IMPRESSO EM PAPEL COUCHÊ BRILHO, 115 gr. FORMATO: 1,0 m X 0,70 m
ENCARTE ESPECIAL DESTA EDIÇÃO: MAPA INFRAESTRUTURA E LOGÍSTICA OFFSHORE
Ranking por operador: produção de petróleo e GN Petróleo (bbl/d) Petrobras 2.351.355 Shell Brasil 71.541 Statoil Brasil 73.462 Chevron Frade 25.338 Parnaíba GN 7 OGpar 14.658 PetroRio 7.247 Gran Tierra 658 SHB 659 Petrosynergy 567 Partex Brasil 431 Nova Petróleo Rec 310 UTC E&P 163 Petrogal Brasil 159 Panergy 1 Recôncavo E&P 132 Santana 85 Alvopetro 27 Vipetro 26 Severo Villares 16 EPG Brasil 12 Central Resources 13 UP Petróleo 7 Egesa 6 Genesis 2000 4
Nº Operador 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25
26 Guto & Cacal TOTAL GERAL
GN (Mm³/d) 93.736 777 102 265 4.205 48 22 11 5 11 1 6 9 3 24 2 1 0,4 0,1 27 0,3 0,4 0,01 0,08 7 0,01 0,006
Total em boe/d 2.940.952 76.426 74.106 27.003 26.455 14.958 7.384 730 690 636 435 348 223 176 152 143 91 30 29 17 14 13 6 6 4
1
0,004
1
2.546.884
99.228
3.171.026
Ranking: poços produtores de petróleo Nº 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Bacia Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Campos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Campos Santos Campos Campos Santos Campos Campos Santos Campos Campos Campos Santos Campos
Campo Sapinhoá Sapinhoá Lula Lula Lula Sapinhoá Lula Lula Lula Jubarte Lula Sapinhoá Sapinhoá Sapinhoá Lula Sapinhoá Lula Jubarte Lula Roncador Baleia Franca Lula Roncador Roncador Lula Jubarte Baleia Azul Baleia Franca Lula Jubarte
Poço (ANP) Petróleo (bbl/d) 7SPH7DSPS 36.875 7SPH1SPS 35.541 7LL27RJS 34.120 7LL41DRJS 33.798 9LL2RJS 33.525 7SPH5SPS 32.834 4BRSA711RJS 31.765 7LL36ARJS 28.954 7LL22DRJS 28.834 7JUB34HESS 28.295 7LL28DRJS 27.642 9BRSA928SPS 26.661 3BRSA788SPS 25.203 7SPH8SPS 24.919 7LL17DRJS 24.805 1BRSA594SPS 24.758 7LL3DRJS 24.098 7JUB57DPAESS 22.772 3BRSA496RJS 21.772 7RO129HRJS 21.087 7BFR12PAESS 20.827 9LL19RJS 20.817 7RO41DRJS 20.316 7RO158HPRJS 19.952 9BRSA716RJS 19.258 7JUB58DPAESS 19.219 7BAZ8ESS 18.488 7BFR7ESS 18.267 3BRSA821RJS 17.754 6BRSA639ESS 17.351
Ranking: poços produtores de gás natural Nº 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Bacia Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Campos Santos Santos Campos Santos Esp. Santo Camamu Santos Santos Santos Santos Santos Santos
Campo Lula Lula Lula Mexilhão Lula Lula Mexilhão Lula Uruguá Mexilhão Sapinhoá Mexilhão Sapinhoá Lula Sapinhoá Lula Lula Jubarte Mexilhão Lula Roncador Sapinhoá Canapu Manati Mexilhão Sapinhoá Sapinhoá Lula Sapinhoá Lula
Poço (ANP) 7LL27RJS 7LL41DRJS 9LL2RJS 7MXL18HASPS 9BRSA716RJS 4BRSA711RJS 7MXL17HPASPS 7LL36ARJS 7URG16HPARJS 9MXL2HPSPS 7SPH1SPS 7MXL9HPSPS 7SPH7DSPS 3BRSA821RJS 7SPH5SPS 3BRSA496RJS 7LL22DRJS 7JUB34HESS 7MXL11HPSPS 7LL28DRJS 7RO111HPRJS 9BRSA928SPS 4BRSA265ESS 7MNT6DBAS 7MXL7HPSPS 3BRSA788SPS 1BRSA594SPS 7LL17DRJS 7SPH8SPS 7LL3DRJS
GN (Mm³/d) 1.666 1.665 1.662 1.662 1.574 1.541 1.491 1.291 1.289 1.266 1.234 1.218 1.211 1.087 1.076 1.064 1.043 987 981 956 950 940 939 926 921 910 853 851 837 806
Ranking: poços produtores (boe) Nº 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Bacia Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Campos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Santos Campos Campos Santos Santos Campos Campos Campos Campos Campos Campos Campos
Campo Lula Sapinhoá Lula Lula Sapinhoá Lula Sapinhoá Lula Lula Jubarte Lula Sapinhoá Sapinhoá Sapinhoá Lula Sapinhoá Lula Lula Lula Jubarte Baleia Franca Lula Lula Roncador Roncador Jubarte Roncador Baleia Franca Baleia Azul Jubarte
Fonte: ANP/SDP/Sigep. ago/2015
Poço (ANP) Produção (boe/d) 7LL27RJS 44.601 7SPH7DSPS 44.494 7LL41DRJS 44.273 9LL2RJS 43.979 7SPH1SPS 43.300 4BRSA711RJS 41.456 7SPH5SPS 39.602 7LL36ARJS 37.074 7LL22DRJS 35.393 7JUB34HESS 34.506 7LL28DRJS 33.654 9BRSA928SPS 32.576 3BRSA788SPS 30.930 7SPH8SPS 30.183 7LL17DRJS 30.156 1BRSA594SPS 30.126 7LL3DRJS 29.168 9BRSA716RJS 29.157 3BRSA496RJS 28.467 7JUB57DPAESS 27.743 7BFR12PAESS 25.734 9LL19RJS 24.968 3BRSA821RJS 24.591 7RO129HRJS 24.473 7RO158HPRJS 24.328 7JUB58DPAESS 22.931 7RO41DRJS 22.482 7BFR7ESS 22.278 7BAZ8ESS 22.040 6BRSA639ESS 21.185
Unidades offshore na Bacia do Espírito Santo Nome
P-58 Cidade de Anchieta P-57 Cidade do Espírito Santo Cidade de São Mateus Cidade de Vitória Capixaba Peroá PCA 2 e 3
Tipo
Início da Operação
Localização (campo)
FPSO FPSO
2014 2012
Jubarte Baleia Azul
FPSO FPSO
2011 2009
Jubarte Ostra
FPSO
2009
Camarupim
FPSO FPSO Fixa Fixa
2007 2006 2006 1987
Lâmina d’água (m)
Capacidade de produção (bpd)
Capacidade de compressão de gás (m³/dia)
1.400 1.400
100.000 100.00
6 milhões 6 milhões
1.260 1.500/ 2.000 800
180.000 100.000
2 milhões 3,5 milhões
35.000
10.000
Golfinho Baleia Franca Peroá e Cangoá Cação
1.386 1.340 67 19
100.000 100.000 – 2.000
Pós-Sal, Pré-Sal, Cessão Onerosa e curva de produção Pós-Sal Pré-Sal Produção de óleo e GNL (milhões bpd) LULA ALTO
UMS Praia de Itaipu
Tipo
Semisub
Início da Localização operação (campo)
3,5 milhões 2,5 milhões 8 milhões 250.000
Lâmina d’água (m)
Produção (bpd)
–
–
UMS Praia do Arpoador
Semisub
2015
–
–
–
TLWP
2015 Papa-Terra
1.200
150.000
1 milhão
FPSO
Parque das 2014 Baleias
1.400
180.000
6 milhões
P-62
FPSO
2014 Roncador
1.600
180.000
6 milhões
P-63
FPSO
2013 Papa-Terra
1.200
150.000
1 milhão
P-55
Semisub
2013 Roncador
1.790
180.000
6 milhões
Maersk Peregrino
FPSO
2011 Peregrino
110
100.000
6 milhões
Peregrino A
Fixa
2011 Peregrino
106
–
–
Peregrino B
Fixa
2011 Peregrino
122
–
–
UMS Cidade de Arraial do Cabo
Semisub
2011 Cherne
–
–
–
P-56
Semisub
2011 Marlim Sul
1.700
100.000
6 milhões
P-57
FPSO
2010 Jubarte
1.260
180.000
2 milhões
Frade (Chevron)
FPSO
2009 Frade
1.100
100.000
3 milhões
FPSO
2009 Marlim Leste
1.080
100.000
3,5 milhões
FPSO
2008 Badejo
95
20.000
–
105
1,8 milhão
–
105 105 1.300 1.080 106
1,8 milhão 60.000 180.000 190.000 750.000
– – 6 milhões 6 milhões –
FPSO Cidade de Niterói FPSO Cidade Rio das Ostras FSO Cidade de Macaé
FSO
Polvo (PetroRio) Polvo (PetroRio) P-54 P-53 PRA-1 FPSO Rio de Janeiro P-51 P-52 P-50 UMS Cidade de Armação dos Búzios P-48 P-47 P-43 FPSO Marlin Sul FPSO Fluminense (PetroRio) FPSO Brasil FPSO Espadarte SS-06 P-40 P-38
FPSO Fixa FPSO FPU Rebombeio
Marlim Sul/ 2007 Marlim Leste/ Roncador 2007 Polvo 2007 Polvo 2007 Roncador 2008 Marlim Leste 2007 Marlim Sul
FPSO
2007 Espadarte
1.370
100.000
2.5 milhões
Semisub Semisub FPSO
2008 Marlim Sul 2007 Roncador 2006 Albacora Leste
1.255 1.800 1.750
180.000 180.000 180.000
7 milhões 9 milhões 6 milhões
Semisub
2006 Enchova
FPSO FPSO FPSO FPSO
2005 2005 2005 2004
FPSO
2003 Bijupirá/Salema
FPSO FPSO Semisub Semisub FSO
2003 2000 2002 2001 2001
P-37
FPSO
P-35
FPSO
P-33
FPSO
P-32
FPSO
Caratinga Marlim Barracuda Marlim Sul
–
–
–
1.040 960 820 1.250
150.000 150.000 150.000 100.000
6 milhões 3 milhões 6 milhões 2,3 milhões
870
70.000
8 milhões
1.360 800 120 1.080 1.030
90.000 100.000 – 150.000 –
3 milhões 3 milhões – 6 milhões –
2000 Marlim
910
150.000
1998 Marlim
850
100.000
3 milhões
1998 Marlim
780
50.000
2,5 milhões
1997 Marlim
1.060
150.000
–
Roncador Espadarte Enchova Marlim Sul Marlim Sul
FPSO
1998 Albacora
330
100.000
2,9 milhões
P-26
Semisub
1997 Marlim
990
100.000
3 milhões
P-25
Semisub
1996 Albacora
575
100.000
6,5 milhões
P-20
Semisub
1992 Marlim
620
50.000
1,2 milhão
P-19
Semisub
1997 Marlim
770
100.000
3 milhões
P-18
Semisub
1994 Marlim
910
100.000
1,9 milhão
P-15
Semisub
1983 Marimbá/Piraúna
242
40,000
1 milhão
P-09
Semisub
1983
Congro/Corvina/ Malhado
230
38.000
550.000
P-08
Semisub
1993 Marimbá
423
60.000
1,6 milhão
P-07
Semisub
1988 Bicudo/Enchova
209
56.000
900.000
PCE-1
Fixa
1988 Enchova/Bonito
116
60.000
1,1 milhão
PCH-1
Fixa
1984
Anequim/Bagre/ Cherne/Parati
117
44.000
1,9 milhão
PCH-2
Fixa
1983
Congro/Cherne/ Malhado
142
48.000
2 milhões
PCP-1,2,3
Fixa
1988 Carapeba
Fixa
1979
PNA-1
Garoupa/Garoupinha/Viola
P-67
P-61 (TLWP) + SS-88 (TAD) (mar/2015)
82
–
–
120
120.000
650.000
Fixa
1983 Congro/Namorado
145
40.000
3 milhões
PNA-2
Fixa
1984 Namorado
170
60.000
400.000
PPG-1A
Fixa
1988 Pargo
101
190.000
700.000
PPM-1
Fixa
1984 Pampo
115
80.000
2,1 milhões
PVM-1,2,3
Fixa
1988 Vermelho
80
–
–
Lâmina d’água (m)
Produção (bpd)
LULA NORTE FPSO Replicante P-67
P-74
BÚZIOS III FPSO CO
ATAPU SUL FPSO Replicante
P-76
A contratar
TLD DE LIBRA
A contratar
IRACEMA NORTE
LULA EXT SUL ATAPU NORTE/ FPSO Replicante PILOTO SURURU FPSO Replicante P-68
2,1
P-75
Segmentos
US$ bilhões
%
Exploração e Produção*
108,6
83
Abastecimento** Gás e Energia Demais Áreas Total
12,8 6,3 2,6 130,3
10 5 2 100
BÚZIOS IV FPSO CO
PILOTO LIBRA
* Inclui investimentos da Petrobras no exterior
P-77
A contratar
REVITALIZAÇÃO DE MARLIM 1
LULA OESTE
Ajustes no Plano de Negócios e Gestão 2015-2019
A contratar
A contratar
** Inclui Distribuição
BÚZIOS V
PNG 2015-2019
Projeção atual
2015
28
25
2016
27
19
Gastos Operacionais Gerenciáveis (US$ bilhões)
A contratar
A contratar
A Petrobras informou no dia 6 de outubro que diante dos novos patamares de preço do petróleo (Brent) e taxa de câmbio (R$/US$) ajustou seus investimentos e despesas para o biênio 2015-2016. Ajustes nas previsões de investimentos (US$ bilhões)
BERBIGÃO/ SURURU FPSO Replicante
A contratar
A contratar
2,0
Partilha
SÉPIA
TARTARUGA VERDE E MESTIÇA
Cidade de Itaguaí (3º trimestre)
PNG 2015-2019
Projeção atual
2015
30
29
2016
27
21
2,8
A contratar
2,2
2,1
2,1
2015
2016
1,4 2014
2017
2018
2019
2020
Produção Total de Óleo e LGN Produção Implantados + Ramp-up + Complementares
Distribuição da produção de petróleo (bbl/d), por bacia
66%
1% 2%
Campos ........... 1.670.386 Santos................. 676.529 Potiguar................. 57.877 Recôncavo ............ 38.062 Espírito Santo ........ 35.734 Sergipe.................. 31.163 Outros ................... 37.135
2%
6 milhões
P-31
PGP-1
Cidade de Saquarema
LAPA
–
P-61 P-58
Marlim Leste/ Albacora Leste
Capacidade de compressão de gás (m³/dia)
BÚZIOS I FPSO CO
Total previsto: US$ 130,3 bi
Cessão Onerosa
BÚZIOS II FPSO CO
P-66
LULA CENTRAL
PAPA-TERRA
Barracuda/Cara2015 tinga
LULA SUL FPSO Replicante
A contratar
Unidades Offshore na Bacia de Campos Nome
Plano de Negócios e Gestão 2015-2019
Plano de Negócios e Gestão Petrobras 2015-2019
27%
Total ...................... 2.546.884
Distribuição da produção de gás natural (Mm³/d), por bacia 3% 2% 3%
36%
4%
15%
Santos................... 35.987 Campos ................ 30.140 Solimões ............... 14.332 Camamu ................. 4.399 Parnaíba .................. 4.205 Espírito Santo .......... 3.250 Recôncavo .............. 2.620
30%
Sergipe.................... 1.563 Outros ..................... 2.731 Total ........................... 99.228
Fonte: ANP/SDP/Sigep. ago/2015
Unidades Offshore na Bacia de Santos Nome
Tipo
Início da Localização operação (campo)
P-77 P-75
FPSO FPSO
2019 2019
Búzios IV Búzios II
2.120 2.120
Capacidade de compressão de gás (m³/dia) 150.000 7 milhões 150.000 7 milhões
P-73
FPSO
2018
Entorno de Iara
2.120
150.000
7 milhões
P-72
FPSO
2018
NE Tupi
2.120
150.000
7 milhões
P-71 (Replicante)
FPSO
2018
Iara NE
2.120
150.000
6 milhões
P-67 (Replicante)
FPSO
2018
Lula Norte
2.120
150.000
6 milhões
P-76
FPSO
2017
Búzios III
2.120
150.000
7 milhões
P-70 (Replicante)
FPSO
2017
Iara Horst
2.120
150.000
6 milhões
P-69 (Replicante)
FPSO
2017
Lula Oeste
2.120
150.000
6 milhões
P-68 (Replicante)
FPSO
2017
Lula Externo Sul e 2.120 Sul de Lula
150.000
6 milhões
Cidade de Saquarema
FPSO
2016
Lula Central
2.120
150.000
6 milhões
Cidade de Maricá
FPSO
2016
Lula Alto
2.120
150.000
6 milhões
Cidade de Caraguatatuba
FPSO
2016
Lapa
2.120
100.000
5 milhões
P-74
FPSO
2016
Búzios I
2.120
150.000
7 milhões
P-66 (Replicante)
FPSO
2016
Lula Sul
2.120
150.000
6 milhões
Cidade de Itaguaí Cidade de Ilhabela Cidade de Mangaratiba Cidade de Paraty Cidade de São Paulo Cidade de Itajaí Dynamic Producer Cidade de São Vicente Cidade de Angra dos Reis Cidade de Santos Mexilhão
FPSO FPSO
2015 2014
2.120 2.120
150.000 150.000
8 milhões 6 milhões
FPSO
2014
2.120
150.000
6 milhões
FPSO
2013
Iracema Norte Sapinhoá Norte Iracema Sul (piloto) Lula NE (piloto)
2.120
120.000
-
FPSO
2013
Sapinhoá (piloto)
2.118
120.000
5 milhões
FPSO FPSO
2012 2011
275 2.100
80.000 30.000
-
FPSO
2011
Bauna NE Tupi Lula NE e Cernambi
2.170
-
FPSO
2010
Lula (piloto)
2.150
100.000
5 milhões
FPSO Fixa Semisub/ FSO Fixa
2010 2010
Urugua/Tambaú Mexilhão
1.300 180
35.000 -
10 milhões 15 milhões
SS-11/Avaré Merluza
2010
Bauna
275
30.000
500.000
1987
Merluza
130
5.000
2,2 milhões
Petrobras em números (out/2015) Receita líquida (segundo trimestre/2015) ........................R$ 79,8 bi Lucro líquido (segundo trimestre/2015) ...........................R$ 531 mi Investimentos totais ...............................................................R$ 18,3 bi Dívida (segundo trimestre/2015) .....................................R$ 323,9 bi Investimentos PNG 2015-2019 ......................................US$ 130,3 bi Investimentos E&P no PNG 2015-2019.......................US$ 108,6 bi Exportação de petróleo e derivados (bpd) ............................496 mil Capital social...........................................................................R$ 205,4 bi Acionistas ....................................................................................... 800 mil Empregados próprios ....................................................................79.273 Empregados próprios da holding ..............................................55.506
Reservas (critério SPE – 31/12/2010) ............................16,2 bi boe Produção média boe/d (Brasil e exterior) .......................2.784.000 Produção média boe/d (Brasil) ..........................................2.595.000 Produção média de GN em boe/d (Brasil) ......................... 350.000 Recorde de produção bpd (27/12/2010) ..........................2.256.000 Recorde produção no pré-sal..........................................1.120 mi/bpd Plataformas de produção em operação .........................................110 Sondas de perfuração em operação (terra e mar) .......................90 Poços produtores .............................................................................8.420 Malha dutoviária .......................................................................35 mil km Navios petroleiros próprios .................................................................54
Navios petroleiros afretados ............................................................ 272 Terminais no Brasil.................................................................................49 Refinarias no Brasil ................................................................................ 13 Refinarias no exterior ... ..........................................................................3 Refino em bpd (Brasil e exterior) .....................................2,2 milhões Postos de serviço e abastecimento .............................................7.931 Postos de GNV ......................................................................................500 Usinas termelétricas ..............................................................................21 Geração elétrica (termelétricas) .........................................6.407 Mw Usinas eólicas ............................................................................................4 Usinas etanol ............................................................................................10
Extensão territ População: 20 PIB: R$ 5,2 tril (equivalente a U IDH: 0,74 (79ª
BACIAS SEDIM O Brasil possui sedimentares, em terra. São n potencial para
Fonte: IBGE e ANP
Foto: Helibras
• Quase 100% do transporte de passageiros às plataformas é feito com a utilização de helicópteros, totalizando mais de 1 milhão de passageiros por ano. • Atualmente 160 helicópteros de médio e grande portes, são dedicados às operações offshore/ onshore. • Estima-se que a frota total em 2020 será de 271 helicópteros, o que significa investimento de mais de 2,5 bilhões de reais em novos equipamentos que transportarão cerca de 2,5 milhões de passageiros por ano. • Principais empresas: Aeróleo, BHS, Lider, Omini, Senior, Helívia, Emar, Atlas
Garoupa ......................................................142 Enchova......................................................114 Pampo ........................................................114 Roncador ....................................................200 Albacora Leste ............................................198 Marlim Leste ...............................................145 Marlim Sul ..................................................182 Tupi ............................................................320
Barcos de apoio em operação no Brasil Bandeira PSV/OSRV Brasileira 125 Estrangeira 123 TOTAL 248
LH/SV 72 1 72
AHTS 20 76 96
Crew/FSV 16 6 22
RSV 3 15 18
PLSV 3 18 21
MPSV 3 7 10
WSV 1 4 5
Foto: Divulgação
Foto: Divulgação
AHTS (Anchor Handling Tug Supply): manuseio de âncoras, reboque e suprimento; Crewboat: transporte de tripulantes para as plataformas; FSV (Fast Suplly Vessel): transporte de suprimentos diversos e pessoas para troca de turmas; LH (Linehandling): manuseio de espias; MPSV (Multi-Purpose Support Vessel): suporte a operações complexas de uso geral; OSRV (Oil Spill Response Vessel): combate a derramamento de óleo; PLSV (Pipe Laying Support Vessel): construção e lançamento de linhas; PSV (Platform Supply Vessel): apoio às unidades de perfuração, produção e outras unidades marítimas; RSV (Rov Support Vessel): embarcacões equipadas com veículo de operação remota; SV (Mini Suplly Vessel): mini supridores às plataformas de petróleo WSV (Well Stimulation Vessel): estimulação de poços. Fonte: Abeam, dez/2014
BASE BZAMP LOGÍSTICA VITÓRIA, ES
BASE BZAMP LOGÍSTICA PORTO DO FORNO, RJ
Área: 52.000 m² (alfandegada) Comprimento Berço: 260 m (3 berços) Calado Máximo: 10,58 m Reservatório de Água: 1.000 m³ Plantas Fluidos: 6.000 barris Tancagem Diesel: 3.000 m³ Armazém Coberto: 8.200 m² Escritórios: 800 m² Retroárea externa: 35.000 m², incluindo 400 m² de escritórios e 7.500 m² de armazéns à 6 km da base da BZAMP.
Ranking: plataformas com maior produção
Plataforma Fixa .................. Unidade Flutuante de Produção, Armazenamento e Transferência (FPSO)......... Unidade Flutuante de Armazenamento e Transferência (FSO) .................................. Semisubmersível ................
BRASIL
MENTARES DO BRASIL i aproximadamente 7,5 milhões de km² de bacias sendo 2,5 milhões de km² em mar e 5 milhões de km² no total 38 bacias sedimentares, das quais 29 com petróleo e gás natural.
Unidade Flutuante de Produção com Pernas Tensionadas (TLWP)................................ Unidade de Manutenção e Segurança (UMS) ................ Unidade de Processamento de Gás Natural ..................... Gasoduto Oleoduto
GN (Mm³/d) Prod. (boe/d) 6.534 174.310 3.964 159.167 2.694 158.222 4.597 148.763 4.103 145.603 4.140 111.590 2.959 105.607 715 97.717 1.734 92.021 2.605 90.633 1.455 86.494 2.316 81.751 1.078 76.753 1.111 72.961 1.350 70.277 841 69.261 960 63.641 504 58.801 8.044 57.494 512 56.434 798 53.905 983 49.100 511 44.693 704 43.651 430 40.854 54 40.433 1.291 37.074 48 33.673 1.652 32.103 376 31.866
Encarte Especial Revista TN Petróleo nº 103 Rua Buenos Aires, 2/ sala 406 • Rio de Janeiro, RJ, Brasil CEP 20070-022 • Tel/Fax: 55 21 2224-1349 tnpetroleo@tnpetroleo.com.br • www.tnpetroleo.com.br www.tbpetroleum.com.br Todos os direitos reservados. © 2015 - Benício Biz Editores Associados Ltda.
Nº poços 4 10 17 5 4 5 3 17 10 11 14 5 9 12 18 18 11 6 7 16 13 5 9 11 9 11 1 15 8 10
PORTO DE IMBETIBA MACAÉ (PETROBRAS) Área: 55.000 m² Cais do Porto 3 piers, 6 berços Comprimento: 90 m Largura: 15 m Calado máximo: 8 m
Deadweight máximo: 5.000 ton Atracações: 440/mês Capacidade de estocagem água: 6.000 m³; óleo: 4.620 m³; granéis: 33.000 p³
BRASCO NITERÓI ILHA DA CONCEIÇÃO
Área: 105.501 m² Cais do porto: 3 berços Comprimento: embarcações de até 110 m Calado máximo: até 8 m
Deadweight máximo: 5.513 t Atracações: 220/mês Reservatório de água: 3.000 m³ Plantas de fluidos: 2 Área para escritórios: 640 m²
Ilustração: Grupo Chouest
Petróleo (bbl/d) 133.208 134.233 141.274 119.851 119.794 85.550 86.997 93.219 81.116 74.248 77.344 67.183 69.970 65.972 61.784 63.970 57.600 55.629 6.898 53.211 48.884 42.920 41.480 39.222 38.151 40.090 28.954 33.372 21.710 29.502
Foto: Divulgação Wilson, Sons
Legendas
Unidade Cid. de Mangaratiba P-58 P-52 Cid. de Paraty Cid. de São Paulo Cid. de Angra dos Reis Cid. de Ilha Bela P-57 P-55 P-62 P-53 Cid. de Anchieta P-56 P-54 P-50 P-43 P-51 Cid. de Itajaí Mexilhão Espirito Santo P-48 Capixaba P-19 P-40 P-18 Peregrino A Cid. de Itaguaí Peregrino B Cid. de Vitória P-35
Foto: Divulgação Wilson, Sons
Foto: Somafoto
Área: 22.000 m² (alfandegada) Comprimento Berço: 300m (3 berços) Calado: 9,40m Calado Fundeio: variação de 30m a 50m de profundidade Armazém Coberto: 1.200 m² Reservatório Água: 1.500 m³ Retroárea externa: 100.000 m² à 3 km da Base da BZAMP incluindo 10.000 m² de área coberta para armazenagem
torial: 8.515.767,049 km² 04 milhões; (aproximadamente 23,7 habitantes por km²) lhões / US$ 1,8 trilhão / percapta: R$ 32,80 US$ 11,4 em 21/10/2015) ª posição no ranking mundial)
P
Distâncias médias entre a costa (Macaé) e os principais campos em produção (km)
Suporte aéreo para a indústria offshore
Área: 65.000 m² Cais do porto: 5 berços Comprimento: Total linear 508 m Calado máximo: até 7 m Deadweight máximo: 4.950 t
BRASIL PORT LOGÍSTICA OFFSHORE BRASCO CAJU RIO DE JANEIRO Atracações: 367/mês Reservatório de água: 2.340 m³ Planta de fluidos: 1 Área para escritórios: 800 m²
PORTO DO AÇU - RJ Área: 597.400 m² Cais reto: 535 m 9 darsenas: 25 x 70 m 1 darsena (heavy lift): 30 x 80 m Calado de 7,5 a 9,5 m Capacidade de estocagem
Óleo: 30.000 m³ Água: 20.000 m³ Área de pátio: 210.000 m² Armazéns: 48.000 m² 7.500 m² de escritórios, refeitórios, enfermaria e vestuários Total de atracações simultâneas: 16
Bacias doSanto, EspíritoCampos Santo, Campos e Santos Espírito and Santos Basins
Infraestrutura e logística offshore Novos investimentos e oportunidades no pós-sal e no pré-sal
Fonte: MME, MT, ANP, IBP, Abimaq, Abeam, Petrobras, BP, Shell Brasil, Perenco, Anadarko, Repsol Sinopec, Statoil Brasil, PetroRio.
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sumário
22
edição nº 103 set/out 2015
Entrevista exclusiva
com Alexandre Póvoa, economista, professor e fundador da Canepa Asset Brasil
Temos de esperar o fim da ‘tempestade perfeita’
30
Especial PD&I
Quem decide o que é prioritário em PD&I 38 Entrevista exclusiva com Carlos Camerini, Onip
40
Competitividade demanda inovação Leilão ANP
O que podemos esperar da
13ª Rodada?
42
Cobertura especial Marintec 2015
O futuro da indústria naval brasileira requer competitividade e inovação 46 Fórum dos Líderes coloca em pauta o futuro da indústria naval brasileira 48 Empresas apresentam serviços e soluções 50 UK: O Brasil oferece grandes oportunidades para empreendimento de sucesso
56
CONSELHO EDITORIAL
Perfil profissional
Delma Quintanilha Vianna
A química do petróleo
Affonso Vianna Junior Alexandre Castanhola Gurgel Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel
94
Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates João Carlos S. Pacheco
Fino Gosto
João Luiz de Deus Fernandes
Rede Otto, o império do sabor e da música na Tijuca
José Fantine Josué Rocha Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos
artigos 20 Brasil: Investimentos e endividamentos no setor de óleo e gás, por Evandro La Macchia
72 O novo acordo do clima e os desafios para o Brasil, por João Guilherme Sabino Ometto
Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio
74 Uma questão de gestão, por Heraldo Batinga 78 Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade: “Administrando conflitos com empatia”, por Wanderlei Passarella 87 Exigência de conteúdo nacional, por Paulo Cesar Alves Rocha 88 Continuidade de serviços para os FPSOs antigos do Brasil, por Christiane Machado
91 Do sonho a realidade? Como você está se preparando para o novo ciclo?, por Alessandra Simões
seções 4 editorial 6 hot news 10 indicadores tn 42 eventos 56 perfil profissional 60 perfil empresa 63 caderno de sustentabilidade
Maurício B. Figueiredo
81 pessoas 82 produtos e serviços 94 fino gosto 96 coffee break 98 feiras e congressos 99 opinião
Rubens Langer Samuel Barbosa
Ano XVI • Número 103 • set/out 2015 Fotos: Aker Solutions, CGG Veritas, Petrobras
editorial
Uma questão de prioridade Aprendi que o que é prioridade deve receber atenção imediata e não ser deixado de lado para depois. Mas parece que isso vem sendo esquecido no Brasil, inclusive no setor de óleo e gás. O momento econômico mundial e, mais ainda, a crise brasileira, merecem ser olhados com mais atenção e cuidado por todos – organizações, políticos e sociedade em geral – na busca de soluções. E não ser utilizado para canalizar interesses de quem quer que seja. O Brasil precisa urgentemente sair desse impasse, dar um passo adiante. Não podemos mais ficar paralisados: cada um tem de fazer sua parte, principalmente os políticos, que estão em uma disputa acirrada por mais e mais poder, colocando suas ambições na frente dos interesses do país e dos brasileiros, que devem ser a prioridade de qualquer governante e de todos os poderes que dão sustentação a ele. Inclusive o legislativo. Dito isso, temos de atentar também para o que acontece em nosso setor. A Petrobras luta para se reestruturar e ganhar confiabilidade, promovendo estudos e discussões que vão implicar não somente em nova revisão dos investimentos planejados, mas também em mudança interna drástica. E o corte nos gastos deve ter a precisão de um cirurgião e não ser apenas um fator na contabilidade, uma vez que ela precisa continuar a cumprir seu papel como empresa e como um ativo do país: produzir petróleo, gás, gerar valor para os acionistas e para o Brasil. Daí o temor de que as mudanças que estão sendo alinhavadas internamente coloquem em risco algumas questões essenciais para a empresa, como, por exemplo, a eficiência e a operacionalidade dos seus principais ativos, para que eles possam continuar a produzir. Isso implica manutenção, planejamento, investimentos, e um corpo técnico estimulado e confiante. Isso é prioridade. Da mesma forma, o impasse em torno de decisões da ANP, que impactam todo o setor, como a alteração das regras relacionadas aos investimentos obrigatórios das companhias petrolíferas em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I), acabam emperrando o setor, que não pode se planejar para o futuro sem saber se os recursos privados serão ou não respeitados como tal – e não tratados como recursos públicos. Essa previsibilidade no planejamento dos investimentos é fundamental também para aqueles que vão participar de uma nova rodada de licitações da ANP, em outubro. Enquanto não se estabelecer o que é prioritário, a indústria de óleo e gás não se sentirá segura para fazer mais apostas no país, disputando novas áreas no leilão da ANP. Enfim, o que é necessário é ver o que é de fato prioridade para o país e para a indústria. E trabalhar mais e mais, acreditando, apostando e se empenhando em torno do que é de fato importante. Não acredito que haja outra forma de sairmos da crise, dessa imobilidade, dessa falta de trabalho... sem darmos um passo à frente do outro. É nisso que acredito. Portanto, mãos à obra! Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores
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Rua Buenos Aires, 2/406 Centro – CEP 20070 022 Rio de Janeiro – RJ – Brasil Tel/fax: 55 21 2224-1349 www.tnpetroleo.com.br tnpetroleo@tnpetroleo.com.br
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hot news
FMC Technologies recebe o prêmio inaugural de destaque de novas tecnologias na OTC Brasil A OTC Brasil 2015, que acontecerá de 27 a 29 de outubro no Rio de Janeiro, anuncia o lançamento do Prêmio Destaque em Novas Tecnologias. Este primeiro prêmio será concedido à FMC Technologies no dia 28 de outubro no pavilhão 3 do Riocentro às 16h. A FMC Technologies receberá o prêmio por produzir Ligas com Memória de Formato para Equipamentos Submarinos e o critério para a premiação foi: Novidade – com menos de dois anos; Inovativo – originalidade e capacidade de desenvolvimento da indústria E&P offshore; Comprovação – através da aplicação de larga escala ou teste de protótipo bem-sucedido; Interesse abrangente – grande interesse para a indústria;
Impacto significante – fornecer significativos benefícios através das tecnologias existentes. “O Prêmio Destaque de Novas Tecnologias SM reconhece a extraordinária capacidade inventiva da indústria de E&P e contribuirá para o desenvolvimento de recursos offshore de formas mais cuidadosas e eficientes”, afirmou Stephen Balint, presidente do Comitê de Destaques da OTC Brasil. “Estamos satisfeitos em apresentar este prêmio na OTC Brasil 2015 e ressaltar algumas das
transformações das tecnologias presentes nesta conferência”, exultou. “Parabenizo o vencedor FMC Technologies”, disse João Carlos de Luca, presidente da OTC Brasil 2015, e continuou: “As tecnologias de ponta aplicadas a águas profundas da Bacia de Campos e agora transferidas para ambientes mais difíceis, profundos e desafiadores para desenvolvimento dos grandes campos do pré-sal, como da Bacia de Santos, têm sido um campo fértil e aberto a ser implementado nos próximos anos.”
Tudo começou com anúncio de que o Conselho de Administração da Petrobras havia autorizado a venda de 25% de ações da subsidiária BR Distribuidora, a maior revendedora de combustíveis do país. Embora contrariado, o presidente do colegiado (e também da Vale), Murilo Ferreira, foi voto vencido. Segundo ele, seria necessário reestruturar internamente a empresa antes de lançar suas ações no mercado de capitais. Em outras palavras, não lhe agradava o fato de o presidente da BR, José Lima Neto, arrolado na operação Lava-Jato, continuar no cargo. Afinal, no momento em que a Petrobras precisa resgatar a credibilidade e a confiança do mercado, seria desvalorizar um ativo antes de colocá-lo na prateleira do mercado. Entretanto, o presidente da Petrobras, Aldemir Bendine, não quis esperar, pois tem urgência em levantar o caixa da empresa para diminuir sua 8
TN Petróleo 103
Foto: Agência Petrobras
Presidente da BR Distribuidora renuncia
alavancagem. Foi, então, no dia 14 de setembro, que a estatal informou que Murilo Ferreira tinha comunicado sua saída por motivos de saúde, até 30 de novembro de 2015. Renúncia – Por fim, em 16 de setembro, Lima Neto pediu a renúncia da BR Distribuidora, alegando seu afastamento por motivos de saúde (ironica-
mente, o mesmo discurso oficial de Murilo Ferreira). Parece que ele não resistiu às pressões internas e teve de entregar o cargo. Carlos Alberto Tessarollo, diretor financeiro, que estava no exercício da presidência da companhia durante as férias de Andrade Neto, acumula a função de presidente interino da Distribuidora.
Schlumberger compra Cameron International por US$ 12,7 bilhões
Foto: Divulgação
A Schlumberger, a maior companhia de serviços para campos de petróleo do mundo, anunciou, no dia 26 de agosto, a compra da concorrente Cameron International por cerca de US$ 12,74 bilhões, em dinheiro e ações. A transação, avaliada em US$ 35 bilhões, ainda está sob revisão de órgãos regulatórios. O preço a ser pago pela Schlumberger, avalia a Cameron – empresa com sede em Houston (EUA), fabricante de equipamentos para perfuração e manutenção de oleodutos, refinarias e poços – em US$ 66,36 por ação, um prêmio de 56,3% sobre o fechamento da cotação do dia. As ações da Cameron acumularam queda de 42% nos últimos 12 meses, pressionada pelos preços baixos do petróleo. “Acreditamos que o próximo avanço técnico importante da
indústria será alcançado por meio da integração das tecnologias para reservas e poços da Schlumberger, com a liderança da Cameron nas tecnologias de superfície, perfuração, processamento e controle de fluxo”, afirmou o presidente executivo da Schlumberger, Paal Kibsgaard.
Accenture adquire Schlumberger Business Consulting A Accenture firmou acordo para adquirir a Schlumberger Business Consulting (SBC), a unidade de consultoria de gestão da Schlumberger, líder global em serviços em campos petrolíferos. A aquisição irá expandir as capacidades da Accenture Strategy de ajudar as maiores empresas de exploração e produção do mundo a alcançar maior competitividade e crescimento. Os termos da compra não foram divulgados, e sua conclusão está sujeita à aprovação regulatória e a outras condições habituais do mercado.
Oferta de energia ainda é um desafio Foto: Divulgação
Fortalecimento da posição da empresa na indústria de sistemas elétricos e de automação.
Após a conclusão da aquisição, todos os colaboradores da SBC e seus ativos de conhecimento devem se juntar à Accenture e se tornar parte da Accenture Strategy, reforçando ainda mais sua habilidade de assistir às empresas de exploração e produção de petróleo e gás, com a otimização de seu portfólio, alavancar sua agilidade operacional e competitividade em custos.
Durante o segundo dia da 16ª edição do Energy Summit, na capital paulista, o presidente da Empresa Brasileira Energética (EPE), Mauricio Tolmasquim, declarou “o país possui o terceiro maior potencial hidráulico do mundo com cerca de 206GW, porém apenas um terço disso foi utilizado. Ampliaremos as capacidades da matriz energética brasileira até 2024”. “Em hidrelétricas, a expansão será de 27 mil MW, sendo que 19 mil MW já estão contratados para atender as usinas de Belo Monte, Jirau, Santo Antônio e outras. Para as térmicas fóssil, o aumento será de 10 mil MW, sendo que mais de 5 mil já foram contratadas; em eólica o potencial estimado será de 145,5 ou 272,2 TWh e em fontes renováveis a expansão será de 35 mil MW”. Outras formas de geração de energia (biomassa e fotovoltaica) também serão expandidas ao longo dos próximos anos. Parte da ampliação energética será realizada por meio de leilões, a exemplo do próximo que acontece em novembro para as contratações das fontes fotovoltaica e eólica. Até o momento, são 1379 projetos cadastrados, a maioria para a contratação de energia eólica. Apenas nos últimos dez anos, metade da contratação dos 78.100 MW de energia foi a partir de leilões. TN Petróleo 103
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hot news
Delegação brasileira em busca de novos negócios no setor offshore no Reino Unido Uma delegação de executivos de 54 empresas e organizações empresariais brasileiras embarcaram para Aberdeen, Escócia, no intuito de fechar novos negócios na área de offshore. Maior representação internacional presente na Offshore Europe, que aconteceu de 8 a 11 de setembro, a delegação brasileira chega conduzida pela Confederação Nacional das Indústrias (CNI) e Federação das Indústrias do Estado de Minas Gerais (FIEMG), com o apoio do governo britânico no Brasil. Os empresários terão a oportunidade de conhecer as tendências e novidades do setor de O&G, trocar experiências com players internacionais e ampliar sua rede de contatos. “As similaridades entre Brasil e Reino Unido na área offshore são muito grandes. A experiência de exploração e produção por mais de 50 anos no Mar do Norte levaram a indústria britânica a desenvolver uma forte cadeia de fornecedores que muito pode contribuir para os investimentos no Brasil em águas profundas, mais especificamente no pré-sal”, destaca o embaixador do Reino Unido no Brasil, Alex Ellis. No dia 9 de setembro os executivos participaram do Brazil Day, uma
Fotos: Divulgação
Com o apoio do governo britânico, 54 empresas nacionais participaram da Offshore Europe.
parceria entre Governo Britânico, Itamaraty e Apex Brasil. A agenda conta com palestras do embaixador brasileiro no Reino Unido e John Crawford, diretor regional de O&G no UK Trade & Investment, além de uma rodada de negócios. A Missão Diplomática Britânica realizou outros três eventos após a Offshore Europe, em que executivos e representantes do Reino Unido e Brasil aprofundaram o debate
em prol de maior aproximação entre instituições, governo, universidades e empresas.
O ex-diretor da Petrobras, José Miranda Formigli, passa a integrar o conselho da Aker Solutions para a área de inovação como conselheiro estratégico. Ele criou sua própria empresa, a Forsea Engenharia, e foi indicado também para o conselho da Energy Ventures. Com mais de 30 anos de experiência no setor de petróleo e gás, Formigli ingressou na Petrobras em 1983 como engenheiro de petróleo. Participou do desenvolvimento da Bacia de Campos. Em 2004, tornou-se gerente executivo de Engenharia de Produção e, em 2012, diretor de E&P da companhia. 10
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Foto: Agência Petrobras
José Formigli integra conselho da Aker Solutions
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indicadores tn
Oiltanking compra 20% do terminal de petróleo do Porto do Açu Companhia controlada pelo fundo norte-americano EIG vende participação minoritária em
A Prumo Logística, empresa controlada pelo fundo americano EIG Global Energy Partners, assinou contrato com a Oiltanking para a venda de 20% de sua subsidiária que será responsável pelo desenvolvimento do Terminal de Petróleo (Toil) do Porto do Açu por US$ 200 milhões. A Oiltanking também irá gerenciar as operações de transbordo que serão realizadas no terminal. Preparado para receber os maiores navios utilizados para transporte de petróleo (VLCCs), o Toil tem capacidade para movimentar até 1,2 milhão de barris de petróleo por dia (bpd) e está. Está instalado no Terminal 1 (T1) e irá usar a infraestrutura existente e utilizada pelo terminal de minério de ferro – já em operação. A operação do Toil está prevista para agosto de 2016, com o transbordo de 200 mil barris de petróleo por dia produzidos pela BG nos campos do pré-sal. O contrato, que foi assinado com a petroleira no início de junho por 20 anos, prevê ainda a possibilidade de expansão para 320 mil barris por dia. “A Prumo conta agora com um parceiro de classe mundial para atender as principais empresas do
Foto: Divulgação
subsidiária para empresa alemã.
mundo e ajudá-los a encontrar soluções para os desafios técnicos da produção de petróleo em águas profundas. Acreditamos no nosso investimento na Prumo, e a venda da participação minoritária na subsidiária possibilitará uma melhor avaliação da companhia em relação ao seu atual valor de mercado. O Toil é apenas uma das oportunidades de negócio que o Porto do Açu pode oferecer para o pré-sal”, disse Robert Blair Thomas, CEO do EIG Global Energy Partners. “A Oiltanking se orgulha em ter a Prumo como parceira no desenvolvimento deste grande terminal para petróleo no Porto do Açu, que irá oferecer às empresas uma operação de transbordo no estado da arte e, no futuro, armazenamento de petróleo, blending e unidade de tratamento. Acreditamos fortemente que o termi-
nal terá um grande impacto positivo na logística e economia do setor de petróleo no Brasil”, disse Daan Vos, diretor-geral da Oiltanking. O Porto do Açu é o maior empreendimento portuário privado das Américas. Com 17 km de cais, 90 km² de retroárea e profundidade de até 24 m, tem capacidade para receber grandes navios. Sua localização estratégica, próximo às bacias de Campos e Santos – responsáveis por 80% da produção brasileira de petróleo – faz do empreendimento o melhor local para a instalação de indústrias do setor de óleo e gás. O Toil irá dividir a infraestrutura com o terminal de minério de ferro do Porto do Açu, que começou a operar em 2014 – cerca de oito anos após o início de seu desenvolvimento. Esse investimento já existente, aliado ao licenciamento atual do terminal, proporcionam ao Toil a vantagem de ser um empreendimento com desenvolvimento avançado.
The Art of BroadSeisTM
The ideal pre-salt exploration solution
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TN Petróleo 103
cgg.com/broadseis-art
CLASS NK
TN Petr贸leo 103
13
indicadores tn
O presidente da Petrobras, Aldemir Bendine, destacou que foram feitos alguns lançamentos no balanço do segundo trimestre, que refletiram diretamente no resultado líquido da empresa. No primeiro semestre de 2015, a empresa registrou lucro líquido de R$ 5,9 bilhões, o que equivale a 43% de queda em relação ao mesmo período do ano anterior. Já de abril a junho, o lucro líquido de R$ 531 milhões representou queda de 90% na comparação com o mesmo trimestre de 2014. Bendine explicou que um dos fatores não recorrentes que afetaram este resultado foi a baixa contábil, já que a Petrobras tinha uma ação em curso relativa a pagamentos de IOF entre os anos 2007 e 2010. Ao todo, eram quatro processos, e o de 2008 foi julgado. Ainda segundo Bendine, não havia provisão para o julgamento e, diante da vantagem que a companhia conseguiria ao assumir esse pagamento, a opção foi pagar o tributo. “Entendemos que a tese que defendíamos era frágil para dar uma continuidade a esse processo por via judicial. Conseguimos então um bom desconto. O valor dessa ação era de
Foto: Agência Petrobras
Petrobras registra lucro líquido de R$ 531 milhões no 2° trimestre
R$ 3,3 bilhões e conseguimos reduzir para R$ 1,6 bilhão, sendo que parte pagamos por caixa e o restante por compensação de prejuízo fiscal”, disse. O gerente executivo de desempenho empresarial da Petrobras, Mário Jorge da Silva, destacou o resultado de fluxo de caixa livre de R$ 4,5 bilhões no primeiro semestre de 2015, enquanto no período anterior tinha sido negativo em R$ 15,8 bilhões. “A geração operacional da companhia foi maior do que os seus investimentos no período, o que é uma variável importante para uma empresa que está buscando desalavancagem e recuperação nos seus indicadores de endividamento”, completou. Mário Jorge informou, ainda, que a companhia confirma a meta de pro-
dução de petróleo para este ano em quase 2,8 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). E revelou que a companhia projeta para 2015 o equivalente a US$ 28 bilhões em investimentos. Desse total, já foram investidos US$ 12 bilhões. Já nos desinvestimentos, a empresa definiu o total para o ano de US$ 3 bilhões. Com relação às captações, a Petrobras trabalha com o volume de US$ 12 bilhões. “Já realizamos US$ 10,6 bilhões de captação até o momento, objetivando fechar o ano de 2015 com um saldo em caixa de US$ 20 bilhões”, ressaltou.
O Conselho de Administração da Petrobras autorizou a venda de 25% de ações da subsidiária BR Distribuidora, a maior revendedora de combustíveis do país. E aprovou que fosse feito o pedido de registro à Comissão de Valores Mobiliários (CVM), para a “oferta pública de distribuição secundária de ações de emissão da BR, correspondentes a 25% de seu capital social”. Entretanto, o presidente do conselho de administração da Petrobras, Murilo Ferreira, foi contra essa decisão, pois, segundo ele, a empresa precisa realizar mudanças internas
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TN Petróleo 103
Foto: Agência Petrobras
Petrobras autoriza venda de 25% da BR Distribuidora
e no seu plano de negócios para ganhar mais credibilidade frente ao mercado. O atual presidente da BR Distribuidora, Lima Neto, foi citado na Operação Lava-Jato, assim como dois ex-diretores da companhia.
Produção no pré-sal ultrapassa a marca de 1 milhão de boed em julho A produção total de petróleo e gás natural no Brasil no mês de julho alcançou perto de 3,066 milhões de barris de óleo equivalente (boe) por dia.
Queima de gás – O aproveitamento do gás natural no mês foi de 95,8%. A queima de gás natural em junho foi de 4 milhões de m³/dia, um aumento de cerca de 10,3% em relação ao mês anterior e redução de 11,3% em relação a julho de 2014. Campos produtores – Cerca de 92,5% da produção de petróleo e gás natural originaram-se de campos operados pela Petrobras. Cerca de 93,5% da produção de petróleo e 76% da produção de gás natural do Brasil foram extraídos de campos marítimos. O campo de Roncador, na Bacia de Campos, foi o de maior produção de petróleo, com uma média de 371,3 mil barris por dia, e o campo de Lula, na de Santos, foi o maior produtor de gás natural, com uma produção média de 14,3 milhões de m³/dia. A plataforma P-52, localizada no campo de Roncador, produziu, com 17 poços a ela interligados,
estado de Alagoas, 1,887 mil boed na Bahia, 32 boed no Espírito Santo, 1,487 mil boed no Rio Grande do Norte e 206 boed em Sergipe.
Foto: Agência Petrobras
A produção do pré-sal, oriunda de 54 poços, foi de 812,1 mil barris por dia (bbl/d) de petróleo e 30,5 milhões de m³ por dia de gás natural, totalizando pouco mais de um milhão de boed, um aumento de 8,4% em relação ao mês anterior.
cerca de 161,2 mil boed e foi a plataforma com maior produção. Os campos cujos contratos são de acumulações marginais produziram um total de 66,5 barris diários de petróleo e 23,8 mil m³ de gás natural. Dentre esses campos, Bom Lugar, operado pela Alvopetro, foi o maior produtor de petróleo, com 27 bbl/d, e Morro do Barro, operado pela Panergy, foi o maior produtor de gás natural, com 22,9 Mm³/d. A produção procedente das bacias maduras terrestres (campos/ TLDs das bacias do Espírito Santo, Potiguar, Recôncavo, Sergipe e Alagoas) foi de 163.6 mil boed, sendo 132,7 mil barris de petróleo por dia e 4,9 milhões de m³/dia de gás natural. Desse total, 4 mil boed foram produzidos por concessões não operadas pela Petrobras, sendo 365 boed no
Outras informações – Em julho de 2015, 308 concessões, operadas por 26 empresas, foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 84 são concessões marítimas e 224 terrestres. Do total das concessões produtoras, uma encontra-se em atividade exploratória e produzindo através de TLD e outras oito são relativas a contratos de áreas contendo acumulações marginais. O grau API médio do petróleo produzido no mês foi de aproximadamente 24,9, sendo que 7,8% da produção são considerados óleo leve (>=31°API), 60,2%, óleo médio (>=22º API e <31º API), e 32%, óleo pesado (<22º API), de acordo com a classificação da Portaria ANP n. 09/2000. A produção de petróleo e gás natural no Brasil foi oriunda de 8.950 poços, sendo 803 marítimos e 8.147 terrestres. O campo com o maior número de poços produtores foi Canto do Amaro, na Bacia Potiguar, com 1.060 poços. Marlim, na Bacia de Campos, foi o campo marítimo com maior número de poços produtores, 63 no total.
TN Petróleo 103
15
indicadores tn
Opep prevê maior demanda do grupo por petróleo em 2016
Jul 15
Ago 15
Jun 15
Maio 15
Abril 15
Fev 15
Mar 15
Jan 15
Dez 12
Nov 14
Set 14
Out 14
Jul 14
Ago 14
Jun 14
Maio 14
Abril 14
Fev 14
Mar 14
Jan 14
Dez 13
Nov 13
Set 13
Out 13
A Organização dos Países Produção de países-membros da Opep e não membros – set/2013 a ago/2015 Exportadores de Petróleo (Opep) Produção de Outros países mb/d (Opep) mb/d (total) projetou, no dia 14 de setembro, países-membros da Opep produtores 32 96 uma maior demanda por petróleo 31 95 produzido pelo grupo no próximo 30 94 ano, mantendo a visão de que a es29 93 tratégia de deixar os preços caírem 28 92 irá reduzir a oferta dos Estados 27 91 Unidos e outros rivais produtores. 26 90 O relatório mensal da Opep, no 25 89 entanto, reduziu a estimativa para o crescimento da demanda global em 2016 e projetou uma desaceleração menos dramática na oferta de que vem fique em 30,31 milhões A organização estima que países países de fora do cartel, na compade barris por dia (bpd), alta de 190 não membros vão elevar a oferta em ração com um recente relatório da mil bpd frente o relatório do mês 160 mil bpd no ano que vem, um corte Agência Internacional de Energia passado, apesar de menor crescide 110 mil bpd ante a previsão de agos(IEA, na sigla em inglês). mento de demanda em função da to e uma forte desaceleração diante do A Opep disse que espera que a previsão mais fraca para América crescimento de 880 mil bpd em 2015. demanda por seu petróleo no ano Latina e China. (Fonte: Reuters, Alex Lawler)
A Statoil, empresa do setor de óleo e gás sediada na Noruega, e a estatal chinesa Sinochem estão comemorando uma nova conquista do campo de Peregrino, na Bacia de Campos. No dia 2 de agosto, foi alcançada a marca de 100 milhões de barris produzidos na área, onde a companhia registrou o primeiro óleo em abril de 2011. Oitavo maior campo do Brasil, de acordo com dados divulgados pela ANP em março de 2015, Peregrino possui o óleo mais pesado já produzido offshore no país. O campo é o maior operado pela Statoil fora da Noruega e responde por cerca de 12% da produção internacional da companhia (em torno de 720 mil barris/dia). A operação engloba duas plataformas fixas de perfuração (WHP A e WHP B), além de uma unidade flutuante de produção e armazenamento (FPSO Peregri16
TN Petróleo 103
Foto: Divulgação
Statoil comemora a marca de 100 milhões de barris produzidos no campo de Peregrino
no), com capacidade de produção de 100 mil barris/dia. A Statoil detém uma participação de 60% e é a operadora do campo, e a Sinochem, os restantes 40%. Com excelente histórico, Peregrino já havia comemorado um outro marco histórico no projeto, atingindo em 2014, simultaneamente, metas de produção, eficiência, custo e segurança.
Em janeiro deste ano, foi apresentado à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) o Plano de Desenvolvimento da Segunda Fase do Campo de Peregrino. Com investimentos totais previstos de US$ 3,5 bilhões, o projeto prevê uma nova plataforma de perfuração (WHP C) e adiciona cerca de 250 milhões de barris em reservas recuperáveis para o campo de Peregrino.
PELO MUNDO eua: Segundo o relatório mensal da Opep, “a produção dos EUA tem dado sinais de desaceleração, o que pode contribuir para uma redução no desequilíbrio dos fundamentos do mercado de petróleo. Depois de expandir-se até chegar a 1,7 milhão de barris diários em 2014, a última queda de preços pode frear esse crescimento.” arÁbia saudita: Maior exportador mundial de petróleo, a Arábia Saudita continua a produzir grandes volumes de petróleo bruto em 2015 e mantém sua política de priorizar a participação no mercado global, em detrimento do aumento de receitas. O país informou à Opep que produziu 10,265 milhões de barris por dia (bpd) no mês passado, ante 10,361 milhões de bpd em julho. irã: “O país irá aumentar sua produção de petróleo e recuperar a parcela perdida de exportações. Após o fim das sanções, o Irã vai recuperar a parcela que perdeu no mercado, de mais de 1 milhão de barris por dia”, disse o ministro do Petróleo iraniano, Bijan Zanganeh, à Reuters. RÚSSIA: A queda dos preços do petróleo acarretou recessão à economia russa e
desvalorizou o rublo em quase 50%. Mas a moeda mais fraca protege o orçamento federal, no qual o petróleo e o gás representam quase 50% da receita, compensando, em parte, o fato de o país receber menos dólares por cada barril de petróleo. CHINA: As importações de petróleo e derivados da China recuaram em agosto em relação ao mesmo mês do ano passado: as de petróleo bruto foram reduzidas em 13%, para 26,59 milhões de toneladas no mesmo período; já a importação de derivados de petróleo caiu 3,3% ante agosto do ano passado, para 2,31 milhões de toneladas. Venezuela: A Venezuela tem pedido uma reunião emergencial na Opep, em coordenação com a Rússia, para elaborar uma estratégia para recompor os preços. O presidente da Venezuela, Nicolás Maduro, quer propor a estabilização do barril na faixa entre US$ 70 e US$ 80. Noruega: No país que ostenta os melhores indicadores sociais do mundo, a economia desacelera com a queda brusca do preço do petróleo. A taxa de desemprego superou os 4%. TN Petróleo 103
17
indicadores tn
Índice de confiança YPO registra declínio perante as incertezas No segundo trimestre de 2015, segundo revela o Índice de Confiança YPO Global Pulse, houve um ligeiro declínio na confiança dos CEOs em todo o mundo. “Os dados proporcionam um complexo mosaico, mas apesar do declínio na confiança, o clima ainda é de otimismo”, revela o empresário Wesley Figueira, parceiro sênior da auditoria
RSM e um dos 180 membros YPO no Brasil. Os indicadores do sentimento econômico abrangem todo o globo em uma base trimestral. O levantamento reúne as perspectivas de membros da YPO no clima geral da economia na sua região, bem como as alterações previstas em negócios de vendas, emprego e investimento. Vários são os fatores que afetam a paisagem econômica para grande número de países. No último levantamento feito, destacam-se: a queda
Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural
DJ Oil & Gas (%)
Período de 02/2015 a 07/2015
13.07.2015
Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Julho
Bacia de Campos
1.560,8
1.520,8
1.506,4
1.476,7
1.436,2
1.480,7
Outras (offshore)
391,0
394,6
436,3
444,1
462,9
472,7
Total offshore
1.951,8
1.915,4
1.942,7
1.920,7
1.899,1
1.953,4
Total onshore
194,7
192,9
191,5
190,2
188,7
188,6
2.146,5
2.108,2
2.134,2
2.111,0 2.087,8
2.142,0
Total Brasil
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d)* - Brasil Fevereiro
Março
Abril
Maio
Junho
Julho
Bacia de Campos 26.688,8 26.323,5 25.396,3 25.336,1 24.687,6 26.326,2 Outras (offshore) 29.806,6 30.499,7 30.921,2 31.069,3 32.008,6 30.350,5 Total offshore
56.495,4 56.823,2 56.317,5 56.405,4 56.696,2 56.676,7
Total onshore
17.472,4 17.220,4 17.052,7 17.187,8
Total Brasil
73.967,8 74.043,6 73.370,2 73.593,3 73.886,2 74.524,0 Fevereiro
Março
Abril
Maio
17.190,1 17.847,4
Junho
Julho
100,4
101,9
102,2
101,4
101,9
95,9
Produção de GN sem liquefeito (em mm³/d) - Internacional Exterior
15.016,3 14.924,4 14.832,5 15.326,7 15.424,8 15.078,1
Produção total de óleo, LGN e de gás natural (em mboe/d) Brasil+Exterior
2.800,4
2.763,7
2.785,2
2.765,5
2.745,2 2.795,3
18
TN Petróleo 103
0.67 -0.84 Variação no período: -14.95%
bovespa (%) 13.07.2015
11.09.2015
1.01 -0.22 Variação no período: -12.0%
dólar comercial* 13.07.2015
11.09.2015
3.134 3.870 euro comercial* 13.07.2015
11.09.2015
3.45 4.38 Variação no período: 22.40%
(*) Inclui gás injetado. (**) Em 2003 inclui os dados da Petrobras Energia (ex-Pecom).
11.09.2015
Variação no período: 20.58%
Produção de óleo e LGN (em mbpd)** - Internacional Exterior
continuada dos preços do petróleo; a reorientação da estrutura econômica na China; e as políticas monetárias de estímulo em curso. No que tange à confiança dos empresários na América Latina, o declínio da confiança é constante desde 2011. Os dados mostram queda de 2,3 pon tos (de 52,4 para 50,1). “Grande parte deste resultado é atribuído à queda de 3,1 pontos no Brasil, atingindo o índice de 43,0, um sinal amarelo para a maior e mais representativa economia da região”, conclui Figueira.
Fonte: Petrobras
*Valor de venda, em R$
TN Petr贸leo 103
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indicadores tn FRASES
“Isso (a venda de blocos no pré-sal) é especulação. Esse é um belo ativo. Nossa joia da coroa se chama pré-sal. É onde vamos nos concentrar.”
Standard & Poor’s rebaixa nota de crédito e Brasil perde grau de investimento A agência de classificação de
revisão da perspectiva de nota do país
riscos Standard & Poor’s informou no
para negativa, ainda com manutenção
Aldemir Bendine, apresidente da Petrobras, 09/08/2015, Folha de São Paulo.
dia 9 de agosto que reduziu a nota de
do grau de investimento.
“Votei contra o IPO neste momento, pois, na minha opinião, a BR precisaria, inicialmente, contratar profissionais altamente qualificados para elaborar um novo plano de negócios. Somente depois disso formataríamos a venda da empresa.”
com perspectiva negativa, o que
çamentária do país para 2016, prevendo
significa que, no futuro, há chance de
um déficit primário de R$ 30,5 bilhões
nova revisão para baixo. Com a redu-
em lugar do superávit de 0,7% estimado
ção, o Brasil perde o grau de investi-
anteriormente, influenciou a decisão do
mento conferido a países considera-
rebaixamento.
o perfil de crédito do Brasil enfraque-
medidas necessárias para reparação da
Murilo Ferreira, presidente do Conselho de Administração da Petrobras, 19/08/2015 – O Globo.
ceu desde 28 de julho, quando houve
derrapagem das finanças públicas”.
“Estamos buscando um novo sócio. A partir da nova parceria, em aproximadamente dois anos, concluiríamos a obra do Comperj.” Jorge Celestino, diretor de Abastecimento da Petrobras, 27/08/2015 – Agência Brasil.
“Nunca se produziu tanto petróleo e nunca houve tanto óleo estocado. Esse cenário deixa os preços a US$ 40 e em viés de baixa, o que exige muito cuidado para as empresas.” Lavinia Hollanda, coordenadora de pesquisa da FGC Energia, 30/08/2015 – Estado de São Paulo.
“É compreensível que não se consiga incentivar o crescimento em circunstâncias em que não existam oportunidades. O que não é compreensível é que você não consiga fazer o crescimento acontecer em uma situação em que existam oportunidades.” Svein Øygard, economista e ex-vice-ministro das Finanças da Noruega, 03/09/2015 – Valor Econômico.
20
TN Petróleo 103
crédito do Brasil de BB+ para BBB-,
A S&P sinaliza que a proposta or-
dos bons pagadores e países seguros para investir.
Para a agência, a proposta orçamentária com déficit “reflete desacordo
No comunicado, a agência diz que
sobre a composição e magnitude das
Período: 13.07.2015 a 11.09.2015 | ações ações ações ações
petrobras R$
R$
ON 13,27
8,81
R$
11,82
PN
Variação no período: -37.50%
R$
7,66
Variação no período: -40.19%
VALE R$
R$
R$
R$
ON 18,50 19,45 PNA 15,36 15,67 Variação no período: 16.33%
Variação no período: 11.10%
CPFL
BRASKEM
R$
R$
R$
R$
ON 12,60 12,64 PNA 12,90 15,25 Variação no período: 0.92%
Variação no período: 17.60%
petróleo brent (US$) 13.07.2015
57.85
11.09.2015
48.14
Variação no período: -16.93%
petróleo WTI (US$) 13.07.2015
52.20
11.09.2015
44.63
Variação no período: -14.18%
TN Petr贸leo 103
21
economia
Investimentos e endividamentos
Brasil:
no setor de óleo e gás
Apesar da “crise”, o petróleo continua a ser um bom negócio. Segundo relatório BP Statistical Review of World Energy, o óleo e o gás participaram em 2014 com 56% no consumo primário de energia mundial. No Brasil, a participação em 2014 foi de 52,9% - ou seja, a despeito de termos uma das matrizes energéticas mais renováveis do mundo, nossa dependência de óleo e gás é também gigantesca e crescente.
E
Evandro La Macchia é consultor, professor e pesquisador na indústria de óleo e gás. Mestre em Engenharia de Produção na área de Gestão de Negócios, pela Universidade Federal de Santa Catarina (UFSC) e doutorando em Engenharia – Sistemas de Gestão Sustentáveis na Universidade Federal Fluminense (UFF).
22
TN Petróleo 103
sta dependência tem feito da indústria do petróleo um excelente negócio ao longo dos seus mais de 150 anos. Se observarmos os preços históricos, veremos que os valores do óleo nos últimos anos, em torno de U$ 100 o barril, também não são típicos desta indústria centenária. São altos. Talvez um preço mais aderente à oferta e demanda seja o que temos hoje, em torno de US$ 50 o barril. Se for isso, entendo que a indústria vai se adequar rapidamente. O que faz do Brasil um caso quase particular é o fato de que mais da metade da oferta interna de energia do país – uma das dez maiores economias do mundo – venha praticamente de um só agente, a quase dominante empresa, a Petrobras. Segundo a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a empresa foi responsável, em 2013, por 90% da produção de óleo e 85% da produção de gás do Brasil. Foi ainda a responsável por 93% da operação da exploração e produção de óleo no país e 94% do gás. Não é demais lembrar que, em E&P, o operador é o “Grande Maestro” do segmento. O quadro de dominância da empresa no refino brasileiro é de praticamente 100%; na logística primária e nas operações de importação e exportação de óleo e derivados, idem. Se incluírmos os biocombustíveis, o Brasil foi o 5º maior consumidor de óleo do mundo em 2014. Ou seja, operando na condição de um quase monopolista no país, estruturalmente, este deve ser também um excelente negócio para a Petrobras. Em época de aniversário de mudanças constitucionais, é impressionante vermos que após 20 anos da indicação de uma flexibilização do monopólio da indústria do petróleo no Brasil, muito pouco se avançou em termos de desconcentração. Uma boa pista para entendermos o ocorrido talvez esteja nos estudos sobre Forças de mercado e regulação, do professor Jean Tirole, Nobel de Economia em 2014 por esta obra. Estudos da alta academia mostram que não basta somente dar acesso legal aos mercados, é preciso observar também o comportamento de empresas, monopolistas ou oligopolistas, no exercício de suas forças de mercado. A literatura e a prática mostram que a tendência das empresas é pelo
menos tentar manter suas posições de mercado, mesmo que isso signifique manter um antigo monopólio. É claro que com um quase monopólio de um dos maiores mercados do mundo, se existir uma crise interna na Petrobras se instalará naturalmente uma crise aguda em toda a cadeia da indústria de petróleo do país. Simplificando, se o quase monopolista “espirra”, toda a indústria pega “pneumonia” e, dada a concentração e dimensão, sofre toda a Nação. Talvez uma das principais razões desta crise interna sejam as decisões gerenciais referentes aos ambiciosos planos de investimentos. O plano anunciado em junho de 2015 apontou para uma queda no alvo dos investimentos médios anuais de US$ 44 bilhões para US$ 26 bilhões. A Petrobras faturou em 2014 cerca de US$ 143 bilhões e investiu no mesmo ano US$ 37 bilhões. Se observarmos, por exemplo, o faturamento e o investimento médio em 2014 das empresas ExxonMobil, Shell, BP, Chevron e Total, estes foram de US$ 324 bi e US$ 30 bi, respectivamente. Comparando este grupo com a Petrobras, parece incompatível que com 44% do faturamento do mesmo, a empresa tenha planejado investimentos anuais 47% superiores aos realizados pelo grupo aqui citado. O novo plano inicia uma correção desta aparente incompatibilidade. A alta gerência da empresa, mais uma vez, tenta impretar um “choque de realidade”. Para fazer frente às suas ambições de investimentos, em 2010, a diretoria da empresa lançou o maior plano de capitalização da história. É importante relembrar, porém, que tal plano teve características peculiares. Na capitalização da Petrobras, a maior parte dos recursos vieram da Nação, que em troca de ações cedeu à Petrobras o direito de explorar e produzir 5 bilhões de barris equivalentes de petróleo (boe, que é a soma do óleo e gás natural).
Isto significou que dos aproximados US$ 70 bilhões captados, de fato, em dinheiro, só foram recebidos em torno de US$ 25 bilhões. A Petrobras não só deixou de receber os valores para o desenvolvimento do seu já gigantesco plano de investimentos, como assumiu novas obrigações contratuais com a União e com toda a cadeia de fornecedores. Com sua estrutura de capital reformada, mas não com os recursos novos suficientes em caixa para o atendimento das demandas do seu ambicioso plano de investimento quinquenal (plano de US$ 224 bilhões), a empresa partiu então para um igualmente ambicioso plano de endividamento. Esta decisão gerencial a levou a um nível de endividamento que desestabilizou sua saúde financeira. Entre 2010 e 2014, sua relação dívida líquida e Ebitda saltou de 1,09 vez para 4,77 vezes, e a alavancagem financeira de 16% para 48%. Para a manutenção de sua saúde financeira, a empresa planejava tetos para estes indicadores de 2.5 vezes e 35% respectivamente. Tetos estes indicados pelas principais agências de riscos internacionais para a manutenção da condição de Investment Grade. Vale observar que as cinco empresas aqui citadas apresentaram alavancagens financeiras em 2014 entre 12,9% e 31,3%. Destaca-se que as restrições financeiras da Petrobras, versus as oportunidades e necessidades de desenvolvimento de riquezas da Nação, fazem com que o Congresso abra a discussão sobre a obrigação legal de a Petrobras ser a única operadora e ter direito a cadeira cativa em todos os consórcios de áreas especiais de exploração e produção, como as do pré-sal. O que coloca de novo em discussão a questão da desconcentração do suprimento de mais da metade das necessidades energéticas do Brasil.
TN Petróleo 103
23
entrevista exclusiva
Temos de esperar o fim da
‘tempestade perfeita’ por Felipe Salgado
É a essa conclusão que se chega após a análise sobre o cenário brasileiro ‘movido a óleo e gás’ feita pelo economista e professor Alexandre Póvoa, com mais de 20 anos de experiência em gestão de recursos. Fundador da Canepa Asset Brasil, que tem como sócia a Canepa Management, empresa global de investimentos (cerca de US$ 6 bilhões sob gestão) constituída a partir de um grupo de investidores de várias partes do mundo, ele fala das dificuldades que a Petrobras e o Brasil têm de enfrentar para voltar a crescer. “A gestão da Petrobras conseguiu produzir a ‘tempestade perfeita’ de antigovernança corporativa”, diz ele, apontando para os fatores que levaram a estatal à sua maior crise. TN Petróleo – Como vê a atual conjuntura econômica brasileira? Alexandre Póvoa – É bastante difícil devido a ‘herança maldita’ do primeiro mandato do Governo Dilma. A começar pelos erros do Ministério da Fazenda – ‘desajuste fiscal’, com expansão indiscriminada de gastos e medidas populistas em tarifas – subsídios ao preço da energia elétrica e combustíveis –, além do uso parafiscal do BNDES para empréstimos a setores ‘eleitos’, a título de uma pseudopolítica industrial. No âmbito do Banco Central, com movimentos erráticos de política monetária, observou-se o fracasso do empirismo na busca de um juro real mais baixo e um menosprezo à busca do centro da meta. Tal combinação, junto com a piora fiscal, provocou a mudança do patamar da inflação e trouxe uma inércia difícil de ser superada hoje. Essa “políti24
TN Petróleo 103
ca econômica alternativa” ainda pegou o “vento contra” da escassez pluviométrica no Brasil, queda do preço das commodities com a desaceleração chinesa e a pressão na cotação do dólar (e, por consequência, na inflação) por uma natural expectativa de elevação de juros nos EUA. Portanto, a ‘bomba’ já estava armada para o segundo mandato. Com alguns agravantes: do lado econômico, prevalecia o nível histórico mais baixo de confiança empresarial e do consumidor desde que essas estatísticas começaram a ser calculadas. Do lado político, o escândalo da Operação Lava-Jato e a piora da economia trouxeram uma situação de grande fragilidade ao Governo para aprovar qualquer proposta. A presidente iniciou um segundo mandato no cenário mais adverso... Desde o início, quando começou a batalha de Joaquim Levy para a recuperação da credibilidade da política fiscal e o esforço do BC para restaurar a confiança do mercado na política monetária, nossa opinião era que o receituário ortodoxo seria “condição necessária, mas não sufi-
ciente” para promover a reversão do ciclo econômico. É o que está acontecendo, infelizmente. Entramos em um círculo vicioso de economia em queda, desemprego começando a incomodar e a consequente derrocada na arrecadação de impostos, tudo isso em meio a uma enorme crise política, quando até o impeachment não pode ser descartado. Tudo isso posterga consumo e investimentos. E mais: no afã de recuperar a credibilidade, o BC resolveu embarcar no ambicioso objetivo de reduzir o IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo) do patamar de 9,5% em 2015 para 4,5% em 2016, jogando o juro real para perto de 9% ao ano (versus juro real negativo em quase todo o mundo). A nosso ver, um exagero (querer ser mais realista que o rei) para esse momento tão delicado da economia. E houve a revisão da nota do Brasil... A rápida deterioração econômica e política levou as agências de risco Moody’s e S&P a rebaixarem o rating brasileiro para uma nota limítrofe do patamar de grau de investimento. Nosso cenário hoje é que o Brasil perderá esse grau
Alexandre Póvoa, economista, professor e fundador da Canepa Asset Brasil
Em relação ao dólar, diferentemente da maioria dos analistas, acreditamos que a desvalorização do real seja muito bemvinda nesse momento. Em nossa opinião, faz parte da solução do problema.
de investimento no primeiro trimestre de 2016. Portanto, a economia brasileira provavelmente irá passar por um período mais longo de dificuldades. Mesmo com a insistência na política econômica correta, somente vislumbramos perspectivas de começo de recuperação da atividade a partir do segundo semestre de 2016. E a inflação? Ela deve cair bem, ao longo do ano que vem, para a casa dos 5%-5,5%, mas a meta de 4,5% só será atingida em 2017. Por conta do comportamento pior do que o esperado da atividade, acreditamos que o Banco Central deve iniciar a redução da taxa Selic já no primeiro trimestre de 2016, encerrando o ano que vem no patamar de 12% a.a. Em relação ao dólar,
diferentemente da maioria dos analistas, acreditamos que a desvalorização do real seja muito bem-vinda nesse momento. Em nossa opinião, faz parte da solução do problema. Essa válvula de escape das exportações (sobretudo se o mundo começar a se recuperar) pode representar um dos motores iniciais de arranque do rebote do ciclo econômico. Em junho, o Brasil tinha US$ 370 bilhões em reservas cambiais, abundância de petróleo e, de acordo com o World Investment Report 2015 (Unctad), foi o sexto principal destino de investimento estrangeiro direto (IED) no mundo em 2014. De alguma forma esses dados confrontam os acontecimentos e as perspectivas negativas descritas acima. Como isso
se dá e de que forma pode contribuir para a retomada do crescimento? As reservas cambiais elevadas, por conta da diferença exorbitante entre as taxas de juros reais vigentes no Brasil e no exterior, custam 10% ao ano ao país, cerca de US$ 37 bilhões (2,7% do PIB brasileiro). Nesse momento de desvalorização do câmbio, quando temos US$ 100 bilhões de swaps cambiais em aberto e questionamento sobre a solvência do país, esse alto custo de seguro está sendo finalmente mais claro, para evitar uma tensão maior. O Brasil é um país de enormes potencialidades, por isso ainda é destino de grande parte dos investimentos mundiais: uma democracia estável, com instituições funcionando, com enormes reservas de petróleo e um TN Petróleo 103
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entrevista exclusiva
grande mercado consumidor potencial. No entanto, a macroeconomia ajuda pouco, com o nível de gastos correntes do Governo, “expulsando o setor privado” (crowding out). No âmbito micro, temos carga tributária de Primeiro Mundo, com oferta de serviços e mão de obra de Terceiro Mundo e um ambiente de negócios inóspito por conta da burocracia e infraestrutura defasada, o que explica um juro real tão elevado. Nosso bônus demográfico (presença de mais jovens do que velhos na sociedade, empurrando com a barriga a bomba previdenciária para o futuro) dura no máximo mais dez anos. Não estamos conseguindo fazer as profundas reformas econômicas tão fundamentais, nem em tempo de crise e nem de bonança. O modelo baseado em crescimento do crédito e consumo, adotado nos últimos dez anos trouxe ganhos, mas também maculou os problemas estruturais. Reservas cambiais elevadas e tradição na recepção de investimento externo direto são fatores positivos que ajudarão o Brasil no processo de recuperação, mas estão longe de completar o rol necessário de condições para que esse rebote ocorra. O volume de investimentos da Petrobras para PNG 2015-2019 é 37% (US$ 90,3 bilhões) inferior ao do plano anterior. Em sua avaliação essa revisão corta ‘projetos e gastos que não são prioritários’, ou é uma puxada de freio na atividade-fim da companhia, que é a exploração e produção? Infelizmente, nos últimos cinco anos a Petrobras passou por um momento inédito de destruição de valor na sua história. Muitos poderiam dizer que a culpa foi da queda recente do preço do petróleo, mas essa premissa é errada. Entre agosto de 2010 e agosto de 2015, a cotação do petróleo (medido pelo barril Brent) subiu 40% em reais (considerando o preço em dólares versus a variação do real). O que justifica uma empresa, que vê sua demanda crescer e o preço de seu principal produto disparar 40% em cinco anos, assis26
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tir à cotação de sua ação despencar nada menos que 54% (tudo em reais) nas bolsas de valores? Somente uma “tempestade perfeita”. Isso ocorreu com outras petroleiras no mundo... Está claro que a destruição de US$ 85 bilhões no valor de mercado da Petrobras em 12 meses está longe de ter como principal razão a drástica queda do preço do petróleo de 52% no mesmo período. Enquanto a Petrobras perdeu 70% de seu valor de mercado, as outras grandes petrolíferas mundiais perderam, em média, 30% (que já é um número expressivo). O cenário, entre 2010 e 2015, mostra mais claramente a correlação natural entre o movimento do preço do petróleo e a cotação das ações do setor. Mesmo descontado o efeito da Operação Lava-Jato, a discrepância do desempenho da ação da Petrobras é gritante. Como se deu o que o senhor chama de tempestade perfeita? A gestão da empresa conseguiu produzir a “tempestade perfeita de antigovernança corporativa”: primeiro, a Petrobras, para atender os anseios da política econômica do Governo, investiu, em média, 35% de sua receita entre 2009 e 2014, o triplo da média das grandes empresas mundiais. O número em si, visto isoladamente, não tem nada de mais, sobretudo por conta das oportunidades de crescimento existentes. Porém, o que não é normal é o baixo retorno médio sobre investimentos da empresa no mesmo período (média de 5% ao ano), causado sobretudo por conta da retenção do preço dos combustíveis (importações com prejuízo), vis a vis um custo de capital crescente (disciplina de capital deixada de lado), o que obrigou a empresa a se tornar, atualmente, uma das petroleiras mais endividadas do globo. E ainda tem o regime de partilha, que obriga a participação dela em todos os projetos no pré-sal... A obrigatoriedade de participação de 30% da Petrobras em todas as con-
cessões e de ser operadora em todos os campos mostrou-se completamente nefasta, “queimando” o caixa da companhia. O descontrole financeiro foi consagrado com a continuidade do pagamento regular de dividendos (sobretudo para financiar o acionista majoritário) e bônus sobre resultados aos empregados (mesmo com resultados pífios de produção), não obstante a queda vertiginosa dos resultados da companhia. Para completar, a enorme rede de corrupção instalada dentro da empresa, revelada pela operação Lava-Jato, afeta o modelo de fluxo de caixa descontado projetado, destruindo valor em dois níveis: perda de recursos no numerador (destruição de caixa) e taxa de desconto mais alta no denominador, por conta da elevação do prêmio de risco. Portanto, passada a tempestade perfeita, a revisão baixista dos investimentos significa o começo de uma maior racionalidade adotada pela nova gestão. Transcrevendo a pergunta representa, de fato, uma puxada de freio na atividade-fim da companhia, que é a exploração e produção, essencial para a petroleira atingir metas e monetizar reservas já encontradas. Essa ação não ocorreu necessariamente por conta de uma estratégia deliberada da empresa. Mas muito mais pela urgência de preservar caixa e reduzir o alto endividamento gerado pelas atitudes das gestões anteriores da empresa. Com a estimativa de 13% da participação (direta e indireta) do setor de óleo e gás no PIB, a cadeia de fornecedores preparou-se para um cenário de grande expansão. Como evitar uma desmobilização dessa cadeia produtiva, em função dos cortes nos investimentos? Infelizmente, é inevitável a desmobilização de parte da cadeia produtiva nesse momento de crise. A tempestade perfeita na gestão da Petrobras fragilizou muito a posição de caixa da empresa, afetando sua capacidade de investimentos e, com isso, arrastando os fornecedores para o problema. Além disso, no curto prazo, a empresa resolveu pagar um alto valor de impostos que estavam sendo discutidos
Temos de esperar o fim da ‘tempestade perfeita’
na Justiça. O corte de investimentos não foi uma escolha, foi compulsório, por conta de todos os enormes problemas com os quais ela se envolveu nos últimos anos e que aumentaram o endividamento. Agregue-se a isso um momento difícil da indústria em todo o mundo, com a queda do preço do barril de mais de 50% nos últimos 12 meses, afetando outros potenciais investidores no pré-sal brasileiro. Lembrando que o custo de extração de petróleo da região do pré-sal é mais elevado – uma solução possível passaria por um alívio tributário para a cadeia produtiva. Porém, falar, nesse momento, em redução de impostos para qualquer segmento, é totalmente incoerente com as metas de superávit primário, que já foram rebaixadas pelo Governo. Portanto, a tendência é de que a cadeia seja inevitavelmente afetada e as empresas, na média, sejam obrigadas a se ajustar para fazer frente a tempos difíceis, de investimentos mais baixos.
A Petrobras aposta na alta produtividade dos poços do pré-sal para monetizar reservas do pré-sal e gerar caixa para outros projetos nos próximos cinco anos. Essa produtividade também representaria um fator positivo na capitalização da empresa, inclusive em termos de financiamento e de atração de investidores? A produtividade do pré-sal é, de fato, bastante elevada, o que transforma os campos da região nos ativos mais atrativos do portfólio da Petrobras. Portanto, em tese, em “tempos normais”, esses ativos não deveriam estar no topo da lista para desinvestimentos potenciais. Porém, definitivamente, a situação atual da empresa não é de tempos normais. Muito endividada, a situação da companhia e do país dificultará a captação de financiamentos para o desenvolvimento do pré-sal. Pragmaticamente, portanto, por serem atrativos, fatias desses campos serão oferecidos pela Petrobras, já que
não haverá recursos para desenvolvê-los e faz-se necessário o pagamento de dívidas. Cabe lembrar que, mesmo oferecendo ativos com essa atratividade, a monetização dos campos do pré-sal não será simples, em um momento de brusca queda do preço da commodity. A situação fica ainda mais complicada quando os ativos do segmento de exploração e produção nos campos de pós-sal, com menor produtividade e consequentes retornos mais baixos, o mesmo ocorrendo em outros segmentos da cadeia de downstream. Está sendo votado no Senado o projeto de lei que visa alterar o regime de partilha. A mudança do marco regulatório vai atrair a participação de novos players internacionais e, consequentemente, mais investimentos para o setor. O senhor acredita que dará também um novo estímulo à cadeira produtiva local, em função do conteúdo nacional?
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entrevista exclusiva
A discussão que está em pauta nesse momento no Senado, a partir da proposta do senador José Serra, diz respeito apenas a derrubar a obrigatoriedade atual da Petrobras em ser a operadora única e ter a participação mínima e 30% nos futuros campos do pré-sal que venham a ser licitados. Difícil observar algum espaço, em meio a essa grande crise política, para um debate equilibrado sobre a mudança do atual regime de partilha pelo de concessão. As alterações propostas seriam muito positivas para a Petrobras, por uma razão prática: falta de capacidade financeira e operacional para atender essas demandas da Lei do Petróleo. Para o país, essas modificações da lei seriam muito positivas para acelerar novas licitações e a entrada de mais capital estrangeiro no setor, o que será saudável para a balança comercial e para a economia do país no médio prazo. O Brasil precisa, mais do que nunca, de um incremento urgente de investimentos e o segmento de petróleo, dentro de premissas realistas, pode liderar tal processo. O desenvolvimento desses novos campos, a partir da participação de novos investidores, teria capacidade de estimular a cadeia produtiva nacional, que sofreu um baque com a derrocada dos investimentos da Petrobras e o fracasso de outras empresas privadas em seus projetos individuais (exemplos de OGX e HRT). O capital estrangeiro, como em qualquer parte do mundo, é muito importante para o crescimento do segmento petrolífero, mais do que qualquer outra ideologia xenófoba. O plano de desinvestimentos da Petrobras, incluindo reestruturação de negócios e desmobilização de ativos, soma US$ 57,7 bilhões para o biênio 2015-2019. Dentro desse novo plano, foi autorizada a abertura de capital e/ ou atração de um sócio estratégico para a BR Distribuidora. Estamos assistindo a uma “espécie de privatização” da Petrobras? Discussões ideológicas em geral causam prejuízos à vida corporativa. O simplório debate entre “privatizar ou não 28
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privatizar” no Brasil não se mostrou nem um pouco eficaz nos últimos anos para criar valor para a Petrobras. Fazendo um paralelo, a produção de shale gas foi desenvolvida nos EUA nos últimos anos – com certeza o país que mais se preocupa com o tema “estratégia” em todo o mundo. É óbvio que há regras vigentes para essa exploração (papel do regulador), mas não notícias sobre a existência de uma empresa estatal equivalente a uma “Shalebras”, ao menos para explorar o novo recurso. Da mesma forma que grandes produtoras mundiais como a Aramco, Gazprom, National Iranian Oil, Petrochina, e outras, as grandes petrolíferas do Oriente Médio são predominantemente estatais, que é outro caminho a ser seguido, se assim se comprovar mais eficaz pragmaticamente para o país como um todo. No caso do Brasil... Muito pelo contrário, ideologias sobre a questão do petróleo transformaram-se em pano de fundo para justificar um aparelhamento político da Petrobras. Agravados pelas condições também desfavoráveis de mercado, ideologia e corrupção destruíram mais da metade do valor de mercado da companhia nos últimos 12 meses. A empresa encontra-se em dificuldades financeiras e sofre pela falta de credibilidade. O atual plano de desinvestimento da Petrobras não foca na venda de totalidade/controle dos ativos-chave, portanto o conceito de privatização não se aplica. A operação da BR Distribuidora consiste em uma venda de participação minoritária, seja via IPO ou via venda de participação para um sócio estratégico (ou até através de ambos os caminhos, como chegou a circular no mercado semana passada). O mais importante é que a venda de qualquer participação não seja realizada apenas com o intuito de arrecadação de fundos no curto prazo, mas também com o objetivo maior de tornar a empresa como um todo mais eficiente em horizontes mais longos – maior geração de empregos, maior arrecadação de impostos e melhor serviço (preço versus qualidade) para
a população (independentemente se a empresa é privada ou pública). No final das contas, esse é o papel das empresas eficientes que farão a economia funcionar melhor. A Petrobras exerce um papel estruturante no cenário energético nacional. Diante da ‘sangria’ da Operação Lava-Jato e a crise de confiança instaurada no seio da companhia, é possível formular uma nova política setorial para atrair investidores? Não acredito em “desestruturação do setor”, mesmo com a crise. O que ocorrerá é uma desaceleração por conta do desaquecimento econômico e pela queda conjuntural dos investimentos da empresa mais relevante do segmento no Brasil, a Petrobras. Porém, do ponto de vista estrutural, alguns desses segmentos necessitam de um marco regulatório forte para poder atrair investimentos privados. Os segmentos de gás e petroquímica sofrem por falta de regras claras e definidas. O problema constitui-se na exposição da Petrobras nessas cadeias produtivas, usando o “chapéu de cliente e fornecedor” ao mesmo tempo, dentro de um mesmo acordo comercial, como é, por exemplo, o caso nas negociações de preço da nafta na indústria petroquímica. Falar em política setorial nesse momento significaria propor algum subsídio governamental, seja em oferta de crédito barato ou corte de impostos. No entanto, essas alternativas, nesse momento de crise econômica parecem distantes. A escolha de “setores vencedores” pelo BNDES comprova-se agora não ter sido o melhor caminho seguido pelo banco de fomento nos últimos anos. Políticas horizontais, com efeitos em todos os segmentos, parecem mais produtivas. Com a transição gradativa da matriz energética mundial, as petroleiras buscam se posicionar como empresas de energia. Mas a redefinição do núcleo central de negócios da Petrobras aponta para uma maior concentração de investimentos nas atividades de upstream (Exploração
TN Petr贸leo 103
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entrevista exclusiva
Os segmentos de gás e petroquímica sofrem por falta de regras claras e definidas. O problema constituise na exposição da Petrobras nessas cadeias produtivas.
e Produção). Em sua opinião, qual deve ser o posicionamento estratégico da Petrobras nesse cenário? O sonho – muitas vezes calcado em ideologia e não em eficácia empresarial – em relação à Petrobras sempre foi a construção de uma empresa integrada, para que não haja “dependência do exterior”, sobretudo de derivados. Esse poderia ser até o caminho correto após uma análise de custo/benefício, mas nunca um objetivo em si mesmo. Há uma pergunta que deveria anteceder à definição estratégica: Qual a melhor alternativa de posicionamento para a empresa, sempre com o viés de médio/ longo prazo de geração de valor para o acionista, o que de modo indireto beneficia a sociedade como um todo – impostos e serviços na melhor relação qualidade/ preço? Um caminho seria concentrar investimentos e esforços no segmento da cadeia produtiva, onde há claras vantagens comparativas. Outro caminho consistiria em fazermos uma empresa totalmente integrada (exploração, refino e distribuição). Esse tema está na pauta há alguns anos... Essa discussão é mais atual que nunca. A delicada situação financeira da Petrobras, que exige grande sele30
TN Petróleo 103
tividade nos investimentos, demanda que esses questionamentos sejam feitos permanentemente. A resposta, nesse curto prazo apertado, a melhor alternativa para a empresa nesse momento é concentrar seus esforços em exploração e produção, onde apresenta vantagem competitiva reconhecida na tecnologia de exploração de campos offshore em águas profundas, agregada à elevada produtividade observada nos blocos de pré-sal. A concentração nesse segmento, no qual a Petrobras é bastante eficaz, consiste hoje na melhor alternativa estratégica para tentar reforçar a geração futura de caixa da empresa. Esse movimento estratégico será fundamental para desalavancar seu balanço nos próximos anos, cortando o ciclo vicioso em que a companhia se encontra no momento. Isso não significa “abandonar” os nichos de refino e distribuição, mas decerto devem ficar em segundo planos em tempos de recursos escassos. A compra da BG pela Shell pode sinalizar novo ciclo de concentração do setor, que usualmente ocorre quando os preços do petróleo caem. De acordo com o estudo da EY, fusões e aquisições no setor de óleo e gás devem crescer no próximo ano.
O senhor acredita que isso vá ocorrer? De que forma impactará o Brasil? Sim, o fechamento de plantas de menor produtividade, quando há forte queda de preços, é característica do mercado de commodities, seja qual ramo for. O movimento inverso (entrada de players) ocorre quando há um boom de preços e assim os ciclos se regulam ao longo do tempo. Com o setor de petróleo em crise, é natural que isso aconteça, tanto no mundo (caso citado da Shell e BG) como no Brasil. Cabe ressaltar que a exposição da BG ao pré-sal brasileiro foi um dos fatores determinantes do interesse da Shell na empresa. Como são poucos os compradores nesse momento de dificuldades e grande a oferta de ativos no mundo nesse momento para venda, não será fácil a vida da Petrobras na execução do plano de desinvestimentos. Questões ideológicas – como a aversão a qualquer tipo de concentração em “setores estratégicos para o país” (conceito individual de cada Governo) podem tornar o modelo de licitações de venda mais complexo e, portanto, com menor número de interessados potenciais. Vale tomar como exemplo o recente frustrado leilão no Golfo do México, que mostrou o baixo apetite para o desenvolvimento de novas áreas nessa conjuntura de preços deprimidos, que pela própria característica da indústria de exploração e produção de petróleo, carrega riscos altos e elevados investimentos em prospecção. O setor hoje está mais propenso em buscar negócios em brownfield (negócios já desenvolvidos) do que greenfield (plataformas não desenvolvidas). Pela primeira vez, desde 1975, os EUA tornaram-se o maior produtor do mundo graças às fontes não convencionais. Mas, por outro lado, os iranianos querem dobrar as exportações de petróleo bruto com a suspensão das sanções internacionais e o descongelamento de seus ativos no exterior. Sem falar na abertura do México, o senhor acredita que essa mudança geopolítica seja definitiva?
Temos de esperar o fim da ‘tempestade perfeita’
De fato, o quadro geopolítico do setor de petróleo se alterou bastante nos últimos anos por dois motivos. Primeiro, a perda gradativa da capacidade da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) em regular preços, a partir do ganho de relevância de produção de alguns países que estão fora do acordo. Já o segundo e mais recente, que acabou se transformando em uma grande revolução, foi a descoberta do shale gas norte-americano que, no longo prazo, tende a introduzir uma mudança permanente na indústria do petróleo. Porém, há problemas a serem contornados, como as questões ambientais e a exaustão acelerada de um poço de shale gas, itens que ainda atrasam a produção em larga escala. Essas são as questões estruturais que tendem a colocar o preço do petróleo em nível abaixo da média de longo prazo. No curto prazo, o fator conjuntural que pressiona a cotação do petróleo é de outra natureza e se resume na lei econômica mais básica:
queda de preços de petróleo oriunda de uma situação de desequilíbrio resulta em sobreoferta x subdemanda. O “retorno” da produção iraniana ao mercado, após o fim das sanções econômicas pós-acordo nuclear cria uma sobreoferta importante em um momento de queda de demanda mundial, sobretudo pela situação ainda complicada da atividade na Europa, o new normal da economia americana e a desaceleração chinesa. A desvalorização do yuan criou uma tensão extra no mercado de commodities (e com o petróleo não foi diferente), dado o enorme poder de barganha dos chineses. Em sua visão, a ação da Opep de manter e até aumentar os níveis de produção, impactando os preços da commodity, pode ser prolongada até quando? A Opep tem demonstrado uma posição firme em não reduzir sua produção. A estratégia de deixar cair os preços e retirar do mercado produtores mais
ineficientes não tem mostrado resultados concretos no lado da oferta. Há uma enorme incerteza quanto ao futuro dessa política. Mesmo que a Opep resolva cortar a produção, cabe lembrar que grandes produtores como Rússia, EUA, China, Canadá e México, além de outros players relevantes como Brasil e Noruega, não estão sob a égide dessa organização. Portanto, um corte de produção da Opep pode não surtir o efeito desejado, simplesmente porque vários países (membros e não-membros) encontram-se em dificuldades financeiras e dificilmente se proporão a vender menos. Exemplos são a Venezuela (membro da Opep) e a Rússia (não-membro). Portanto, somente um rebote de demanda fará com que a cotação do petróleo volte a subir para um novo preço de equilíbrio, inferior à média histórica. Acreditamos que o “petróleo ainda caia antes de subir”, dado que a visibilidade dessa recuperação da economia mundial ainda continua baixa.
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especial: PD&I
Quem decide
o que é prioritário em por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado
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especial: PD&I
A Proposta de mudança nas ‘regras do jogo’ dos investimentos obrigatórios em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I) em exploração e produção de petróleo e/ou gás natural no país coloca em Xeque a autonomia das petroleiras na gestão desses recursos, que somaram cerca de 10 bilhões na última década. No ano de 2014, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realizou duas audiências públicas para debater as minutas das propostas de revisão da Resolução ANP n. 33/2005 e do Regulamento Técnico ANP n. 5/2005, que tratam das regras de aplicação dos recursos de PD&I, da cláusula presente nos contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural. O maior questionamento é que a proposta continua tratando como públicos os investimentos privados, ao estabelecer regras sobre o direcionamento destes recursos.
34
TN Petróleo 103
Obrigação total anual e acumulada em R$ bilhões
3,0
2,8
2,7 0,1
2,5
2,5 0,2
0,3
3,0 0,1
3,0 0,3
0,4
0,5
0,4
3,0 0,7
0,4
2,0
26,0
3,0
2,8 0,7
0,3
2,6
0,5
1,3
1,9
2015
2016
2,3
2,5
2,5
2,3
2,1
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25,0 20,0
0,3
15,0
1,5 1,0
30,0
1,9
Bilhões
3,5
R$ Bilhões
E
stá para sair do forno uma nova resolução da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) alterando pontos críticos das regras de aplicação dos recursos de pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), vigentes nos contratos de concessão para exploração, desenvolvimento e produção de hidrocarbonetos. As mudanças dessas regras vêm provocando polêmicas e debates acirrados, dentro e fora das audiências públicas realizadas pela ANP – a primeira em julho de 2014 e a segunda em agosto deste ano. Há críticas ferrenhas por parte das companhias petrolíferas, que geram estes recursos, e empresas da cadeia de óleo e gás, que têm de investir em inovação para atender aos novos desafios da indústria, como também por parte da comunidade científica brasileira.
10,0 5,0
2017
2018
2019
Partilha
2020
2021
Cessão Onerosa
2022
2023
2024
Concessão
Barril Brent: foi utilizado a previsão da EIA, de US$ 57.58 em 2015, US$ 75.00 em 2016 e US$ 91.84 para os anos seguintes. Dólar: foi usado a previsão da SPE, de R$ 2,57 em 2015, R$ 2,64 em 2016 e R$ 2,68 para os anos seguintes.
Um dos pilares da indústria moderna de petróleo e gás, que vem avançando por novas fronteiras e cenários cada vez mais complexos, o PD&I vem sendo ‘abastecido’ no Brasil por uma pequena fatia da receita bruta dos campos que pagam participação especial (PE). Isto é: uma parcela do lucro líquido (e
Fonte: ANP
não do valor da produção) dos principais campos do país, que respondem por parte expressiva do volume total de hidrocarbonetos extraídos em terra e mar. Uma fatia pequena, de 0,5% a 1%, de acordo com o regime (concessão, partilha ou cessão onerosa), mas que somou, de
Quem decide o que é prioritário em PD&I?
Distribuição dos recursos de PD&I autorizados, por estado e região.
1998 até julho deste ano, quase R$ 10,5 bilhões em recursos para PD&I. E com a previsão de chegar a R$ 26 bilhões até 2024.
Cláusula estratégica
Região
Recursos (R$)
Sudeste
788
2.057.868.489
Nordeste
267
732.763.539
Sul
199
389.265.279
Norte
20
84.189.327
Centro-Oeste
34
61.757.820
Nacional
20
1.288.254.761
1.328
4.614.099.215
Total
Fonte: ANP
Nº de projetos
Recursos Autorizados por Área – 2006 a 07/2015 Área Exploração
Nº de Projetos 151
Recursos (R$)
Recursos(%)
267.599.098
5,80
Produção
334
799.856.233
17,34
Abastecimento
238
444.989.038
9,64
16
30.055.806
0,65
Biocombustíveis
108
176.547.791
3,83
Meio Ambiente
122
214.751.122
4,65
Estudos de Bacias com Aquisição de Dados
19
460.401.985
9,98
Temas Transversais e Outros
120
380.803.581
8,25
Recursos Humanos – PRH
183
505.772.399
10,96
Recursos Humanos - Ciência sem Fronteiras
22
869.711.396
18,85
Recursos Humanos – Prominp*
6
432.879.361
9,38
Recursos Humanos – Outros**
9
30.731.405
0,67
1.328
4.614.099.215
100,00
Gás Natural
Total
Fonte: SPD/ANP. * Inclui as despesas previstas nos projetos: PNQP/Prominp, Ciaga/Marinha do Brasil e Ciaba/ Marinha do Brasil. Inclui despesas de infraestrutura laboratorial no valor de R$ 66.388.520,60. ** Inclui despesas de infraestrutura laboratorial no valor de R$ 14.974.779,52.
A Lei do Petróleo (Lei n. 9.478/97), além de abrir o setor para companhias estrangeiras, ao % sobre o total criar a ANP, atribuiu 44,60 ao órgão fiscali15,88 zador também o 8,44 1,82 papel de estimular a 1,34 pesquisa e a adoção 27,92 de novas tecnolo100 gias na exploração, produção, transporte, refino e processamento. Tal tarefa foi reforçada com a Resolução ANP n. 33/2005 (um ano antes da descoberta do pré-sal) e o Regulamento Técnico ANP n. 5/2005, os quais estabeleceram os critérios e requisitos para destinação dos recursos gerados pela cláusula de PD&I dos contratos referente aos investimentos obrigatórios das oil companies. Da rodada zero, em 1998, até o 10º leilão de licitações de áreas exploratórias, realizado em 2008, foi estabelecido que 1% da receita bruta dos campos que pagam participação especial (PE) seria direcionado a P&D, dos quais pelo menos 50% seriam alocados em instituições de ciência e tecnologia (ICTs) credenciadas pela agência. As empresas da cadeia de óleo e gás, incluindo as petroleiras, ficaram autorizadas a utilizar até 50% destes recursos internamente em PD&I. Em 2009, houve uma alteração no percentual relativo às empresas, TN Petróleo 103
35
especial: PD&I
Recursos Autorizados por Unidade Federativa – 2006 a 07/2015 UF
Nº de Projetos
Recursos (R$)
Recursos (%)
Rio de Janeiro
466
1.346.488.408
29,18
São Paulo
231
516.569.293
11,20
Rio Grande do Sul
39
208.726.010
4,52
Pernambuco
121
200.603.712
4,35
Rio Grande do Norte
80
175.674.672
3,81
Santa Catarina
53
138.120.297
2,99
Bahia
43
125.713.672
2,72
Minas Gerais
69
116.439.669
2,52
Sergipe
28
86.750.361
1,88
Pará
22
78.371.119
1,70
11
66.150.887
1,43
Ceará
35
62.947.895
1,36
Distrito Federal
30
56.392.513
1,22
Paraná
Espírito Santo
25
45.088.780
0,98
Maranhão
8
28.914.543
0,63
Alagoas
6
19.508.135
0,42
Paraíba
8
16.919.867
0,37
22
15.046.917
0,33
Goiás
6
8.606.857
0,19
Mato Grosso do Sul
2
7.694.684
0,17
Piauí
1
3.630.090
0,08
Tocantins
1
973.944
0,02
Mato Grosso
1
367.500
0,01
Roraima
0
144.630
0,00
Amazonas
Nacional* Total
20
1.288.254.761
27,92
1.328
4.614.099.215
100,00
Fonte: SPD/ANP. *Estão incluídos 11 projetos Ciência Sem Fronteiras de participação nacional (R$ 793.887.846), 1 programa que engloba instituições de diferentes UF’s (R$ 2.635.737,62), o Programa INCT/MCT (R$ 15.186.254), o PNPQ/Prominp (R$ 348.722.780), o primeiro projeto de apoio ao PRH (R$ 8.122.565), o projeto para apoio à elaboração de projetos executivos relacionados à implantação de infraestrutura laboratorial (R$20.000.000) e os três poços estratigráficos (R$ 293.782.508).
sendo estabelecido um mínimo de 10% para as fornecedoras e até 40% para as petroleiras. Nos primeiros seis anos, o montante gerado pela Petrobras, única produtora no país até então, foi de pouco mais de R$ 840 milhões, alcançando no final da primeira década da vigência dessa regra (2007) quase R$ 3 bilhões, dos quais menos de R$ 23 milhões oriundos de outras petroleiras, que começaram a produzir no Brasil a partir de 2007. 36
TN Petróleo 103
De 2008 a 2014, o crescimento da produção, aumento da produtividade em campos gigantes e, principalmente, início da extração de óleo e gás na camada do pré-sal, provocaram um salto no volume de investimentos obrigatórios, que alcançou R$ 10,16 bilhões no final de 2014. Ou seja: os últimos sete anos geraram mais que o dobro de recursos em relação aos dez primeiros. Segundo dados da Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento Tecnológico da ANP,
do total de obrigações geradas até hoje, incluindo o primeiro semestre de 2015 (mais de R$ 190 milhões), já foram autorizados quase 50%: R$ 4,6 bilhões foram destinados a 1.328 projetos, em desenvolvimento em unidades de pesquisa de universidades, centros de pesquisa, Marinha e instituições diversas, espalhadas por 23 estados – incluindo programas de capacitação de recursos humanos que envolvem várias instituições no Brasil. A cláusula de PD&I também está nos contratos feitos dentro dos novos regimes: no de partilha, o índice é 1% da receita bruta do campo de Libra, que reúne Petrobras, a francesa Total, a anglo-holandesa Shell e as chinesas CNPC e CNOOC, com as mesmas regras da concessão. Já na cessão onerosa, vigora o índice de 0,5% da receita bruta dos campos declarados pela Petrobras, sendo que o total de recursos será alocado exclusivamente para as ICTs credenciadas pela ANP (cerca de 600 em todo o Brasil).
Mudança emperrada As minutas da nova resolução e do regulamento técnico que alteram as regras desta aposta bilionária na PD&I para garantir que a indústria de óleo e gás possa continuar a avançar por novas fronteiras exploratórias, agilizando a produção de grandes descobertas. Como foi o caso do pré-sal, hoje responsável pela produção de mais de um milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed), equivalente a mais de um terço do volume total de hidrocarbonetos extraídos no país. A proposta da ANP, que até o fechamento dessa edição ainda não havia publicado a nova resolução, abrange a aprovação de
Quem decide o que é prioritário em PD&I?
um novo Regulamento Técnico que estabelece as regras para a realização de despesas a que se referem as cláusulas de investimento em PD&I nos contratos de concessão e institui, no âmbito da Agência, o Comitê Técnico-Científico (Comtec), com atribuições específicas de estabelecer diretrizes para aplicação desses recursos, destinados a universidades e instituições de pesquisa (públicas ou sem fins lucrativos) e empresas, e que são operacionalizados pelas companhias petrolíferas sob a regulação e fiscalização da ANP. A Agência afirma que o processo iniciado em 30 de junho de 2014, portanto há pelo menos 14 meses, e que teve duas etapas de consulta e audiência públicas (com a presença de mais de 300 pessoas), gerou mais de mil con-
Detalhamento da obrigação de investimento em PD&I gerada - Outras Empresas Petrolíferas (em R$) Empresa Petrolífera BG Brasil Statoil Repsol-Sinopec
2013
2014
Acumulado (1998-2014)
23.413.960,66
51.354.988,74
94.690.640,57
31.821.581,36
31.730.902,90
83.209.044,57
4.161.681,38
18.732.336,46
55.981.237,37
Sinochem
21.214.387,57
21.153.935,27
55.472.696,38
Petrogal
9.365.584,26
13.580.329,73
30.914.590,47
Chevron
—
Shell
—
7.541.569,02
23.869.727,22
Queiroz Galvão
—
27.711.794,97
4.424.486,58
4.806.006,75
19.234.843,08
Frade Japão
—
—
9.780.655,57
ONGC Campos Ltda.
—
4.072.447,27
4.951.848,11
Brasoil Manati
983.219,24
1.068.001,50
4.274.409,57
Rio das Contas
983.219,24
1.068.001,50
4.274.409,57
—
3.469.121,75
3.469.121,75
1.198.802,00
1.762.700,62
2.961.502,62
QPI Brasil Petróleo Parnaíba Gas Natural BP do Brasil
—
Maersk Oil Petra Energia Parnaiba Total
—
—
1.934.270,87
—
1.289.513,92
513.772,28
755.443,12
1.269.215,41
98.080.694,58
161.095.784,64
425.289.522,02
Fonte: ANP (Posição em 31/12/2014)
TN Petróleo 103
37
especial: PD&I Recursos Autorizados por Instituição – 2006 a 07/2015 Instituição
Nº de Projetos
Recursos (R$)
Recursos (%)
251
509.245.630
11,04
UFPE
36
158.443.374
3,43
PUC-Rio
55
155.815.125
3,38
UNICAMP
71
122.353.908
2,65
UFSC
41
120.670.584
2,62
UFRN
71
114.042.859
2,47
UFRGS
71
102.443.499
2,22
USP
66
96.092.702
2,08
UFF
26
78.008.458
1,69
IEAPM
2
73.877.740
1,60
UERJ
28
58.331.675
1,26
UFS
20
57.779.629
1,25
UFRJ
UFES
21
57.591.876
1,25
UFBA
38
53.379.966
1,16
UFSCar
20
51.819.522
1,12
IPT-SP
16
49.392.281
1,07
CIABA
1
47.881.369
1,04
INT
14
42.252.639
0,92
UFMG
23
38.590.690
0,84
CIAGA Instituições Diversas PNQP/Prominp* Total
2
36.275.211
0,79
452
2.241.087.696
48,57
3
348.722.780
7,56
1.328
4.614.099.215
100,00
Fonte: SPD/ANP. *Programas de capacitação de recursos humanos que envolvem várias instituições no Brasil.
tribuições (recebidas nas fases de consulta). O objetivo da proposta é “dar ênfase na Inovação, por meio da inserção de empresas e de atividades de PD&I mais abrangentes, estimular a liderança tecnológica do país e o desenvolvimento intensivo em tecnologia, ampliar a participação do Estado na definição da agenda de investimentos em PD&I estabelecido na cláusula (por meio do Comtec) e estimular a proteção do conhecimento”.
Ingerência Para as empresas, instituições de pesquisa e vários especialistas, inclusive juristas, em termos gerais, essa alteração representa uma ingerência maior e mais efetiva da ANP e do governo federal na gestão dos recursos que o setor 38
TN Petróleo 103
privado gera e gerência em PD&I. Isso porque dos oito membros (e respectivos suplentes) do comitê proposto, nada menos que que cinco serão da ANP, incluindo o diretor-geral e o superintendente de pesquisa e desenvolvimento (que será o secretário executivo), ficando as petrolíferas, as empresas fornecedoras e as instituições de pesquisa com um representante cada uma. E será esse comitê controlado pela ANP que determinará a relação de áreas prioritárias, projetos de interesse e temas relevantes para a indústria. “O problema é que estes recursos pertencem às próprias empresas produtoras de petróleo, que assumiram o compromisso, diante do governo e dos seus acionistas, de aplicá-los bem. Não devem ser tratados como verba do Tesouro,
correndo o risco de ter o mesmo fim dos fundos setoriais para a ciência e tecnologia, que são sistematicamente contingenciados para alimentar o superávit primário”, destacou Maurício Guedes, diretor do Parque Tecnológico da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), em artigo denominado “Em nome da Inovação”, publicado no jornal O Globo, em agosto do ano passado. Ele se refere ao artigo 9º, que reforça essa ingerência e trata como público o que é privado (os r ecursos): “No âmbito das diretrizes definidas, o Comtec poderá fixar percentual mínimo para alocação de recursos em projetos ou programas de interesse do setor, observando, entre outros, os seguintes aspectos: I - prioridades definidas quanto a temas, programas e projetos; II - demandas tecnológicas apresentadas pelas empresas que integram a cadeia de fornecedores de bens e serviços da indústria de petróleo, de gás natural e de biocombustíveis; III – estímulo à descentralização das atividades de pesquisa, desenvolvimento e inovação para o setor.”
Xeque... quem dará o xeque-mate As manifestações, com críticas, às vezes ácidas, a essas alterações, partiram não somente das geradoras dos recursos (as petroleiras) e empresas da cadeia produtiva que pretendem utilizar a parte que lhes cabe no desenvolvimento interno de PD&I para atender às demandas do setor, como também das próprias instituições beneficiadas, que incluem até mesmo entidades
Quem decide o que é prioritário em PD&I?
públicas, como a Financiadora de Estudos e Projetos (Finep) e o Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPq), agência do MCTI. A publicação da nova resolução é aguardada com angústia por todo o setor, que depois ainda terá de se submeter aos desígnios do Comtec, o qual vai divulgar, ano a ano, uma relação de áreas prioritárias, projetos de interesse e temas relevantes em pesquisa, desenvolvimento e inovação para a indústria de petróleo, gás natural e biocombustíveis, bem como diretrizes para a aplicação dos recursos provenientes das obrigações da Cláusula de PD&I, como informou a própria ANP – razão pela qual essa matéria, com certeza, não termina por aqui... apenas encerra o capítulo desta história.
Obrigação de investimento em PD&I gerada por ano (em R$) Ano
Petrobras
Outros
Total
1998
1.884.529,15
—
1.884.529,15
1999
29.002.556,00
—
29.002.556,00
2000
94.197.338,86
—
94.197.338,86
2001
127.274.445,22
—
127.274.445,22
2002
263.536.939,20
—
263.536.939,20
2003
323.299.905,80
—
323.299.905,80
2004
392.585.952,84
11.117.686,02
403.703.638,87
2005
506.529.318,17
2.279.136,04
508.808.454,21
2006
613.841.421,04
2.547.915,10
616.389.336,14
2007
610.244.145,63
6.259.120,69
616.503.266,32
2008
853.726.088,88
7.132.143,93
860.858.232,82
2009
633.024.263,89
5.858.019,94
638.882.283,84
2010
735.337.135,72
11.579.884,64
746.917.020,36
2011
990.480.683,11
41.416.211,93
1.031.896.895,04
2012
1.148.763.766,14
77.922.924,51
1.226.686.690,65
2013
1.161.786.261,66
98.080.694,58
1.259.866.956,23
2014
1.246.469.446,38
161.095.784,64
1.407.565.231,01
TOTAL
9.731.984.197,70
425.289.522,02
10.157.273.719,72
Fonte: ANP (Posição em 31/12/2014)
TN Petróleo 103
39
especial: PD&I Entrevista exclusiva: Carlos Camerini, Onip
Competitividade
demanda inovação
A Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), que reúne as empresas dessa cadeia produtiva, vem acompanhando o debate em torno das propostas da ANP, participando das audiências públicas e promovendo discussões no âmbito da entidade.
O superintendente da Onip, Carlos Soligo Camerini, frisa que são as petroleiras que conhecem a fundo os principais desafios tecnológicos do setor, cabendo a elas decidir as linhas de pesquisa para as quais pretendem direcionar recursos. Destacando que toda a cadeia, incluindo startups e spin offs de base tecnológica, deve ter acesso a esses recursos, pois o PD&I é um dos pilares da competitividade industrial. TN Petróleo – Aprincipal preocupação do setor é que essas mudanças tragam forte intervenção na aplicação de recursos que não são públicos. Como vê essa questão? Carlos Camerini – Os investimentos oriundos da cláusula do contrato de concessão são de natureza privada e deveriam manter essa característica, uma vez que as Concessionárias, via contrato de concessão, assumiram compromisso, diante do governo e de seus acionistas em aplicá-los em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação. A ANP pode e deve contribuir apontando caminhos, colaborando nas 40
TN Petróleo 103
discussões, mas a decisão final deve permanecer com as empresas concessionárias. Elas são as mais indicadas para apontar onde estão os grandes desafios tecnológicos do setor. Os recursos em PD&I são mais bem aplicados e geram melhores resultados quando geridos pelas empresas ou quando trazem forte intervenção estatal? É importante que o Estado tenha capacidade de estruturar políticas públicas para o desenvolvimento tecnológico e inovação, principalmente em um setor tão relevante para a economia do país, como o setor de petróleo. Por isso, além da Cláusula do 1% para PD&I, havia previsão de recursos dos royalties para o Ministério da Ciên-
cia, Tecnologia e Inovação (MCTI). Esses recursos não eram pequenos, e estavam alocados para definições estratégicas governamentais. Lamentavelmente, as ações de P&D ficaram sem a fatia original dos royalties. Os recursos do 1% não podem cumprir esse papel.
Quem decide o que é prioritário em PD&I?
A confidencialidade das informações e a propriedade industrial das tecnologias geradas nesse contexto também estão no centro dos debates. O senhor considera que a nova proposta fere o caráter sigiloso estabelecido em contratos privados e transferem à Agência a propriedade sobre tais informações? A propriedade intelectual gerada nos projetos que utilizem os investimentos da cláusula deve ser negociada entre as Concessionárias e os desenvolvedores da tecnologia de forma flexível e vantajosa para as partes. O segredo industrial deve ser preservado. Há impactos negativos acerca dessas mudanças sobre as universidades? Quais? Instituições tecnológicas e empresas de todos os portes devem ser consideradas como igualmente relevantes
Instituições tecnológicas e empresas de todos os portes devem ser consideradas como igualmente relevantes para as cadeias produtivas nacionais e para o Sistema Nacional de Inovação.
para as cadeias produtivas nacionais e para o Sistema Nacional de Inovação. Portanto, não deveria existir tratamento diferenciado quanto a despesas que poderão ser realizadas de acordo com o tipo de instituição envolvida, ou empresa, bem como com o porte
desta. Porém, diante da importância do engajamento no estímulo e integração das micro e pequenas empresas e, sobretudo, startups e spin offs de base tecnológica aos esforços das grandes cadeias produtivas nacionais, deve-se reforçar a relevância de garantir estímulos especiais para as micro e pequenas empresas. Nesse caso, ganham as empresas, as instituições tecnológicas e o país. A competitividade também está no centro dessa discussão... A política de PD&I para o setor é parte essencial na busca de maior competitividade para o fornecedor nacional. Ela deve ser vista como um elo básico, inclusive para qualquer política de conteúdo local. Assim, as empresas fornecedoras são os principais ‘clientes’ deste processo, sua evolução tecnológica atende aos interesses do país e das próprias concessionárias.
TN Petróleo 103
41
O que podemos esperar
Foto: TN Petróleo
leilão anp
da 13ª Rodada? por Felipe Salgado
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou o pedido de inscrição de 37 empresas (22 estrangeiras e 15 brasileiras) que demonstraram interesse em participar da 13ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, no dia 7 de outubro, quando serão ofertados 266 blocos em 22 setores de dez bacias sedimentares. As estreantes são as brasileiras Parnaíba Participações S/A, Geopar/Geosol Participações S/A e TSL Engenharia, Manutenção e Preservação Ambiental S/A, e a chinesa Tek Óleo e Gás Ltda.
D
ando continuidade à estratégia do governo de realizar leilões para concessão de blocos em bacias de nova fronteira, bacias de elevado potencial e bacias maduras, visando descentralizar o investimento exploratório no país e atrair pequenas e médias empresas, a oferta de uma área de cerca de 125 mil km² distribuída em 12 estados – com razoável atratividade e potencial geológico – confere alento à indústria brasileira de óleo e gás, combalida pela queda dos preços do petróleo e os desdobramentos da Operação Lava-Jato. Ao todo, 17 países participarão do certame. Foram inscritas empresas da Angola, Argentina, Bermudas, Brasil, Canadá, China, Colômbia, Estados Unidos, França, Holanda, Japão, Noruega, Panamá, Portugal, Reino Unido, Rússia e Tailândia. Do total de blocos ofertados, 182 estão localizados em bacias
42
TN Petróleo 103
terrestres e 84 nas bacias marítimas de Sergipe-Alagoas, Jacuípe, Espírito Santo, Campos, Camamu-Almada e Pelotas. Na segunda etapa, ainda serão ofertadas 11 áreas inativas com acumulações marginais, nas bacias do Tucano Sul, Paraná, Barreirinhas, Recôncavo, Potiguar e Espírito Santo. A assinatura dos contratos está prevista para ocorrer no dia 23 de dezembro.
Críticas da indústria O Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) avaliou o modelo do contrato de concessão da 13ª Rodada como “o pior de todos os tempos”. No documento de 93 páginas apresentado durante o período de consulta pública aberto pela ANP, o IBP criticou o pagamento de multas antecipadas pelo não cumprimento de conteúdo local e a limitação do pedido de arbitra-
gem pelos concessionários. Além disso, a entidade rechaçou a utilização dos percentuais de conteúdo local como critério de pontuação no leilão, sob a alegação de que as premissas do resultado devem se limitar ao programa exploratório mínimo e ao bônus de assinatura das empresas. Em matéria publicada no dia 3 de agosto, a Agência Reuters Brasil informou que a ANP flexibilizou determinadas obrigações como os valores das garantias de oferta do edital e o pagamento de 20% de multa, caso o concessionário não destine integralmente os recursos obrigatórios para pesquisa, desenvolvimento e inovação no ano seguinte.
Percepção do mercado A preocupação é que os resultados da 13ª Rodada possam frustrar as expectativas do governo e da indústria nesse momento de resgate
Empresa
Grupo
País de origem
Alvopetro
Alvopetro
Canadá
Anadarko
Anadarko
Estados Unidos
Azibras
Azimuth
Bermudas
BP Energy
BP
Reino Unido
BPMB Parnaíba
BTG Pactual
Brasil
CNOOC Petroleum
Governo da China
China
Ecopetrol
Ecopetrol
Colômbia
ExxonMobil Brasil
ExxonMobil
Estados Unidos
Galp Energia Brasil
Galp Energia
Portugal
GDF Suez Brasil
GDF Suez
França
Vocação onshore
Geopar - Geosol
Geopar - Geosol
Brasil
Geopark Brasil
Geopark
Bermudas
HRT O&G
Petro Rio
Brasil
Imetame
EP Imetame
Brasil
Mitsui E&P Brasil
Mitsui & Co
Japão
Oil M&S
Indalo
Argentina
OP Energia
Ouro Preto
Brasil
Parnaíba Gás
EBX
Brasil
Parnaíba Part.
EBX
Brasil
Partex Brasil Op.
Partex
Portugal
Petrobras
Petrobras
Brasil
PetroRecôncavo
PetroRecôncavo
Brasil
Petrosynergy
Synergy Group
Panamá
Phoenix
Phoenix
Brasil
Premier Oil Brasil
Premier Oil Group
Reino Unido
PTTEP Brasil
PTTEP
Tailândia
Queiroz Galvão
Queiroz Galvão
Brasil
Rosneft
TNK-BP
Russia
Shell Brasil
Shell
Anglo-Holandesa
Após ter perdido espaço na atração de investimentos em outras áreas em função do pré-sal, a exploração em terra é um mercado promissor que ainda esbarra na falta de infraestrutura. Embora represente uma pequena parcela dos investimentos devido ao maior risco geológico e à menor rentabilidade, boa parte das bacias terrestres do país possuem vocação para o gás natural. Entretanto, a 12ª Rodada de Licitações arrematou somente 72 dos 240 blocos leiloados. Em 2013, o leilão refletiu a insegurança dos investidores em apostar no gás natural pela falta de infraestrutura de escoamento capaz de oferecer suporte à produção.
Sonangol SHB
Sonangol
Angola
Potencial offshore
Statoil Brasil
Statoil ASA
Noruega
Tarmar
UBX
Brasil
Tek
HLJW
China
Total E&P do Brasil
TotalFinaElf
França
TSL
TSL
Brasil
UTC Expl. e Prod.
UTC
Brasil
Vipetro
Vipetro Petróleo S/A
Brasil
O principal foco do leilão é a oferta de áreas na faixa litorânea da margem leste, e elas se estendem do Rio Grande do Sul até o Rio Grande do Norte. Nessa faixa estão incluídas bacias de nova fronteira como Pelotas (RS), de grande potencial como Espirito Santo e Sergipe-Alagoas, e aquelas que já apresentam sinais de saturação, como o pós-sal de Campos (RJ). De acordo com pré-edital, as bacias marítimas possuem os blocos com o maior valor de bônus de assinatura mínimo exigido pela ANP, totalizando R$ 411,4 milhões.
e mobilização da cadeia produtiva. “Com a oferta excedente de petróleo, sua procura já não tem o mesmo apelo. É uma situação desconfortável não apenas aqui, mas em qualquer lugar do mundo”,
afirma David Zylbersztajn, da DZ Negócios com Energia. Nessa conjuntura, é prudente estabelecer uma relação direta com a experiência recente (e malsucedida) do México, que teve apenas dois dos 14 blocos oferecidos à iniciativa privada arrematados no primeiro leilão após a reforma do setor energético, em julho deste ano.
Mas é preciso considerar que a consolidação do setor de óleo e gás do Brasil há quase duas décadas desperta os olhares atentos de grandes players do mercado mundial, os quais buscam se estabelecer por aqui e/ou ampliar sua participação nas reservas brasileiras. Tudo pode acontecer.
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cobertura especial Marintec 2015
O futuro da indústria naval brasileira requer
competitividade
e inovação
Lideranças empresariais, governamentais e especialistas promoveram debates na 12ª edição da Marintec South America para tratar de desafios cruciais que o setor de construção e reparação naval e offshore deve enfrentar nos próximos anos para superar o cenário de turbulências e garantir a competitividade tão necessária para a sustentabilidade de sua cadeia produtiva. 44
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por Felipe Salgado
Fotos: TN Petróleo
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iante de tal conjuntura, o principal encontro estratégico para a indústria naval e offshore da América Latina reuniu representantes de 17 países, 380 marcas expositoras e sete pavilhões internacionais para lançar um olhar inteligente sobre o futuro do setor e estimular a reflexão sobre as melhores práticas e oportunidades de negócio.
Realizada entre os dias 11 e 13 de agosto no Centro de Convenções SulAmérica, na cidade do Rio de Janeiro, a 12ª edição da Marintec South America apresentou pela segunda vez consecutiva
o Espaço Inovação, ponto de encontro para empresas, associações e universidades apresentarem inovações tecnológicas. A novidade ficou por conta do Fórum de Líderes. Composto por três painéis, o fórum abordou temas como ‘A indústria de construção naval e offshore: Produtividade, fomento, legislação e sustentabilidade’; ‘Transporte marítimo brasileiro: marinha mercante, cabotagem e desenvolvimento setorial’ e ‘Inovação e futuro da indústria naval: tecnologia e melhores práticas no Brasil e no mundo’.
Abertura Após anos de sucesso, Joris Van Wijk deixou a UBM Brazil (organizadora do evento) e passou a presidência da empresa para Jean-François Quentin, que fez as honras da casa na cerimônia de abertura: “O grande desafio desta edição da Marintec é o de auxiliar o segmento a formular uma agenda positiva para os próximos anos, com o objetivo de consolidar a atividade naval no TN Petróleo 103
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país e na América do Sul como um todo”, destacou o executivo. Em seguida, o diretor da Agência de Transportes Aquaviários (Antaq), Adalberto Tokarski, foi firme ao dizer que otimismo não basta, e que o Brasil precisa ter o compromisso de diminuir a burocracia. Ele se referia às licitações de arrendamentos de áreas portuárias, cujo primeiro bloco está sob avaliação do Tribunal de Contas da União (TCU): “Gostaríamos que o processo tivesse mais celeridade, pois temos convicção de que as áreas são atrativas e vão gerar investimentos, inclusive estrangeiros.” O secretário de Desenvolvimento Econômico, Energia, Indústria e Serviços do Estado do Rio de Janeiro, Marco Capute, há apenas cinco
meses no cargo, apontou perspectivas de crescimento no setor: “Minha agenda está carregada de reuniões com empresas que querem investir no Rio.” Uma boa notícia frente aos últimos acontecimentos, como a demissão de cerca de mil funcionários do Estaleiro Eisa Petro Um (antigo Mauá), no bairro de Ponta de Areia, em Niterói (RJ). Já o vice-presidente da Firjan (Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro), Raul Sa nson, mostrou-se cauteloso e preocupado com a crise de governabilidade no país e as possíveis consequências que
Firjan: recuperação depende da execução de estratégias e ações coordenadas
Sendo o Rio de Janeiro o berço da indústria naval no Brasil e o estado que concentra cerca 80% das reservas de petróleo do país, o Sistema Firjan avaliou um conjunto de medidas para o desenvolvimento da indústria nacional com foco em competitividade e produtividade, como a implantação de um calendário contínuo de realização de Rodadas de Licitação, a simplificação da medida de conteúdo local e o 46
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podem afetar a continuidade dos projetos no setor naval e offshore. “O momento é difícil e decidimos trabalhar em duas frentes, com o mapeamento da indústria naval e o Conselho Empresarial de Petróleo e Gás, para discutir os leilões.”
Encomendas a todo vapor “Existe uma carteira de construção naval relevante, que mantém 68 mil empregos no setor”, afirma Ariovaldo Rocha, presidente do Sinaval (Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore). Apesar da Lava-Jato, a queda do preço do petróleo e a revisão do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 da Petrobras, o último relatório divulgado pela entidade demonstra que existem 279 obras de
fim da obrigatoriedade de participação mínima da Petrobras na exploração do pré-sal. Para fortalecer a indústria naval fluminense, os representantes da indústria elaboraram propostas de ações que foram agrupadas em uma carteira de 20 projetos distribuídos em oito eixos estratégicos. O documento Mapeamento da Indústria Naval foi construído em conjunto com a Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), que ouviu as principais organizações que agrupam o setor, além de representantes do Governo do Estado e da academia. Dentre os projetos está a criação imediata e implantação da governança do Comitê de Desenvolvimento da Economia do Mar (Codemar) para discutir as questões relativas ao setor e propor soluções para a crise hoje vivida pela indústria naval, reunindo todos os agentes dos segmentos offshore – embarcações de apoio marítimo e construção e integração de módulos de unidades de produção, mercante e defesa militar. “O cenário atual exige a atuação conjunta e coordenada para mitigação dos efeitos da crise. A vocação do estado do Rio continua sendo para o desenvolvimento econômico da indústria de petróleo, gás e naval”, afirma Karine Fragoso, gerente de Petróleo, Gás e Naval do Sistema Firjan.
construção naval e offshore em andamento. “Entregamos o primeiro navio gaseiro de uma série de oito, em construção para a Transpetro. Plataformas de produção, cascos e módulos estão em construção no Brasil”, conclui. Segundo o acompanhamento de mercado realizado pelo Sinaval, grandes empresas internacionais demonstram interesse no mercado da indústria naval no Brasil: a Edison Chouest Offshore anunciou investimentos para criar no Porto do Açu, no Rio de Janeiro, a maior base de apoio às atividades de exploração e produção de petróleo offshore do mundo; a Techint – que trabalha em consórcio com a Technip na construção e integração dos módulos de extração e separação de óleo e gás da P-76 – ampliou seu cais, na cidade de Pontal do Paraná; já a Huisman, especializada em projeto e construção de equipamentos (guindastes, guinchos e torres de perfuração) para a indústria offshore, inaugurou sua unidade industrial em Navegantes (SC).
Identificando mercados Durante a realização do painel ‘Fornecer: crise e impactos’, o presidente em exercício da Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore (Abenav), Sergio Bacci, informou que a instituição, em conjunto com seus associados, vem ampliando a avaliação de tendências de mercado. Os associados identificam maior presença de empresas internacionais que se voltam para o mercado brasileiro, diante da redução dos investimentos internacionais no setor. Um dos segmentos apontados é o de serviços e construções para
Foto: Divulgação Conteudo Empresarial
O futuro da indústria naval brasileira requer e inovação
o reparo e manutenção de plataformas de produção e sondas de perfuração offshore. Bacci disse que “a construção naval e offshore passa por um momento de crise, a visão para o futuro é de redução geral da demanda, mas ainda existe um mercado a ser atendido com as encomendas que foram mantidas de plataformas de produção, sondas de perfuração, navios petroleiros e navios de apoio marítimo. Os segmentos de rebocadores portuários e comboios para transporte fluvial, continuam com demanda aquecida.”
Formação e qualificação de mão de obra Os especialistas das empresas de recrutamento Michael Page e Hays, participantes do seminário de Recrutamento e Seleção, alertam que os profissionais do setor devem se preparar para garantir lugar no mercado de trabalho.
A advertência é investir não apenas na formação, mas também em cursos de aperfeiçoamento e idiomas – principalmente o inglês. Apesar do momento de retração, há companhias que necessitam de profissionais capacitados e não conseguem preencher o quadro com o perfil adequado às posições. É preciso que os profissionais continuem investindo em cursos de qualificação para que existam pessoas aptas a assumir os projetos no período de retomada. De acordo com os especialistas em recrutamento, o mercado naval sofreu um reposicionamento de mão de obra e algumas funções, graças à capacidade técnica e adaptabilidade, migraram para outros mercados. Também houve uma redução nas posições operacionais. Por outro lado, posições de apoio marítimo, como chefe de máquinas e subchefe de máquinas, são sempre requisitadas pelo mercado. TN Petróleo 103
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Fórum dos Líderes coloca em pauta o futuro da indústria naval brasileira
A Sobena, junto com Antaq, Syndarma, Onip, Marinha Mercante do Brasil, CoppeUFRJ e DNV-GL formaram o Comitê Consultivo do Fórum de Líderes.
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articipante do painel ‘Transporte marítimo brasileiro: marinha mercante, cabotagem e desenvolvimento setorial’, o diretor da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), Fernando Fonseca, destacou a importância do transporte marítimo, em especial a cabotagem, para os portos do país. “Podemos conseguir um frete muito mais em conta. Nosso custo portuário é elevadíssimo, então precisamos incentivar os armadores brasileiros e melhorarmos as condições do nosso custo de logística.” O diretor da Antaq acrescenta que estas iniciativas possuem um efeito positivo. Isso porque ao investir em estaleiros de reparação naval para navegação de cabotagem e pensando na questão de tripulação, custo de praticagem
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no Brasil e uma série de transações, é possível estimular a navegação de cabotagem. E os armadores brasileiros teriam uma demanda de construção de embarcações novas e reparação naval capaz de sustentar pelo menos os estaleiros do Rio de Janeiro. Ele ainda ressaltou a necessidade de criação de um novo marco regulatório portuário, que tornou-se prioridade para garantir a competitividade e, principalmente, redesenhar o mapa logístico. Com os principais portos saturados, investimentos em infraestrutura oferecem condições para que os terminais possam receber embarcações de grande porte.
Cabotagem Diferente da navegação de apoio marítimo, que possui uma exigência para a contratação de conteúdo local, o segmento de cabotagem possui condições mais flexíveis e praticáveis que requerem índices mínimos para a fabricação de embarcações no Brasil. Porém, os pedidos de encomendas ainda esbarram em entraves como custo elevado para a construção e dificuldade no cumprimento dos prazos. Além disso, a falta de disponibilidade e capacidade dos estaleiros para construção de navios de porte bruto são outros problemas enfrentados pelo setor, que precisa fabricar navios capazes de suportar até 60 mil toneladas. Apesar do desequilíbrio na matriz brasileira dos transpor-
tes com a preponderância do modal rodoviário, o fato é que a cabotagem cresce de 10% a 12% ao ano no país, por ser economicamente mais barata e sustentável. “As empresas estão investindo no transporte, ninguém vai comprar um navio para deixar parado enquanto não tem carga. O custo é muito elevado e por isso o navio precisa estar rodando. O que precisa é ter carga com regularidade e volume. A frota de cabotagem está pronta para atender o mercado”, disse o vice-presidente do Sindicato Nacional das Empresas de Navegação Marítima (Syndarma), Luis Fernando Resano.
Produtividade e competitividade No painel ‘Inovação e futuro da indústria marítima: tecnologia e melhores práticas no Brasil e no mundo’, o presidente da Sociedade Brasileira de Engenharia Naval (Sobena), Agenor Junqueira, afirmou que o futuro da indústria marítima está atrelado à capacidade de desenvolver tecnologias que ampliem a qualidade e a eficiência para atender a demanda do setor. “Se não conseguirmos aumentar nossa produtividade, não teremos uma indústria capaz de ser competitiva no mercado internacional. Tanto a indústria naval como a marítima só sobreviverão se
conseguirem incorporar métodos construtivos à produtividade” sentenciou. Na palestra ‘Desenvolvimento e transferência de tecnologia para a indústria naval e offshore no Brasil’, o vice-presidente de Operações do Enseada Indústria Naval, Guilherme Guaragna, aposta que o único caminho para a indústria naval brasileira se tornar competitiva é investir em três fatores-chave: capacitação, tecnologia e inovação. “Definitivamente, o que faz a diferença é a produtividade, que tem a ver com educação e formação, gestão inovativa de processos, planejamento e qualidade da engenharia.”
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Empresas apresentam
serviços e soluções Além de destacar os principais players mundiais, a Marintec South America promoveu o encontro de profissionais diretamente envolvidos em projetos e soluções da indústria naval.
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Wärtsilä, líder global em soluções energéticas de ciclo de vida completo para mercados marítimos e de geração de energia, levou para a Marintec os sistemas de posicionamento dinâmico, com ênfase no centro de treinamento da companhia e outros produtos de comunicação e navegação da L-3 Marine Systems International, empresa alemã recém-adquirida pela multinacional finlandesa. O gerente de vendas de Ship Power da Wärtsilä, Lucas Correa,
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comentou a recente aquisição: “A sinergia entre as duas empresas irá proporcionar novas oportunidades de mercado. Ela fortalece a posição da Wärtsilä na indústria de sistemas elétricos e de automação, desempenhando papel cada vez mais importante na operação eficiente dos navios modernos.” Presente em todas as edições da Marintec, a Sotreq, revendedora de equipamentos e serviços da Caterpillar e MaK, apresentou na feira uma nova solução de controle de frota e diagnóstico em
tempo real em seu portfólio: o Caterpillar Marine Asset Intelligence (CAT MAI), solução de controle de frota. “Participar da Navalshore é sempre uma oportunidade de buscar novos negócios, mas, principalmente, de estreitar relacionamento com os clientes. Este ano, focaremos em reforçar nosso suporte ao produto e no portfó-
sistemas eletrônicos, que gerencia as variações de demanda de potência como condições do mar, velocidade da embarcação e carga transportada, e capaz de variar a rotação do motor otimizando o consumo. “Apresentamos a nossa gama completa de produtos offshore que inclui motores de propulsão e auxiliares de bordo
(mecânicos e eletrônicos) variam de 6.7 até 95 litros e/ou 300 hp a 4.000 hp; pacotes diesel elétrico (de 358 kw a 1.825 kw) e geradores de bordo disponíveis entre 90 kw e 1.825 kw, além de algumas novidades para o setor”, destacou o gerente regional da Divisão HHP/High Horse Power da Cummins, Marcelo Suarez.
Palfinger Marine quer chegar ao topo da indústria marítima Presente na Marintec Navalshore, a empresa austríaca Palfinger Marine, que fornece soluções de elevação de carga para uso em veículos comerciais terrestres e ambientes marítimos, realizou no dia 10 de agosto, no Hotel Pestana, em Copacabana, o seminário “Efficiency through innovation and new Technologies”. As palestras abordaram a importância do desenvolvimento de novas tecnologias como fator primordial de competitividade e eficiência. O evento marcou a entrega do primeiro lote de guindastes construídos no Brasil para as sondas de perfuração encomendadas pelo
Estaleiro Jurong, no Espírito Santo. Segundo o diretor da empresa, Karl Oberreiter, o mercado brasileiro conseguirá atravessar o período de adversidades: “Apenas os investidores mais fortes sobreviverão e nós queremos chegar ao topo da indústria marítima.”
Foto: Divulgação
lio de soluções”, afirma Rodrigo Feria, gerente de Vendas de Mercado Marítimo da Sotreq. No segmento de iluminação, a Dialight apresentou o projetor Led 52000 Lumens para uso naval e industrial. A tecnologia substitui os projetores com lâmpadas de vapor elétrico e tem capacidade para dez anos de uso livre de manutenção e economia, que reduz o consumo de energia em 60%. “O equipamento é indicado para iluminação de áreas externas, no convés de embarcações e portos. Sua estrutura mecânica foi desenhada para resistir às intempéries do ambiente” garante o diretor geral da Dialight, Laércio Pereira. Por sua vez, a Cummins South America levou para a feira o Pacote Cummins Diesel Elétrico, um conjunto de
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UK: O Brasil oferece grandes oportunidades para empreendimento de sucesso seriam tão bem-sucedidas sem o apoio e orientação do UKTI”, afirma o diretor da SSA, se referindo ao UK Trade & Investment, a agência de negócios do governo britânico. Somente nos últimos três anos foram feitas 1.800 solicitações de empresas britânicas buscando negócios no Brasil ao departamento de energia do UKTI no Rio de Janeiro.
Vinte e cinco empresas britânicas participaram das atividades realizadas pelo governo do Reino Unido na Marintec. Parte das empresas foi expositora no evento, alocadas no estande da Shipbuilders & Shiprepairers Association (SSA), associação naval britânica. Segundo Gary Ball, diretor da organização, a participação foi avaliada de forma positiva e benéfica para os negócios futuros. “O Brasil oferece grandes oportunidades para essas empresas, que estão dispostas a investir tempo e esforço em prol de um empreendimento de sucesso”, destacou Ball. A Missão Diplomática Britânica no Brasil apoiou a missão comercial e ofereceu uma agenda com várias atividades, incluindo um panorama
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introdutório sobre oportunidades no mercado brasileiro, encontros de networking e visitas a possíveis parceiros locais. Segundo as empresas participantes, o suporte dado antes e durante a visita é de suma importância para o sucesso da vinda ao Brasil. “A organização da recepção no nosso estande e o programa de visitas a estaleiros e armadores nunca
Great Marine – A Missão Diplomática Britânica promoveu a recepção Great Marine, com o objetivo de dar as boas-vindas à delegação e promover networking com empresas e organizações brasileiras. O evento celebrou também a parceria entre Reino Unido e Brasil no setor marítimo, que nos três últimos anos rendeu ao mercado brasileiro de petróleo e gás e de construção naval a marca de R$ 10 bilhões em negócios. Jonathan Dunn, cônsul-geral britânico no Rio de Janeiro e anfitrião do evento, relaciona a relevância do país no setor com sua trajetória histórica. “O Reino Unido possui grande expertise na indústria naval e isso se deve também ao fato de sermos um dos primeiros países a desenvolver a navegação mundial”, disse.
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cobertura especial SBGf 2015
Prospectando o mercado de
geofísica O maior evento dedicado à geofísica da América Latina foi realizado entre os dias 3 e 6 de agosto no Centro de Convenções SulAmérica, na cidade
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do Rio de Janeiro. Na ocasião, foram apresentados 315 trabalhos técnicos entre sessões orais e pôsteres, com a participação de 15 universidades e quatro sociedades científicas. Um total de 37 empresas participou da Expogef,
feira comercial paralela que reúne empresas de aquisição e processamento de dados. A ausência de algumas empresas tradicionais como Schlumberger/WesternGeco e Geokinetics foi sentida e o retorno da Paradigm, ausente nos
A 14ª edição do Congresso Internacional da Sociedade Brasileira de Geofísica reuniu cerca de 1.200 congressistas e expositores. dois últimos eventos, foi um dos destaques. Na palestra inaugural, que teve como tema a ‘Variabilidade e mudanças climáticas e a crise hídrica brasileira de 2014’, o professor Augusto José Pereira Filho, do Instituto de Astronomia, Geofísica e Ciências Atmosféricas, da Universidade de São Paulo (IAG/USP) destacou, do ponto de vista da meteorologia, as influências físicas dos oceanos, da atmosfera e do sol nas
mudanças climáticas. Segundo ele, as intervenções humanas só podem alterar o clima em âmbito regional, nunca global. O pesquisador citou o exemplo da região metropolitana de São Paulo que, impermeabilizada pelo asfaltamento de ruas e avenidas, fez subir a temperatura média regional e, como compensação, o sistema hidrológico natural atraiu maior volume de chuvas, provocando enchentes e inundações e, como efeito
secundário, intensificou a seca dos reservatórios que abastecem a região.
Fórum de debate do setor de O&G Um dos destaques do evento foi o fórum ‘Desafios e oportunidades da indústria de óleo e gás’, que reuniu o presidente da Shell Brasil, André Araújo, a diretora de E&P da Petrobras, Solange Guedes, o diretor da Nova Petróleo, Murilo Marroquim, e o consultor da IHS, Bob Fryklund. O debate foi mediado pelo geólogo e geofísico Jorge Camargo, presidente do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).
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eventos
“O imenso potencial exploratório em contraste com os obstáculos regulatórios e de licenciamento ambiental existentes no Brasil impedem o país de receber mais investimentos da indústria. Os órgãos reguladores não perceberam que algumas mudanças são necessárias para tornar o setor mais competitivo”, pontuou Camargo.
Participação das empresas
Geoquiz A Sociedade Brasileira de Geo-física (SBGf), em parceria com a Eage (Association for Geoscientists and Engineers), realizou o Geoquiz, jogo de perguntas versando sobre as diferentes áreas das geociências. Com a participação de 60 estudantes, divididos em grupos de três, o evento teve representantes de diversas universidades brasileiras e um participante da Universidad de Los Andes, da Colômbia. 56
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em 2013, quando aparentemente atingiu o ápice. “Todo mundo sentiu falta da WesternGeco e da EMGS este ano. Mas apesar de tudo, foi bom. Caiu a
quantidade, mas não a qualidade. Na área de processamento sísmico há novidades. Nesse ponto foi melhor.” A Georadar apresentou no seu estande palestras sobre os desafios do setor para a 13ª Rodada de Leilões e seu portfólio de soluções integradas para
Cada grupo recebeu um controle remoto para ser acionado ao responder às perguntas, em um intervalo de 20 segundos. Foram três etapas, e ao término de cada uma, além do conhecimento, marcava ponto a equipe mais rápida na resposta certa. A brincadeira contou também com o dinamismo e animação do quizmaster, Paulo Johann, da Petrobras, que conduziu o jogo fazendo comentários e dando explicações aos estudantes sobre o assunto. O time vencedor foi o The Ones, composto por Victor Koehne, Rodrigo Soares e Vitor Hugo, representantes
da Universidade Federal da Bahia (Ufba). O prêmio foi uma viagem com todas as despesas pagas para participar do Eage 78th Conference & Exhibition, que será realizado de 30 de maio a 2 de junho de 2016, em Viena, Áustria.
Foto: Divulgação
Diante do ciclo de baixa do setor, a maioria das empresas participou da Expogef 2015 para prestigiar o principal evento desse segmento profissional. O vice-presidente de Geomarket América Latina da CGG, Luiz Braga, ressalta que pouco se falou sobre negócios e muito sobre a capacidade ociosa das empresas. “Tivemos poucas reuniões com clientes e durante a feira recebemos muitos geofísicos procurando novas oportunidades. Muita gente desempregada... e o número é assustador.” Para Cosme Peruzzollo, da Bratexco, as feiras da SBGf vinham em nível crescente no número de empresas e de participantes até a penúltima edição,
Prospectando o mercado de geofísica
os mercados de óleo e gás, mineração e infraestrutura. Recentemente, a empresa aprovou a abertura da primeira sucursal fora do Brasil. De olho no mercado de aquisição sísmica e de geosserviços, ela escolheu a Bolívia para iniciar o processo de internacionalização. “Nós nos sentimos em casa no congresso. Foi uma participação que merece destaque. Recebemos muitos visitantes e fizemos contato com muitas empresas”, afirmou Ricardo Savini, presidente do grupo Georadar.
O diretor da Geohub, Luiz Fernando Neves, destacou o momento desafiador da indústria brasileira de óleo e gás: “Acreditamos no potencial do mercado brasileiro e aguardamos as mudanças necessárias para trazer mais investimentos para o setor. Esse é um anseio da indústria e da sociedade. Por isso, mesmo numa época difícil, decidimos apoiar o evento.”
O retorno da Paradigm Atuando há mais de 30 anos no mercado brasileiro, a Paradigm apresentou a versão do software Paradigm 15 e suas aplicações em imageamento full azimuth e caracterização de fraturas, interpretação sísmica quantitativa, processamento broadband, geomecânica e predição de pressão de poros, e modelagem cronoestratigráfica.
A empresa está investindo em tecnologias capazes de capturar e preservar informações adquiridas em alta resolução, que permitem a identificação de feições geológicas. Os fluxos de trabalho em alta definição da Paradigm vêm ajudando as operadoras na solução dos problemas e desafios relacionados ao imageamento sísmico, modelagem do subsolo, interpretação sísmica de grandes dados, e avaliação de formações geológicas. “O retorno da Paradigm ao Congresso Brasileiro de Geofísica reflete nosso compromisso e lealdade para este mercado em época de desafios econômicos”, atesta Duane Dopkin, vice-presidente executivo de Geociências.
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perfil profissional
A química
do petróleo
A trajetória da química Delma Quintanilha Vianna é ‘movida’ quase literalmente a óleo e gás. “Desde criança, o petróleo me fascinava”, lembra a carioca, que nos primeiros anos escolares, pesquisava sobre o tema e compartilhava suas impressões e sonhos de carreira na área com os amigos. Levada por essa paixão, ela optou por um curso técnico de química no ensino médio, obtendo depois a licenciatura plena e o bacharelato nessa área. Hoje, a ‘petroleira’ que decidiu sair da Petrobras para mergulhar mais fundo nesse universo, é a representante para a América do Sul do renomado American Petroleum Institute (API), organização que criou o grau API (em inglês, API Gravity), escala de medição da densidade do petróleo (quanto menor o grau, mais pesado é o óleo). Nessa entrevista ela mostra que, depois de mais de duas décadas, continua
Fotos: Laércio Lourenço
seduzida pela química do petróleo.
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por Beatriz Cardoso
Foi na Escola Técnica Federal de Química do Rio de Janeiro, hoje parte da rede de Institutos Federais de Educação, Ciência e Tecnologia, que Delma Quintanilha deu os primeiros passos rumo ao mundo do petróleo. “Como primeira oportunidade para ingressar nesse setor, identifiquei a oportunidade de realizar um curso técnico. Foi quando fiz concurso para a escola técnica, ainda no Ensino Médio. Depois desse curso, seguiu-se o Bacharelato e a Licenciatura na área”, lembra. Em março de 1987, daria o segundo passo, ao ingressar na Petrobras, depois de fazer o concurso para a estatal. “Durante o período do monopólio, Petrobras era o petróleo no Brasil. O sonho de menina de trabalhar com petróleo me levou naturalmente a buscar carreira na empresa”, afirma. Segundo ela, a petroleira tinha grandes desafios na área de produtos químicos, com foco na melhoria da performance, da segurança e da eficiência nas operações de exploração e produção. “Era uma fase intensa em que a empresa e seus fornecedores se envolviam na pesquisa e desenvolvimento de produtos químicos mais adequados para as condições do petróleo brasileiro. Por isso, havia grande preocupação em garantir que a fabricação dos produtos atendesse aos critérios técnicos definidos pela Petrobras”, pontua. E que o sistema de gestão do fabricante garantisse, de fato, a qualidade e os prazos de entrega dos produtos químicos. A qualificação técnica abria a possibilidade da entrada e a manutenção de uma empresa e de seus produtos no cadastro de fornecedores da Petrobras (CRCC), tornando possível a realização de transações comercias com a petroleira. Delma lembra que, para os produtos estratégicos, a Petrobras exigia que o fabricante atendesse às especificações e normas técnicas pertinentes,
bem como mantivesse um sistema de gestão consistente. “As empresas fabricantes eram auditadas com base nas normas ISO 9001, nos critérios da Petrobras e no contrato firmado junto a petroleira, quando existente. No final da década de 1990, a norma ISO9001 era um diferencial de mercado considerável, que foi difundido no Brasil por exigência da Petrobras e de outras estatais brasileiras. Eventuais dificuldades e impasses foram tratados com forte estímulo ao desenvolvimento de sistemas de gestão da qualidade consistentes”, afirma. De volta aos estudos – Assim ela começou a se envolver com a área de qualidade, dentro da qual teve uma forte atuação na petroleira brasileira. “A Química e a Qualidade são matérias intrinsecamente ligadas. É impossível trabalhar com Química sem que haja processos de qualidade consistente. Na Petrobras, comecei trabalhando com qualidade de produtos. Posteriormente, atuei na implantação do Sistema da Qualidade na Refinaria Duque de Caxias, uma das primeiras a serem certificadas dentro do Sistema Petrobras”, lembra. Delma participou de avaliações internas com base nos critérios do Prêmio Nacional da Qualidade (PNQ), que distingue as organizações de classe mundial em excelência. E acabou envolvida com as diversas atividades da estatal no sentido de desenvolver a qualidade interna. “Minha carreira foi lentamente tendendo mais para a Qualidade”, observa. Nos últimos anos na estatal, atuava na qualificação técnica de fabricantes da área de química, como auditora líder certificada pela International Auditor and Training Certification Association (IATCA) e pela European Organization for Quality (EOQ), ambas internacionalmente reconhecidas. Nessa época, ela decidiu aprimorar os estudos, fazendo um mestrado
Local de nascimento: Rio de Janeiro (RJ) Estado civil: Divorciada. Filhos: Tenho duas filhas, mas como criei os filhos do meu ex-marido desde os 6 anos de idade, considero todos um presente de Deus. Portanto, sou mãe de quatro filhas e um filho. Livro está lendo: Gosto de literatura variada. Estou sempre lendo ou relendo algo - Gabriel Garcia Marques, Marcel Proust, Guimaraes Rosa, Thomas Man, José Saramago, Mario Vargas Llosa, Pablo Neruda, e outros. Também leio livros de cunho técnico, para atualização profissional. Livro de cabeceira: Não acredito em livro de cabeceira. Gosto que o livro apresente respostas ou reflexões para o momento que esteja vivendo. O que gosta de fazer quando não está trabalhando? Adoro gente. Gosto de estar com a família e amigos, conhecer gente nova, interagir fora da web! Adoro viajar, visitar museus, dançar e descobrir coisas novas para gostar. Aprecio o que a vida tem para mostrar de bom e estou sempre aberta para aprender coisas novas. Estudar/aprender ainda é um prazer? Aprender é uma eterna necessidade. Estamos vivendo um momento de muita informação e transformação. Temos que acompanhar o mundo para permanecer no jogo. Requer atenção, dedicação e constantes reflexões. Como gerenciar a qualidade na vida pessoal? Esse é o maior desafio de todos os executivos do mundo. Por enquanto, me dedico a atividades físicas com bicicleta e slackline. Preciso me esforçar um pouco mais na atividade física. Acredito que uma alimentação balanceada, satisfação profissional, amigos e sorriso nos lábios gera uma vida com qualidade. É o que procuro fazer sempre.
em Administração e Desenvolvimento de Negócios, na Universidade Estácio de Sá, seguindo a linha de pesquisa voltada para sistemas de gestão e tecnologia. Em 2002 obtinha
o título de mestre. Na mesma instituição, ela fez também outra especialização, em Sistemas de Gestão. “Foi um dos pioneiros no tema e era muito conceituado. O corpo docente tinha excelente nível, com doutores de currículo internacional. Foi uma experiência gratificante participar do curso e aplicar os conhecimentos tanto na Petrobras como nas demais organizações que fizeram parte de minha trajetória profissional posteriormente”, lembra. Grandes lições – Como especialista em processos de gestão e qualidade de produtos de petróleo e produtos químicos usados pela indústria de petróleo por cerca de nove anos, ela afirma que aprendeu grandes lições nesse período. “Ficou clara a importância da busca contínua de patamares de gestão da qualidade, segurança e meio ambiente cada vez mais elevados, como exigência natural da indústria do petróleo ao redor do mundo”, afirma. Ela destaca que o setor necessita de empresas que invistam em sistemas de gestão que contribuam para a melhoria da qualidade e da segurança com os melhores custos e elevada produtividade, agregando valor para a empresa e para seus clientes. “A indústria do petróleo não necessita de certificados que sejam meros quadros na parede e não pode conviver com baixa qualidade”, frisa. Em busca de novas experiências e em um novo cenário, uma vez que a Lei do Petróleo havia acabado com o monopólio, atraindo grandes oil companies e outras empresas internacionais da cadeia produtiva, Delma ousou sair da empresa onde havia entrado por um disputado concurso público. “Em agosto de 1998, senti que era hora de buscar novos desafios e crescimento profissional. Me identificava com o tema competitividade e deseja atuar de forma a TN Petróleo 103
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perfil profissional
apoiar o aumento da competitividade da indústria nacional”, diz ela. Segundo ela, a Petrobras foi uma grande escola e sempre será uma empresa da qual terá extremo orgulho de ter feito parte de seus quadros técnicos. “Meu período lá foi bem-sucedido, tendo obtido avaliação máxima em todas as áreas pelas quais passei”, afirma Delma, que foi trabalhar no Centro para Inovação e Competitividade (CIC), onde ficou até 2000. Pilares da certificação – Nesse período, ela atuou na criação do primeiro organismo nacional de certificação de auditores, o Registro de Auditores Certificados (RAC), reconhecido pelo Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro). “Com a globalização do mercado, é imprescindível que a estrutura de avaliação da conformidade de cada país alcance reconhecimento junto aos fóruns internacionais competentes. Sem tal reconhecimento, as empresas que desejam se voltar para o mercado externo vão encontrar dificuldades devido a diferentes exigências dos diversos mercados. Muitas vezes, tais exigências constituem uma forma de barreira técnica para novos exportadores, como, por exemplo: múltiplas certificações, múltiplos ensaios etc., reduzindo a competitividade das empresas”, explica Delma. Ela observa que por meio de Acordos de Reconhecimento Mútuos (Mutual Recognition Agreement - MRA) a respeito dos procedimentos de avaliação da conformidade, é possível evitar tais exigências adicionais: “testado uma vez, aceito em qualquer lugar”. Para a obtenção destes reconhecimentos, foi necessário criar no Brasil a infraestrutura de acreditação que nos permitisse buscar estes reconhecimentos internacionais. “O Inmetro tem perseguido, com sucesso, o reconhecimento das suas 60
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acreditações em vários fóruns internacionais. Faz parte da infraestrutura necessária, a presença de organismo de certificação de auditores que atendam aos critérios internacionais, para que fosse possível que uma auditoria de certificação realizada no Brasil, pudesse ser reconhecida como válida em outros países. E assim nasceu Registro de Auditores Certificados – RAC”, conclui. Sempre a qualidade – Delma Quintanilha participou ainda em dois ciclos do Prêmio Qualidade Rio. “Com a abertura dos mercados, a formação de blocos econômicos e a queda de barreiras comerciais, a globalização e a competitividade foram impulsionadoras das iniciativas para modernização da indústria brasileira”, lembra”, avalia. O Programa Brasileiro da Qualidade e Produtividade (PBQP) focava em disseminar uma mentalidade orientada para a qualidade e a produtividade nos mais diversos setores produtivos, públicos e privados. “O PBQP buscou promover a qualidade e produtividade no país com vistas a aumentar a competitividade dos bens e serviços aqui produzidos. É apontado como o principal e mais bem-sucedido programa da política industrial da década de 90”, frisa Delma, que foi coautora do livro A História da Qualidade e o Programa Brasileiro da Qualidade e Produtividade, lançado pelo Senai em 2000. No mesmo ano, ela aceitou convite da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) para ajudar a criar um cadastro de fornecedores. “Com o fim do monopólio, dezenas de empresas de origem estrangeira estavam se instalando no Brasil para participar de um novo ciclo de crescimento do setor no nosso mercado. Era um desafio para os novos entrantes elaborar uma vendor list no Brasil”, lembra.
Com a missão de apoiar o desenvolvimento da indústria, a Onip decide criar um cadastro qualificado de fornecedores de bens e serviços, de livre acesso via web, para facilitar o acesso à informação para as novas entrantes. “O projeto ganhou corpo e foi um sucesso, existindo até os dias de hoje”, pontua Delma, que também participaria de outros projetos estratégicos, entre os quais o mapeamento da demanda de Recursos Humanos especializada para o setor de petróleo. ISO brasileira – Em 2002, ela ainda ajudaria a Onip a implantar o CB-50 da Associação Brasileira de Normas Técnicas (ABNT), o qual é espelho do TC 67 da ISO, responsável por materiais, equipamentos e estruturas offshore para o setor de petróleo e gás. Como gestora do CB-50, chefiou a primeira delegação brasileira na reunião do TC 67, em Copenhagen, na Dinamarca. “No setor de petróleo e gás, os países do mundo vinham discutindo a adoção de normas a partir de consenso internacional no âmbito da ISO. O Brasil, no entanto, estava fora da discussão pois não possuía representação no TC 67. Não havia no país um fórum que pudesse acompanhar e contribuir com o trabalho do TC 67, que vinha elaborando novas normas ou adotando normas API, a partir de um amplo debate”, lembra. Consciente do papel relevante que as normas internacionais desempenham na facilitação da comunicação técnica e comercial entre fornecedores e compradores do mundo inteiro, a Onip abraçou a ideia de implantar um comitê no Brasil com a mesma estrutura do comitê da ISO. “Desde a primeira participação da delegação brasileira, nosso país deixou claro o elevado nível técnico que possuímos, apresentando importantes contribuições para o desenvolvimento das normas. Passamos
A química do petróleo
a estar representados dentro de um seleto grupo composto por grandes especialistas da indústria do petróleo e gás do mundo”, comemora. “Esse foi o começo da grande história de sucesso do CB-50, que até hoje recebe reconhecimento contínuo pelo seu trabalho”, complementa a ‘química da qualidade’. Novo desafio – A saída da Onip se deu por uma boa causa: assumir a gerência geral corporativa da Brasil Supply, onde ficaria por uma década. “A Brasil Supply era uma empresa em fase de start up, com tudo a ser construído e definido. Foi um desafio interessante, na mesma linha de outras oportunidades com as quais me deparei algumas vezes em minha carreira profissional: criar coisas que ainda não existem”, conta Delma. Ela confessa que outro atrativo foi o fato de a empresa recém-formada ter a participação acionaria da Petrobras Distribuidora. “Eu reunia não somente conhecimentos técnicos, mas também dos processos e valores da Petrobras, incluindo o sistema de governança. Isso facilitou a implantação e o desenvolvimento da Brasil Supply em sinergia com o que requeria a Petrobras Distribuidora”, observa. Além de participar da elaboração e implantação de todos os processos internos e de desenvolvimento organizacional (planejamento estratégico, padronização, auditoria interna); ela atuou diretamente na negociação com fornecedores e com clientes e participou da implementação e gerenciamento de projetos interdisciplinares e matriciais. Também foi uma das responsáveis pelo start up de três empresas subsidiárias, que atuam na área de logística, produção de fluidos de perfuração e navegação (BSCO Navegação). Delma também aportou a experiência consolidada até então na implantação, certificação e manutenção
de sistemas de gestão da empresa, com base nas normas ISO9001, ISO14001 e OHSAS18001, respondendo como gerente da área de QHSE (sigla em inglês para qualidade, saúde, segurança e meio ambiente). Como gerente da área jurídica, deu suporte ao atendimento a requisitos técnicos e legais, e acompanhamento das regulações aplicáveis em geral e, em especial, à indústria do petróleo, publicadas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). “Nos dez anos de Brasil Supply acumulei experiência em gerenciar processos internos variados, como QSMS, área jurídica, recursos humanos, além de implantar processos estruturados de governança corporativa. Esse conhecimento mais abrangente, somado nessas área, hoje me dá possibilidade de entender melhor a dinâmica do mercado e das indústrias do setor de petróleo e gás”, diz a química. API verde amarelo – Após sair da Brasil Supply, em setembro de 2012, Delma Quintanilha retornou a Onip, para assumir a gerência geral de qualificação de fornecedores, de onde sairia em novembro de 2013, para se tornar a primeira brasileira representante da American Petroleum Institute (API) na América do Sul. “A minha ida para o API se deu com muita sinergia, pois a minha carreira profissional foi sempre
pautada em diversas áreas de interesse do instituto. Tratava-se de um start up na América do Sul e Central de uma organização que desenvolve atividades em áreas de meu domínio profissional”, destaca Delma. “Por representar uma organização de elevada ética e prestígio, tenho o orgulho de apoiar o desenvolvimento e defender sua missão, valores e visão de futuro na região”, complementa. De acordo com Delma, que representa o API em todo o território da América do Sul e Central, sua principal tarefa é apresentar as áreas e programas do Instituto para organizações públicas e privadas que atuam ou interagem com o setor de petróleo, gás natural e petroquímico. “Queremos facilitar aos profissionais da indústria o acesso direto aos programas e serviços de classe mundial oferecidos pelo API ao redor do mundo, e que são um diferencial de negócios para as empresas”, frisa. Destacando que o Brasil ocupa um lugar cada vez mais importante no mercado global de energia, ela afirma que o API buscará reforçar sua presença, compartilhando as normas de qualidade, certificações de classe mundial e treinamentos para o setor. “Estamos ansiosos para construir uma relação de cooperação de longo prazo com os especialistas brasileiros. Vamos trabalhar com todos aqueles que atuam na indústria para, juntos, promovermos o desenvolvimento da indústria de energia de modo seguro e responsável na América do Sul”, salienta. A representante do API lembra que estudos da International Energy Agency (IEA) estimam que a produção brasileira de petróleo fará com que o Brasil ocupe um papel central no atingimento dos níveis de produção de petróleo que o mundo precisa até 2035. “Queremos estar presentes e contribuir com essa realidade”, finaliza. TN Petróleo 103
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perfil empresa Fluxcon
A Fluxcon, empresa 100% brasileira, iniciou suas atividades em 2007 com o intuito de suprir o mercado de óleo e gás com conexões para instrumentação.
Fluxcon Instrumentação & Medição de Vazão
Avenida Vitória Rossi Martini, 365 Distrito Industrial Vitória Martini CEP: 13347-613 – Indaiatuba/SP Tel.: 55 (19) 3935-7860 www.fluxcon.com.br 62
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Em sua primeira empreitada venceu grandes desafios, consolidando assim a sua marca, e obtendo a certificação ISO9001 e o CRCC da Petrobras, entre outras certificações do segmento. No início de 2014, iniciamos os estudos para a fabricação dos dis positivos para troca de placa de orifício, o porta-placa FXMeter. Com intenso trabalho de engenharia e pesquisas com a utilização de sistemas avançados de simulações, chegamos à geometria compacta e avançada do FXMeter. Aliada às informações colhidas em campo, nos permitiu eliminar as dificuldades e problemas enfrentados pelos nossos clientes, considerando sempre o aspecto segurança e facilidade operacional em primeiro plano e, assim, simultaneamente atendendo aos requisitos normativos pertinentes aos equipamentos, como por exemplo: as normas ISO5167, ASME B16.34 e ASME B16.5. Com essas características, o FIGURA 1 FXMeter ganhou o seguinte slogan: “Nós não aprimoramos o porta-placa, nós o reinventamos!” Após simulações em software, saindo do mundo virtual e durante a fabricação, o FXMeter passou por rigorosos testes e inspeções e foi avaliado por instituições internacionalmente reconhecidas, como o IPT (Instituto de Pesquisas Tecnológicas), órgão credenciado junto ao Immetro e à ABS (American Bureau of Shipping), tendo os testes aprovados e liberados
Foto: TN Petróleo
para operação. Deu-se assim, início à fabricação, com lançamento oficial no mercado em Macaé (RJ), durante a Brasil Offshore, em Junho/2015. Principais diferenciais do FXMeter • Sistema de mancais dos eixos autolubrificantes: o que permite um conjunto de operações mais leves e livres de engripamentos; • Operação em ambos os lados (figura 1); • Indicador de pressão da câmara superior: conferido mais segurança à operação (figura 2); • Guide System Fluxcon: interno, com sistema totalmente guiado, para conferir precisão no movimento da placa e permitir a instalação em qualquer posição na linha; • Design compacto e de geometria, que faFIGURA 2 vorece a distribuição das tensões de forma homogênea, dando mais resistência para trabalhos em altas pressões ou em tamanhos maiores (figura 3); • Vedação entre as câmaras com sistema híbrido, resiliente, mais metal-metal: para proporcionar maior estanqueidade tanto em baixa como em alta pressão, sem necessidade de “lubrificante”;
• Preparado para receber a insFIGURA 3 talação direta do transmissor: para diminuir a quantidade de conexões e aumentar a precisão na medição da vazão. Se solicitado, o FXMeter pode vir pronto FIGURA 4 para receber o transmissor e já com as válvulas de duplo bloqueio até o transmissor (figura 4). Estas, entre outras características, tornam o FX-Meter uma solução completa para a medição de vazão com placa de orifício, onde houver a necessidade de remoção da placa sem parada da linha de processo. TN Petróleo 103
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perfil empresa Vallourec
Celebrando 50 anos
das conexões VAM®
Em 1965, a Vallourec revolucionou a indústria petrolífera com o lançamento da primeira conexão VAM®, uma premium joint que iria transformar os padrões de tubos de revestimento e completação para o mercado de óleo e gás.
VAM®, uma marca Vallourec, um acrônimo criado a partir das letras V de Vallourec e A.M das iniciais de Alexandre Madrelle, engenheiro responsável pelo projeto. A VAM® é uma conexão premium que além de alcançar altos requisitos técnicos e atender aos mais complexos projetos, também é de simples e fácil aplicação em campo. Com o mercado progredindo para um ambiente cada vez mais desafiador e extremo, a variedade dos produtos VAM® foi ampliada, para comportar hoje mais de 30 conexões, e, além disso, foi criado um portfólio completo de serviços integrados, oferecido hoje pela VTS/Vallourec Transportes e Serviços – a mais nova empresa do Grupo Vallourec, localizada em Rio das Ostras, Rio de Janeiro. Para Renato Rennó, superintendente Comercial da Vallourec, “para atender aos rigorosos ambientes de exploração, como, por exemplo, projetos de poços mais críticos, a Vallourec vem investindo não só no desempenho das suas conexões VAM® como também está ampliando a sua oferta de serviços especializados que primam pela inovação e principalmente pela proximidade no relacionamento entre seus clientes”. Com a criação da VTS, a empresa aprimora seu portfólio, entregando ao cliente produtos e serviços customizados voltados ao mercado de óleo e gás, agregando valor a suas operações. “A VTS oferece aos seus clientes, a melhor solução do mercado em acessórios, tubos, conexões e serviços para exploração e produção petrolífera. Ao optar pelo portfólio integrado, conseguimos estar presentes em todos os elos dessa cadeia, entregando a melhor solução e racionalizando os custos da operação dos nossos clientes”, reforça Renato Rennó.
50 anos investindo em tecnologia de ponta
Vallourec Transportes e Serviços Rua do Plataformista Lote: 5-6-7-13 e 14; Quadra: k; Lote: 10-11-12 e 13; Quadra: l. Zona Especial de Negócios, Mar do Norte Rio das Ostras - RJ - 28.899-014 Tel.: + 55 (22) 3321-8785 www.vallourec.com
Por 50 anos, a Vallourec vem trabalhando em conjunto com as diversas petroleiras ao redor do mundo para aperfeiçoar o design e a integridade de suas conexões VAM®. Um exemplo disto é a ultima geração de conexões recentemente lançadas no mercado, a VAM® 21. Em adição, a competência dos nossos seis centros de pesquisa combinada com a proximidade dos nossos experts em serviço de campo, essas conexões determinaram o referencial de operações mais seguras e com melhor desempenho. Para Bruno Gontijo, superintendente de Operações da Vallourec Transportes e Serviços, “as conexões VAM® trouxeram maior facilidade na aplicação, tornando a descida da coluna cada vez mais ágil. Mas o desempenho da conexão é mais efetivo quando aliado ao trabalho profissional e experiente de nossos técnicos de campo”. Ainda segundo Bruno Gontijo, “com o trabalho da VTS e de seus técnicos do VAM® Field Service entregamos a solução de melhor desempenho aos nossos clientes. Garantimos uma menor perda no manuseio e transporte, um gerenciamento de estoque eficiente e um menor número de itens de contingência. Nosso desafio é continuar dando o melhor retorno financeiro e operacional aos nossos clientes”.
Ano 4 • nº 41 • setembro de 2015 • www.tnsustentavel.com.br
Eficiência Energética • Comercialização de Energia • Legislação Ambiental • Reciclagem Editorial
Menos é mais. Agora é pra valer! Quem de nós já não ouviu essa afirmação? Menos é mais! Acredito que a maioria. E em relação às mais diversas áreas da vida. Mas será que entendemos ou avaliamos isso de verdade? ‘Viver com menos’ é a palavra de ordem do momento. Quem está preparado? Mas, se pensarmos que menos pode ser mais, então: menos dinheiro e mais consciência; menos arrogância e mais colaboração; menos ostentação e mais compaixão. Parece uma boa troca, não? Nesta edição do Caderno, trouxemos vários casos em que essa proposição está sendo colocada, e mostramos algumas ações que podem ajudar na reflexão e construção desse novo paradigma nas empresas e no cotidiano de cada um de nós como cidadãos. Para tratar do assunto, começamos bem, com o nosso entrevistado Thomas Eckschmidt. Ele nos fala sobre o capitalismo consciente, um movimento “inspiracional” que tem o propósito de promover prosperidade de forma humanizada. Thomas afirma que é possível mudar a mentalidade das empresas e incentivá-las a adotar uma nova cultura, com base na responsabilidade social e na geração de benefícios comuns. E inspiração precisa de terreno fértil para prosperar, o que só ocorre com informação isenta e educação. Um bom exemplo é o programa da BP em parceria com a AFS Intercultura Brasil, o Global Citizens of Tomorrow. A parceria foi criada com o objetivo de proporcionar a jovens integrantes de famílias de baixa renda a oportunidade de estudar no exterior e adquirir habilidades interculturais importantes para um futuro profissional bem-sucedido. E, se por um lado, apontamos problemas de gestão como um dos vilões da crise do nosso mercado, como no artigo do Cristiano Vallejo, por outro, vemos que podemos (e devemos) minimizar os conflitos oriundos dessa mesma crise, administrando tudo com empatia e espírito de equipe, como nos aponta Wanderley Passarela, na coluna “Desenvolvimento humano e sustentabilidade”. Enfim, esse é o nosso saldo. Vamos seguindo pois a primavera chegou, trazendo flores e frio e algumas contas que não conseguimos fechar, mas deixando a esperança de que as nossas mudanças possam nos proporcionar dias melhores, como no poema de Clarice Lispector: “Sejamos como a primavera que renasce cada dia mais bela… Exatamente porque nunca são as mesmas flores.” Lia Medeiros, diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo liamedeiros@tnpetroleo.com.br
Sumário
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Uma nova economia para um mundo mais justo
Brasil é o quarto entre os Top 10 países da Certificação Leed no mundo
Global Citizens of Tomorrow leva dez brasileiros para estudar no exterior
Entrevista com Thomas Eckschmid
Ranking
Oportunidade de estudo
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suplemento especial
Uma nova
Capitalismo consciente
economia para um mundo
mais justo As empresas que não pensam apenas no próprio lucro e vão além – querem gerar valor para toda a sociedade – fazem parte de uma nova variante da economia: o capitalismo consciente. O movimento é relativamente recente, mas se alinha em propósito com outras iniciativas que pretendem difundir práticas econômicas mais colaborativas, participativas e humanas.
O capitalismo consciente surgiu nos Estados Unidos em 2005, mas vem ganhando força no mundo inteiro. No Brasil, chegou oficialmente há dois anos, com a criação de um instituto que tem a missão de consolidar o conceito e de promover o engajamento das corporações. Em entrevista para o Caderno de Sustentabilidade, Thomas Eckschmidt, um dos apoiadores da causa no país, conta como é possível mudar a mentalidade das empresas e incentivá-las a adotar uma nova cultura, baseada na responsabilidade social e na geração de benefícios comuns. Conselheiro e um dos fundadores do Instituto Capitalismo Consciente Brasil, Thomas é ex-produtor rural, engenheiro, inventor, autor, fundador da Cattena Food Change, especialista em cadeias produtivas de alimentos e working capital, além de membro do Conselho da GS1, organização internacional sem fins lucrativos que desenvolve e mantém 66
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padrões para cadeias de suprimento e demanda em vários setores. Confira a entrevista. Caderno de Sustentabilidade – O que é o capitalismo consciente? Thomas Eckschmidt – É um movimento “inspiracional” que tem o propósito de promover prosperidade de forma humanizada. Atuamos por meio de três frentes. Conscientização, mostrando ao público em geral que existe uma forma melhor de operar um negócio. Inspiração, compartilhando casos internacionais e brasileiros de empresas que praticam o capitalismo consciente. Educação, levando às universidades a ideia de que o objetivo de uma empresa não deve ser apenas gerar lucro, mas, sim, valor para a sociedade e para todos os seus stakeholders. O capitalismo consciente está pautado em quatro princípios. Primeiro, a liderança consciente, que depende da direção tomada pelo líder da empresa,
por Mehane Albuquerque Ribeiro
e não é um movimento revolucionário de massa. É o líder da organização que dá direção ao negócio, estabelece os valores pelos quais as pessoas devem se guiar. É quem assina o cheque e controla o orçamento, bancando o propósito no qual acredita. Segundo, o propósito maior. Ou seja, as empresas não privilegiam o lucro financeiro em detrimento dos atores (stakeholders), mas alinham suas ações com a razão de ser da própria empresa, com o motivo pelo qual ela existe, além do lucro. Terceiro, a orientação dos stakeholders para que abandonem a ideia de barganha – ou trade-off – procurando criar relações de valor entre funcionários, clientes, acionistas, fornecedores, sociedade, comunidade, meio ambiente, e outros. E o quarto pilar é a cultura consciente. A orientação dos stakeholders em torno de um propósito maior confere a esse ecossistema um comportamento coletivo único, que dificilmente poderá
ser copiado por concorrentes, e que se torna o grande diferencial de desempenho no negócio. Como, onde e quando o capitalismo consciente surgiu? O movimento surgiu nos Estados Unidos em 2005, e tomou força em 2006, com seus cofundadores: o acadêmico Raj Sisodia, e o cofundador e CEO da Whole Foods Markets, John Mackey. A primeira publicação sobre o assunto, Firms of Endearment, de Raj Sisodia, David Wolfe e Jag Sheth, está disponível, em sua segunda edição, revisada, ampliada e traduzida para o português: Empresas humanizadas – pessoas, propósito e performance (www. empresashumanizadas.com). Quais os benefícios que o capitalismo consciente traz para as empresas e as sociedade?
As empresas que aplicam de forma correta os princípios do capitalismo consciente geram valor significativo para todos os stakeholders, inclusive nas medições tradicionais de capitalismo (valorização das ações da empresa). Estudo publicado no referido livro mostra que em um período de 15 anos (1998 a 2013), a valorização média do índice da bolsa de valores dos Estados Unidos (S&P500) é de 117%, enquanto que as empresas norte-americanas humanizadas e de capital aberto destacadas na publicação tiveram valorização de 1.681% no mesmo período de análise. Em que países o capitalismo consciente está mais disseminado? Os conceitos do capitalismo consciente estão presentes em todo o mundo. Existem exemplos de empresas por
toda parte que, de certa forma, estão aplicando estes princípios de modo inconsciente ou automático, sem dar um nome à prática. Representantes do movimento já estão estabelecidos em mais de dez países, na Ásia, África, Europa e Américas. O capitalismo consciente é uma novidade no Brasil? Como e por que o movimento chegou até aqui? Eu, como empreendedor, descobri o conceito em 2010, quando me engajei logo de cara, por identificar a atuação da minha empresa com os princípios do movimento. Em 2013 criamos, com a participação de 20 presidentes de empresas e executivos brasileiros, uma associação sem fins lucrativos para difundir os princípios desse movimento no país – o Instituto Capitalismo Consciente Brasil. Dentre os diversos movimentos existentes, como o capitalismo inclusivo, a economia colaborativa, o capitalismo criativo, o Sistema B (B Corp) – também alinhados à ideia de que as empresas precisam ter um significado maior do que apenas o lucro –, acreditamos que nosso foco seja mais sistêmico e abrangente. Todas essas iniciativas são uma demanda da sociedade, que acredita que os negócios precisam ganhar uma forma mais humana, e precisam estar comprometidos com outros objetivos que não apenas o dinheiro. Como as empresas brasileiras se posicionam em relação a isso? A cada dia que passa, descobrimos novas empresas brasileiras humanizadas, novas práticas e novas histórias inspiradoras. Estamos no processo de documentar um caso no estilo Harvard, para ser publicado e utilizado por entidades de ensino superior nas aulas de administração e economia. Como em todo lugar, temos empresas da nova economia e outras atreladas à velha. Podemos ver isso diariamente nos noticiários: empresas motivadas por ganância e lucro, que causam impactos negativos na vida de milhares de pessoas. TN Petróleo 103
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suplemento especial
Quantas e quais empresas brasileiras já atuam com base nos princípios do capitalismo consciente? Acreditamos que existam milhares de empresa por aí que já atuam dentro desses princípios, e fazem isso como parte da sua própria natureza, de seu próprio DNA de negócio. Já nascem com um propósito, mas por falta de um modelo não têm muito clara a dinâmica dessa nova forma de atuação. A conscientização sobre esse novo modelo de negócios ajudaria empresas “inconscientemente conscientes” a entender sua importância no mercado e na transformação da sociedade brasileira. Para que as empresas sejam mais conscientes é preciso uma mudança de cultura. É possível mudar um comportamento já estabelecido? Para que uma empresa se torne consciente é necessário que a liderança seja consciente. A mudança somente ocorre de cima para baixo, quando as decisões são tomadas com base em valores humanos, e alinhadas com o propósito do negócio. A partir disso, começa a transformação. Nessa mudança, observamos que muitos empreendedores já se lançam com propósitos maiores. Grande parte deles busca resolver problemas sociais e ambientais. Nenhum empreendedor começa com a ideia: “vou ganhar muito dinheiro”. O pontapé inicial é sempre a tentativa de resolver um problema, melhorar o atendimento, um produto ou serviço deficiente, usar a ociosidade do sistema para criar valor para aqueles que não têm acesso à riqueza disponível. Um exemplo disso é a AirBnB [empresa de mercado comunitário para pessoas que oferecem ou buscam hospedagem em diferentes lugares do mundo]. A interferência de investidores, que colocam dinheiro e querem mais dinheiro de retorno em curto prazo, é o que muitas vezes desvirtua o negócio ou seu propósito inicial. Em relação à mudança do comportamento, ela pode ocorrer em duas direções. Para melhor ou para pior. Um exemplo internacional é o da Interface, empresa que 68
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Coletamos casos brasileiros para inspirar e servir de exemplo àqueles mais descrentes, e outros para acelerar o caminho da transformação. Por fim, temos uma atuação no universo acadêmico para mudar o modelo atual que prega o lucro.
faz carpetes. O fundador, Ray Anderson, percebeu que sua companhia era uma “saqueadora” – expressão usada por ele próprio – e, a partir dessa constatação, começou a empreender uma mudança completa para torná-la carbono neutro em 2020. Por outro lado, no caso de uma das empresas mencionadas na Operação Lava-Jato, seu fundador acreditava em valores importantes para a sociedade brasileira: “educação pelo trabalho”. Como fazer isso, se o empresariado, em geral, pensa em primeiro lugar no lucro financeiro, deixando o lucro social em segundo plano? Acredito que os novos empreendedores resolverão esse problema. A nova geração vem com um novo mindset, e alguns no Brasil já estão sendo reconhecidos internacionalmente. A revista Forbes destacou Roger Koeppl, fundador da UGreen, como um futuro Steve Jobs, tamanho o impacto de suas ideias e
ações. A revista Fast Company destacou Rony Meisler, da Reserva, que tem um dos dez varejos mais criativos do ano. Essa nova geração de empreendedores tem maior poder de engajar clientes, consumidores e, consequentemente, funcionários, fornecedores e comunidade, através de uma proposta de valor, e através das soluções sociais inovadoras que estão encontrando. Os empreendedores de hoje são nosso veículo de transformação social. O governo é grande demais, lento e não qualificado para atender a demanda da sociedade. Somente as empresas, ou o setor privado, munidos de um propósito, poderão resolver as questões que a sociedade demanda. Quando isso acontecer, a sociedade exigirá um governo menor, mais eficiente, e apenas regulador, para evitar monopólios e oligopólios. Como trabalha o instituto e quais ações empreende para mudar a mentalidade dos empresários no Brasil? O Instituto trabalha em três frentes. Realizamos palestras em empresas, eventos setoriais e em universidades para conscientizar a sociedade civil e empresarial sobre essa nova forma de economia. Coletamos casos brasileiros para inspirar e servir de exemplo àqueles mais descrentes, e outros para acelerar o caminho da transformação. Por fim, temos uma atuação no universo acadêmico para mudar o modelo atual que prega o lucro, e disseminamos a ideia de que o propósito da empresa é gerar valor para a sociedade e para todos os stakeholders. O que uma empresa precisa ter ou fazer para se alinhar aos propósitos do capitalismo consciente? A empresa precisa passar por essas três etapas. Conscientizar sua equipe de que existe um novo modelo de fazer negócio, e identificar seu propósito. Feito isso, deve se educar e se adequar a essa nova forma de atuação, compartilhando histórias de sucesso para criar uma cultura consciente interna e externamente.
Brasil é o quarto entre os Top 10 países da Certificação Leed no mundo
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US Green Building Council (USGBC) anunciou que o Brasil ocupa a quarta posição no segundo ranking anual do USGBC dos Top 10 Países do Leed – sistema de classificação de green building mais utilizado e amplamente reconhecido no mundo. A lista os classifica em termos de metragem quadrada construída e números de projetos certificados Leed até a presente data. O anúncio ocorreu em um momento de especial atenção internacional sobre a mitigação das mudanças climáticas que prevalecerá em destaque até a COP21 – negociações climáticas das Nações Unidas que ocorrerá em dezembro. O protagonismo brasileiro no cenário mundial de green buildings foi debatido durante a 6ª Greenbuilding Brasil/Conferência Internacional & Expo, realizada de 11 a 13 de agosto, em São Paulo. O Brasil é um dos cinco países que compõem os Brics (composto, além do Brasil, pela China, Rússia, Índia e África do Sul) a integrar a lista dos “Top 10” 2015. O vasto mercado nacional e em ascensão no segmento de green building demonstra que uma das potências econômicas emergentes mais importantes da comunidade internacional está, de forma ativa, buscando maneiras para garantir um crescimento econômico sustentável e responsável. O Brasil foi destaque no ano
Foto: Divulgação Riotur
Estamos na liderança sul-americana do movimento internacional de Green Building para o desenvolvimento sustentável.
passado por ter obtido a maior queda do mundo em emissões de gases de efeito estufa, com base em seus esforços bem-sucedidos de combate ao desmatamento. A emersão do Brasil como país na vanguarda do movimento de sustentabilidade tem o potencial de provocar o crescimento no mercado do Leed para as Américas do Sul e Central, graças à referência nacional como modelo econômico e político regional para os países vizinhos. A lista dos Top 10 destaca países fora dos Estados Unidos que estão realizando progressos significativos em projeto, construção e reforma de edifícios sustentáveis, ilustrando a crescente demanda internacional por edifícios com a Certificação Leed. Espaços com esta certificação utilizam menos recursos hídricos e energéticos,
são mais econômicos, tanto para famílias, empresas e para os contribuintes, reduzem as emissões de carbono e criam um ambiente mais saudável para os moradores, trabalhadores e para a comunidade em geral. Certificação Leed no mundo – Todos os dias, cerca de 172 mil m2 de espaço são certificados utilizando a ferramenta Leed, e há atualmente mais de 69.800 projetos comerciais e institucionais, o que representa 1.230 bilhões de m2 de área a participarem do sistema de classificação de green building. Além de 76.500 unidades residenciais adicionais que foram certificadas sob o sistema Leed for Homes. Atualmente projetos Leed podem ser encontrados em mais de 150 países e territórios em todo o mundo. TN Petróleo 103
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suplemento especial
GE amplia em 30% a capacidade de entrega ao setor eólico Em parceria com a SKF, a GE ampliará capacidade de produção de aerogeradores para 500 unidades-ano
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Foto: Divulgação
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tual líder do mercado de turbinas eólicas no Brasil, a GE continuará a apostar no setor com a expansão de sua capacidade anual. Com o desenvolvimento de sua cadeia de fornecedores, a empresa chegará à marca de 500 máquinas produzidas anualmente a partir de sua fábrica de aerogeradores, localizada em Campinas, no interior de São Paulo. A capacidade anterior era de 400 máquinas/ ano. Com o marco, a GE poderá adicionar por ano mais de um GW ao grid, o que representa metade da capacidade eólica contratada nos leilões de energia realizados em 2014 (2,2 GW). “Apostamos no desenvolvimento da energia eólica desde antes do primeiro leilão de energia eólica no Brasil e continuaremos a acreditar na importância desta fonte para a maior estabilidade do sistema energético do Brasil”, detalha Jean-Claude Robert, líder da divisão de Energias Renováveis da GE para América Latina. Uma das principais parcerias firmadas pela GE nesse contexto foi com a fabricante sueca de rolamentos SKF, que em junho iniciou a operação de sua primeira fábrica de rolamentos eólicos (pitch e yaw) no Brasil, localizada em Cajamar, em São Paulo, e fruto do investimento de R$ 73 milhões. A chegada do novo player ao mercado brasileiro deverá duplicar a capacidade de
rolamentos fornecidos para todo o setor eólico, até então atendido por uma única empresa. Os rolamentos produzidos na nova fábrica são considerados fundamentais na estrutura dos aerogeradores (conecta o hub às pás, e a nacelle à torre) e, até então, era um dos principais gargalos na cadeia de suprimentos do Brasil. “A partir da entrada da SKF expandimos a cadeia nacional de suprimentos e estimulamos o crescimento contínuo da indústria eólica, ao mesmo tempo em que cumprimos com a regra de nacionalização de componentes”, explica Rodrigo Ferreira, diretor de Suprimentos do braço de Energias Renováveis da GE. O contrato entre as empresas prevê uma parceria de longo prazo que beneficiará não somente a GE, mas outros fabricantes de aerogeradores com atuação no Brasil. As encomendas da GE ocuparão parte da capacidade produtiva da SKF, podendo a par-
ceira negociar o restante com outros players que mantêm atuação no mercado brasileiro. O contrato da GE com a SKF tem o objetivo de garantir o cumprimento das normas de nacionalização requeridas pelo Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES). O órgão exige a nacionalização de partes dos componentes das turbinas eólicas para inclusão do produto no Finame (linha de crédito com condições diferenciadas para a compra de equipamentos). Atração de novos fornecedores – Além da parceria com a SKF, a GE tem investido na atração de outros parceiros a fim de trazê-los para o Brasil, bem como incentivar fornecedores nacionais a expandir suas operações para o segmento eólico. A estratégia é tida pela empresa como fundamental para enfrentar gargalos existentes no setor e estimular a expansão dos projetos eólicos e a participação da fonte de energia na matriz elétrica do país. Nos últimos dois anos, a empresa foi responsável por desenvolver mais de cem novos fornecedores e estimular a instalação de seis novos parques fabris de empresas parceiras. No segundo trimestre deste ano, os investimentos realizados pelos fornecedores da GE já somam mais de R$ 150 milhões em capex e geraram mais de 300 empregos diretos no país. “A entrada de novos atores no setor eólico demonstra a confiança na fonte de energia como alternativa para a diversificação da
atual matriz elétrica. O mercado em geral já nota os benefícios e competitividade da força dos ventos, o que acaba sendo refletido em toda a cadeia produtiva nacional”, analisa Ferreira.
Além da fábrica de aerogeradores em Campinas, a GE ainda mantém dois centros de operação e manutenção de turbinas na Bahia e no Rio Grande do Norte. Acompanhando a expan-
GE e Ecogen firmam contrato para três projetos de geração distribuída Para atender às novas demandas do mercado, GE e Ecogen Brasil anunciam a assinatura de contrato para três projetos de geração distribuída, modalidade em que a energia é gerada no próprio ponto de consumo ou próximo a ele. Os acordos envolvem empreendimentos em diferentes segmentos, sendo dois projetos em complexos industriais (Grupo
Mercedes-Benz e ALL-Rumo) e um em condomínio comercial em construção na cidade de São Paulo. Para Juan Galan, líder da divisão de Distributed Power da GE para o Brasil, os acordos firmados sinalizam o maior interesse do mercado por soluções que equacionem eficiência energética (cogeração) com a gradual redução da dependência pelo sistema elétrico central. “Por ser um modelo que proporciona maior autonomia e flexibilidade no modelo de geração e consumo de energia, a geração distribuída cada vez mais atrai no-
são da energia eólica na matriz elétrica brasileira, ainda neste ano a companhia colocará em operação outros três centros de serviços no Piauí, em Pernambuco e no Rio Grande do Sul. vos interessados. No Brasil, estamos no momento certo para estimular e ampliar projetos do tipo”, analisa o executivo. Nos empreendimentos com a colaboração da GE, a Ecogen atuará como EPC nas plantas da Mercedes-Benz e da ALL-Rumo. No condomínio comercial em construção em São Paulo, a empresa atuará como detentora e operadora do sistema. Todos os projetos serão equipados com motores GE Jenbacher alimentados com gás natural. A GE também possui linha de equipamentos que podem ser operada com biogás, gás de aterro e gases especiais (gases residuais de fornos, minas e outros processos), sendo utilizado nos mais diferentes empreendimentos para geração de energia.
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suplemento especial
Global Citizens of Tomorrow leva dez brasileiros para estudar no exterior Ação da BP com a AFS Intercultura Brasil distribui bolsas de estudo de um ano. As inscrições estão abertas para a próxima seleção.
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Foto: Raquel Ramos
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á estão abertas as inscrições para o programa Global Citizens of Tomorrow (Cidadãos Globais do Amanhã), que entre agosto e setembro estão levando dez jovens brasileiros selecionados na primeira edição, para usufruir de bolsa de estudo de um ano no exterior, vivendo em casa de família. Lançado em 2011 por meio de uma parceria entre a BP e o AFS Intercultura Brasil, organização não governamental de intercâmbio cultural, o programa tem como objetivo proporcionar a jovens integrantes de famílias de baixa renda a oportunidade de estudar no exterior e adquirir habilidades interculturais importantes para um futuro profissional bem-sucedido. Os jovens são provenientes dos estados da Bahia, Mato Grosso, Rio de Janeiro, Rio Grande do Norte e Rio Grande do Sul. As inscrições para a próxima edição do programa, que foram abertas no dia 15 de agosto, podem ser feitas pelo site www.afs.org.br. A bolsa de estudos inclui as passagens aéreas de ida e volta ao país de destino, transporte entre casa e escola, hospedagem e alimentação em casa de família voluntária, material escolar, seguro de saúde, ajuda de custo de US$ 120 por mês durante a experiência, entre outros itens. O embarque dos selecionados
para a próxima edição está previsto para agosto de 2016. A seleção é composta de quatro etapas. A primeira consiste em uma prova online com 15 questões de múltipla escolha de matemática e 15 de inglês, além de uma redação em inglês. A segunda etapa é uma seleção regional presencial, que inclui um teste de proficiência em inglês; a terceira, o preenchimento de formulários online; e a última é uma visita à casa dos finalistas e seus familiares. Os candidatos devem ter nascido entre 15/03/1998 e 01/08/2001; possuir renda familiar de até seis salários mínimos (será solicitado comprovante); estar cursando o ensino médio em escola pública ou como bol-
sista integral em escola particular; não pode ter sido reprovado em nenhuma série; não pode estar cursando o último ano do ensino médio no momento da inscrição; ter excelente desempenho acadêmico (notas acima de 8 ou B+), especialmente em inglês e matérias de ciências exatas (matemática, física e química); e possuir nível de inglês intermediário ou avançado (será realizada prova de proficiência em inglês). Até 2016, o programa terá oferecido 50 bolsas de estudos integrais para estudantes do Brasil, Estados Unidos, China, Índia, Malásia e África do Sul. Ainda este mês, o Brasil deve receber 12 estudantes norte-americanos nas mesmas condições.
CPFL inaugura primeiros eletropostos de Campinas Os equipamentos foram instalados nos bairros Jardim do Trevo, na área externa da Oficina Servicentro Automotivo (Bosch), e Parque São Quirino, em frente à CPFL.
Foto: Divulgação
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CPFL Energia, o maior grupo privado do setor elétrico brasileiro, inaugurou os dois primeiros eletropostos públicos de Campinas (SP), ampliando para seis o número de pontos de carregamento em operação no âmbito do Programa de Mobilidade Elétrica do Grupo. As novas instalações permitirão o reabastecimento gratuito dos veículos elétricos que circulam pela região. Os novos eletropostos possibilitarão o carregamento da frota de táxi elétricos já em circulação em Campinas que haviam sido comercializados pela BYD, além dos outros nove veículos que integram o Programa de Mobilidade Elétrica da CPFL e os demais carros que rodam pela região. De acordo com os dados da Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea), 1,8 mil unidades foram licenciadas no Brasil de 2012 a 2015, entre 100% elétricos e híbridos. Eles são do tipo carregamento rápido, reabastecendo 80% da bateria dos veículos em meia hora. Os equipamentos são compatíveis com os dos carros elétricos fabricados com plug tipo 2 (Mennekes), o que inclui as montadoras Renault, BYD e BMW. Cada ponto de carregamento tem um custo total estimado em R$ 30 mil e
permite o abastecimento de energia elétrica de um carro por vez. Para que possam usar estas unidades, os usuários precisarão efetuar um cadastro prévio junto à equipe do Programa de Mobilidade Elétrica da CPFL pelo e-mail mobilidade.e@cpfl. com.br, informando nome, telefone, modelo e placa do carro. Os usuários cadastrados poderão recarregar seus veículos elétricos no eletroposto gratuitamente até que a Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) regulamente a cobrança para a mobilidade elétrica no país. Os pontos de carregamento públicos foram viabilizados em parceria com a BYD. A fabricante chinesa será responsável por bancar a conta de energia dos eletropostos públicos até que o modelo de cobrança definido pela Aneel esteja regulamentado.
A CPFL Energia, como contrapartida, arcará com as despesas de compra e instalação dos equipamentos e, no caso do eletroposto em sua sede, com o custo da energia. No início de junho, a CPFL Energia anunciou parceria com a Rede Graal para a criação do primeiro corredor elétrico do país, entre Campinas e São Paulo. Prevê-se a instalação de dois pontos de carregamento em postos da rede nas Rodovias Anhanguera e Bandeirantes, na altura do município de Jundiaí. Ao todo, o Programa de Mobilidade Elétrica irá instalar 30 unidades na área de concessão do Grupo. Em aplicações residenciais, o custo do investimento, considerando as adequações elétricas e a instalação do eletroposto, é de cerca de R$ 5 mil e permite o recarregamento entre seis e oito horas da bateria do veículo.
CPFL Renováveis assina carta aberta do Fórum Clima A CPFL Renováveis participou da assinatura da Carta Aberta ao Brasil sobre Mudanças Climáticas 2015, do Fórum Clima, organizado pelo Instituto Ethos. O documento tem como objetivo renovar e ampliar os compromissos assumidos na Carta Aberta de 2009 e apresentar ao governo brasileiro propostas consistentes para que o país assuma um papel de liderança na negociação climática mundial. Dentre as metas apresentadas no documento estão a redução nas emissões de gases de efeito estufa (GEE), a ampliação das fontes renováveis para
que represente 50% da matriz energética brasileira em 2030, o aumento da eficiência energética, precificação da compra do carbono, universalização do acesso e uso de energia proveniente de fontes renováveis, adaptação à mudança do clima e publicação anual do inventário das emissões de GEE. A carta também propõe o incentivo à inovação e à tecnologia para processos produtivos mais eficientes, o acesso a capital para economia de baixo carbono, estabelecimento de um sistema nacional de controle de emissões e estímulo à
mitigação e adaptação à mudança do clima nas cidades brasileiras. Em âmbito mundial, é defendida a inclusão de um limite de emissões globais de GEE em longo prazo que permita zerar as emissões líquidas globais até 2050, criação de um mecanismo multilateral de precificação de carbono, remuneração pela manutenção e recuperação das florestas e a publicação da Contribuição Nacionalmente Determinada (INDC) contendo metas de redução ou limites específicos de emissões para o período pós-2020. TN Petróleo 103
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suplemento especial
O novo acordo
do clima
e os desafios para o Brasil
Há grande expectativa de que a 21ª Conferência das Partes (COP21) da Convenção Quadro das Nações Unidas sobre Mudança do Clima (UNFCCC), que ocorrerá em Paris, de 30 de novembro a 11 de dezembro, estabeleça um novo acordo internacional para conter o aquecimento da Terra. Espera-se que todos os países participem do encontro com elevado grau de responsabilidade perante essa meta tão significativa para o presente e o futuro.
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João Guilherme Sabino Ometto é engenheiro, pela Escola de Engenharia de São Carlos (Eesc/USP), vice-presidente do Conselho de Administração do Grupo São Martinho, vice-presidente da Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp) e coordenador do Comitê de Mudança do Clima da entidade.
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ão dois os pilares que devem sustentar o entendimento multilateral: a capacidade de cada país de reduzir emissões dos gases de efeito estufa; e adoção de medidas de adaptação que criem mais resistência dos ecossistemas e das cidades aos impactos do clima. Além de tudo, é preciso desenvolver e transferir tecnologias e viabilizar sua utilização em larga escala. Como essas ações fundamentais exigem recursos e novas formas de financiamento, será decisivo o comprometimento de todos. O Brasil está se preparando para a COP21, devendo apresentar, no máximo até outubro próximo, as contribuições que levará à conferência. Isso exige um cauteloso planejamento de como pretende aprofundar suas ações na agenda climática. Um de nossos desafios é diminuir as perdas florestais, responsáveis por parcela dos gases expelidos na atmosfera. Uma das formas de mantermos as florestas em pé é buscar financiamentos para projetos de Redução de Emissões por Desmatamento e Degradação (REDD plus). Esse mecanismo, já instituído em conferências do clima anteriores, permite a remuneração daqueles que preservam as matas e coberturas vegetais. Outro enorme desafio brasileiro é aumentar a participação das fontes renováveis na matriz energética, utilizando o potencial da bioenergia, bem como a eólica e a solar. Entretanto, essas ações dependem de incentivos ao desenvolvimento de tecnologias e de políticas públicas adequadas. De todo modo, são passos concretos que o país poderá dar no curto prazo, pois a eficiência energética é fundamental quando se pensa, também, nos processos industriais. Ainda no que diz respeito às bioenergias, é preciso analisá-las no contexto do novo cenário de queda vertiginosa do preço do petróleo e um presumível desestímulo das fontes renováveis. Entretanto, mesmo
Foto: Free Images
que o crescimento da participação destas na matriz mundial seja mais lento, é preciso dar continuidade às ações capazes de mitigar as emissões de carbono no âmbito de toda a cadeia do petróleo. Há muitos avanços nisso, como motores menos poluentes, veículos mais leves, que gastam menos combustível, filtros nas indústrias e caldeiras, e outras tantas medidas que vêm sendo adotadas. Acredito ser possível conviver de modo ambientalmente correto com o petróleo. Por outro lado, embora ele tenha um peso grande nas emissões, não é a única vertente a ser focada no novo acordo. A questão é muito ampla. No tocante ao setor agropecuário, é preciso tornar mais robusto o Plano Setorial de Mitigação e de Adaptação às Mudanças Climáticas para a Consolidação de uma Economia de Baixa Emissão de Carbono na Agricultura (ABC). No âmbito desse objetivo, as medidas mais destacadas são as seguintes: plantio direto, integração lavoura/pecuária/florestas, recuperação de pastagens e áreas degradadas e restauração da flora no contexto do Código Florestal. Esse conjunto de ações pode gerar reduções expressivas da emissão dos gases de efeito estufa. No entanto, deve-se ponderar que os futuros compromissos brasileiros no novo acordo do clima não podem ser unilaterais. É preciso que haja obrigações também ambiciosas dos países desenvolvidos e dos emergentes, como China, Índia e África do Sul. Assim, pode-se supor que, este ano, serão complexas e intensas as negociações da Convenção Quadro das Nações Unidas. Em setembro, em paralelo à Assembleia Geral da ONU, ocorrerá a Climate Summit, com um engajamento político de alto nível. Nessa reunião de cúpula, a aprovação dos Objetivos de Desenvolvimento do Milênio, lançados na RIO+20, em 2012, conterá de maneira clara a agenda do clima. Para a Federação das Indústrias do Estado de São Paulo (Fiesp), o Brasil precisará apresentar uma proposta que contenha contribuições ousadas e flexíveis quanto à redução de emissões, mas compatível com a nossa realidade socioeconômica. Entendemos, ainda, que os esforços desenvolvidos pelo país no período pré-2020 devam constar da pauta de negociações. Ademais, é necessário considerar que o acesso ao mercado mundial de carbono é crucial para promover a redução das emissões dos gases de efeito estufa, buscando a melhor relação custo-benefício para o Brasil. É muito importante, do mesmo modo, que as ações
unilaterais no novo acordo não resultem em restrições arbitrárias e injustificadas do comércio internacional. Serão inaceitáveis metas absolutas para todos os setores e o estabelecimento de taxas de carbono, que criariam penalidades para os segmentos mais sensíveis da indústria e não incentivariam as reduções de emissão custo-eficientes. É essencial criar uma agenda, entre 2016 e 2019, que permita investir e desenvolver novas tecnologias, inclusive via acordos bilaterais, com foco em ações de baixo carbono nos setores manufatureiros, preservando sua competitividade. O novo acordo a ser adotado em Paris poderá remodelar a arquitetura das relações econômicas entre países no âmbito das negociações multilaterais sobre mudança do clima. O Brasil tem papel relevante nesse cenário e pode criar as bases para reestruturar suas políticas climáticas com foco na adoção de medidas que promovam o desenvolvimento sustentável. Assim, as contribuições nacionais a serem submetidas à Convenção Quadro das Nações Unidas nos próximos meses precisam ser planejadas com cautela e fundamentadas na real capacidade do país em reduzir emissões. TN Petróleo 103
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Uma questão de
gestão
Como os custos indiretos podem ajudar o setor de O&G a transpor as dificuldades dos próximos anos
As dificuldades enormes impostas à indústria de O&G pelas incertezas do ambiente geopolítico ameaçam a sobrevivência de algumas companhias em suas atuais configurações, tudo aliado à competição e à crescente pressão sobre preços, tornando-se cada vez mais difícil atingir a lucratividade esperada pelos acionistas.
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or outro lado, a dificuldade em identificar, localizar, consolidar e controlar os custos indiretos leva muitos gestores a negligenciarem o impacto negativo sobre balanços de suas organizações. Quais são as saídas para este cenário?
Cristiano Vallejo é graduado em Administração Pública pela Escola de Administração de Empresas de São Paulo da Fundação Getúlio Vargas (FGV-Eaesp) e MBA pela Fundação Instituto de Administração/Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade (FIA/FEA/ USP), e V.P. Latam da consultoria em Supply Chain americana, International Supply Chain Solutions (ISCS). É professor no Instituto Brasileiro de Supply Chain (Inbrasc) e na Universidade Corporativa da Federação Nacional da Distribuição de Veículos Automotores (Fenabrave).
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O inimigo externo – A continuidade da indústria de O&G nunca esteve sujeita a tantas variáveis diferentes e os players carecem em expertise para lidar com muitas delas, deixando a indústria como um todo em uma sinuca de bico sem precedentes. A Arábia Saudita continua despejando grandes quantidades de óleo no mercado, buscando impactar negativamente a indústria norte-americana de xisto e o financiamento iraniano às atividades terroristas. A própria indústria norte-americana de xisto enfrenta uma alta alavancagem e endividamento, aliados a uma dificuldade logística – falta de dutos nos locais e em quantidades suficientes – que não havia sido imaginada, elevando seus custos de transporte às alturas. A Petrobras segue ao ritmo das apurações da Lava-Jato e, como disse um ministro, “pensamos que estamos puxando uma pena e sai uma galinha”. Enquanto a influência política não diminuir sobre a gestão da companhia e mecanismos de compliance não forem efetivamente adotados, corremos o risco de prolongar ainda mais o tempo sem luz no fim do túnel. A Pemex, por sua vez, aparenta já ter passado o ponto de inflexão e, agora, busca voltar a investir e reestruturar os seus controles enfraquecidos por períodos de gestão estatal. O Irã está prestes a voltar ao mercado internacional com a liberação das sanções impostas por conta de seu programa atômico. Quem esteve lá recentemente relatou escassez de itens básicos. Exceto pela imposição de restrições na quantidade, os iranianos voltaram despejando mais petróleo no mercado. A Rússia, com suas reservas significativas e contratos de longo prazo com a China, aparenta ser a parte mais previsível da intrincada equação, mas não muito longe dali a crescente exploração do Ártico deve jogar mais
Foto: Cortesia Shell
produto no mercado. Se juntarmos tudo no mesmo saco, o cenário dificulta ainda mais a captação de recursos para P&D na indústria. Para completar, e olhem que já não foi pouco, a indústria continua sendo a vilã para os ambientalistas. Necessidade de diminuir drasticamente as emissões de CO2, preservação das reservas hídricas na exploração do xisto, risco à vida marinha e animais e derramamentos acidentais. O cenário para a indústria é crítico nos próximos quatro ou cinco anos. Todos os stakeholders esperam muito desta indústria. Os investidores esperam lucros, os governos esperam aderência à regulamentação ambiental e seus colaboradores esperam salários e benefícios crescentes. A gestão dos recursos disponíveis é primordial para o sucesso e sobrevivência por este período e, dentre eles, destacamos os custos indiretos. O inimigo interno – A expressão ‘quinta coluna’ deixou de ser usada apenas no contexto militar e passou a designar aqueles indivíduos ou grupos que atacam por dentro, praticando ações subversivas e traiçoeiras em favor de um grupo rival. Os custos indiretos podem se tornar tão perversos quanto a quinta coluna. Estão dentro das organizações e muitas vezes sabotam sorrateiramente os esforços de equipes inteiras. Dentro do quadro de recuperação lenta da economia global, com pressão contínua sobre as margens de lucro e esforços cada vez maiores para manter o volume de vendas, os gestores sentem-se enxugando gelo. Com dificuldades
crescentes para aumentar a primeira linha do balanço, os esforços devem se direcionar de forma intensa e inteligente aos itens que impactam na diminuição da última linha, ajudando a mitigar os desafios do fluxo de caixa, a expandir as margens de lucro e a aproveitar as oportunidades emergentes. Os maiores e mais persistentes contribuintes negativos para o crescimento da última linha são os custos indiretos, definidos de forma vaga como todos os produtos e serviços que não estão diretamente incorporados ao produto manufaturado, ou serviço vendido. É uma ampla gama de despesas abrigadas em diferentes rubricas contábeis: viagens, serviços de consultorias e advocatícios, suprimentos de escritório, comunicação, locação de veículos e MRO, só para citar os principais. A consequência de não enfrentar os custos indiretos com enfoque firme afeta não só as margens de lucro, como também perdas consideráveis de produtividade. Tamanho do problema – Os custos indiretos podem somar até 50% do total dos gastos nas empresas industriais e até 90% nas empresas de serviços, e consomem até 80% dos esforços e recursos de procurement. Quando as organizações percebem, os danos na última linha já são grandes. A pergunta que fica é: como estes números podem ficar tanto tempo voando abaixo do radar? E o mais surpreendente é constatar que as organizações continuam ignorando as oportunidades que poderiam recompor rapidamente suas margens de lucro. Por que então os TN Petróleo 103
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custos indiretos seguem negligenciados se têm um impacto tão importante nos números da última linha? Os custos indiretos conseguem escapar dos rigores e vigilância aplicados às compras diretas. Eles estão dispersos por toda a organização e influenciados por uma gama enorme de indivíduos e grupos. Qualquer abordagem é realizada apenas pelo ponto de vista financeiro, e só depois que a porta já foi arrombada, ex post facto. Muitas vezes já é tarde demais. Alguns fatores prejudicam o gerenciamento de forma mais agressiva. Vejamos: Alguns custos indiretos permanecem tanto tempo sem serem analisados que se tornam institucionalizados. Os indivíduos e grupos sentem-se empoderados ao comprar e resistem em se adaptar a regras e processos de controle. “Relações especiais de confiança” com os vendedores acabam por se estabelecer. Falta generalizada de especialização e expertise em commodities (Gestão de Categorias) que individualmente representam baixos valores de aquisição. Todas estas alternativas estão aliadas à dificuldade de visualizar o problema de forma consolidada. É muito difícil ter todas as informações em um só lugar. Os ERPs (Enterprise Resource Planning / Planejamento dos Recursos Empresariais, software integrado de gestão empresarial) dificilmente contemplam o todo. Diferentes nomenclaturas e classificações colaboram para esconder os mesmos gastos de diferentes unidades de negócio, diluindo sua importância no todo, e mantendo-os abaixo do radar. O esforço compensa? – Além dos valores que são expressivos, uma gestão mais eficaz sobre compras indiretas traz ganhos surpreendentes de produtividade. As organizações tornam-se mais leves, mais magras (lean) e focadas na geração de caixa e recuperação de margens, mesmo sem alterações substanciais nas primeiras linhas (incrementos de vendas). Estudos conduzidos pela Michigan State University apontam que uma gestão mais focada em compras como um todo – não apenas em diretos ou indiretos – traz resultados avassaladores: • 25% de redução de custos; • 50% de redução nos prazos de entrega; • 18% de redução de inventários; e • 93% de redução na não conformidade dos fornecedores. Os resultados são recompensadores e os esforços definitivamente valem a pena. A questão é: Como? Na realidade, nada ocorrerá sem que haja um mandato corporativo claro, liderança forte, alinhamento coerente e engajamento ativo. 78
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As experiências de mais destaque guardam algumas características em comum: 1) a análise de cada atividade como uma cadeia de valor separada da organização, em um enfoque que contempla sua análise do início ao fim, e 2) a combinação adequada na gestão do trinômio pessoas, tecnologia e processos. Exemplo de sucesso no enfoque à gestão de custos – O trio brasileiro que comanda o fundo 3G Capital Desde 2013 vem cortando despesas sem dó. A Heinz cortou despesas grandes e pequenas da mesma forma. Foram sete mil empregos diretos, muitos deles em nível gerencial. Seis fábricas consideradas obsoletas foram fechadas, incluindo aí a primeira planta da Heinz, onde tudo se iniciou. Os escritórios que cuidavam das operações globais e da operação americana, antes separados, foram consolidados em um único espaço físico, menor do que cada uma das operações individuais ocupava antes. A utilização de jatinhos executivos virou lenda. O portfólio de produtos também foi aparado, retirando de circulação algumas marcas cansadas. Nas despesas chamadas de pequenas, o mais emblemático foi a restrição à impressão. Cada colaborador pode imprimir apenas 200 cópias por mês, utilizando os dois lados do papel. Cópias coloridas são sujeitas a autorizações superiores. Para a nova Kraft Heinz, a expectativa é de cortes de até US$ 1,5 bilhão até 2017, apenas com a racionalização das operações duplicadas. A melhoria de margens na Heinz foi feita sem que houvesse substancial aumento nas receitas. A crescente preferência dos americanos por uma alimentação mais saudável tem dificultado o incremento das primeiras linhas. E qual é a mágica? – A principal ferramenta é o orçamento base zero (zero-based budgeting). O orçamento para um novo exercício começa completamente zerado, ao invés da utilização dos números do ano anterior como base e a realização de ajustes pontuais. A introdução de qualquer despesa implica a análise do impacto de seu resultado para a específica cadeia de valor dentro da organização. Os fornecedores são pressionados e têm seus contratos revistos, os colaboradores têm a oportunidade de se alinhar à estratégia da organização e a liderança é fortalecida. Tudo acontece ao mesmo tempo, logo na elaboração do orçamento. Antes do início do jogo. Por estas e outras, se você é gestor da indústria de O&G e não deseja ver uma quinta coluna manchando os seus resultados de vermelho, o foco na gestão dos custos indiretos será essencial para preservar as margens de sua operação e a sobrevivência de sua organização.
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“Administrando conflitos com empatia”
Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade
No decorrer de dias, meses e anos de relacionamentos é natural que ocorram conflitos. Podemos afirmar que fazem parte da caminhada evolutiva de todos nós, e vamos nos deparar com eles inúmeras vezes em nossas vidas, não tendo como escapar.
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Wanderlei Passarella é mestre em Administração de Empresas e bacharel em Economia pela FEA-USP, e também engenheiro mecânico pela Escola Politécnica da USP. pós-graduado na Abordagem Transdisciplinar Holística, pela Unipaz/FSJT. Atualmente dirige a Synchron Participações e é coach de executivos. Foi diretor presidente da GPC Química S/A e da Petroflex S/A. Também foi diretor geral da Menasha Materials Handling South America e exerceu cargos gerenciais na Nitroquímica (Grupo Votorantim) e Ipiranga Química.
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ma vez que um conflito ocorra, o melhor a fazer é aceitá-lo e procurar administrá-lo. Resolvê-lo, palavra muito utilizada, é inadequada porque significaria eliminar o conflito, o que só se consegue mudando as pessoas, e as pessoas só mudam quando querem e em função de processos complexos de transformação pessoal. Resolver os conflitos seria o mesmo que eliminar as diferenças, mas são estas que tornam o convívio ao mesmo tempo difícil e atraente e que também potencializam a chance de complementaridade e criatividade entre as pessoas. O contrário de administrar o conflito é negá-lo ou fazer de conta que não ocorreu. É o clássico “jogar para debaixo do tapete”. A sujeira continua ali, escondida, mas um dia algo ou alguma força levanta o tapete e lá está a sujeira, apodrecida e mal cheirosa... Deixar conflitos sem uma tentativa da administração é o mesmo que ir acumulando sujeiras por debaixo do tapete. Podemos escolher este caminho, em alguns de nossos conflitos, mas a tensão não resolvida poderá retornar de outras formas, inclusive na forma de desequilíbrios psicossomáticos. A melhor maneira de administrar os conflitos não é por meio de reações violentas, de rompantes raivosos e de enfrentamentos pessoais agressivos. Estas formas podem, ao contrário, ampliar os conflitos e levá-los a um fim desagradável a todos. Às vezes até ocorrem, mas devem ser corrigidas com as desculpas devidas. Afinal, até Jesus teve seus momentos desse tipo, quando expulsou os vendilhões do templo, ou fazendo de forma enfática e direta. A melhor forma é através do entendimento das diferenças que jazem atrás dos conflitos para se buscar pontos de convergência. Pierre Weil, em seu livro A Arte de Viver a Vida, deixou claro que os conflitos nascem na mente dos homens, quando percebem os fatos de maneira peculiar e pessoal, fruto de sua imaginação. Isso leva a um círculo vicioso de sentimentos destrutivos provocados por necessidades contrariadas, culminando em ações agressivas. Pierre assevera que é preciso substituir a imaginação por estimativas. Ao acontecer um evento, a percepção na mente nos leva a “imaginar” o que está por detrás desse evento. Por exemplo, numa reunião de trabalho de gerentes de uma empresa, um deles, o Carlos, prefere não remunerar os supervisores com participação nos lucros naquele ano e começa a defender que isso não seja feito. Outro gerente, o Marcos, que
possui uma equipe de supervisores muito unida e eficaz, ao perceber o que o outro fala, imagina que ele defende tal ideia porque tem uma equipe dispersa e desfalcada e, portanto, quer castigar os outros gerentes por um problema que é só dele. Imediatamente, Marcos se sente indignado e age com agressividade para com Carlos, chamando-o de inconsequente. Carlos reage e lembra em público de quando Marcos não atingiu suas metas por ter “feito corpo mole” e, assim sucessivamente, a cadeia de ação e reação se instala e usurpa a capacidade de trabalho em equipe e uma relação conflituosa entre Carlos e Marcos parece fadada a não ser administrável. O rompimento desse círculo vicioso pode se dar se ambos, Carlos e Marcos, compreenderem que a imaginação pode nos levar a esses conflitos aparentemente desastrosos. E, se ao invés de os dois ficarem imaginando coisas um sobre o outro, eles substituírem a “imaginação” pela “ação construtiva”, haverá uma boa chance de entendimento. No caso do conflito entre Carlos e Marcos, se Marcos ao perceber o que Carlos falou, ao invés de “imaginar” que fosse por que ele tem uma equipe de supervisores menos eficiente, ele tivesse procurado apaziguar a si mesmo, estimando que Carlos assim o fez porque acreditava que a empresa não estava em boa situação financeira (ou porque naquele ano os resultados gerais não estavam bons), então talvez tivesse se sentido diferente e agido de outra forma, mais construtiva, e o conflito não tivesse se instalado. Mas o fato é que houve o conflito. Como administrá-lo? Se ambos conhecem as peças que nossa imaginação pode nos pregar quando não estimamos as razões por detrás das palavras e eventos, então para administrar o conflito é necessário que ambos voltem a conversar, em particular, sobre as verdadeiras razões de cada um, com abertura e com respeito. E com a compreensão de que as nossas experiências nos levam a encarar a vida de certa forma, mas que pontos em comum são possíveis e que o convívio produtivo do choque de ideias não precisa levar a um choque de egos. É condição essencial que uma equipe de trabalho conheça as armadilhas da imaginação e que todos entendam a importância do respeito. Com essas precondições a estrutura do diálogo para administração do conflito estará propícia. Resta que se desenvolva a empatia nos membros da equipe, que é a capacidade de se colocar no lugar do outro. A empatia nasce da compaixão, da compreensão de que todos somos feitos da mesma falível matéria, e de um
verdadeiro desejo de que todos possam viver felizes e em paz. A empatia é a virtude do homo sapiens no seu caminho evolutivo genético, e se expressa no lobo frontal do cérebro com seus neurônios-espelho, como nos mostra a neurociência atualmente. Com humildade, outra virtude que merece ser desenvolvida em equipes de trabalho, os protagonistas de um conflito podem dialogar para entender que tipo de imaginação os levou a se sentirem tão ofendidos uns com os outros, chegarem a uma estimativa melhor de cada parte e motivar as desculpas mútuas e o reconhecimento de que esses conflitos destrutivos não levam a nada. Muitas vezes, os conflitos demandam a figura de um mediador para serem administrados e ninguém melhor do que o líder para fazê-lo. Então chegamos ao ponto crucial de nossa administração de conflitos. Verdadeiros líderes são os que mais podem contribuir para essa administração. Em primeiro lugar, sendo o incentivador e divulgador do conceito de imaginação x estimativa. Em segundo lugar, desenvolvendo o respeito, a empatia e a humildade em sua equipe, virtudes necessárias para as boas relações interpessoais. E, finalmente, sendo o mediador para a busca de uma compreensão e convívio quando conflitos importantes se instalarem e cuja administração depende de um elemento catalisador. Ainda melhor do que administrar conflitos é trabalhar em harmonia. Mas muita confusão ocorre entre ambiente harmônico e ambiente acomodado, sem confrontação de ideias. A falta de confrontação conduz a ambientes estagnados. Portanto, suprimir a confrontação não é um bom caminho em direção à harmonia. A harmonia pressupõe que haja confrontação de ideias e que as diferenças entre as pessoas sejam aceitas, porque elas conduzem a resultados construtivos. Mas a harmonia é atingida quando há paz no ambiente, e não quando há estagnação. Porque o oposto de paz não é guerra, mas sim a inércia, a falta de evolução, como nos mostra a sabedoria do I Ching, através de um de seus ideogramas. Atinge-se a paz pelo movimento construtivo, pelas mudanças em direção à nossa plenitude existencial. Um ambiente harmônico, dessa forma, é um ambiente em que há constante mudança em direção ao estado evolutivo de maior plenitude. Para um grupo, uma equipe, isso implica que os confrontos de ideias são levados a um bom termo, em direção aos consensos necessários, ou ainda, que se tornam raros os embates de egos pela capacidade do grupo em se relacionar produtivamente. TN Petróleo 103
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suplemento especial
Assim, trabalhar em harmonia é o antídoto para os conflitos agressivos. É o equivalente a não sujar o ambiente, em contraponto a limpar a sujeira (administrar o conflito). Para manter um ambiente limpo é muito mais importante não sujar do que limpar (e assim já preconiza a filosofia dos 5Ss, os cinco sentidos japoneses para a administração da qualidade total). Viver em harmonia no ambiente de trabalho com uma equipe depende, fundamentalmente, de se trabalhar a conscientização de seus membros para a necessidade das relações evolutivas e dos pontos que assim as tornam, quais sejam: • Seus membros estão decididos a expressar a verdade com altruísmo e amor. O que importa é que todos tenham abertura para colocarem suas verdades e estas tenham a aceitação para o debate e engrandecimento do grupo. • Não julgamento dos outros e nem condenações. Cada um sabe que o outro tem vícios, virtudes, pontos de colaboração e pontos de idiossincrasias. Portanto, há a compreensão da natureza humana de cada um e o apoio para que cada um se supere em direção à melhor contribuição para o grupo.
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• Não deixar a mágoa subsistir. Sempre que algum conflito surgir, que ele possa ser administrado pela discussão sincera, utilizando a “estimativa” para buscar razões subjacentes e assim dissolver as tensões e ressentimentos. • Deixar de lado as culpas, cobranças infundadas e pressões descabidas. Não há nada mais destruidor do equilíbrio coletivo do que líderes que fazem cobranças e mais cobranças e ainda colocam enorme pressão nos membros da equipe sem lastro no razoável, buscando culpados e bodes expiatórios. Num verdadeiro grupo, quando as coisas ocorrem de forma certa ou errada, é o grupo que comemora ou aprende em conjunto. No mais das vezes são os sistemas de trabalho que falham, e devem ser aperfeiçoados, ao invés de uma pessoa em particular. • Cultivar a empatia e o espírito de equipe. Num grupo evolutivo, a sua essência ou espírito coletivo aflora quando há verdade e vontade coletiva. É esse espírito que atua invisivelmente para que o trabalho conjunto possa fluir mais e melhor. Esta é a maior consciência possível para viver em harmonia no trabalho de equipe. É a visão produtiva do trabalho em ação.
pessoas
OTC Brasil premia Antonio Carlos Capeleiro Pinto Foto: Cris Isidoro
Antonio Carlos Capeleiro Pinto, da Petrobras, foi reconhecido com o Prêmio OTC Distinguished Achievement Awards na categoria Individual, em função de suas significativas contribuições para o desenvolvimento técnico e gerencial de águas profundas e ultraprofundas de campos petrolíferos. Entre suas realizações está o plano de desenvolvimento do campo de Marlim e de reservatórios de óleos pesados localizados em ambientes offshore. Desde 2007, ele é o responsável pelo projeto de elaboração para águas ultraprofundas de reservatórios de carbonato do pré-sal na Bacia de Santos. E é considerado por seus gerentes e pares uma referência técnica e profissional. Antonio Carlos tem mestrado em engenharia de petróleo, é professor e tem lecionado engenharia de reservatórios para funcionários da Petrobras e estudantes de universidades brasileiras. É autor de diversos artigos técnicos pioneiros para a OTC e SPE
José Goldemberg é nomeado presidente da Fapesp
(Sociedade dos Engenheiros de Petróleo). Em 2008, foi indicado pela SPE Seção Brasil a Profissional de Óleo e Gás do Ano, na categoria Excelência Técnica.
Prêmio Personalidade Inovação do Ano de 2015 da ANP Na cerimônia de entrega do Prêmio de Inovação Tecnológica da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizada no dia 6 de agosto, o diretor-geral da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip) e ex-diretor da ANP, Eloi Fernández Y Fernández, recebeu o Prêmio Personalidade Inovação do Ano de 2015 por sua contribuição à pesquisa, ao desenvolvimento tecnológico e à inovação no
setor energético brasileiro. Eloi Fernández é engenheiro mecânico, graduado pela PU C - R i o , c o m mestrado e doutorado nessa área. Fez pós-doutorado na University of California, em Berkeley (EUA). Suas atividades mais recentes incluem o desenvolvimento de tec-
O físico José Goldemberg foi nomeado presidente da Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (Fapesp). O decreto de nomeação foi publicado no Diário Oficial do Estado de São Paulo do dia 22 de agosto de 2015. Doutor em Ciências Físicas pela Universidade de São Paulo (USP), Goldemberg encabeçou a lista tríplice definida pelo Conselho Superior da Fundação e encaminhada para a escolha do governador de São Paulo, Geraldo Alckmin, em 12 de agosto, da qual também fizeram parte os conselheiros José de Souza Martins e Eduardo Moacyr Krieger – este último vice-presidente da Fundação. Goldemberg foi presidente da Sociedade Brasileira para o Progresso da Ciência (SBPC) e reitor da USP. Ocupou os cargos de secretário de Meio Ambiente do Estado de São Paulo e de secretário de Ciência e Tecnologia e secretário de Meio Ambiente no Governo Federal, tendo sido também ministro da Educação. Em 2008 foi agraciado com o prêmio Planeta Azul, concedido pela fundação japonesa Asahi Glass a personalidades que se destacam em pesquisa e formulação de políticas públicas na área ambiental.
nologia e inovação, com apoio na criação do programa Plataformas Tecnológicas e Projeto Fabricação Digital, do Centro de Desenvolvimento de Produtos e Protótipos para o setor de petróleo e gás (parceria Onip-PUC-Rio). Foi diretor da ANP no período de 1998 a 2002, sendo responsável pelos segmentos das atividades ligadas à gestão do contrato de concessão (exploração, produção e participações governamentais), além dos setores de transporte e comercialização de petróleo e gás natural. TN Petróleo 103
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produtos e serviços
Cenpes
Cenpes utiliza soluções da Elipse
Considerado o maior polo de pesquisa sobre petróleo da América Latina, o Centro de Pesquisas Leopoldo Américo Miguez de Mello (Cenpes) adotou as soluções Elipse Power e E3 para agilizar a supervisão e operação do complexo de 305.000 m2, localizado na Ilha do Fundão (RJ). Com 250 laboratórios, um Centro Integrado de Processamento de Dados (CIPD), com 27.000 m2, e uma central de utilidades, o complexo é a unidade responsável pelas atividades de P&D e engenharia básica da Petrobras. As aplicações foram desenvolvidas pela equipe técnica da Petrobras em parceria com as demais empresas contratadas pelos consórcios das obras da central de utilidades e de ampliação do Cenpes. A arquitetura do sistema de supervisão baseia-se nas configurações de domínios remotos, viabilizando a visualização dos sistemas de processo (driver Modbus) e elétrico (driver IEC 61850) através do mesmo viewer. Há também os Sistemas de Detecção e Alarme de Incêndio (SDAI), que utilizam o driver desenvolvido pela Elipse para prover a comunicação com a rede das centrais de detecção Firenet, fabricadas pelo Grupo Hochiki. Através das telas do E3, os operadores podem monitorar e comandar remotamente todas as estruturas responsáveis pelo mais perfeito funcionamento do Cenpes. Já o Elipse Power aju84
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Foto: Agência Petrobras
Tecnologia de informação permite controlar os sistemas de refrigeração e distribuição de energia elétrica pelos 305.000 m 2 de área, com 250 laboratórios.
Ficha técnica Cliente: Petrobras Integrador: Petrobras em parceria com as demais empresas contratadas pelos consórcios das obras da Central de Utilidades, Ampliação do Cenpes e CIPD Pacotes Elipse utilizados: Elipse E3 e Elipse Power Plataformas: Windows 7 e Windows Server 2008 R2 Número de cópias: 15 Pontos de I/O: 365.519 Drivers de comunicação: Modbus, Altus, FireNet e IEC 61850
da a manter o equilíbrio entre a geração e o consumo de energia elétrica, evitando a sobrecarga do sistema em caso de desligamento de uma das suas fontes geradores. Central monitorada – A central de utilidades é o coração do empreendimento, responsável pela geração e distribuição da energia, água,
vácuo, vapor e ar comprimido ao Cenpes. A unidade foi projetada para disponibilizar até 40 MW de potência, energia capaz de atender a demanda de uma cidade com até 120 mil habitantes. Ela é composta por uma subestação de 138 KV, uma cabine de medição de energia, uma Estação de Tratamento de Água e Esgoto, uma central de água gelada, torres de resfriamento, além dos prédios onde estão localizados os motogeradores, caldeiras e chillers. A casa de produtos químicos, assim como as centrais de ar comprimido e de vácuo também integram essa unidade. O projeto foi desenvolvido de acordo com as premissas de sustentabilidade e ecoeficiência adotadas na ampliação do Cenpes por meio de um sistema de cogeração de energia com redução do consumo elétrico e reúso de água.
Energia para PDI – A demanda de energia elétrica da Central de Utilidades hoje é de 15 MW, parte produzida pelos motogeradores e outra proveniente da concessionária pública. A energia da concessionária é transmitida, via linhas de transmissão subterrâneas em 138 KV, para a subestação de entrada onde a tensão é rebaixada para 13,2 KV. Desta, 6 MW são distribuídos para o Cenpes, enquanto o restante vai para a sala de painéis da ampliação de onde, em conjunto com a energia fornecida pelos motogeradores do sistema de cogeração, segue para todo o complexo. A produção constante de energia dos motogeradores a gás é fundamental para o sistema de cogeração. Os motogeradores produzem até 8,6 MW, potência equivalente à gerada por um total de 15 carros de Fórmula 1 em velocidade máxima. Os gases aquecidos oriundos da combustão dos motores são levados até as caldeiras de recuperação que utilizam a energia térmica destes gases para produzir vapor. A quantidade diária de vapor gerado pelas caldeiras equivale à produção oriunda de 300 chuveiros elétricos, aquecendo água 24 horas por dia. Parte deste vapor é levado aos prédios do complexo, enquanto outra é absorvida pelos chillers que o utilizam, assim como a água de arrefecimento dos motogeradores, para produção de água gelada usada no sistema de ar condicionado. Em busca de garantir a confiabilidade operacional da central de dados em situações de emergência, uma segunda central de água gelada está pronta para ser acionada a qualquer momento. O sistema de água gelada para climatização do complexo gera 5,7 mil toneladas de refrigeração, o equivalente à refrigeração gerada por 5,7 mil aparelhos de ar condicionado.
Prevenção contra quedas de energia O Elipse Power é a tecnologia responsável pela inteligência do Sistema de Descarte Seletivo de Cargas (SDSC). O software garante a redução parcial das atividades do empreendimento se houver uma interrupção no fornecimento de energia. Caso ocorra um quadro de queda simultânea da energia elétrica e gás natural fornecidos pelas concessionárias, a distribuição continua garantida aos sistemas essenciais através do sistema de UPS e dos motogeradores a diesel. Benefícios – Supervisão dos equipamentos e processos realizados na
Central de Utilidades do Cenpes, contribuindo para que seja disponibilizado até 40 MW de potência, energia suficiente para suprir a demanda de uma cidade com até 120 mil habitantes. - Rede segregada. - Web Viewer implantado. - Arquitetura aberta. - Fácil integração com outros sistemas. Possibilidade de gerenciar a distribuição da energia apenas para as cargas consideradas de maior prioridade ao funcionamento do Cenpes nos casos de queda da energia elétrica e gás natural fornecidos pelas concessionárias. TN Petróleo 103
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produtos e serviços
Chevron e CTC/PUC-Rio
Chevron e CTC/PUC-Rio inauguram laboratórios de geomecânica A Chevron e a PUC-Rio inauguraram no dia 3 de julho, dois novos laboratórios com a mais alta tecnologia disponível no país. Fruto de um investimento de cerca de US$ 1 milhão, as instalações serão utilizadas para pesquisas em geomecânica, com foco no setor de óleo e gás, e já começam a ser utilizadas a partir deste segundo semestre. Os laboratórios – de preparação de amostra de rochas e de ensaios mecânicos de rochas – fazem parte do Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo (GTEP) do Centro Técnico Científico da PUC-Rio (CTC/ PUC-Rio) e serão utilizados nas áreas de geologia, engenharia de petróleo, mecânica e civil, nos cursos de graduação e pós-graduação, já a partir do próximo semestre. “No primeiro laboratório, vamos preparar a rocha para fazer os ensaios e, no outro, vamos analisar as diferentes propriedades da rocha a partir de condições diversas”, explica o responsável pelos laboratórios e coordenador do GTEP, professor Sérgio Fontoura, do Departamento de Engenharia Civil. Entre os destaques dos equipamentos está o aparelho para ensaios triaxiais – que permite fazer ensaios de compressão em amostras de rocha sob condições de elevadas pressões e temperatura – o único disponível em universidades no país. Há ainda o equipamento conhecido como PVT 86
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Foto: Isabela Kassow
Os equipamentos são voltados para pesquisas coordenadas pelo Grupo de Tecnologia e Engenharia de Petróleo da Universidade.
para medição de propriedades físicas do óleo, o único existente em toda a região Sudeste. Os laboratórios contam, ainda, com dois equipamentos para preparação de amostras, um permeâmetro a gás – para analisar a permeabilidade das rochas e dois microscópios que permitem analisar suas propriedades. A iniciativa busca proporcionar aos alunos o acesso a equipamentos de alta tecnologia e a uma educação competitiva para o mercado de trabalho. “Através dessa parceria com a PUC-Rio, a Chevron pretende apoiar o desenvolvimento de futuros profissionais, bem como contribuir para o desenvolvimento da indústria de óleo e gás no país”, explica a presidente da Chevron Brasil, Eunice de Carvalho. A parceria com a PUC, que teve início em 2011, é parte do programa global da Chevron de investimento em mais de cem universidades e colleges em todo o mundo. O objetivo é
o desenvolvimento de novos talentos para a indústria de óleo e gás por meio de bolsas de estudo, financiamentos e investimentos em laboratórios. No Brasil, dentro da parceria com a PUC, além de investir nos laboratórios, a Chevron concedeu bolsas de estudo e apoiou o desenvolvimento de projetos que contaram com a orientação de professores da PUC e de profissionais da Chevron, aumentando a transferência de conhecimento. Pesquisa & Desenvolvimento na Chevron – A parceria com a PUC é parte dos projetos da Chevron Brasil em Pesquisa & Desenvolvimento. Nos últimos cinco anos, investimos R$ 44 milhões em 15 projetos de P&D no Brasil em parcerias com cinco de suas maiores universidades e um instituto privado de pesquisa. Entre os diversos estudos, estão o mapeamento da fauna no litoral brasileiro e o desenvolvimento de softwares para conhecer melhor a formação geológica de diferentes bacias do país.
ClassNK
Escolha natural para recuperação de energia
Durante décadas, o número de grandes descobertas de recursos offshore ultrapassou o setor onshore, e a importância da produção e armazenamento flutuante continua a ser uma oportunidade singular de crescimento, apesar da volatilidade do preço do petróleo. De acordo com Clarkson, em 2019 a capacidade global de unidades flutuantes de GNL deverá alcançar 44 milhões de toneladas por ano, cerca de 7,5% da capacidade total da indústria. Dentro destes números, a Ásia continua a ser um impulsionador-chave: de acordo com o último relatório dos analistas de energia Infield, a Ásia será responsável por 18% da despesa global offshore prevista para o período entre 2015 e 2019. O sudeste da Ásia, em particular, é visto como um hub para o mercado de GNL. Em abril de 2015 a unidade Petronas PFLNG-1 estava 91% concluída e com início de produção previsto para março de 2016, enquanto o Projeto Prelúdio da Shell prevê o início do funcionamento para 2017 e o Murphy/ Petronas PFLNG-2 deverá entrar em operação em 2018. Em outra região, o projeto Pacific Rubiales, uma Unidade Flutuante de Liquefação, Regasificação e Armazenamento em Colúmbia, também deverá entrar em funcionamento no próximo ano. Mais uma vez, com base em acordos recentes, Mitsui, MOL e Marubeni irão investir em Tartaruga MV29 BV (“MV29”), empresa holandesa estabelecida pela Modec para a implantação do FPSO para a companhia petrolífera estatal brasileira, a Petrobras. Dada a crescente necessidade de orientações técnicas claras para a construção e vistoria das instalações offshore, sociedades de classificação têm cada vez mais sido convidadas a participar das fases iniciais dos projetos e a apoiar o desenvolvimento precoce
Ilustração: Divulgação
Como as tendências fundamentais de crescimento do uso da tecnologia de GNL flutuante permanecem intactas, o Departamento de Recursos Naturais e Energia da ClassNK recebeu a responsabilidade de supervisionar as diretrizes técnicas de projeto e serviços neste mercado ainda emergente.
de novas tecnologias para o mercado offshore. Com 59 transportadores de GNL em nos seus registros, a ClassNK está expandindo sua presença no setor através do apoio a projetos offshore inovadores. A recente criação de um Departamento de Energia e Recursos Naturais como entidade à parte deu novo foco às atividades da ClassNK nesse campo. Com base na equipe de projeto estabelecida em 2009, o departamento tem feito uso estratégico da rede global da sociedade desde o início da operação em 2011. O time inclui não apenas especialistas em GNL e offshore, mas também em maquinário, materiais e equipamentos, e pesquisadores seniores e gestores de primeiro escalão a partir de escritórios da NK na Ásia, Oriente Médio e Europa. O âmbito das atividades do departamento se estende desde projetos conjuntos de P&D com parceiros da indústria offshore até o estabelecimento de diretrizes de projeto, aprovação de planos, pesquisas e apoio operacional. A mesma equipe supervisionou a recente aprovação em princípio (AIP) do projeto do primeiro FPSO H2/CO2 do mundo (ilustração acima), desenvolvido pela MHI e Chiyoda Corporation, a primeira unidade desse tipo a receber tal reconhecimento. O time também está envolvido no desenvolvimento de uma planta Modec/TEC Micro-GTL (Gas to Liquid) em um FPSO, aplicável no desenvolvimento de pequenas e médias reservas de gás (Floating-GTL). Após a conclusão do primeiro módulo, o sistema foi tes-
tado na refinaria Lubnor da Petrobras em Fortaleza, Brasil, antes de sua instalação em um FPSO. O departamento também é responsável pelas diretrizes da ClassNK para unidades flutuantes offshore para Produção, Armazenamento e Offloading de LNG/LPG lançadas em 2011, que atualmente incluem FSRUs (Floating liquefied natural gas) e FPSOs (Floating Production Storage and Offloading). Como os esforços para comercializar FLNG ganharam impulso, a ClassNK também está demonstrando compromisso com tecnologias mais prospectivas. Como parte de um projeto conjunto de P&D liderado pela Modec baseada em Tóquio e o importante fabricante de plantas Toyo Engineering, a ClassNK contribuiu para a avaliação dos riscos e da segurança do conceito LiBro® FLNG, um novo sistema flutuante que tem o potencial de aumentar consideravelmente o âmbito de aplicação do desenvolvimento offshore de gás, em especial para os campos pequenos e médios. “Em consonância com as atividades de classificação mais tradicionais, a ClassNK está adotando uma abordagem abrangente para apoiar o desenvolvimento do setor offsho re”, afirma Hayato Suga, diretor de Operações e gerente geral do Departamento de Recursos Naturais e Energia e que hoje ocupa a posição de presidente do Tanker Structure Co-operative Forum (TSCF). “Com o Departamento de Recursos Naturais e Energia temos a oportunidade de combinar nossa experiência e expertise no setor de petróleo e gás com uma área de P&D altamente sofisticada e direcionada.” TN Petróleo 103
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produtos e serviços
Shell
Shell desenvolve tecnologia submarina mais eficiente A Shell, em parceria com a FMC, desenvolveu uma nova tecnologia offshore que consegue aliar duas características primordiais em qualquer projeto: eficiência e redução de custos. A inovação permite conectar tubulações de controle e injeção de químicos em equipamentos submarinos de forma rápida, segura e econômica. O projeto nasceu da constatação de que o processo de soldagem orbital e inspeções de qualidade por raio-X, utilizado atualmente, poderia ser melhorado, trazendo a experiência da indústria aeronáutica neste tipo de conexão. Bastava conhecer melhor esta tecnologia e qualificá-la para a aplicação no offshore. O gerente de Pesquisa e Desenvolvimento da Shell, João Mariano, explica que, em geral, para o controle do fluido do poço são utilizadas válvulas que devem ser acionadas hidraulicamente. Esse fluido circula por tubulações de metal de
tamanhos variados que utilizam dobras nos tubos e soldas orbitais para a conexão entre eles. “O objetivo dessa nossa invenção foi desenvolver uma conexão de material de liga de memória que proporcione vantagens como o tempo de montagem, que é insignificante em comparação com a soldagem orbital, pois requer apenas alguns minutos”, ressalta Mariano. A tecnologia ainda permite aumentar a segurança do trabalho, dispensar a inspeção por raios-X e os constantes treinamentos de pessoal técnico. Próximos passos – “Estamos utilizando essa tecnologia nos equipamentos submarinos da fase 3 do BC-10 e há quase dois anos lançamos um módulo de teste em um equipamento submarino deste campo, com o objetivo de
analisar o comportamento da nova conexão em condições reais”, explica Mariano. O novo processo de conexão de tubings também será utilizado em produtos exportados e em campos da Shell em outras partes do mundo. Ainda de acordo com o gerente, o novo método é adequado para ser utilizado no acoplamento de tubulações de equipamentos submarinos, as quais requerem maior segurança no que diz respeito à firmeza do acoplamento e estanqueidade da vedação. O desenvolvimento da tecnologia teve ainda a participação da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), com uma consultoria especializada em fraturas metálicas, e também em ensaios de laboratórios executados na universidade. A previsão é de que a inovação seja incorporada aos novos equipamentos submarinos, não apenas os fabricados e utilizados no Brasil, mas também aos que serão utilizados em outros campos pelo mundo.
Editora Blucher
Livro sobre a indústria do petróleo no Brasil e no mundo Lançado pela editora Blucher, e de autoria de Albino Lopes d’Almeida, Indústria do petróleo no Brasil e no mundo explora a formação, estruturação e características dessa atividade desde seu início – há pouco mais de 150 anos – até nossos dias; acompanha os fatos determinantes das mudanças mais importantes ocorridas e o relacionamento entre os estados nacionais e as grandes companhias petrolíferas; e avalia as condições desse mercado nos dias atuais e possíveis tendências para as próximas décadas. O enfoque proposto é o informativo, com eventuais descrições técnicas, adequadas e compreensíveis a um público variado. Leitura obrigatória para aqueles que estão começando a trabalhar no setor ou que se interessam pelo desenvolvimento 88
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da indústria petrolífera no mundo, o livro começa abordando os fundamentos do mercado internacional de energia – com ênfase em petróleo e gás – e permite ao leitor entrar em contato com temas ex-
tremamente relevantes para a sociedade atual. Além do panorama energético mundial e de uma visão histórica sobre a indústria petrolífera no Brasil e no mundo, a obra termina apresentando um resumo de anos de experiência do autor com o financiamento de grandes projetos na área financeira da Petrobras. Albino Lopes d’Almeida é engenheiro de petróleo e trabalhou na Petrobras por mais de 33 anos. Atuou na área de Exploração e Produção por 20 anos e depois exerceu a função de consultor sênior na área de Finanças, tendo estruturado e gerido os projetos financeiros de Marlim, Nova Marlim e Gasene. Foi membro do Comitê Técnico-Educacional do Programa de Economia e Finanças da Universidade Petrobras, onde ministrou cursos durante vários anos.
conteúdo nacional
Exigência de conteúdo nacional
T
emos que considerar alguns aspectos, como os locais em que existem vantagens competitivas, custos de tributos e também a prioridade que se quer dar a um desenvolvimento tecnológico sustentável. O x da questão é exatamente encontrar uma fórmula em que se tenha um preço mais baixo com o maior conteúdo de materiais e tecnologia nacionais possíveis. Esta equação não passa pura e simplesmente pelas contas atuais que se fazem, como verificar o percentual, não escolhendo e planejando corretamente qual o conteúdo nacional que o Brasil quer. Embarcações e plataformas são constituídas, em sua maior parte, de aço, sendo o Brasil um dos maiores produtores de minério de ferro do mundo e tendo quase toda a reserva de nióbio – necessário para fabricação de aço – do mundo. Então, nesse caso, temos todas as condições de determinar a quantidade de aço que podemos produzir para ser usada nas construções. O que é necessário é se estudar o porquê de uma chapa nacional ser vendida no Brasil para um Regime de Exportação por um preço superior ao que se pratica na exportação da mesma chapa, fazendo com que se importe, por vezes, chapas de outros países! Essa situação existe porque é necessária uma Lei Complementar que faça valer o que já se acordou, ou seja: um produto a ser exportado não deve ter incidência ou risco de incidência de tributos. O que está se fazendo então é dar emprego e valor agregado a outros países. Se um país estrangeiro consegue construir um casco a um valor inferior a outro praticado no Brasil, é certo que se contrate lá, mas por que não se fornecem as chapas, já que o Brasil exporta regularmente chapas? Quais são os tipos de tubulação e conexões que o Brasil tem condição de fabricar a preço competitivo? Em outra situação, temos as válvulas, que são um item importante em uma plataforma de exploração ou produção de petróleo, embora haja indústrias no exterior automatizadas o bastante para fabricá-las com rapidez e baixo custo. Mas no Brasil também se fazem válvulas, mesmo que se tenha em consideração que parte delas tenha de ser industrializada no exterior, sendo um setor que mereceria um estudo para se verificar quais tipos podemos fabricar. Motores e turbinas aeroderivadas também podem ser aqui fabricados, ainda mais porque o modelo atual mundialmente aceito é o das partes feitas em diversos países, sendo montadas em um deles. O Brasil possui técnicos e locais suficientemente capazes de montar motores e turbinas aeroderivadas, sendo exemplos um fabricante mundial de motores que já planejou uma fábrica no Brasil, dois fabricantes de motores que os desmontam, reparam e montam, além de termos uma fábrica que monta turbinas para aeronaves. Exemplo maior desta possibilidade é a Embraer, que nem precisamos descrever o que faz. Outro exemplo é o da fabricação de motores e geradores elétricos. Necessário apenas se torna verificar que somos competitivos e podemos fabricar, estudando as distorções da cadeia tributária e burocrática na parte de licenças, e colocar a mão na massa. Uma plataforma ou embarcação pode ser montada aqui ou no exterior, mas com grande parte de conteúdo em que o Brasil agregue valor e crie empregos.
Dando continuidade ao estudo sobre os problemas atuais enfrentados pela indústria de óleo e gás, indicamos, em artigo anterior, que para que soluções se tornem possíveis, devemos estudar bem o caso de exigência de conteúdo nacional para construção de equipamentos para a mesma, inclusive plataformas e navios. O custo de plataformas para exploração e produção de petróleo e gás – de certa forma o mesmo se aplicando a embarcações – tem sido considerado maior nas construções feitas com exigência de conteúdo nacional do que nas feitas no exterior.
Paulo Cesar Alves Rocha é engenheiro industrial, mestre em Engenharia de Transportes; Economia e Finanças Internacionais. Atualmente, é consultor tributário, de comércio exterior, legislação aduaneira e de implantação de projetos na área de energia na LDC, onde ocupa o cargo de Diretor Executivo.
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sistemas flutuantes
Continuidade de serviços para os
FPSOs
antigos do Brasil
A crescente demanda por unidades de FPSO (unidade flutuante de produção, armazenamento e transferência), ao longo das duas últimas décadas, levou à conversão de grande número de navios petroleiros comerciais e algumas novas construções. Essas unidades foram entregues com previsão de vida útil que agora está chegando ao fim. Na verdade, quase um quinto da frota FPSO em todo o mundo está se aproximando do fim de sua vida útil prevista, e várias destas unidades estão trabalhando na costa do Brasil.
C Christiane Machado é gerente do Centro de Tecnologia Offshore do ABS no Brasil (BOTC), sob a Divisão Corporativa. Entrou noo ABS como Engenheira Sênior no Departamento de Engenharia do Rio de Janeiro em 2006 e participou da revisão e aprovação de vários novos conceitos para projetos offshore no Brasil e no mundo, antes de ser transferida para implantar e liderar o BOTC, em 2010. Possui mais de 20 anos de experiência como Engenheira Naval, tendo se especializado em projeto básico e detalhado de navios e estruturas offshore e também simulação numérica de várias unidades offshore tipo FPSOs englobando comportamento no mar, vibração, resistência ao escoamento e à fadiga e confiabilidade estrutural. Mestre em Ciências em Engenharia Oceânica pela Universidade Federal do Rio de Janeiro, é membro de várias associações de profissionais, como a Sociedade Brasileira de Engenheiro Navais (Sobena), Sociedade de Engenheiros Navais em Arquitetura e Maquinário (SNAME) e Associação Americana de Engenheiros Mecânicos, (ASME).
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omo resultado de programas de delimitação de campo que colocaram novos campos em operação e também devido a extensas reservas recuperáveis, há necessidade de que muitas das unidades antigas continuem a trabalhar além do que foi previsto de início. Há claramente uma necessidade no setor de estender a vida útil dos FPSOs existentes, mas para a continuidade do serviço ser alcançada com segurança, os proprietários e operadores têm de fazer uma abordagem sistemática para avaliar a integridade de ativos e determinar como estas unidades antigas devem ser modificadas ou melhoradas para continuar a produzir.
Lidando com o desafio do envelhecimento de ativos As Sociedades Classificadoras seguem as tendências da indústria e desenvolvem e expandem Regras e Guias para atualizá-las de acordo com as necessidades da indústria. Um caso em questão é o recém-lançado Guidance Notes on Life Extension Methodology for Floating Production Installations (FPIs) do ABS, sobre a metodologia de extensão da vida para instalações de flutuantes de produção. A meta é proporcionar um processo de verificação da adequação de um FPSO para suportar as cargas operacionais de projeto e assegurar que as atualizações e renovações irão acomodar as exigências atuais e qualquer equipamento adicional necessário a bordo. O Centro de Tecnologia Offshore do ABS no Brasil dedicou esforços consideráveis para ficar a par das novas demandas para as unidades que operam nos mares do Brasil e desenvolveu uma nova metodologia para avaliar essas unidades. Nesse processo, aplicam-se os requisitos existentes de códigos e Regras de Classificação, ferramentas de engenharia hoje disponíveis para simulações numéricas, juntamente com uma nova meto-
Criando um método para determinar a vida restante até a fadiga Várias questões precisam ser abordadas quando se avalia um FPSO para prolongamento da vida. Em geral, esses tipos de unidades permanecem no local durante toda a vida útil, o que significa que não foram submetidos a docagem seca. Ao longo do tempo, as cargas em unidades de produção podem aumentar devido às mudanças das condições ambientais ou ao aumento do peso em função da atividade de produção do campo. E mudanças nas exigências regulamentares podem alterar as expectativas de desempenho de forma significativa. Devido ao número crítico de preocupações, houve a clara necessidade de uma abordagem que vai além de inspeções estruturais habituais. A solução do ABS emprega um programa de inspeção-em-serviço que fornece as informações necessárias para determinar a degradação estrutural ao longo dos anos de operação, identificar reparos e alterações anteriores e definir a condição atual da unidade. Os FPSOs funcionam como unidades de armazenamento, de modo que são projetados com vários tanques dedicados ao armazenamento de carga. A presença de tanques exige requisitos adicionais de limpeza, bem como inspeções, que afetam diretamente as atividades diárias de produção e estocagem. Estudos de extensão de vida focam em detalhar a metodologia para análise de fadiga – incluindo as condições de desgaste e taxas de corrosão – com a meta de definir o escopo da inspeção de forma que permita ações precisas de mitigação a serem colocadas em prática para reduzir o número e o tempo total de inspeções necessárias sem comprometer a segurança. Com esse objetivo em mente, a equipe de tecnologia começou a procurar uma maneira de otimizar as Regras vigentes, com foco em manter as margens de segurança da Regra, para reduzir o número de inspe-
Foto: Agência Petrobras
dologia para avaliar essas unidades que empregam ferramentas de tecnologia desenvolvidas usando estudos comparativos de arranjos de FPSO existentes com base em exigências de regras de classificação prescritivas e análises de elementos finitos. A equipe de tecnologia comparou os resultados destas análises com os dados originais do projeto aprovado para obter uma melhor compreensão da capacidade estrutural da unidade em fase de conversão e seu desempenho durante seu serviço pretendido. Essas informações foram usadas para determinar a duração do tempo de serviço pelo qual poderia ser prorrogado. A metodologia resultante permite que os engenheiros avaliem os FPSOs para determinar a vida estrutural restante da unidade.
ções de tanques. No fim, tornou-se evidente que estas condições poderiam ser alcançadas através da realização de verificação das exigências de regras prescritivas para os dados de entrada de projetos originais e modificados. A informação coletada pode então ser utilizada para desenvolver uma simulação numérica do comportamento estrutural passado e futuro do casco, que poderia ser utilizada para determinar a capacidade de serviço futuro. Estes estudos deram uma compreensão abrangente das condições estruturais que poderiam levar a uma redução nas intervenções estruturais. Refinando os esforços de engenharia, a equipe foi capaz de identificar as áreas críticas e de apontar as conexões no casco, suportes de amarração e suportes de convés que precisam ser avaliados quanto a fadiga e desgaste, para que a unidade possa continuar a ser usada com segurança no local.
As ideias por trás dos métodos Para criar o estudo, a equipe selecionou três FPSOs – convertidos a partir de petroleiros – que tinham estado em funcionamento há mais de 15 anos, e avaliou suas características estruturais de acordo com as Regras atuais da Floating Production Installation (FPI) para os dados de entrada do projeto no momento da conversão. Dados necessários para cada uma das três unidades incluídas: • Dados ambientais, como a altura da onda significativa diagrama anual de dispersão da onda. • Amortecimento crítico de FPSOs. • Deslocamento da embarcação, centro de gravidade, altura metacêntrica em metros (GM), e raios de giro em todas as direções. • Aferição do casco. TN Petróleo 103
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sistemas flutuantes
Próximos passos à frente A medida que a indústria olha para os próximos 50 anos de operações, as partes interessadas vão pensando criteriosamente sobre ativos antigos. Esta investigação permitiu ao ABS evoluir em direção a avaliações mais eficazes e eficientes de extensão de vida útil, mas há oportunidades para novos estudos de investigação e desenvolvimento que poderiam melhorar a proposta de metodologia de extensão de vida para FPSOs. Por liderar as iniciativas de extensão de vida útil e realizar estudos e análises para unidades de produção em águas profundas, o ABS está estabelecendo um precedente para a extensão da vida de instalações flutuantes na costa do Brasil e em outras localidades. 92
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ABS fornece orientação para estender vida útil de FPU Com tantas unidades flutuantes de produção (FPUs) chegando ao final da vida útil projetada, a indústria está enfrentando o desafio de como assegurar que ativos antigos possam continuar a funcionar com segurança. A Guidance Notes on Life Extension Methodology for Floating Production Installations, do ABS, sobre metodologia de extensão da vida de instalações flutuantes de produção fornece uma maneira para os proprietários de ativos manterem a produção em conformidade com as Regras do ABS enquanto fazem planos para continuidade do serviço da unidade no local. A metodologia de extensão da vida útil incluída na referida publicação engloba avaliar a condição atual da instalação, verificando-a para a continuidade de funcionamento, e tomar as medidas apropriadas para atingir o prolongamento da vida desejado. O processo começa com um estudo de base para determinar a integridade e a condição das estruturas de casco e convés, o sistema de amarração, bem como os equipamentos e sistemas navais e industriais. O estudo de base é seguido por uma reavaliação da robustez global e quanto resta de vida até a fadiga. A etapa final é a avaliação dos planos de melhoramento e inspeção para alcançar as metas operacionais ampliadas.
Foto: Agência Petrobras
Tais informações foram usadas para determinar a condição atual das unidades e para determinar a conformidade com as exigências atuais. Utilizando-as, a equipe foi capaz de identificar a extensão de verificação que seria necessária para cada FPSO a fim de obter uma compreensão completa do comportamento da unidade no mar. O objetivo foi identificar as investigações necessárias para determinar a menor quantidade de renovações e o menor número de inspeções exigidas para atingir a conformidade durante a vida remanescente de serviço em campo. Para esse estudo, as exigências das Regras para FPI foram divididas em duas seções: uma cobrindo os requisitos prescritivos e outra cobrindo a metodologia para avaliação estrutural usando método de elementos finitos (MEF). A ideia foi investigar tanto o prescritivo quanto a MEF para obter uma visão consistente de aplicabilidade das regras atuais para FPSOs maduros. A equipe descobriu que é possível usar as Regras atuais para avaliar a integridade dos FPSOs projetados há 20 anos, mas é importante dar atenção especial a alguns aspectos das Regras em reavaliar unidades mais antigas. Por exemplo, parâmetros de projeto para condições de carga e diagramas de dispersão de dados ambientais específicos do local devem ser atualizados e considerados na reavaliação do estudo de extensão de vida útil, porque eles são cruciais para as investigações dos atuais requisitos normativos e estruturais das Regras de avaliação. Como os dados de entrada em rotas históricas e locais históricos específicos afetam os fatores de força e severidade ambiental de fadiga, eles devem ser analisados cuidadosamente na fase inicial da avaliação da engenharia para extensão de vida. Por fim, existem algumas inspeções que agregam valor significativo ao processo. Por exemplo, pode valer a pena realizar avaliações iniciais de escantilhão em vários compartimentos dos tanques de carga, em vez de realizar uma inspeção de tanque a meia nau e extrapolar os resultados para os tanques de carga.
Table 1 – ABS FPSOs Fleet – 2015 Scenario Region
% of Total
*RFL from 2015 (%)
≤ 7 yr 7~12 yr Brazil 33 27 27 West Africa 17 16 32 Australia 98 22 33 South Asia 39 30 30 *RFL = Remaining Field Life
FPSO Fleet Total Age of Hull @ End of Service Life (%) RFL ≤ 7 yr (%) ≥ 40 yr 81 58 22 36
≥ 60 yr 0 0 0 2
Table 2 – ABS FPSOs Fleet – 2012 Scenario Region Brazil West Africa Australia South Asia
% of Total
*RFL from 2012 (%)
22 25 15 33
≤ 7 yr 7~12 yr 32 25 23 26 16 37 27 32
Total Age of Hull @ End of Service Life (%) ≥ 40 yr 82 61 53 39
≥ 60 yr 0 6 5 4
2012 ~ 2015 32 -14 -10 7
reflexão
Do sonho
à realidade?
Como você está se preparando para o novo ciclo? Ao longo do tempo o setor de petróleo brasileiro passou por diversas crises. Porém, o mundo se globalizou, os negócios passaram a ter abrangência e influência global e desde então não se acredita em uma crise aguda isolada em um país apenas.
E
m um caminho de deixar qualquer economista de cabelo em pé por conta das incertezas sobre o futuro, o Brasil vive hoje o que podemos chamar de tempestade perfeita: pegamos uma ou mais características das crises vividas no passado, concentramos tudo em uma só região e criamos o atual momento do Brasil. Vivemos uma crise aguda. Não é isolada, mas é, de fato, aguda. A quebra do monopólio e uma série de descobertas, algumas delas gigantescas, fizeram com que o Brasil atraísse muitos interessados em descobrir o valor do nosso óleo e a potencialidade de um mercado ainda emergente. Na ocasião, o mercado reagiu bem e o Brasil passou a ocupar lugar de destaque nas agendas dos principais atores da indústria de petróleo e gás no mundo. Foram estabelecidas novas parcerias e novos investimentos. Desenvolvemos novas tecnologias, criamos novos empregos, lançamos novos projetos e geramos novas oportunidades. A construção de um futuro muito animador e próspero para a grande maioria dos brasileiros parecia inevitável. O setor de petróleo e gás passou a ser a grande mola propulsora do desenvolvimento do Brasil. Naquele cenário otimista, o Brasil passou a fazer parte da agenda de investimento dos grandes grupos internacionais que ao desembarcarem aqui encontraram um país com reservas enormes, com um potencial maior ainda e com uma deficiência quase crônica em sua infraestrutura. Problemas, é verdade, havia. Todos sabiam da escassez de infraestrutura, do desconhecimento sobre o tamanho dos desafios a serem superados, da carência de profissionais qualificados, da insuficiência no número de fornecedores com capacidade para atender a nova demanda, dentre várias outras dificuldades de um país subdesenvolvido que ficou sem investir em infraestrutura por anos, quiçá por décadas. Associado ao bom momento da indústria de petróleo, o Brasil também vivia uma época particular em sua história, o crescimento do PIB brasileiro em 2007 foi superior aos 5%.
Alessandra Simões é sócia-fundadora da consultoria UpHill Executive Search, formada em Engenharia Civil com ênfase em Produção e mestre em Engenharia de Produção pela PUC-Rio. Iniciou sua carreira na área de empreendedorismo na Incubadora da PUC-Rio, atuando posteriormente em Inspeção de Dutos. Como consultora em gestão, prestou serviços para os setores de telecomunicações, farmacêutico e petróleo & gás. Em 2007, iniciou sua carreira em executive search em uma consultoria nacional, sendo responsável pela prática de petróleo e gás.
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Foto: Cortesia BP
reflexão
Impulsionados pela lei da oferta e da procura, os poucos recursos disponíveis, fossem eles físicos ou humanos, ficaram supervalorizados. Na ocasião, o preço dos imóveis no Rio de Janeiro chegou a ficar maior do que o dos imóveis em Paris, e houve quem dissesse que era assim que o Brasil permaneceria no cenário global porque enfim tinha chegado a nossa hora! Além do metro quadrado no Rio de Janeiro ter ficado um dos mais caros do mundo, a matéria-prima também passou a ficar caríssima. As empresas tinham acesso a um sistema logístico ineficiente pagando um preço muito superior aos padrões globais – isso sem falar em uma mão de obra com salários também distorcidos quando comparados com o passado brasileiro e aos demais salários praticados globalmente. Todos esses valores descolados dos padrões globais vinham acompanhados de descobertas de reservas gigantescas, plano de investimentos bilionários (em alguns momentos os planos chegaram a ser trilionários!) e a certeza de que dias melhores viriam já que todas as mazelas seriam inevitavelmente superadas. Essa sensação de prosperidade do setor de petróleo e gás brasileiro aconteceu por cerca de uma década e viabilizou grandes investimentos no Rio de Janeiro e no Brasil. Era só otimismo. A cada descoberta, mais profissionais interessados em migrar suas carreiras para o setor de petróleo, com a certeza de ter sua remuneração aumentada, mais empresas interessadas em investir aqui e mais financiamento disponível. A economia era estável. Nada frearia o crescimento do Brasil. Ainda nesse período vimos profissionais com carreiras meteóricas, a inquietude da área de recursos humanos com a falta de mão de obra qualificada e políticas de retenção super-arrojadas. É dessa época o famoso gap dos 150 mil engenheiros, a retomada da indústria naval em âmbito nacional, 94
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a juniorização da gerência, a criação de empresas milionárias, o desafio de atrair e reter um recém-formado, a discussão de como administrar a geração Y, o turn over enlouquecido de profissionais na busca por uma melhor remuneração, dentre outras tantas situações que vivem países com crescimento acelerado e desordenado. Percebia-se uma política controversa de conteúdo local, a ausência de novos leilões por parte da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), uma morosidade para se definir o novo modelo do marco regulatório, uma dificuldade enorme com relação às questões ambientais, uma demora sem fim para as concessões portuárias, dentre outras deficiências que não se extinguem de um país do dia para a noite. Em meados de 2012, os primeiros sinais de alerta. O setor de petróleo e gás no Brasil começou a perceber sucessivos adiamentos de licitações, pedidos para postergação de pagamentos, renegociação de pedidos em carteira etc. A indústria iniciava a dar sinais de que o prometido talvez não fosse cumprido, pelo menos não na velocidade com que havia sido sinalizada antes. Os pedidos a fornecedores capazes de viabilizar a construção de fábricas para atendimento da exigência de conteúdo local começaram a ser postergados e, por vezes, até cancelados. Apesar do discurso ainda muito positivo, a cadeia fornecedora começou a sentir certo desconforto em manter o investimento, uma vez que os pedidos não estavam vindo no volume esperado. Como a dependência da Petrobras sempre foi muito significativa – por ela ser praticamente o único cliente –, muitos fornecedores começaram a optar por ser mais conservadores em seus investimentos. Aí, vieram os diversos escândalos de corrupção. A Petrobras não conseguiu publicar seu balanço.
O preço do barril voltou a cair ao patamar de US$ 50. Houve revisão do plano de investimento da empresa. Definitivamente, otimismo era algo que já não existia mais. Em um cenário com muitas incertezas, a falta de credibilidade no setor brasileiro de petróleo só aumentava. A transição de um mercado de grande otimismo para um ambiente de incertezas e baixa credibilidade, via de regra, é sofrida, ainda mais quando a mudança de cenário é abrupta. Era sabido que seriam necessários alguns ajustes. Era de conhecimento geral não ser sustentável termos aquele crescimento por muito tempo, sobretudo se também fosse levado em consideração o cenário global.Uma freada de arrumação, se assim puder ser chamada, seria necessária, mais cedo ou mais tarde, para que o Brasil voltasse à rota de desenvolvimento sustentável. A crise pela qual o Brasil passa hoje está mais aguda do que o necessário. Parte disso se dá pela situação global que o setor de petróleo tem vivido nos últimos meses e um pouco também pelo exagero da ‘gangorra de emoções’ chamada Brasil. Como é de praxe entre nós brasileiros, tão logo o otimismo deu lugar à incerteza, um cenário de pessimismo exagerado tomou conta do mercado. A palavra de ordem na indústria passou a ser custo, ou melhor, corte de custo. A mira do canhão, que estava apontada para um futuro promissor e repleto de oportunidades, passou a estar dirigida para um presente duro, sem perspectivas e com orçamento base zero. Será necessário viver sempre nessa gangorra? É sabido que a indústria de commodities é cíclica e que no longo prazo a grande maioria dos investimentos se mostra bastante lucrativo. “Longo prazo”. Provavelmente este seja o tema que o Brasil tenha mais dificuldade em considerar. São facilmente percebidos os traumas de um país emergente, mesmo que ainda em desenvolvimento. Temos uma postura muito imediatista já no primeiro sinal de dúvida ou crise. Na abundância, o investimento e a prosperidade são contagiantes. Na escassez, a sensação é de ausência absoluta de oportunidades e perspectivas. Uma vez mais, o extremismo exacerbado; a já tão conhecida ‘gangorra de emoções brasileira’. Com essa postura extremista, dificilmente se constrói um futuro mais sustentável e é nesse ambiente que a infraestrutura e a mão de obra brasileira vêm sendo moldadas. Por que não fazer diferente dessa vez? As reservas de petróleo existem, o Brasil não as perdeu com a crise. Assim como também não perdeu o conhecimento tecnológico para extraí-las. O Brasil, para aqueles que acreditam e sabem planejar para o longo prazo, ainda é uma realidade e um país em que se deve apostar e
investir. O Brasil ainda é considerado a nova fronteira de petróleo no mundo, os grandes players continuam entendendo o Brasil como uma boa opção. Com certeza o Brasil não é visto como já foi percebido no passado recente, sobretudo pelos investidores, mas provavelmente também não está tão ruim quanto os próprios brasileiros o descrevem. Essa distorção das visões sobre o Brasil possivelmente se dá por conta da diferença de percepções de curto e de longo prazo. Dada a dificuldade em planejar no longo prazo e manter nossa constância de propósito, o Brasil vive, no momento, a deterioração de uma indústria que há pouco estava tentando se estruturar e superar suas deficiências. As empresas estão desmobilizando escritórios, bases operacionais, mão de obra e outros recursos que com certeza farão falta no futuro. É fato que a fotografia de futuro mudou, o plano de investimento da Petrobras não é mais o mesmo. O país não busca mais os tão famosos 4,2 milhões de barris dia, mas ainda assim, temos o desafio de produzir e continuar produzindo os 2,8 milhões de barris dia. No futuro, o Brasil alcançará o marco de 4 milhões de barris/dia, mas para tanto, planejamento de longo prazo é premissa, sempre lembrando que fundamentos fortes o Brasil tem. Tem tecnologia e reservas! Encerra-se um ciclo de otimismo farto, caracterizado por superdimensionamentos, e se inicia um novo ciclo, que não necessariamente precisa ter como visão um futuro sem perspectivas. Talvez faça mais sentido um novo ciclo mais ajustado à realidade brasileira e ao cenário global, um período com boas perspectivas, talvez não tão boas quanto se imaginava, mas ainda assim boas perspectivas. Dado que a indústria é cíclica, que as reservas são excelentes e que se domina a tecnologia, como será que o Brasil está se preparando para o futuro? Um bom indicador para essa resposta é saber quanto que o “longo prazo” vem ocupando as agendas dos principais executivos de petróleo. Muito se fala de uma possível retomada da indústria já em meados de 2016. Se de fato isso acontecer, será que teremos correria mais uma vez? Ouviremos de novo a cantilena da falta de mão de obra qualificada? Os recursos com os quais sua empresa conta hoje, são os melhores ou os de menor custo? Quanto essa escolha custará no futuro? Este texto não tem por objetivo ser conclusivo, mas sim ser um convite à reflexão. Que funcione como um apelo para que os tomadores de decisão, no momento oportuno, considerem em sua agenda uma percepção de longo prazo e levem em consideração que ela pode ser positiva. TN Petróleo 103
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fino gosto
Fotos: Divulgação
Rede Otto,
que aportou na Tijuca, o império do sabor Desde bairro carioca, há 11 anos, vindo de bem-sucedidas em e da música na Tijuca experiências São Paulo e Búzios (Região dos
Lagos fluminense), o gaúcho Ottmar Grunewald, contrariando as expectativas e as informações mais pessimistas, encarou o desafio de criar um restaurante que aliasse excelente gastronomia a um serviço de boa qualidade.
Otto Al Mare Cucina italiana Rua Uruguai, 380 – Tijuca Tels.: (21) 2288-1266 e 2575 9431 (delivery) De terça a quinta, das 18h a 00h. De sexta a domingo, das 12h a 00h Capacidade: 70 pessoas
Otto Music Hall Rua Mariz e Barros, 105 – Tijuca Tel.: (21) 2254-0740 De sexta e sábado, até as 22h 96
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D
por Orlando Santos
Depois do primeiro Otto Bar e Restaurante, inaugurado em 2004, ter sido eleito cinco vezes pelo jornal O Globo o melhor restaurante do Rio e duas vezes o melhor bar, a iniciativa animou o empresário a prosseguir em sua trajetória. Agora são seis casas, três delas na mesma tijucana Rua Uruguai, gerando 300 empregos diretos, consolidando e se tornando espaços de excelentes referências gastronômicas... e o mais recentemente point da programação cultural do carioca. O gaúcho de Santa Cruz do Sul também criou, fora do eixo da Zona Sul e Lapa, um espaço selecionado para apresentação de músicos de alta qualidade: o Otto Music Hall, na Rua Mariz e Barros. Império gastronômico – Como disse, certa feita, um crítico de gastronomia da Veja-Rio, o Otto é dono de um pequeno império gastronômico na Tijuca. Uma afirmação que não tem nada de exagero. E o gaúcho,
aos 57 anos, promete ampliar ainda mais seus investimentos (com recursos pessoais, diga-se de passagem) no bairro onde um dia ele chegou para conhecer e acabou transformando-o na melhor referência de gastronomia de boa qualidade. E, ainda, leva a tendência da alta gastronomia para essa área nobre da Zona Norte, a Tijuca (Rua Uruguai, 380): uma típica cucina italiana que é o Otto Al Mare. Ocupando o antigo restaurante Donna Donni, o gaúcho priorizou o requinte e a boa gastronomia já reverenciados em outros momentos e aprimorou seu cardápio com selecionados frutos do mar e o mais nobre da cozinha da Itália. O espaço – No Otto Al Mare, o bom gosto da decoração é de responsabilidade do próprio Otto, contando com a ajuda da artista plástica Dominique Jardy, responsável pela pintura em uma das paredes. “A ideia foi fazer uma pintura sobre o tema do mar, evoluindo em direção a uma evocação do mar, mais do que algo meramente figurativo”, explica Dominique. Ela acrescenta que a pintura espontânea deixa livre para se imaginar a água, os barcos, os seres náuticos: “A ideia é mergulhar sem se prender muito às imagens. Coloquei tons bem ricos, azuis e verdes transparentes, pois a pintura devia ser alegre e leve, porque tem quase seis metros, e não podia pesar no ambiente. O tom de vermelho presente nas outras paredes do restaurante exalta as cores da tela. O jogo de espelhos faz quem entra perder um pouco a noção do espaço... a tela se repete com jogos de ilusão, enriquecendo o lugar”, detalha a artista, com entusiasmo. A gastronomia – Uma grata surpresa são as massas – algumas delas, italianas legítimas, de grano duro, importadas da Itália, outras de fabricação própria. A cozinha é comandada pelo perfeccionista chef Abraão, que destaca o salto astronômico do Rio de Janeiro nos últimos dez anos em matéria de gastronomia: “Há pouco tempo, São Paulo era a capital da gastronomia do Brasil, mas hoje, temos grandes restaurantes no Rio de Janeiro, e que não estão
concentrados apenas na Zona Sul. Recebemos também a migração de grandes chefs do mundo, que trouxeram suas cozinhas para cá. Alguns as fundiram com a nossa, tudo em benefício do aprimoramento da cozinha mundial”, argumenta o mestre. Pelas mãos do chef, algumas delícias de tirar o fôlego podem ser degustadas no Otto Al Mare, como as entradas. O comensal pode optar pelos vôngoles apimentados – saídos dos criadouros de Santa Catarina –, refogados em abundante caldo de vinho branco, azeite extra virgem, alho, ervas e pimentas calabresas; ou pelo salmão defumado em fatias finas, temperadas com levíssimo molho de limão siciliano, servido com pães. Mais difícil é escolher o prato principal. O espaguete (italiano, de grano duro) ao frutos do mar, em molho de lula, mexilhões, polvo, camarões e vôngoles refogados em molho de cebola, alho, tomate e salsinha é uma loucura! Mas tem ainda o delicioso camarão VG grelhado com arroz de amêndoas. Como sobremesa, Fantasia Di Formaggio, sorvete de queijo com calda quente de goiabada. Um autêntico gran finale! Definitivamente, o sabor da gastronomia italiana tem endereço certo na Tijuca. TN Petróleo 103
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coffee break
Visões de Pernambuco
O primeiro do retrato Brasil por Orlando Santos
O Centro Cultural dos Correios trouxe para o Rio de Janeiro uma exposição ímpar. São obras de artistas brasileiros e estrangeiros que retrataram parte de nossa história e de nossa cultura. A mostra Retrato do Brasil, representando amplo panorama de obras das paisagens pernambucanas desde o século XVII até hoje.
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Fotos: Divulgação
estende-se até outubro e denomina-se Pernambuco: O Primeiro
De acordo com seu curador, Marcus de Lontra Costa, a exposição traça um retrato dinâmico, e sempre em construção, de um país que busca estabelecer um permanente diálogo com o mundo, sem com isso desprezar aspectos específicos de nossa formação, definida por nossa história e nossas especificidades culturais, manifestadas na paisagem, nos costumes, em nossa maneira de ser, de pensar e agir como povo mestiço, formado por diversas etnias e culturas particulares. Assim, ao longo da história, a arte pernambucana se define por esse projeto de construção de um país que dialogue com o mundo, mas que, ao mesmo tempo, preserve e valorize a força de suas heranças barrocas e populares tão bem definidas nos escritos de Gilberto Freyre, Ariano Suassuna, e tantos outros.
Centro Cultural Correios
Rua Visconde de Itaboraí, 20 – Centro De terça a domingo: 12 às 19h – entrada franca Tel.: (21) 2253-1580
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O Novo Mundo – O eixo curatorial proposto por Lontra afirma que a pintura brasileira começa com Frans Post (1612-c.1680), o artista holandês que chegou ao Brasil em 1637, quando da ocupação do “Novo Mundo” – como era chamado Pernambuco pela comitiva de Maurício de Nassau. Post foi o primeiro artista a pintar paisagens brasileiras e é pelo olhar desse holandês que se dá a primeira visão do Brasil, quase dois séculos antes da chegada da Missão Artística Francesa ao país, em 1816. A pintura pernambucana foi fundamental para a formação de um olhar na pintura brasileira, que se estrutura com Post, se espraia com acadêmicos como Telles
Foto: Sergio Guerini
Jr., fundamentando-se com Cícero Dias no Modernismo brasileiro. “Uma obra de arte de qualidade é ao mesmo tempo documentação e fantasia. Ela retrata e documenta aquilo que chamamos de realidade factual, mas ela também, e aí reside o impacto da ação artística, interpreta, reelabora e transforma. Temos, diante de nós um curioso espelho que retrata e ressignifica o real, dando-lhe uma nova dimensão que une poesia e filosofia. Identificamos algo que nos é familiar, alguma coisa que reconhecemos, mas temos também, nesse mesmo olhar, o encanto e a surpresa com o novo a nos ensinar permanentemente que as realidades são várias, assim como são várias as pessoas, as suas verdades, as suas maneiras de ser e sentir o mundo em que vivemos”, explica o curador. A paisagem pernambucana do século XIX é representada em obras de Telles Jr. (1851-1914). O artista estudou com o italiano De Martino na adolescência, período em que viveu no Rio Grande do Sul, e com Agostinho da Motta, no Rio de Janeiro, porém, foi no Recife, para onde voltou no final do século XIX, que sua obra assume a influência da pintura holandesa. Gilberto Freyre incluiu Telles Jr. em seu Manifesto Regionalista de 1926, como um dos artistas que representam o modernismo brasileiro no Nordeste. Pernambuco onírico – Uma sala especial é reservada a Cícero Dias, reunindo um conjunto de obras com as cores fortes e a luz de um Brasil onírico, que permanece no imaginário do artista mesmo quando ele se estabelece
em Paris. A paisagem do Recife na obra de Dias mantém o tom ocre da terra. Seu trabalho nas décadas de 194050 é fortemente influenciado pelo cubismo, e mais tarde pelo abstracionismo, porém, a partir do final dos anos 1950, ele retoma com força a temática pernambucana. Lula Cardoso Ayres(1910-1987), Gilvan Samico (1928), Aloísio Magalhães (1927-1982) e Abelardo da Hora (1924-2014), artistas de um Recife armonial, inspirado por Ariano Suassuna, cujos signos do Recife colonial e heráldico se mesclam às raízes culturais pernambucanas, trazem um conjunto de gravuras representativas dessa paisagem pernambucana mais recente. Guita Charifker (1936) retoma a paisagem onírica e simbólica, associando formas humanas a animais e vegetais, realizadas com precisão de detalhes, em obras de caráter fortemente erótico. A mostra apresenta, ainda, um conjunto de obras de artistas pernambucanos modernos e contemporâneos que herdaram esse encantamento com a vista local e recuperam a tradição da paisagem como motivo principal de suas pesquisas artísticas. Esse olhar é o berço da civilização brasileira, que, por sua vez, se reflete na paisagem. Os outros artistas em exposição – Francisco Brennand, Tereza Costa Rego, José Cláudio, Andreza Silva, Antonio Mendes, Eduardo Araújo, Heron Martins, Luciano Pinheiro, Marcelo Peregrino, Plínio Palhano, Sebastião Pedrosa, Bete Gouveia, Bruno Vieira, Caslos Melo, Kilian Glasner, Lourival Cuquinha e Roberto Ploeg. TN Petróleo 103
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news feirashot e congressos
Setembro
Outubro
22 a 24 - Brasil Rio Pipeline 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: + 55 21 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.ibp.org.br
6 a 8 - Brasil Tubotech 2015 Local: São Paulo, SP Tel.: +55 11 2950-4820 Email: silvia.colaianni@rmpress.com.br www.tubotech.com.br
13 e 14 - Holanda Offshore Energy Local: Amsterdã, Holanda Tel.: +31 (0)10 2092600 Email: ao@navingo.com www.offshore-energy.biz 27 a 30 - Brasil Catbior - 3º Congresso Internacional de Catálise para Biorrefinarias Local: Rio de janeiro, RJ Tel.: (+55 21) 2112-9080 Email: eventos@ibp.org.br www.catbior2015.com.br
27 a 29 - Brasil OTC Brasil 2015 Local: Rio de Janeiro, RJ Tel.: + 55 21 2112-9080 Email: otcbrasil@ibp.org.br www.ibp.org.br
27 a 30 - Cingapura Gastech 2015 Local: Cingapura Tel.: +44 (0) 203 772 6091 Email: info@gastech.co.uk www.dmgenergyevents.co.uk
Novembro
4 e 5 - EUA 7th FPSO Vessel Conference Local: Houston, Texas Tel.: +44 (0) 203 141 0623 Email: cwilliams@acieu.co.uk www.wplgroup.com
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Anunciantes da edição Abrisco........................................ pág. 69 ABS..............................................pág. 03 Aerodinâmica............................pág. 25 API................................................pág. 05 Bridon do Brasil.......................pág. 09 CDS Consultoria...................... pág. 53 CGG................................................pág. 10 ClassNK.........................................pág. 11 Costa Porto................................pág. 50 Dräger.........................................4ª Capa ENMAC........................................ pág. 37
Evonik..........................................pág. 47 Firjan...........................................2ª Capa Fluxcom.......................... págs. 60 e 61 FMC Technologies....................pág. 19 GLCC’S........................................pág. 80 Grupo Transbirday..................pág. 35 IBP.................................................pág. 17 Intertek........................................pág. 49 Italbronze.................................... pág. 27 MacLog.........................................pág. 13 OTC Brasil.................................. pág. 77
PHDSoft......................................pág. 07 Poleoduto...................................pág. 29 Presserv.....................................pág. 25 RHMed..........................................pág. 15 Rio Pipeline................................pág. 51 Sotreq..........................................pág. 39 Technip.........................................pág. 21 Tiger Rentank.............................pág.01 Vulkan..........................................pág. 55 Vallourec.....................................pág. 62
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de José de Sá, é sócio da consultoria Bain & Company.
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Excelência operacional: mantendo o foco em um mundo com barril a 50 dólares
Mesmo antes da acentuada queda de preços no fim de 2014, empresas de petróleo e gás ao redor do mundo estavam se comprometendo com metas de rentabilidade e crescimento que pareciam difíceis de alcançar.
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reços mais baixos tornam este ambiente ainda mais desafiador, instigando empresas de petróleo e gás a seguir um caminho já conhecido de corte de custos. Aos primeiros sinais de um desaquecimento do mercado, a maioria delas pede menores preços a fornecedores, reduz as taxas diárias pagas às empreiteiras no curto prazo, atrasa e adia projetos, e desaceleram compromissos e programas de pesquisa e desenvolvimento. Estas medidas são louváveis e relativamente fáceis de implantar. No entanto, são necessárias ações mais elaboradas, que ataquem custos estruturais e produtividade, para, de fato, redefinir a estrutura de custos da indústria. Cortes nos custos de curto prazo podem prover alívio imediato, mas cortes errados podem ameaçar o equilíbrio entre segurança, confiabilidade e liderança de custos decorrentes dos programas de excelência operacional. Em períodos de baixa anteriores, empresas que reduziram custos cortando atividades de manutenção ou liberando talentos valiosos mais tarde pagaram por estas decisões. Os esforços da indústria para reduzir custos, muitas vezes, fizeram tanto mal quanto bem – como, por exemplo, nas empresas no Mar do Norte na década de 1990. Excelência operacional permanece mais importante do que nunca – As empresas que investiram em excelência operacional elevaram sua eficiência e agora estão colhendo os benefícios de operações mais enxutas: custos menores e maior produtividade. O que é extremamente benéfico em um tempo de baixa significativa nos preços. A excelência operacional permite que líderes da indústria do petróleo e gás digam e provem que estão operando seus ativos de maneira segura, confiável, sustentável e eficiente em termos de custo. As decisões que afetam resultados e desempenho são mais eficientes em organizações que estabelecem
princípios claros para delegar responsabilidades de decisões para gerentes experientes nas linhas de frente. Isso difere da crescente tendência das organizações e órgãos regulatórios que tentam antecipar todas as contingências utilizando programas baseados em regras que ditam quais decisões tomar em cada situação. Muitos são os motivos que prejudicam estas organizações fundamentadas em regras. Regras, é claro, são fundamentais para uma operação segura e eficiente de equipamentos complexos e caros, e são ainda mais importantes na linha de frente, onde são essenciais diretrizes claras para o trabalho. E muitas destas regras existem para melhorar a segurança e o compliance. Todavia, elas podem, por vezes, ter o efeito oposto, quando inibem que os gerentes reajam em situações dinâmicas, com base em sua própria experiência e em linha com os princípios e responsabilidades da organização. Princípios simples, diretos e universais – por exemplo, a noção de que se não for possível fazer algo de modo seguro, então é melhor não fazê-lo – são um complemento importante a um rígido catálogo de regras. O que separa as melhores do resto? – Várias empresas focam a maior parte de seus esforços nos primeiros elementos de um sistema de excelência operacional, ou seja, na criação de processos, práticas, etc. Companhias bem-sucedidas, por outro lado, focam a maior parte dos seus esforços na implementação do sistema de gestão, executando os comportamentos desejados, ligando investimentos em excelência operacional a metas e resultados, tornando decisões eficientes e melhorando de modo contínuo. O centro corporativo oferece os sistemas de gestão, enquanto os gerentes na linha de frente ‘‘são responsáveis por entregar resultados e melhorar a performance. Esta intersecção é o ponto chave: quando sistemas de excelência operacional são customizados para as neTN Petróleo 103
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cessidades locais e quando segurança, performance operacional e a de custos se encontram. Transparência e accountability em custos e compliance também são fatores críticos de sucesso para os programas de excelência operacional. Quando os preços baixos do petróleo espremem as margens da indústria, é ainda mais importante identificar de modo correto a quem pertence cada dólar envolvido na operação. A alocação clara de orçamento e transparência de custos permitem o monitoramento eficiente, e as consequências do corte de custos, ou excesso de gastos, se tornam aparentes de imediato. O aumento da accountability financeira, muitas vezes, reduz os custos em até 20%, sem a necessidade de cortes em programas essenciais ou mesmo de pessoal. Transparência na compliance também é fundamental. As empresas líderes estimulam os trabalhadores a observar e desafiar uns aos outros em prol da segurança, compliance e eficiência. Excelência operacional nesta área não é uma opção, é essencial. Obstáculos à excelência – Alguns programas de excelência operacional falham por não obter o patrocínio da alta liderança. Os líderes da indústria que vêm implementando programas de excelência operacional por dez anos ou mais reconhecem a necessidade de revigorar o comprometimento dos executivos sênior para encorajar a próxima onda de melhorias. Em outros casos, as empresas falham em adaptar ou modificar programas genéricos de excelência operacional para suas situações específicas. Um processo de criação que envolve não apenas os experts em excelência operacional, mas também os gerentes e a linha de frente, pode ajudar a definir os objetivos corretos e a achar as soluções apropriadas. Adaptação é vital em um cenário no qual as empresas passam a adotar soluções customizadas para diferentes cenários operacionais. Na América do Norte, por exemplo, companhias globais estão descobrindo que a prática padrão para águas profundas não é necessariamente a melhor solução para explorar de forma não convencional nas regiões da Dakota do Norte e no leste do Texas... Na fase de implementação, alguns programas não se comunicam de forma eficaz com os trabalhadores na linha de frente, os quais devem adotar novos comportamentos, abandonar antigos hábitos e de fato fazer a diferença na segurança e no desempenho da organização. Nenhum programa pode ter pretensões de funcionar sem um lançamento bem-sucedido, que inclua road shows, nos quais executivos seniores explicam o racional por trás do programa, de forma a garantir o apoio das linhas de frente. 102
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Operações onshore como um modelo de aplicação pragmática de excelência operacional – A excelência operacional não requer, obrigatoriamente, um programa grande e caro. Enquanto operadores ao redor do mundo consideram maneiras de continuar a melhorar e tornar a produção mais eficiente, eles podem olhar para as operações onshore na América do Norte, onde estes programas, muitas vezes, emergem de forma interativa, como algo que se propaga culturalmente do topo das companhias para as linhas de frente. Os operadores onshore trabalham com ciclos de feedback rápidos: uma melhoria em uma área (por exemplo, um procedimento de perfuração diferente) se torna aplicável em outras áreas da organização. Esta rápida difusão de insights é uma maneira valiosa de incrementar a performance. Como a indústria depende bastante de empresas terceirizadas, a interface entre a empresa e suas terceirizadas é muito importante para comunicar os princípios de excelência operacional. Em operações de alto custo, como em águas profundas, as operadoras podem justificar a alocação de um representante da empresa no time terceirizado para garantir o cumprimento de seus princípios de excelência operacional. Entretanto, em um ambiente onshore não convencional, em que uma única empreiteira pode estar perfurando e gerenciando centenas de poços, as operadoras podem simplesmente não ser capazes de ter a cobertura necessária para alocar tais recursos. Nestes casos, é necessário buscar maneiras criativas de envolver as empresas terceirizadas em seus programas e encontrar incentivos para melhorar a performance. Principalmente, em um ambiente de baixos preços, nos quais a operadora e a empreiteira precisam trabalhar de maneira próxima para atingir níveis de custos que a operadora pode suportar, com margens capazes de sustentar a empreiteira. Os tempos estão difíceis para a indústria de petróleo e gás, e os baixos preços do petróleo podem perdurar por algum tempo. Os participantes da indústria terão que continuar a se planejar para atuar em um ambiente de alta volatilidade e incerteza. Agora é a hora de manter os programas de excelência operacionais firmes. Os programas de redução de custos e incremento de produtividade são indissociáveis um do outro, e não iniciativas distintas. Líderes da indústria devem trabalhar para garantir o correto equilíbrio entre o planejamento de inciativas de excelência operacional, a realização de resultados e a busca contínua por melhorias. Somente assim eles poderão dormir tranquilos e dizer com confiança “nossos ativos são seguros, confiáveis e eficientes em custos. Sabemos, e podemos provar isso”.
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