peso pesado no desenvolvimento do ambiente econômico fluminense, principalmente no pós-pandemia. Afinal, com avanços com a aprovação da chamada Lei do Gás, novo marco do setor, ampliamos nosso potencial de investimentos no estado para R$ 45 bilhões. Isso num contexto em que os investimentos nacionais devem ultrapassar R$ 80 bilhões. Não por acaso, portanto, o gás natural é um dos quatro pilares do nosso Programa de Retomada da Economia do Estado do Rio de Janeiro em Bases Competitivas, que apresentamos no segundo semestre do ano passado para o governo estadual. Esse grande hub de gás natural significa uma verdadeira revolução não só para o estado do Rio, mas para todo o país. E os caminhos cada vez mais se abrem para a expansão do gás natural, que vai ganhando papel central em novos projetos de investimento. Além do grande volume de gás em reserva e associado à produção de óleo, na alta produtividade dos campos do pré-sal, por exemplo, esse energético tem papel estratégico na redução das emissões ambientais frente a outras fontes fósseis. Por isso, foi eleito nossa grande oportunidade na transição energética de curto prazo. Se a diversificação na oferta nacional ainda é um potencial, e a desejada multiplicidade de atores - que pode permitir criação de empregos e renda, capacitação para mão de obra e desenvolvimento local - está em construção, a descentralização do mercado começa a dar sinais de movimento. E esta é a chave para viabilizar ampliação de consumo, o que será possível quando a competição levar ao barateamento da molécula. Afinal, a tarifa final para o consumidor industrial é 7,4 vezes maior do que o preço na boca do poço. E não custa lembrar que todo o consumo industrial e de Gás Natural Veicular (GNV) no país equivale ao total do volume reinjetado nos poços de petróleo em campos localizados na costa fluminense. A produção de gás natural no Brasil continuará a aumentar e o estado do Rio de Janeiro manterá sua liderança no crescimento da produção total e líquida nos próximos anos, com a entrada de novos campos produtores. 62

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Vale destacar que a demanda e a ampliação do consumo são os catalisadores para os investimentos que se fazem necessários. No consumo industrial, por exemplo, destacam-se os segmentos de química e petroquímica, vidro, sal, siderurgia. Mas não é só. Os caminhos estão abertos também para o agronegócio brasileiro, grande importador de fertilizantes, que podem ser produzidos aqui, a partir do gás. Há ainda outros segmentos de consumo, como a já tradicional geração termoelétrica, responsável por 36% do consumo médio de gás do país no ano de 2020, e o GNV, que consumiu em média 7% da demanda total do país e tem propostas de alcançar novos patamares pela inserção da frota de veículos pesados. E o potencial de expansão de demanda no Rio, que deve se concretizar neste novo ambiente de negócios, pode levar a um aumento de demanda em até 13 milhões de metros cúbicos por dia, incluindo a retomada da atividade industrial, a implantação de projetos de GNV para veículos pesados e perspectivas de novas plantas industriais. Os recentes avanços regulatórios e o engajamento de órgãos públicos e de instituições privadas representam o desejo de que o mercado de gás se consolide e transforme o país. E o estado do Rio de Janeiro é o epicentro deste movimento de transformação. Afinal, sendo o maior produtor e com maior volume de reservas, continuará como ponto de partida para a atração de investimentos para ampliação de consumo e aumento da produção nacional do gás. Isso se dará ao longo do tempo, das construções, algumas já em curso - entre elas a implementação de mudanças previstas em lei, a complementação da lei com medidas infralegais, a adaptação do sistema tributário e o avanço nas regulações estaduais, por exemplo. Esse avanço precisa ser rápido, com ritmo de produção adequado, para que o Rio de Janeiro possa aproveitar suas vantagens competitivas: maior consumo com agregação de valor, desenvolvimento de novos negócios e absorção de trabalhadores locais.sjetos que perdurem por muitos anos à frente, reforçando a certeza de que o Rio tem jeito.

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