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sumário

edição nº 105 jan/fev 2016

Entrevista exclusiva

com Antônio Guimarães, secretário executivo de E&P do IBP

O Brasil tem potencial geológico para atrair investimentos do mundo inteiro

Especial PD&I

Inovação: uma demanda contínua 29 Veículo autônomo submarino FlatFish 30 Petrobras: expertise sob as águas

Retrospectiva

2015, o ano das águas paradas 41 Descobertas confirmam potencial brasileiro em diversas frentes

Perfil profissional

Ubiratan Gomes de Carvalho Sá

Um engenheiro arretado

CONSELHO EDITORIAL Affonso Vianna Junior

Caderno de Sustentabilidade

Alexandre Castanhola Gurgel

Entrevista com Mario Mantovani

Antonio Ricardo Pimentel de Oliveira

Fundação SOS Mata Atlântica: três décadas em defesa do bioma brasileiro mais agredido pela ação humana

Bruno Musso Colin Foster David Zylbersztajn Eduardo Mezzalira Eraldo Montenegro Flávio Franceschetti Gary A. Logsdon Geor Thomas Erhart Gilberto Israel Ivan Leão Jean-Paul Terra Prates

João Carlos S. Pacheco João Luiz de Deus Fernandes José Fantine

Coffee Break

Josué Rocha

Frida Khalo, as cores e a alma do México

Luiz B. Rêgo Luiz Eduardo Braga Xavier Marcelo Costa Márcio Giannini Márcio Rocha Melo Marcius Ferrari Marco Aurélio Latgé Maria das Graças Silva Mário Jorge C. dos Santos Maurício B. Figueiredo Nathan Medeiros Paulo Buarque Guimarães

Roberto Alfradique V. de Macedo Roberto Fainstein

artigos 12 A guerra econômica no mercado mundial de petróleo: como fica o Brasil?, por Edmar de Almeida 56 Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade: Perfil do líder integral?, por Wanderlei Passarella 62 Um fundo para financiar o futuro do Brasil, por Lívia Paiva de Carvalho e Luís Eduardo Duque Dutra

seções 2 editorial

59 produtos e serviços

4 hot news

65 feiras e congressos

6 indicadores tn 42 perfil profissional

66 fino gosto

47 caderno de sustentabilidade

68 coffee break

58 pessoas

71 opinião

Ronaldo J. Alves Ronaldo Schubert Sampaio Rubens Langer Samuel Barbosa

Ano XVI • Número 105 • jan/fev 2016 Foto: Cortesia BG Group

editorial

Oportunidade x Inércia Cansei da crise, assim como todos os brasileiros e também estrangeiros que vivem e investem no país. Não adianta nada reclamar da crise e ficar de braços cruzados esperando que ela acabe em um passe de mágica. Tergiversar sobre crise e oportunidade, lembrando o ideograma chinês para crise, formado pelas palavras wei = perigo e ji = oportunidade, tampouco nos leva a avançar. Você nunca enfrentará um problema que não esteja carregado de oportunidades. É necessário sair da inércia e arregaçar as mangas para trabalhar, ainda que seja para cortar um dobrado, como se dizia antigamente. É pensando e agindo dessa forma que, a despeito WEI JI dos desafios, estamos entregando mais uma edição da TN Petróleo. Mantemos assim o nosso compromisso de ser, além de um foro de debates e reflexão, um painel desse setor que não pode parar – parafraseando o dito popular sobre São Paulo. Temos que aprender com a crise e usá-la como ‘obra de terraplenagem’ para a construção de uma indústria sustentável, competitiva dentro e fora do cenário nacional. Reinventar-se, se necessário for, como está fazendo a Petrobras, que implementa nova estrutura organizacional e modelo de gestão e governança, para ‘ajustar-se à nova realidade do setor de óleo e gás’. E continuar a fazer a lição de casa para reequilibrar receitas x investimentos, como destaca o nosso entrevistado do mês Antônio Guimarães, secretário executivo de E&P do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), que fala dos desafios e das oportunidades deste momento. Desafios e oportunidades que têm forte suporte no trinômio pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I), como veremos na matéria de capa dessa edição, que traz um pouco do que vem sendo feito por essa cadeia produtiva nesse sentido. Parte com recursos próprios das empresas e agências de fomento. Boa parte com os investimentos obrigatórios previstos na cláusula dos contratos de E&P da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que somaram, até 2015, cerca de R$ 10,38 bilhões. Mais de 90% oriundos da Petrobras. No entanto, tem aumentado progressivamente os recursos provenientes de outras operadoras, como BG, Shell, Statoil e Sinopec que, como grandes fornecedoras de bens e serviços, também vêm investindo por conta própria em PD&I no Brasil, e em parceria com instituições brasileiras. Enfim, é hora de trabalhar para superarmos essa crise. Sem mais delongas. Como dizia o filósofo Sêneca há mais de dois mil anos: “Sorte é o que acontece quando capacidade se encontra com oportunidade”. Boa sorte para todos. Benício Biz Diretor da Benício Biz Editores

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Argus Latin America LNG Summit 9-11 de março de 2016 Windsor Atlântica Hotel Rio de Janeiro, Brasil

O Argus Latin America LNG Summit tem uma agenda repleta de informações importantes sobre o cenário de GNL atual. Este evento é o local ideal para reunir-se com um grande time de especialistas da indústria global de GNL para fazer networking, fechar negócios e preparar-se para o futuro do mercado. Aproveite a oportunidade e obtenha valiosos insights na única conferência focada em fundamentos e nas principais tendências que movem o setor na América Latina.

Para informações sobre a programação, palestrantes, catálogo e inscrição, visite o site: www.argusmedia.com/Latin-America-LNG Inscreva-se antes de 19 de fevereiro e economize $300

Natural Gas/LNG illuminating the markets

Market Reporting Consulting Events

hot news

Shell concretiza compra da BG

Ben van Beurden, CEO global da Shell e André Araújo, presidente da Shell Brasil

A Shell tem como principal ativo no Brasil a participação de 20% no campo de Libra, anunciada pelo governo brasileiro como a maior província petrolífera descoberta no país, com 8 a 12 bilhões de barris recuperáveis de petróleo. Agora, além de agregar ao seu portfólio 25% do campo de Lula, o principal produtor do pré-sal e o líder nacional em produção de gás natural, a operadora passa a ter participação em áreas produtoras estratégicas, como Sapinhoá e Iracema. “Os investimentos no pré-sal no Brasil se manterão firmes e sólidos. Continuo esperando que o Brasil terá

grande apelo para investidores este ano e nos anos vindouros”, assegurou Ben van Beurden, presidente global da Shell. Com a compra da BG, a empresa se torna a segunda maior produtora no Brasil, com 240 mil boe/d. A Shell incorporou também 25% da área de Iara – que teve sua comercialidade declarada em 2014, dando origem a três campos sob regime de concessão: Berbigão, Sururu e Atapu. Tem ainda 30% do campo de Lapa (antiga área de Carioca), no qual a Petrobras estimou um volume de 459 milhões de boe, quando fez a declaração de comercialidade em 2013.

Georadar entrega barco para manutenção de plataformas Primeira embarcação SDSV em casco de aço com DP II afretada pela Petrobras. A Geonavegação, empresa do grupo Georadar, entregou no dia 6 de fevereiro a embarcação SDSV Cidade Ouro Preto para a Petrobras. Construída em parceria com a BELOV Engenharia Subaquática e Portuária, a embarcação do tipo Shallow Diving Support Vessel (SDSV) realizará mergulhos de inspeção, reparo e 4

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manutenção (IRM) das unidades marítimas estacionárias (UME) e linhas submarinas da estatal de até 1000 m de profundidade. Com 42 metros de comprimento e 500 toneladas, a SDSV foi projetada em casco de aço, sistema de posicionamento dinâmico classe II (DP II), propulsão em hidrojato, sistema hidro acústico e com capacidade para acomodar até 35 pessoas. Além do sistema de comunicação de última geração

Tacadas certeiras: pré-sal e GNL – O pré-sal apresenta o maior potencial de expansão das reservas da empresa nas próximas décadas, que pretende elevar a produção no Brasil para 550 mil barris de petróleo por dia (bpd) até 2020. "O Brasil será um dos três principais países para a Shell e, em uma perspectiva de exploração e produção, provavelmente será o país mais valioso em nosso portfólio" afirmou Beurden. Em vista do cenário que indica que a demanda por gás natural terá o crescimento mais acelerado dentre os combustíveis fósseis até 2035 – e que a maior parcela será atendida por fontes de gás natural liquefeito (GNL) –, a Shell garantiu acesso às reservas estratégicas de gás no Leste da África, EUA e principalmente na Austrália, onde a BG construiu uma das maiores estações de liquefação de gás no mundo, a Queensland Curtis LNG. Assim, a companhia está ampliando sua capacidade de produção de GNL para 45 milhões de toneladas métricas, marca que a tornará a maior participante do mercado mundial com 18%. Foto: Divulgação

Foto: Divulgação Shell

No dia 15 de fevereiro entrou em vigor a primeira grande fusão do setor de petróleo em mais de uma década. Com a aquisição, as reservas mundiais da anglo-holandesa aumentaram cerca de 30%, passando de 13 bilhões para 17 bilhões de barris de óleo equivalente (boe).

com câmeras de monitoramento 24 horas por dia, conforme padrão exigido pela Petrobras, todos os camarotes terão sistema de internet e TV via satélite, promovendo assim conforto extra aos tripulantes.

A GE Oil & Gas anunciou uma série de acordos inovadores em Florença (Itália), durante o 17º Encontro Anual da GE Oil & Gas e clientes, em 1º de fevereiro, totalizando um valor estimado, durante a vigência, de mais de US$ 700 milhões. Os novos acordos integram vários elementos da diversa gama de produtos e serviços da GE, incluindo soluções digitais, que atendem às necessidades em transformação de sua base global de clientes. Entre eles, está o primeiro contrato de manutenção global para toda uma frota de FPSOs, em parceria com a SBM Offshore. Pelo acordo, a GE Oil & Gas irá fornecer peças de reposição, revisões de depósito, serviços de campo e soluções digitais, incluindo monitoramento remoto e diagnóstico para as turbinas a gás industriais aeroderivadas, geradores elétricos, compressores centrífugos e vários sistemas auxiliares atualmente instalados na

Foto: Cortesia GE

GE Oil & Gas faz parceria global com SBM Offshore

Arábia Saudita, Rússia, Venezuela e Catar decidem congelar produção de petróleo

frota de FPSOs da SBM Offshore em operação no Brasil e na África Subsaariana. Este acordo também irá cobrir futuras unidades em construção. Essa parceria é importante para ambas as empresas, pois representa a primeira vez em que um contrato de manutenção é assinado para uma frota de FPSOs em nível global, que une a perícia em manutenção comprovada da GE Oil & Gas e a expertise da SBM Offshore em soluções digitais.

Com investimento de R$ 11 milhões, este é o primeiro centro aberto à indústria para pesquisas na área. A Universidade Federal da Bahia (Ufba) e a BG Brasil inauguraram dia 22 de janeiro, o Centro de Excelência em Geoquímica do Petróleo, localizado no Instituto de Geociências da Ufba. Este é o primeiro centro brasileiro para pesquisas na área aberto à indústria, que poderá atender às necessidades de empresas da cadeia de petróleo. O projeto é resultado do investimento de R$ 11 milhões disponibilizados pela BG Brasil, via Cláusula de Investimento em Pesquisa e Desenvolvimento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Este valor inclui a aquisição e calibração de instrumentos analíticos, assim como a realização dos primeiros projetos de P&D do centro. As pesquisas conduzidas no laboratório permitirão avanços tanto

Foto: Cortesia BG Brasil

Centro de Excelência em Geoquímica do Petróleo é inaugurado em Salvador

para a academia, quanto para a indústria, possibilitando correlacionar a composição química de rochas, sedimentos, água e espécies marinhas a áreas mais apropriadas à existência de acumulações de petróleo e gás, como no pré-sal. Dentre os equipamentos disponíveis no Centro estão o cromatógrafo gasoso – capaz de separar, identificar e quantificar compostos orgânicos de hidrocarbonetos – e o Rock Eval –, equipamento que fornece características do tipo e grau de evolução térmica da matéria orgânica, auxiliando na identificação de rochas potencialmente geradoras de petróleo.

Os quatro países consideram adotar a medida, desde que os outros grandes produtores também o façam. Os governos de Riad, Moscou, Caracas e Doha anunciaram no dia 16 de fevereiro a iniciativa de manter os níveis de produção de janeiro de 2016. O objetivo é conter a queda dos preços do barril. Logo após o anúncio, o preço do barril do tipo Brent, subiu 2,4% em Londres, para US$ 34,20. Segundo Mohammed Saleh al Sa'adah, ministro de Energia e Indústria do Catar e presidente rotativo da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), a “medida não só beneficiará os países produtores e exportadores de petróleo, mas a economia global". De acordo com a Agência Internacional de Energia (AIE), a Arábia Saudita produziu 10,2 milhões de barris por dia (bpd) em janeiro, abaixo do último pico, de 10,5 milhões, registrado em junho de 2015. A Rússia produziu quase 10,9 milhões bpd no mesmo mês, recorde na era pós-soviética. O movimento esperado é que os países produtores de petróleo, sejam ou não membros da Opep, apliquem a mesma lógica. O ministro catariano anunciou que liderará uma próxima rodada de negociações com outros países, como Irã e Iraque. TN Petróleo 105

indicadores tn

Segunda etapa da 13ª Rodada arrecada R$ 4,2 milhões em bônus de assinatura O maior bônus de assinatura foi de R$ 2.577.700,00, oferecido pela empresa EPG Brasil para a área Barra Bonita, na bacia do Paraná. A segunda etapa da 13ª Rodada de Licitações – Acumulações Marginais, que ocorreu no dia 10 de dezembro de 2014, no Rio de Janeiro, arrecadou R$ 4.248.201,00 em bônus de assinatura, com um ágio médio de 623,88%. Além do bônus, estão previstos investimentos de R$ 7.910.000,00 nas áreas arrematadas. O maior ágio, da mesma área, foi de 3.002,07%. A licitação ofereceu dez áreas inativas com acumulações marginais, das quais nove foram adquiridas pelas empresas. No total, foi arrematada uma área de 52,41 km². Quatorze empresas fizeram ofertas, sendo nove vencedoras. Nessa etapa, as ofertas foram compostas exclusivamente com a indicação do valor do bônus de assinatura. O percentual de conteúdo local obrigatório é de 70% tanto para a fase de reabilitação quanto para a fase de produção. Áreas inativas com acumulações marginais abrangem a área de con-

com geração de empregos e distribuição de renda.

cessão com descobertas conhecidas de petróleo e/ou gás natural onde não houve produção ou a produção foi interrompida por falta de interesse econômico. As áreas foram selecionadas em bacias de novas fronteiras e bacias maduras, com o objetivo principal de oferecer oportunidades a pequenas e médias empresas, possibilitando a continuidade dessas atividades nas regiões onde exercem importante papel socioeconômico,

A Wärtsilä, líder global em soluções energéticas de ciclo de vida completo para mercados marítimos e de geração de energia, assinou com a Gera Amazonas (Geradora de Energia do Amazonas S/A) a extensão do contrato para operação e manutenção da UTE Ponta Negra, localizada em Manaus. O acordo inclui o fornecimento de peças de reposição e serviços de manutenção dos motores. A planta, composta por cinco motores 18V46GD, sendo quatro em operação 6

TN Petróleo 105

Foto: Divulgação

Wärtsilä conquista extensão do acordo de O&M para a UTE Ponta Negra

e um de reserva, tem capacidade instalada de 85 MW com geração a motor biocombustível, trabalhando prioritariamente com gás natural e com opção para uso de óleo combustível.

Assinados 25 contratos da 13ª Rodada – De um total de 37 blocos arrematados na 13ª Rodada de Licitações de Blocos Exploratórios, a ANP promoveu no dia 23 de dezembro de 2014 a assinatura de 25 contratos de concessão com 13 empresas: Ouro Preto Óleo e Gás, Vipetro, BPMB Parnaíba, Parnaíba Participações, Parnaíba Gás Natural, GDF Suez Brasil, Oil M&S, Petrosynergy, Tek, Geopark Brasil, Geopar-Geosol, Imetame e Queiroz Galvão. Dos 12 blocos restantes, sete tiveram a data de assinatura prorrogada até 19 de fevereiro de 2016, por decisão da diretoria da ANP, conforme publicado no DOU do dia 21 de dezembro de 2015, e cinco, de acordo com a publicação do Diário Oficial da União do dia 10/12/2015, tiveram a data de adjudicação e homologação dos blocos postergada para o dia 4 de fevereiro de 2016. O contrato, assinado no dia 9 de dezembro, é a extensão do acordo firmado pela primeira vez em 2006 por cinco anos e renovado em 2011 por igual período e tem duração até fevereiro de 2018. “Este contrato está totalmente alinhado com nossa estratégia de crescimento para o Brasil e demonstra a parceria e a confiança do cliente nos produtos e serviços da Wärtsilä”, destaca Gabriel Siqueira, gerente de Vendas de Contratos da empresa.

Petrobras aprova ajustes no Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 O Conselho de Administração da Petrobras aprovou a revisão do Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 (PGN 2015-2019), que prevê investimentos de US$ 98,4 bilhões no período, uma redução de US$ 32 bilhões – ou 24% –, em relação ao valor anterior de US$ 130,3 bilhões. Os ajustes levaram em conta os novos patamares do preço do petróleo e da taxa de câmbio e visam a preservar “os objetivos fundamentais de desalavancagem e geração de valores para os acionistas”, como se lê no PGN 2015-2019. Segundo a companhia, a revisão para 2015 e 2016 levou a uma reavaliação do portfólio da empresa para os cinco anos do PNG 2015-2019 e a um consequente ajuste na carteira global de investimentos. As novas premissas decorrem da otimização do portfólio de projetos (economia de US$ 21,2 bilhões) e do efeito cambial (redução de US$ 10,7 bilhões). Dos investimentos totais da companhia, US$ 80 bilhões serão destinados à área de exploração e produção, o equivalente a 81% do total; US$ 10,9 bilhões (11%) são para abastecimento e refino; e US$ 5,4 bilhões (6%), para a área de gás e energia. As demais áreas ficam com investimentos de US$ 2,1 bilhões. Do total dos investimentos na área de exploração e produção, estão previstos US$ 4,9 bilhões para as atividades no exterior. Os recursos para abastecimentos incluem os que serão destinados à Petrobras Distribuidora (BR).No novo Plano de Negócios e Gestão, os desinvestimentos (venda de ativos) para o biênio 2015-2016 foram mantidos em US$ 15,1 bilhões, volume de recursos bastante superior aos US$ 700 milhões atingidos em 2015.De acordo com a Petrobras, os ajustes promovidos na carteira de investimentos resultaram em uma redução da projeção de produção de petróleo no Brasil de 2,185 milhões de barris por dia para 2,145 milhões, em 2016, e de 2,8 milhões para 2,7 milhões, em 2020.

Companhia anuncia novo modelo de gestão e governança – O presidente da Petrobras, Aldemir Bendine, disse que o novo modelo faz parte de “um plano muito bem estruturado”, envolvendo mudanças na governança da companhia que “vão ser aprofundadas ao longo do tempo”. Segundo ele, a indicação política para cargos não faz mais parte do modelo da empresa. "É uma grande blindagem que se faz", afirmou. Bendine defendeu que o novo modelo, para ter sucesso, precisa ter o engajamento de toda a empresa. "Vai ser um processo de construção coletiva", acrescentou. Na primeira fase da reestruturação haverá redução de 14 funções na alta administração e nas diretorias, que passarão de sete para seis com a junção das áreas de Abastecimento e Gás e Energia. As funções gerenciais ligadas diretamente ao Conselho de Administração, ao presidente e aos diretores, cairão de 54 para 41.As demais funções do corpo gerencial serão avaliadas na segunda fase, prevista para fevereiro. Segundo a empresa, as nomeações e a alocação de equipes ocorrerão a partir de março. A nova Diretoria de Desenvolvimento da Produção & Tecnologia (DP&T) centralizará a execução dos projetos de investimento. “Essa nova estrutura concentrará a gestão e as competências técnicas de implantação de empreendimentos”, explicou a Petrobras.A empresa informou que a mudança é decorrente “da necessidade de alinhamento da organização à nova realidade do setor de óleo e gás

e da prioridade da rentabilidade e disciplina de capital, além de fortalecer a governança da companhia por meio de maior controle e conformidade nos processos e da ampliação dos níveis de responsabilização dos executivos”. Com as alterações houve fusão de áreas e centralização de atividades. Haverá ainda novos critérios para a indicação de gerentes-executivos e responsabilização formal de gestores por resultados e decisões. A Petrobras estima que vai economizar R$ 1,8 bilhão por ano com as mudanças e prevê uma redução de pelo menos 30% no número de funções gerenciais em áreas não operacionais. Conforme a companhia, existem cerca de 7,5 mil funções gerenciais aprovadas, 5,3 mil em áreas não operacionais. A empresa anunciou também que serão criados seis comitês técnicos estatutários, compostos por gerentes-executivos. Após análise prévia, eles terão a função de emitir recomendações sobre os temas que serão deliberados pelos diretores, que serão corresponsáveis nos processos decisórios. A partir de agora, a escolha dos gerentes-executivos, passará por novos critérios de análise de capacitação técnica e de gestão. As nomeações e o desligamento dessas funções terão que ser aprovadas pelo Conselho de Administração. Bendine disse que o novo modelo é um desenho para o futuro e envolverá mudança de cultura dentro da empresa. “Estou extremamente satisfeito com este desenho. Era um sonho ter isso realizado. Acredito que a empresa agora passa a caminhar sobre nova ótica, uma nova maneira". empresa mais moderna, mais focada no seu business”, disse TN Petróleo 105

indicadores tn

Opep diz que equilíbrio de preços do petróleo começa ainda em 2016

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Nov 15

Set 15

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Ago 15

Jun 15

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A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) apontou para Produção de países-membros da Opep e não membros – fev/2014 a jan/16 um excedente de oferta de petróleo Produção de Outros países mb/d (Opep) mb/d (total) países-membros da Opep produtores maior do que o esperado no mercado 33 96 mundial neste ano, com a Arábia Sau32 95 dita e outros integrantes bombeando 31 94 mais petróleo e compensando reduções 30 93 na extração de países não membros do 29 92 grupo atingidos pela queda dos preços 28 91 da commodity. Segundo o grupo, os 27 90 preços mais baixos não compensaram o 26 89 apetite reduzido dos consumidores - e, ao mesmo tempo, prejudicam grandes países, como Rússia e Brasil. A Opep produziu 32,33 milhões de em que muitos esperavam. Apesar dos a taxa de produção de janeiro, acima barris por dia (bpd) em janeiro, uma preços baixos serem considerados do excedente esperado de 530 mil bpd alta de 130 mil bpd ante dezembro. A positivos para os consumidores e para implícito no relatório do mês passado. produção extra da Opep veio com o a economia global em geral, "o efeito O documento também afirma que os grupo esperando um ritmo menor de geral negativo do forte declínio dos preços baixos do pretróleo começam a crescimento da demanda de petróleo preços do petróleo desde meados de prejudicar o desempenho da economia em 2016. O relatório da entidade apon2014 tem superado os benefícios no global e não têm aumentado a demanda ta para um excesso de oferta de 720 curto prazo", disse a Opep. por gasolina e outros derivados no nível mil bpd em 2016 se o grupo mantiver

Dow Chemical e DuPont se fundem e criam gigante da química de US$ 130 bilhões A empresa resultante da fusão se chamará DowDuPont. A Dow Chemical e DuPont, duas das maiores companhias químicas dos Estados Unidos, fecharam acordo para criar um conglomerado que terá receita de US$ 84 bilhões e manterá uma dupla sede, nos estados americanos de Michigan e Delaware. A fusão será seguida por uma cisão na forma de três empresas separadas: uma se concentraria em sementes e agrotóxicos; a segunda em materiais como plásticos; e a terceira em produtos químicos especializados. Um dos pontos fortes da Dow é a produção de resinas originadas a partir do petróleo ou do gás natural e que são utilizadas na indústria de plásticos para 8

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fabricar embalagens, brinquedos, peças de automóveis etc. A DuPont tem presença mais significativa nas fases posteriores da cadeia produtiva, em que os químicos são usados na indústria de beleza (ácidos para tratamento de pele, por exemplo) ou no setor têxtil (fibras para colete à prova de balas). “Certamente haverá demissões. Não sabemos detalhes ainda”, afirmou o presidente executivo da DuPont, Edward Breen, ao jornal britânico Financial Times. A Dupont afirmou em comunicado que lançaria em 2016 uma iniciativa de redução de custos que afetaria 10% de sua força de trabalho.

Edward D. Breen, presidente executivo da DuPont e Andrew N. Liveris, CEO da Dow

Juntas, as duas empresas teriam 5.731 funcionários, 25 fábricas e receita de US$ 5,5 bilhões, superando a rival Basf.

eua: Após a suspensão da proibição que, por 40 anos, impediu o país de exportar petróleo, dois navios com carregamentos de petróleo zarparam de portos no Texas. O primeiro carregamento partiu de Corpus Christi, no Texas, e foi feito pela ConocoPhillips, com destino ao Estado alemão da Baviera. Outro carregamento foi feito a partir do terminal da Enterprise em Houston, e seguiu para a cidade francesa de Marselha. De lá, o petróleo foi transportado via oleoduto para uma refinaria na Suíça. Venezuela: Segundo a empresa de pesquisa de dados sobre a indústria petrolífera ClipperData, citada em reportagem da rede americana CNN, o país recebeu um carregamento com meio milhão de barris de petróleo importado dos Estados Unidos. Apesar de ser o detentor das maiores reservas de petróleo do mundo, as importações venezuelanas não são raras. O óleo que existe no país é considerado muito pesado, de difícil refino, o que exige sua mistura com outros tipos de óleo cru, mais leves. O que não é comum é que a Venezuela importe petróleo dos norte-americanos. Arábia Saudita: De acordo com o presidente do

Foto: Divulgação

PELO MUNDO

conselho da Saudi Aramco, Khalid al-Falih, em entrevista concedida ao The Wall Street Journal, a empresa estatal está considerando a possibilidade de abrir o capital de seus ativos de exploração e produção, com mais de 260 bilhões de barris de petróleo em reservas comprovadas e o equivalente a 50 bilhões de barris em reservas de gás natural. Irã: Teerã retomou as exportações de petróleo para o Ocidente. No dia 14/2, o país do Oriente Médio fez seu primeiro embarque de óleo para a Europa desde o fim das sanções comerciais. A Agência de Notícias da República Islâmica (IRNA, a agência oficial iraniana) citou informações do vice-ministro de Petróleo, Rokneddin Javadi, de que o embarque foi o primeiro em cinco anos e marcou

“um novo capítulo” na história da indústria do petróleo no país. Segundo o ministro, o Irã já chegou a acordos para exportar petróleo para França, Rússia e Espanha. Iraque: O porta-voz do Ministério do Petróleo, Asim Jihad, afirmou que produção de petróleo do Iraque atingiu um recorde em dezembro, com a extração aumentando a partir dos campos localizados no centro e no sul do país. A produção de petróleo do Iraque a partir de campos nas áreas central e sul foi de 4,13 milhões de barris por dia (bpd). Enquanto os campos na regiões central e do sul de são controlados pelo governo central, as exportações de petróleo dos campos do norte estão sob o controle do governo regional curdo e estão produzindo cerca de 600 mil bpd.

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indicadores tn

KPMG: Demanda global de GNL é incerta, mas promissora Crescimento econômico, pressão ambiental e guerra podem moldar o setor até 2030. As perspectivas para a demanda global de Gás Natural Liquefeito (GNL) no longo prazo são incertas, mas promissoras. Essa é a principal conclusão do relatório ‘Águas desconhecidas: demanda de GNL em uma indústria de transformação’ (em inglês: Uncharted waters: LNG demand in a transforming industry), que destacou os cinco principais fatores que devem moldar a demanda desse mercado em 2030: crescimento econômico asiático e pressões am-

bientais; diversificação da oferta; comoditização do produto, novos mercados e problemas geopolíticos como guerra, sabotagem e desastre ambiental. “Na verdade, o mercado de GNL global está passando por um grande período de mudança. Ele está se globalizando, conforme os números e tipos de compradores e vendedores aumentam; os modelos de precificação estão mudando sob a pressão do aumento da oferta e redução dos

Produção da Petrobras de óleo, lgn e gás natural

DJ Oil & Gas (%)

Período de 07/2015 a 12/2015

24.11.2015

Produção de óleo e LGN (em mbpd) - Brasil Julho

Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

Bacia de Campos

1.480,7

1.519,5

1.390,4

1.442,1

1.426,4

1.491,7

Outras (offshore)

472,7

498,6

480,4

471,4

469,3

501,5

Total offshore

1.953,4

2.018,1

1.870,7

1.913,5

1.895,7

1.993,1

Total onshore

188,6

187,6

187,5

187,0

175,7

185,2

2.205,7 2.058,3

2.100,5

2.071,4

2.178,4

Total Brasil

2.142,0

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

Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

Bacia de Campos 26.326,2 27.187,5 25.162,1 25.196,2 24.387,3 25.090,8 Outras (offshore) 30.350,5 31.949,4 31.804,2 32.146,3 30.681,5 33.903,4 Total offshore

56.676,7 59.136,9 56.966,3 57.342,5 55.068,7 58.994,2

Total onshore

17.847,4 17.390,3 18.063,3 17.390,3 16.653,3 17.676,8

Total Brasil

74.524,0 77.182,0 75.029,6 74.732,8 71.722,0 76.671,0 Julho

Agosto Setembro

Outubro Novembro Dezembro

95,9

101,2

96,8

99,5

95,8

96,3

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

15.078,1 15.416,4 15.491,0 16.133,0 15.974,8 16.199,3

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

2.795,3

2.883,1

2.718,1

2.765,0

2.712,4 2.852,3

TN Petróleo 105

2.30 -0.57 Variação no período: -19.45%

bovespa (%) 24.11.2015

10.02.2016

0.28 -0.53 Variação no período: -16.73%

dólar comercial* 24.11.2015

10.02.2016

3.699 3.929 euro comercial* 24.11.2015

10.02.2016

3.93 4.43 Variação no período: 11.42%

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

10.02.2016

Variação no período: 5.49 %

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

preços de energia, e há grandes incertezas sobre a demanda, quando as expectativas dos participantes sobre o preço e planos para a nova oferta dependem da demanda prevista”, analisa o diretor da KPMG, André Donha. O relatório apontou ainda as incertezas nas demandas em diferentes

Fonte: Petrobras

*Valor de venda, em R$

períodos: retomada nucelar japonesa, crise na Ucrânia, armazenamento de GNL, trading de integração vertical (curto prazo); novas alianças de compradores, desregulamentação japonesa, crescimento econômico chinês, novos gasodutos russos, novos importadores (médio prazo); e urbanização asiática, GNL em transportes, energia renovável, política climática (longo prazo). Segundo Donha, o grande aumento na oferta de GNL nos últimos anos baseou-se no crescimento da demanda asiática, que estava previsto para ser de 70% a 80% do crescimento global. “Esperava-se que essa demanda pudesse ser sus-

tentada com preços elevados, mas fatores emergentes lançaram algumas dúvidas sobre essas previsões de demanda. Já aqui no Brasil, temos um bom nível de maturidade de diferentes setores para projetos de Exploração e Produção (E&P), em termos de engenharia, nível de competência dos profissionais e dos trabalhadores e, dessa forma, posicionar uma planta de GNL em um local remoto não será um grande problema para nós. O país é um importador de GNL e também está estudando criar fábricas flutuantes para liquefação do GNL como uma solução para o gás produzido em campos pré-sal offshore”, explica.

Período: 24.11.2015 a 10.02.2016 | ações ações ações ações

petrobras R$

ON 10,45

6,12

8,50

Variação no período: -42.21 %

4,31

Variação no período: -57.67 %

VALE R$

7,73

Variação no período: -38.17 %

CPFL R$

11,65 PNA 25,59 23,31

Variação no período: 4.83 %

Variação no período: -8.40 %

petróleo brent (US$) 24.11.2015

45.12

10.02.2016

30.97

Variação no período: -33.66 %

42.72

(AIE), 09/02/2016 – Folha de São Paulo

“Há mais conversas em andamento agora. Acho que quando nos encontramos em dezembro último...eles (membros da Opep) mal estavam conversando um com o outro. Todo mundo estava protegendo a lógica de sua própria posição.” Emmanuel Ibe Kachiwku, ministro do petróleo da Nigéria, 14/02/2016 – Reuters.

“A fim de estabilizar o mercado do petróleo decidimos congelar a produção.”

10.02.2016

27.35

Variação no período: -38.02 %

tivo da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), 16/02/2016 – G1.

“A Shell, por exemplo, já produz porque é mais barato e menos poluente. Ele será o combustível da transição, mas a Petrobras está diminuindo a importância da área, vendendo ativos. Está se tornando uma outsider.” Adriano Pires, diretor de Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), 14/02/2016 – Estado de São Paulo.

“À medida que a produção no pré-sal

petróleo WTI (US$) 24.11.2015

Relatório da Agência Internacional de Energia

mais gás natural do que petróleo,

BRASKEM

ON 10,90

riam aumentar significativamente.”

Energia e Indústria do Qatar e presidente rota-

ON 14,47 10,20 PNA 12,03 R$

“Se estes números se confirmarem (aumento do excedente da oferta para 2016), em um mercado já inundado de petróleo, é dificil pensar como os preços do pretróleo pode-

Mohammed Saleh al Sa'adah, ministro de

Variação no período: -28.70 %

FRASES

começar a crescer e tomar uma proporção maior em relação ao todo, a tendência é que esse prejuízo diminua, e até se transforme em lucro.” Eric Barreto, professor do Insper, 13/02/2016 – CBN

TN Petróleo 105

indicadores tn

A guerra econômica no mercado mundial de petróleo:

como fica o Brasil? A situação do mercado mundial de petróleo no Brasil mudou radicalmente nos últimos meses. O preço do barril atingiu patamares impensáveis há cerca de um ano. Esta nova realidade de preços baixos afetou em demasia as estratégias dos principais agentes do mercado internacional de petróleo. Uma grande guerra econômica está sendo travada com a disputa para decidir quem perderá participação no mercado mundial.

Edmar de Almeida é diretor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ)

TN Petróleo 105

e um lado estão países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e a Rússia, que produzem petróleo a baixo custo. De outro, os países de elevado custo de produção, onde os investimentos são em geral realizados com recursos privados. No caso da Rússia e dos países da Opep, os preços baixos do petróleo ameaçam o financiamento dos governos, com consequências políticas imprevisíveis. No caso dos outros países fora da organização, os baixos preços ameaçam a viabilidade econômica de empresas, com risco de perdas econômicas importantes para o mercado de capitais. Existe um processo de ajuste econômico muito forte em curso no mercado internacional de petróleo. Os investimentos em E&P no mundo caíram fortemente desde 2014. Segundo a consultoria Rigzone, o investimento global em E&P caiu 20% em 2015 e poderá cair ainda mais em 2016. Na América do Norte, o ajuste é ainda mais drástico. O número de sondas em operação caiu pela metade nos EUA após a queda do preço do petróleo no final de 2014. Este corte nos gastos com investimentos não será suficiente para impedir a quebra de grande número de empresas norte-americanas. A consultoria americana CreditSights estima que cerca de 45% dessas empresas de petróleo correm risco de recorrer a alguma modalidade de recuperação judicial até 2017 se os preços permanecerem no patamar atual. A guerra econômica do setor petrolífero deixará, forçosamente, grande número de mortos e feridos. Nesta guerra, as principais batalhas serão travadas em 2016. Empresas e governos podem entrar em default até que o mercado se ajuste através da redução da produção mundial de petróleo. A queda acentuada das bolsas de valores mundiais em janeiro são consequência da antecipação dos estragos potenciais da guerra do petróleo. Como fica o Brasil nesse contexto? Infelizmente, ele está mal preparado para a batalha e corre sério risco de ser parte dos mortos e feridos. Como a disputa do mercado mundial é para decidir quem vai sair do mercado, os investimentos do pré-sal representam um alvo interessante para ser “abatido”. O Brasil tem condições de dobrar a produção nacional de petróleo e se tornar um concorrente significativo da Opep no mercado mundial de pe-

Foto: Agência Petrobras

tróleo. Entretanto, esta expansão depende basicamente de dois fatores: 1) da capacidade de investimento da Petrobras; 2) e da redução dos custos de produção no pré-sal. Quanto ao primeiro fator, a Petrobras é a empresa de petróleo mais endividada do mundo petrolífero. Sua dívida total atingiu 120 bilhões de dólares no final de 2014. A empresa de petróleo mais endividada depois da Petrobras é a Petrochina, com uma dívida de cerca de 60 bilhões de dólares. Asfixiada por esta dívida gigantesca, a Petrobras vem promovendo cortes nos investimentos em E&P que comprometeram a curva de expansão da produção no país. Além disso, a empresa corre sério risco de enfrentar uma crise financeira mais grave ao longo de 2016. É importante ressaltar que a atual situação financeira da Petrobras é resultante da falta de uma estratégia de expansão sustentável. Após a descoberta do pré-sal, a Petrobras tornou-se a empresa de petróleo com o maior volume de recursos petrolíferos a serem desenvolvidos no mundo. São cerca de 40 bilhões de barris a serem desenvolvidos na próxima década que irão requerer da empresa investimentos de cerca de 400 bilhões de dólares. O governo brasileiro e as lideranças da empresa partiram da premissa de que tais investimentos poderiam ser feitos sem alterar de modo significativo a configuração e a estratégia da empresa. A partir de 2007, a Petrobras aumentou seus investimentos para patamares muito acima da sua capacidade de geração de caixa. Num contexto de preços elevados de petróleo, ela se apoiou na credibilidade que o pré-sal trouxe e na forte liquidez do mercado internacional para se endividar e aumentar os investimentos em todas as áreas. A trajetória de endividamento e a crise de governança rapidamente erodiram a credibilidade da empresa nos mercados internacionais, forçando uma redução dos investimentos a partir de 2014. Desde então, a luz amarela acendeu. A resposta da nova direção da Petrobras, a partir de 2015, foi anunciar um plano de vendas de ativos e promover cortes sucessivos dos investimentos. A empresa vem enfrentando muita dificuldade política e operacional para promover ajustes estruturais com a venda de ativos para garantir a capacidade de investimento no atual contexto do mercado mundial de petróleo. A demora na realização dos ajustes estruturais tende a prolongar a crise econômica da Petrobras, o que representará um adiamento da expansão da curva de produção no Brasil. Mas recuperar a Petrobras seria apenas parte da tarefa para evitar que o Brasil seja uma vítima preferencial da disputa atual. O pré-sal é uma fronteira petrolífera de custos elevados para o contexto atual do mercado

mundial de petróleo. Apesar da enorme produtividade dos poços, trata-se de uma área offshore de águas ultraprofundas que requer poços caros que atravessam uma espessa camada de sal. Trata-se de uma nova fronteira geológica que requer tecnologias novas, ainda sujeitas a um processo de aprendizado tecnológico. Assim, é fundamental acelerar o processo de aprendizado tecnológico de forma a trazer os custos do pré-sal para um patamar seguro. O desafio que se coloca é reduzir o nível de custo de produção no pré-sal para que o break-even dos projetos caia de um patamar de 50 dólares para cerca de 30 dólares. Após os ajustes estruturais na Petrobras, esta redução de custo deveria ser o principal desafio estratégico do setor petrolífero nacional. Neste patamar de viabilidade (cerca de 30 dólares), o Brasil poderia ser atrativo para investimentos não apenas da Petrobras, mas de operadoras privadas, mesmo no pior cenário para evolução do mercado mundial de petróleo. Esse desafio estratégico deve ser colocado não apenas para as empresas, mas também para o governo brasileiro. Este último tem condições de contribuir muito para a redução de custos, sofisticando e melhorando a política de conteúdo local e a taxação sobre o setor. O ano de 2016 será o momento da verdade para o setor de petróleo brasileiro. Vamos esperar que as autoridades governamentais e as lideranças empresariais do setor entendam os riscos e os desafios do momento atual para formularem estratégias que permitam preservar o sonho de transformar o Brasil numa potência petrolífera. TN Petróleo 105

entrevista exclusiva

O Brasil tem

potencial geológico

para atrair investimentos do mundo inteiro por Beatriz Cardoso

Com um potencial tão atraente para os investidores internacionais do setor de óleo e gás, o que falta para a indústria petrolífera brasileira retomar a curva de crescimento? Ajustes fiscais e regulatórios (inclusive da política de conteúdo local), estabilidade jurídica e restabelecimento do equilíbrio entre receita e investimentos da Petrobras, em um cenário crítico, que não é apenas local. Estes são alguns dos pontos destacados por Antônio Guimarães, secretário executivo de E&P do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) nesta entrevista exclusiva à TN Petróleo. Respaldado em quase três décadas de atuação na indústria de petróleo e gás, o engenheiro químico brasileiro afirma que os players mundiais querem estar no Brasil, do ponto de vista geológico. “Mas essa atratividade esbarra nos fatores citados. O grande desafio é fazer o ajuste fino da regulamentação – o governo já dá sinais positivos nesse caminho – para retomarmos a atratividade e competitividade do mercado brasileiro que possibilitará captar novos investimentos”, pontua Guimarães, afirmando que o país pode atrair de 7% a 10% dos investimentos globais do setor de óleo e gás (que no ano passado somaram em torno de US$ 540 bilhões), bem acima dos 4% a 5% que capta hoje. TN Petróleo – O Governo do Rio sancionou, em dezembro, duas leis que aumentam a tributação do setor de óleo e gás: a Lei nº 7183/2015, que dispõe sobre a incidência de ICMS na extração de petróleo e gás e a Lei nº 7182/2015, que institui a Taxa de Controle, Monitoramento e Fiscalização das Atividades de Pesquisa, 14

TN Petróleo 105

Lavra, Exploração e Aproveitamento de Petróleo e Gás (TFPG). Quais os impactos negativos dessas medidas? Antônio Guimarães – O principal, como o IBP já pontuou, é que as duas medidas são inconstitucionais. E representam um sinal muito negativo para o investidor. Ninguém quer investir em um país no qual, a qualquer momento, seja possível fazer algo contra os princípios constitucionais. Os investidores preferem investir em países nos quais sabem que as regras estabelecidas serão mantidas por muito tempo. É um péssimo sinal que, mais uma vez, sejam criadas regras que criam instabilidade jurídica. Temos ainda a questão do impacto econômico. A cobrança do ICMS na extração vai aumentar o custo da mesma: em uma análise econômica do pré-sal, por exemplo, a cobrança desse imposto representaria um aumento de 40% nos custos. Portanto, essa tributação vai ter um impacto enorme nas operações do pré-sal. O Rio está na contramão da história: as empresas petrolíferas querem reduzir custos e os governos dos países produtores, cientes da importância dessa cadeia produtiva, estão

revendo seus termos de conduta para tornarem-se mais atrativos e reter esses investimentos. Esse movimento do Rio de Janeiro terá impacto nacional, uma vez que 60% a 70% dos investimentos estão na área de abrangência do estado, mas mobilizam a indústria do país inteiro. E tem outro aspecto preocupante: não estaremos apenas afastando os investimentos futuros, como também reduzindo a longevidade de poços em produção uma vez que o aumento do custo vai levar as empresas a determinarem, mais cedo, a parada de produção de poços, devido à sua inviabilidade econômica. Ou seja: ele se tornará inviável comercialmente, acelerando o fim da vida útil do poço. É um tiro no pé pensar que haverá aumento da arrecadação fazendo esse tipo de tributação: na realidade, vai acelerar a redução de investimentos e a fuga de capital, devido à insegurança jurídica, e terá impactos diretos na produção, na arrecadação de impostos e na geração de empregos. Que medidas o IBP, em nome da indústria, vem buscando adotar para minimizar estes impactos?

Antônio Guimarães, secretário Executivo de E&P do IBP

Ninguém quer investir em um país no qual, a qualquer momento, seja possível fazer algo contra os princípios constitucionais. Os investidores preferem investir em países nos quais sabem que as regras estabelecidas serão mantidas por

Foto: Divulgação IBP

muito tempo.

Nós acabamos de contratar um escritório de advocacia para analisar as medidas cabíveis para impedir essa cobrança. Quando tivermos uma posição desse escritório, que não queremos nominar no momento, vamos divulgar os resultados dessa análise e quais os próximos passos, as ações cabíveis recomendadas.

O setor tem reclamado bastante das multas decorrentes do não cumprimento dos índices de conteúdo local. Não é hora, afinal, de rever a regra para evitar penalizações exorbitantes assim como o risco de atraso ou inviabilização de projetos de E&P devido a impossibilidade de se alcançar os índices requeridos sem pagar um alto custo?

É mais do que tempo de se avaliar principalmente se aquilo que foi proposto, que era objetivo dessa política de conteúdo nacional, vem sendo alcançado. Hoje sabemos das reais dificuldades de se atingir esse índice. É hora de revermos essas regras. Como a questão do waiver (perdão) – cláusula de isenção da obrigação nos contratos da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), quando fica configurada a impossibilidade de se atingir os índices de Conteúdo Local estipulados num projeto, por não haver fornecedor, tecnologia disponível, capacidade de entregar no prazo e preços competitivos. Desde 2005, quando a regra foi criada, não foi feita a regulamentação dessa regra. Também é necessário que seja previsto um mecanismo de neutralização dos preços. Por exemplo: em 2005, as sondas tinham um peso de 30% do custo total do poço. Em 2013, TN Petróleo 105

entrevista exclusiva

2014, esse custo já representava 50 a 60% (o dobro), devido à demanda do mercado. É disso que se trata a neutralização. São coisas que vão se observando no decorrer do tempo e que precisam ser corrigidas. É uma curva de aprendizado. Hoje sabemos o que funciona e o que não funciona. Temos que olhar para trás, no sentido de levar em consideração o que está comprometido, e para adiante, no sentido de ajustar a política para que esteja alinhada com a realidade do mercado. A política de conteúdo local foi feita não para penalizar as empresas e sim para incentivar o desenvolvimento da cadeia produtiva local. Mas há diversas atividades de E&P que demandam tecnologias, processos e serviços avançados, que não estão disponíveis, na escala necessária, na indústria local ou que, quando existem, têm preços muito acima dos externos (mesmo levando em consideração a valorização do dólar. Quais os segmentos/tecnologias nas atividades de E&P que o senhor considera que o conteúdo nacional deve ser menos restritivo? É importante levar em consideração a vantagem competitiva que o país tem e para quais segmentos ele tem maior vocação. Temos uma política local de amplo espectro, que, como já percebemos, não traz resultados satisfatórios, pois afasta o foco do que é mais importante para o país. Deveríamos focar nos itens de maior valor agregado que são de segmentos nos quais temos competitividade, expertise para crescer de forma sustentável: se eles não forem capazes de competir tanto no mercado local como no externo, essa política não será sustentável. Isso porque, com o passar do tempo, há o risco de a indústria nacional fomentada desaparecer junto com a diminuição da demanda doméstica offshore. Apresentamos um estudo, contratado junto à consultoria Bain & Company, nos quais mostramos os segmentos em que o Brasil não 16

TN Petróleo 105

A política de conteúdo local foi feita não para penalizar as empresas e sim para incentivar o desenvolvimento da cadeia produtiva local.

somente tem escala como também capacidade de criar valor e competitividade para seguir adiante. Criar valor no futuro. Foram mapeados sete setores para serem priorizados, a partir de uma análise do valor socioeconômico que estes têm para o País e da relevância mundial da demanda brasileira. São os setores de projeto, fabricação e instalação de módulos e topsides; equipamentos submarinos; serviços de instalação submarinos; perfuração e completação de poços de alta tecnologia; máquinas e equipamentos de alta tecnologia; máquinas e equipamentos de média tecnologia; e construção naval de embarcações de apoio marítimo (EAM). Para alguns especialistas, o atual patamar de preços do petróleo colocaria em xeque o pré-sal? O senhor concorda com isso? Primeiro, é importante destacar que as empresas não fazem análise baseada no preço de hoje. Não funciona assim: as análises têm visão de longo prazo. Todas têm um cenário, a partir de 2020, 2025, de barril de petróleo a 50, 70 dólares. Ninguém toma uma decisão de investimento hoje baseado no preço atual e sim em cenário de longo prazo. Porque as empresas acreditam nisso? Em parte, pelas lições aprendidas do passado. Hoje temos um desiquilíbrio entre oferta e demanda que se deve, principalmente, ao fator shale, a produção não convencional dos EUA. Mas, quando se faz uma análise, a percep-

ção é de que muitas dessas empresas que estão produzindo hoje não vão se sustentar. Na medida em que forem perdendo a capacidade produtiva devido aos preços, essas empresas vão parar de produzir. Mas a demanda continuará a crescer, mais ainda com o crescimento demográfico global. No longo prazo, o preço deverá estar em torno de 50 a 70 dólares. Portanto, nestes níveis, o pré-sal é viável. O senhor acredita que a OPEP não poderá manter por muito tempo a sua política de produção, que derrubou os preços dessa commodity? Acredito que a Opep não deverá ter o mesmo papel de regular os preços, de ser o swing producer (o papel de produtor de última instância), como no passado. O shale deverá assumir esse papel de fazer o balanço do mercado, de ser o swing producer. Voltando ao pré-sal, quais os fatores que hoje pesam positivamente para a continuidade das operações no pré-sal? Alta produtividade dos poços? Grandes reservas? Sinergias com a infraestrutura já existente? Novas tecnologias? Trata-se de um ativo diferenciado e muito atrativo. Primeiro porque são grandes volumes, com poços de alta produtividade e óleo de boa qualidade, fatores que fazem do pré-sal muito atrativo. E há ainda um quarto elemento a se considerar: a curva de aprendizagem consolidada. Os desafios iniciais foram reduzidos substancialmente, assim como os custos, com ganhos tanto em produtividade como em escala. Se considerarmos a média dos poços de melhor produtividade nas áreas do pré-sal, hoje, com 30 mil barris diários, a um custo médio em torno de 40 dólares o barril, em um cenário de 60 dólares o barril, como projetado para após 2020, teremos uma margem de 20 dólares para trabalhar. Hoje se faz um poço em 1/3 do tempo necessário do que era há

O Brasil tem potencial geológico para atrair investimentos do mundo inteiro

dez anos, quando o prazo era de 120 a 150 dias: hoje é em torno de 30, 40 dias. Tanto o pré-sal é atrativo que, se resolvidas as questões regulatórias e o governo fizesse um novo leilão do pré-sal, atrairia empresas do mundo inteiro para disputar essas áreas. Em função do cenário de crise, todas as oil companies tiveram de rever seus investimentos, principalmente em E&P. O senhor considera que isso é um processo natural e, portanto, deve ser um fator contingencial, inclusive no caso da Petrobras? O que está acontecendo é absolutamente natural, a revisão de investimentos. Temos uma crise global. E isso se reflete no mercado global de óleo e gás. Basta ver os números: em 2014 se investiu algo em torno US$ 734 bilhões em E&P. Os números ainda não foram fechados, mas em 2015 esse volume deve ficar em

US$ 545 bilhões, uma queda de mais de 26%. Isso aconteceu em todas as empresas do mundo: quando se tem barril a 100 dólares, há mais caixa, quando se tem menos dinheiro, os investimentos são mais seletivos. Em 2016, acredito que estes recursos podem ficar até abaixo de US$ 500 bilhões. Ainda assim é muito dinheiro investido. Portanto, podíamos esperar o mesmo para o Brasil, mas aqui a crise foi pior. De US$ 43 bilhões em 2014, caímos para US$ 25 bilhões em 2015. Uma queda de 42%. Era esperada uma queda, mas não tão grande. Isso ocorreu por vários motivos, incluindo a questão regulatória e a concentração em uma empresa, a Petrobras, que está passando por um processo de ajuste significativo do seu plano de investimentos. O nível de endividamento da Petrobras tem sido visto principalmente

do ponto de vista financeiro. No entanto, especialistas do setor têm ponderado que outros aspectos devem ser considerados, como a alta produtividade do pré-sal, grandes reservas ainda não agregadas, índice de reposição de reservas, curva de aprendizado. Pela visão que o senhor tem em 30 anos nesse setor, a Petrobras tem lastros que a indústria mundial de petróleo considera vitais no seu negócio? Não tenho dúvidas de que a Petrobras tem um ativo de valor enorme. Ela tem mais de 40, 45 bilhões de barris a serem desenvolvidos. Dentro do nível atual de investimentos, acredito que ela tem muito trabalho e receita garantida para os próximos 20, 25 anos. O desafio da gestão atual é rever o equilíbrio da receita versus investimento. Os ajustes já realizados no plano de negócios mostram que a empresa vem tentando adequar

Nesta edição.

TN Petróleo 105

entrevista exclusiva

receita X investimentos X pagamento do passivo existente. Uma vez consolidado esse ajuste, com 40 a 45 bilhões de barris, a Petrobras tem um horizonte futuro muito bom. A discussão não é se a Petrobras tem um futuro brilhante ou não e sim que ela tem que ter um plano para superar os desafios no curto prazo. Uma empresa que tem esse volume de reservas para desenvolver tem lastro. Houve uma redução substancial nos custos de etapas exploratórias, principalmente de perfuração de poços no pré-sal, que não somente promoveu a quebra de paradigmas geológicos, mostrando o potencial de uma nova fronteira, como também alavancou essa evolução. O senhor acredita que sem o pré-sal esse processo evolutivo não se daria com a mesma velocidade? O que eu posso dizer é que a indústria evolui em função dos desafios: ela trabalha para achar soluções e superá-los. Ao enfrentar os desafios do pré-sal foi acelerada a curva de aprendizagem, porque havia um problema real a ser desenvolvido. Por isso, os desafios superados, como, por exemplo, reduzir de 150 dias para 35 dias a perfuração de um poço no pré-sal, é um tremendo avanço tecnológico. Dominar a construção do poço na camada de sal também é outro grande avanço, pois as tecnologias aplicadas, desenvolvidas e adequadas, estão funcionando muito bem como mostra a produtividade dessas áreas. Quando enfrentados, esses desafios forçaram efetivamente uma curva de aprendizado e muitos ganhos foram capturados. Os custos de E&P no Brasil são maiores que em outros locais? Caso sim, por que? Há um estudo da Consultoria IHS mostrando que os custos do Brasil são maiores por causa, principalmente, dos impostos, da tributação 18

TN Petróleo 105

em toda a cadeia produtiva de equipamentos utilizados nessa atividade, assim como nos serviços. No caso do pré-sal, os custos são altos como ocorre quando se descobre novas fronteiras. Isso ocorre em qualquer parte do mundo. Depois, com a curva de aprendizagem, com a tecnologia dominada, estes custos se acomodam. Quais os maiores desafios hoje na exploração e produção de petróleo no Brasil? Hoje, no IBP, a grande discussão não se dá somente em torno da tecnologia. Claro que existe o desafio tecnológico, mas o maior de todos é a questão da atratividade e competitividade da indústria e do país. Da necessidade de pequenos ajustes para tornar o ambiente brasileiro mais atrativo. Nesse sentido, o governo vem dando sinais positivos. E quais os fatores que tornam o nosso mercado atrativo para os investidores internacionais: pré-sal, sucesso exploratório nessa fronteira, infraestrutura instalada nas principais bacias abrangidas pelo pré-sal? Polo instalado de apoio e suporte às operações offshore, com fornecedores de bens e serviços do mundo inteiro? O Brasil, do ponto de vista geológico, considerando o pré-sal e olhando o restante das bacias, tem um potencial de descobertas enorme. Quando falamos com grandes players, todos querem estar no Brasil, do ponto de vista geológico. Mas essa atratividade esbarra nos fatores já citados. O grande desafio é, portanto, fazer o ajuste fino da regulamentação para retomarmos a atratividade e competitividade do mercado brasileiro, que possibilitará captar novos investimentos. O IBP acredita que o Brasil poderia atrair de 7% a 10% daqueles investimentos mundiais que citamos anteriormente (e que devem ficar em torno de US$ 500 bilhões

este ano), mas que hoje estão em torno de 4 a 5%. O que é necessário fazer para mudar esse quadro? Como teremos um ambiente de baixos preços no longo prazo – ninguém mais acredita em barril a 100 ou 120 dólares – temos que fazer os reajustes agora. Outros países já perceberam isso e estão fazendo o que é necessário. Posso dar um exemplo muito claro: é do conhecimento de todos que o Mar do Norte era uma bacia declinante há alguns anos. A Inglaterra percebeu que precisava rever o pacote fiscal, para estimular a indústria local. No ano passado, a indústria inglesa que opera no Mar do Norte reverteu uma tendência de queda registrada há anos e apresentou um crescimento de 8% na sua produção. E em termos regulatórios? A experiência local, em comparação a de outros países, mostra que é preciso fazer ajustes no marco regulatório. Basta lembrar que fizemos um leilão em outubro, com oferta de 266 blocos, dos quais somente 37 foram arrematados e programa exploratório mínimo na ordem de R$ 216 milhões. Logo depois, Moçambique promoveu um leilão, predominantemente de gás, obtendo mais de US$ 690 milhões em investimentos para oito áreas. Cerca de um mês depois, o Canadá licitou 11 áreas, com mais de US$ 1,2 bilhão em investimentos. Na sequência, o México, depois de dois leilões frustrados, aprimorou a questão regulatória e fez uma oferta de 25 blocos de áreas em terra, já com produção, e foi um sucesso. Todos eles fizeram a lição de casa. A mensagem é o seguinte: o Brasil tem potencial geológico para alavancar o investimento externo. Se tivermos um ambiente regulatório mais atrativo e competitivo, teremos todos os ingredientes necessários para ser um país altamente atrativo em nível global.

TN Petr贸leo 105

especial: pd&i

Ainda que inovação seja uma questão prioritária para qualquer setor da economia que busca o crescimento sustentável e a longevidade de suas atividades, essa demanda é ainda mais forte e até mesmo obrigatória em alguns segmentos, como a indústria de óleo e gás, principal na área offshore. Inovar é quase sinônimo de exploração e produção de óleo e gás em águas profundas e ultraprofundas, como bem vem demonstrando o Brasil, por meio da Petrobras, que o colocou no ranking dos países líderes em tecnologia offshore, ao lado de nações ricas como Noruega, Inglaterra, França, Estados Unidos e Canadá.

TN Petróleo 105

por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

TN Petr贸leo 105

especial: pd&i

A despeito do cenário de crise instalado a partir de 2008, acirrado pelos baixos preços do petróleo dos últimos dois anos, essa indústria vem mantendo altos níveis de investimentos em pesquisa, desenvolvimento e inovação (PD&I). Esse trinômio vem sendo a base de sustentação do avanço desse setor para novas fronteiras, como o pré-sal, o ártico e águas cada vez mais profundas e em ambientes mais e mais severos. Ainda que as companhias de petróleo sejam as alavancadoras desse processo, esse desafio é também de toda a cadeia produtiva que, de forma isolada ou em parcerias, vem investindo no desenvolvimento de soluções, tecnologias e processos, para dar suporte a indústria offshore. Nessa reportagem, a TN Petróleo mostra um pequeno painel do que vem sendo implementado em termos de inovação no setor, para garantir o processo evolutivo dessa indústria, que mesmo em crise, continua sendo um dos pilares da economia do Brasil e de outros países.

aprovação, no final do ano passado, do Regulamento Técnico ANP N° 5/2005, que estabelece as regras de aplicação dos investimentos obrigatórios em Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PD&I) previstos nos contratos para exploração e produção (E&P) de petróleo e gás natural, reforça uma política implementada há dez anos que já assegurou mais de R$10,38 bilhões de recursos. Regulada e coordenada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), essa política criada a partir de ex-

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periências bem-sucedidas em países como Noruega e Reino Unido, principais atores no E&P do Mar do Norte, um dos grandes cenários offshore do mundo, completa 10 anos com um saldo altamente positivo. Os investimentos autorizados pela ANP em PD&I, em função da cláusula presente nos contratos de E&P firmados a partir de janeiro de 2006, somam cerca de R$4,7 milhões – dos quais mais de 92% oriundos da Petrobras –, sendo que 23% do total foram investidos nas áreas de E&P. Somente no ano passado, a ANP concedeu 82 autorizações prévias, que totalizam R$ 223 mi-

lhões, cerca de R$ 191 milhões da Petrobras, equivalente a 86% do total. Petroleiras nacionais e estrangeiras também cumprem a cláusula: são mais de R$ 11,5 milhões da Petrogal (parceira da Petrobras no pré-sal), R$ 5,5 milhões da chinesa Sinochem e R$6,28 milhões da brasileira Queiroz Galvão O&G. Recursos que são repassados às 672 unidades de pesquisa de 118 instituições do país inteiro, credenciadas na ANP que tem contabilizado quase 1.400 projetos a partir de 2006. Desde 1998, após a quebra do monopólio, as obrigações de investimento em PD&I geradas ultrapassam os R$10,38 bilhões, sendo que até 2003, a Petrobras respondia sozinha por cerca de R$ 840 milhões dos recursos gerados. Em 2004 e 2005, dos mais de R$ 912,5 milhões gerados, menos de R$13,5 milhões eram originários de outras petroleiras atuantes no país, nacionais ou estrangeiras. Números que mudaram: a Petrobras continua sendo a principal investidora em PD&I, mas as outras companhias de petróleo que atuam no país somam mais de R$456,4 milhões em obrigações de investimentos – pouco mais de 4% do total. Na última década, empresas como Shell-BG, Statoil, Petrogal, Sinochem, Repsol, Chevron, BP vêm dando sua contribuição. As inglesas são as mais fortes investidoras. E a norueguesa Statoil vem aumentando ano a ano o volume de recursos em PD&I, embora tenha uma única fonte de produção no país, o campo de Peregrino, na bacia de Campos.

Tecnologia é norte da Statoil “A Statoil é uma empresa de energia que é norteada pela tecnologia. É algo que está no nosso DNA em todo o mundo. E no Brasil não é diferente. Toda essa tecnolo-

Inovação: uma demanda contínua

Principais projetos apoiados pela Statoil 1 - Modelagem e Caracterização de Polímeros: projeto em execução com a Universidade de Campinas (Unicamp) para simulação em escala sobre o comportamento de varredura de polímeros injetados no reservatório junto com o desenvolvimento de um laboratório de polímeros na universidade. Este projeto de pesquisa será concluído em 2016 e está alinhado com o plano da empresa para o desenvolvimento de soluções poliméricas no Brasil. Área: Recuperação Avançada de Reservatórios. 2 - Caracterização Geomecânica do Reservatório: este projeto visa a compreensão do comportamento geológico do reservatório através de seu modelamento numérico. Está sendo desenvolvido com a Schlumberger e os estudos devem ser concluídos em 2016. Área: Recuperação Avançada de Reservatórios.

3 - Caracterização e modelagem da formação geológica dos carbonatos do Albiano, na Bacia de Campos: o projeto encontra-se em fase inicial em parceria com a Unicamp, visando reduzir as incertezas no modelamento geológico do reservatório com base em modelos geoestatísticos e matemáticos. Área: Exploração. 4 - Separação submarina – “Pipe separator”: é fruto da tecnologia desenvolvida pela Statoil para separação óleo/água em ambiente submarino, evitando a necessidade desta separação ser realizada na superfície. Em parceria com a Aker, a Statoil desenvolve desde 2014 a extensão desta tecnologia para múltiplos poços. Eventuais campos descobertos pela Statoil em águas profundas, na Bacia do Espírito Santo, podem apresentar potencial para aplicação desta tecnologia. Área: Engenharia Submarina.

Foto: Harald Pettersen/Statoil

gia aplicada em nossas operações representa uma constante busca pela melhor performance e maior produtividade em todos os campos de exploração de petróleo onde estamos presentes. E isso também se traduz em eficiência operacional”, ressalta Fabiano Lobato, responsável pelo Research Center Rio (RCR), da Statoil. Ele frisa que um dos exemplos de tecnologia que traz maior produtividade e se constitui em um dos grandes diferenciais da companhia é a capacidade de aumentar o fator de recuperação dos campos de petróleo. “No caso de Peregrino conseguimos aumentar o fator de recuperação para 15% a 20% e nossa meta é ampliar para 25% a 30%”, revela. Outra expertise global da Statoil está no gerenciamento de CO2, por meio de captura e armazenamento do gás carbônico. “Hoje, por exemplo, a Statoil armazena aproximadamente 1,5 milhão de toneladas/ano nos campos de Snøhvit, no norte da Noruega, Sleipner, no Mar do Norte”, destaca Lobato. Este último, um campo de gás e condensado, a 250 km a oeste de Stavanger, é o que está em produção há mais tempo: desde 1990. Suas reservas encontram-se a cerca de 2.500 m (8.000 pés) de profundidade no fundo do mar. “Queremos ser reconhecidos como a empresa petrolífera mais eficiente em Emissões de Carbono”, complementa. Inaugurado em 2011, o Research Center Rio da Statoil está desenvolvendo e acompanhando 19 projetos de inovação em tecnologia, concentrados, principalmente, em quatro áreas tecnológicas estratégicas para a companhia.

Áreas tecnológicas prioritárias para a Statoil 1. Engenharia submarina: Desenvolver soluções para processamento no leito marinho em águas profundas; 2. Gerenciamento de CO2: controle de emissões atmosféricas e captura e armazenamento de CO2 (o chamado CCS), técnica que a Statoil é líder global; 3. Recuperação avançada de reservatórios: desenvolvimento de tecnologias que aumentem o fator de recuperação com foco em Polímeros e Elevação Artificial; 4. Exploração: ampliação de conhecimento sobre exploração, caracterização e produção dos reservatórios, tanto pré-sal quanto pós-sal. TN Petróleo 105

Foto: Øyvind Hagen/Statoil

especial: pd&i

Segundo o responsável, as atividades do Research Center Rio começaram em 2009, dois anos antes de seu estabelecimento no país. Além dos projetos em desenvolvimento, o Centro já contabilizou até hoje 183 patentes registradas no Brasil e 130 bolsas de estudo financiadas via programa Ciência Sem Fronteiras. “Temos parcerias com grandes universidades locais, que possuem laboratórios muito bem equipados, e projetos que têm rendidos bons frutos”, afiança. Entre as instituições de ensino nas quais a petroleira desenvolve projetos estão as universidades federais do Rio de Janeiro (UFRJ), Minas Gerais (UFMG), Rio Grande do Sul (UFRGS), Bahia (UFBA), e Santa Catarina (UFSC), além das estaduais do Rio de Janeiro (UERJ) e do Norte Fluminense (UENF), Campinas (Unicamp), São Paulo (USP) e a Pontifícia Universidade Católica (PUC) que tem campus espalhados pelo país. “Desde 2011 já investimos mais de R$ 110 milhões em pesquisa no 24

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país, sendo que aproximadamente R$80 milhões dentro da cláusula de investimento em PD&I da ANP”, pontua Fabiano Lobato.

BG Brasil segue inovando “Nossa operação de tecnologia é baseada em um modelo de inovação aberta e está centrada no Brasil. Isto significa que tudo o que fazemos em PD&I acontece através de parcerias, seja com universidades e institutos de pesquisa ou com fornecedores, majoritariamente no Brasil. Nesse modelo, buscamos aproximar academia e indústria, para transformar conhecimento científico em soluções práticas para a indústria de óleo e gás”, afirma Giancarlo Ciola, gerente de Parcerias para P&D e Inovação do BG Group. Com visão de longo prazo, a companhia gerencia seus custos para manter em permanente atividade sua área de P&D. “O progra-

ma de Pesquisa, Desenvolvimento & Inovação do BG Group busca soluções que beneficiem todas as etapas de exploração e produção de óleo e gás”, diz o gerente, lembrando que o Centro Global de Tecnologia está instalado no Brasil e boa parte do portfólio está concentrada nos desafios tecnológicos do pré-sal. “Buscamos em todas as nossas iniciativas de PD&I propiciar um ambiente frutífero para desenvolver pesquisa e inovação, e contribuir para a estruturação de uma cadeia local de fornecedores de alto valor tecnológico, convertendo resultados bem-sucedidos em legado para a indústria de óleo e gás e para o país”, salienta. Segundo ele, o grupo de tecnologia é formado por uma equipe técnica no escritório da BG Brasil que atualmente conduz mais de 30 projetos de PD&I colaborativo no Brasil, incluindo áreas como geociências, reservatórios carbonáticos, engenharia submarina, robótica, gestão de carbono e eficiência energética, entre outras. É o caso do Cimatec Yemoja, um supercomputador capaz de processar mais de 400 trilhões de operações por segundo e integra um programa de P&D em geofísica, com investimento total de até R$ 60 milhões. “Ele foi desenvolvido pela BG Brasil em parceria com o Senai/Cimatec (Campus Integrado de Manufatura e Tecnologia do Senai), projetado especificamente para realizar o processamento de dados sísmicos 3D e 4D de dimensões industriais através da tecnologia Full Waveform Inversion (FWI), permitindo que pesquisas de ponta sejam feitas no Brasil para responder aos grandes desafios da indústria de óleo e gás”, explica Ciola. Ele lembra que essa tecnologia irá contribuir de forma relevante

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Detalhamento da obrigação de investimento em PD&I gerada - Outras Empresas Petrolíferas (em R$): Empresa Petrolífera

2013

BG Brasil Statoil Repsol-Sinopec Sinochem Petrogal Chevron Shell Queiroz Galvão Frade Japão ONGC Campos Ltda. Brasoil Manati Rio das Contas QPI Brasil Petróleo Parnaíba Gás Natural BP do Brasil Maersk Oil Petra Energia Parnaiba

23.413.960,66 31.821.581,36 4.161.681,38 21.214.387,57 9.365.584,26 — — 4.424.486,58 — — 983.219,24 983.219,24 — 1.198.802,00 — — 513.772,28

51.354.988,74 31.730.902,90 18.732.336,46 21.153.935,27 13.580.329,73 — 7.541.569,02 4.806.006,75 — 4.072.447,27 1.068.001,50 1.068.001,50 3.469.121,75 1.762.700,62 — — 755.443,12

94.690.640,57 83.209.044,57 55.981.237,37 55.472.696,38 30.914.590,47 27.711.794,97 23.869.727,22 19.234.843,08 9.780.655,57 4.951.848,11 4.274.409,57 4.274.409,57 3.469.121,75 2.961.502,62 1.934.270,87 1.289.513,92 1.269.215,41

98.080.694,58

161.095.784,64

425.289.522,02

Total

2014

Acumulado (1998-2014)

Posição em 31/12/2014

Obrigação de investimento em PD&I gerada por ano (em R$): Ano 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2010 2011 2012 2013 2014 Total

Petrobras 1.884.529,15 29.002.556,00 94.197.338,86 127.274.445,22 263.536.939,20 323.299.905,80 392.585.952,84 506.529.318,17 613.841.421,04 610.244.145,63 853.726.088,88 633.024.263,89 735.337.135,72 735.337.135,72 990.480.683,11 1.148.763.766,14 1.161.786.261,66 1.246.469.446,38 9.731.984.197,70

Outros — — — — — — 11.117.686,02 2.279.136,04 2.547.915,10 6.259.120,69 7.132.143,93 5.858.019,94 11.579.884,64 11.579.884,64 41.416.211,93 77.922.924,51 98.080.694,58 161.095.784,64 425.289.522,02

Total 1.884.529,15 29.002.556,00 94.197.338,86 127.274.445,22 263.536.939,20 323.299.905,80 403.703.638,87 508.808.454,21 616.389.336,14 616.503.266,32 860.858.232,82 638.882.283,84 746.917.020,36 746.917.020,36 1.031.896.895,04 1.226.686.690,65 1.259.866.956,23 1.407.565.231,01 10.157.273.719,72

Posição em 31/12/2014

para o desenvolvimento de reservatórios de geologia complexa, como os campos do pré-sal da Bacia de Santos, diminuindo riscos exploratórios e ambientais e, possivelmente, ajudando em novas descobertas. “Isso irá aperfeiçoar ainda mais as nossas operações de perfuração dos campos em produção nessa nova fronteira”, complementa. 26

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Outra iniciativa pioneira desenvolvida no Brasil é o Centro de Pesquisa para Inovação em Gás Natural (CIG), em parceria com a Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo (FAPESP) e USP, para endereçar tópicos importantes relacionados ao papel do gás natural na matriz energética do futuro. “Ao longo de até cinco anos,

serão investidos aproximadamente US$ 20 milhões divididos entre a FAPESP e a BG Brasil. A Escola Politécnica da USP - Poli/USP também investirá no projeto, garantindo apoio institucional e administrativo aos pesquisadores envolvidos”, informa o gerente da BG. Os principais temas de pesquisa desenvolvidos no CIG serão geração de energia com baixa emissão de carbono, uso de gás natural como combustível para transporte marítimo, prevenção de emissões fugitivas de gás metano, combustão avançada de gás natural, conversão de gás natural em matérias-primas para a indústria química e desenvolvimento de uma cadeia de fornecimento de gás natural para áreas remotas, entre outros. O CIG também promoverá a interação entre pesquisadores das instituições parceiras e do Sustainable Gas Institute (SGI), uma parceria entre BG Group e o Imperial College London. “Essa interação deve incluir atividades de intercâmbio entre pesquisadores e estudantes, com o compartilhamento de informações sobre o andamento e os resultados das pesquisas, além da promoção de seminários, conferências e workshops”, acrescenta Ciola.

Parceria BG & ITA pode gerar patente Já na etapa de prova de conceito, um motor de fundo descartável para perfuração de poços utilizando tubos de revestimento (Down hole Disposable Casing Motor – DDCM), é um dos projetos que vem sendo financiado por recursos da Cláusula de PD&I. O objetivo desse primeiro estágio é validar, por meio de simulação e testes de protótipos virtuais, o conceito do motor. Com investimentos, até agora, de cerca de R$ 3 milhões, que

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somam recursos próprios da BG e oriundos da cláusula de PD&I, o projeto pode resultar em patente. Coordenado pelo professor Jesuíno Takachi, do Instituto Tecnológico de Aeronáutica (ITA), vai resultar numa tese de doutorado. Foram utilizadas ferramentas numéricas para o desenvolvimento do projeto preliminar do motor que, nessa primeira fase, foi uma turbina do tipo axial, e incluiu o dimensionamento da turbina, o cálculo do escoamento tridimensional entre grades da turbina e o cálculo estrutural da turbo máquina. Uma vez validado o conceito do motor, pretende-se iniciar a segunda fase, na qual será desenvolvido o protótipo físico laboratorial do equipamento. A terceira e última etapa será a construção do protótipo de campo. A BG Brasil e o ITA acreditam que a tecnologia desenvolvida reduzirá significativamente a complexidade, a duração e os riscos associados às tecnologias correntes de perfuração. Seu propósito é viabilizar a perfuração das formações acima do sal (top hole), na área do pré-sal (poços com cabeça de poço submarina), utilizando-se da rotação do revestimento em vez de uma coluna de perfuração. Sistemas nesta área de tecnologia já existem há quase 20 anos. Entretanto, nos cenários atuais, as tecnologias existentes não se aplicam ao caso do pré-sal. A tecnologia desse projeto, 100% nacional, tem um caráter inovador devido a três premissas básicas: o produto é não recuperável (requer custo comercial relativamente baixo); a vida útil não precisa estender-se além do tempo necessário para uma única utilização; e permite a continuidade da perfuração sem a necessidade de se remover qualquer mecanismo de sua constituição. No momento, não existem motores de fundo com essas caracte28

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Foto: Cortesia BG Group

especial: pd&i

rísticas. Embora existam motores de fundo não recuperáveis para a perfuração da última fase da construção de um poço de petróleo, eles não podem ser utilizados na perfuração das camadas superiores. A atual tecnologia para perfuração da camada de pós-sal necessita que o motor, após a operação, seja retirado à plataforma para depois iniciar a perfuração da camada seguinte. Geralmente esses motores são da classe de deslocamento positivo (do inglês PDM – Positive Displacement Motor), que tem o funcionamento baseado no princípio de Moineau.

Turbodrill: tecnologia estratégica O projeto da BG e do ITA pretende avaliar a possibilidade de se projetar um turbodrill que seja capaz de perfurar a camada pós-sal e logo após iniciar a perfuração da camada de sal. O uso de turbomáquinas na indústria de óleo e gás sempre foi de grande importância para o transporte de fluidos, geração de energia e exploração. Dentro desse contexto, estão as turbomáquinas utilizadas no processo

de perfuração de poços de petróleo. Essas turbomáquinas, geralmente da classe de máquinas axiais, são conhecidas como turbodrill. Trata-se de turbinas axiais hidráulicas que, montadas em rolamentos especiais, possuem brocas de perfuração conectadas em seu eixo, no qual o objetivo é utilizar a energia de pressão oriunda de algum sistema de bombeamento, transformar essa energia de pressão em energia cinética e logo após obter energia mecânica capaz de girar a broca conectada. O interesse em se utilizar essa classe de turbomáquinas na exploração de petróleo iniciou-se por volta de 1873, quando as primeiras patentes foram depositadas. Basicamente dois países se destacaram nesse desenvolvimento: EUA e Rússia. Os esforços de ambos não obtiveram sucesso até 1934, quando os russos conseguiram fazer uso dessa tecnologia de maneira aplicada pela primeira vez. Após 16 anos, os EUA iniciaram o uso de turbodrills na exploração de petróleo. Por volta de 1950, nota-se uma intensa utilização dessa tecnologia para perfuração na indústria de óleo e gás.

Foto: Marcelo Gandra/Coperphoto, Sistema FIEB

Inovação: uma demanda contínua

Veículo autônomo submarino FlatFish Apresentado em dezembro do ano passado, o FlatFish, veículo autônomo submarino, é mais um projeto desenvolvido pela BG Brasil e o Senai Cimatec, e suporte do Instituto Alemão de Robótica e Inteligência Artificial (DFKI). Com investimento total de R$30 milhões realizado pela BG Brasil, Senai Cimatec e Empresa Brasileira de Pesquisa e Inovação Industrial (Embrapii), com apoio da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), trata-se do primeiro protótipo do tipo desenvolvido no Brasil. O projeto, que contou com uma equipe formada por 18 pesquisadores brasileiros, será utilizado para inspeção visual em 3D de alta resolução, contribuindo na exploração de petróleo e gás em águas profundas, com redução de custos de operação, garantindo maior segurança operacional e ao meio ambiente. “A tecnologia que foi desenvolvida para criação do FlatFish irá contribuir para manter o setor offshore brasileiro na vanguarda do mercado mundial. O projeto faz parte de um programa significativo de pesquisa,

desenvolvimento e inovação que a BG Brasil vem concretizando e que traz resultados duradouros para o setor de óleo e gás”, afirmou Nelson Silva, CEO da BG América do Sul. “O FlatFish é um projeto estratégico para o Senai Cimatec. Além do seu elevado porte e desafio tecnológico, representa a consolidação do IBR - Instituto Brasileiro de Robótica, parte integrante com Campus Cimatec, que tem como foco PD&I em robótica autônoma. Ressalto, também, a parceria estratégica com o DFKI, parceiro fundamental nesta consolidação, que nos posiciona como um dos principais centros de pesquisa na área de robótica no país”, afirmou o diretor de tecnologia e inovação do Senai Cimatec, Leone Andrade. “A Embrapii recebe com satisfação o resultado desse projeto em parceria com a BG Brasil. O novo robô significa extraordinária evolução tecnológica com diminuição de riscos ao trabalhador que opera em águas profundas e mais proteção ao meio ambiente. Estamos certos que esse é só o começo de muitas outras parcerias que

desenvolveremos junto à BG Brasil e a Cimatec”, destacou o diretorpresidente da Embrapii, Jorge Guimarães. O FlatFish residirá em uma estação submarina, eliminando a necessidade de barcos de apoio. O operador será capaz de estabelecer missão de inspeção remotamente da superfície. O veículo realizará o planejamento e a execução da missão de forma autônoma, saindo da estação submarina, coletando os dados de inspeção e enviando-os para o operador na superfície. “Os testes em offshore com o FlatFish, realizados na Bahia, são um marco fundamental para o desenvolvimento de uma nova tecnologia de inspeção submarina. Além de garantir a integridade submarina, estima-se os custos deste tipo de operação sejam reduzidos de 30% a 50%, eliminando a necessidade de um especialista e utilização de barcos de apoio”, ressaltou Adam Hillier, CTO BG Group. TN Petróleo 105

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Petrobras

expertise sob as águas

Petrobras ocupa hoje a posição de maior operadora de equipamentos submarinos para águas profundas e ultraprofundas da indústria de petróleo mundial, refletindo a expansão de suas atividades de produção offshore. A companhia alcançou mais uma marca histórica nesse segmento ao instalar o milésimo equipamento submarino conhecido como árvore de natal molhada (ANM), no campo de Lapa, no pré-sal da Bacia de Santos. Mais além desse marco, essa instalação reflete também a capacidade de inovação da empresa, que estimulou a cadeia produtiva a ir mais longe no desenvolvimento desses equipamentos essenciais. Projetada para suportar elevadas pressões e temperaturas e composta por um conjunto de válvulas e conectores para controle do fluxo de petróleo e gás com segurança, estes robustos equipamentos vêm incorporando inovações de última geração para operarem em águas cada vez mais profundas. Instalados hoje em profundidades que vão até 2.500 metros de lâmina d’água, eles envolvem uma sofisticada operação tecnológica, que requer não só a utilização de robôs controlados remotamente, como, também, a mobilização de equipes especializadas. São mi-

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lhares de profissionais dedicados em tempo integral à engenharia, à operação e à manutenção das ANMs, instaladas ou em fase de instalação. Essa tecnologia foi batizada como árvore de natal na década de 1930, quando moradores de localidades próximas a províncias petrolíferas terrestres dos Estados Unidos fizeram a associação do equipamento coberto de neve a um pinheiro natalino. Com a descoberta de petróleo no fundo do mar, o sistema foi adaptado às novas condições e passou a ser chamado de árvore de natal molhada, tornando-se amplamente utilizado em plataformas de produção offshore.

Evolução tecnológica A evolução tecnológica das ANMs no Brasil acompanha o histórico de desenvolvimento da produção da Petrobras. Em agosto de 1977, enquanto o mundo mergulhava na maior crise de abastecimento de petróleo da ‘Era Industrial’, a Petrobras dava a partida, no campo de Enchova, à produção comercial da Bacia de Campos. À medida em que a companhia avançava em direção a horizontes cada vez mais profundos, era necessário desenvolver equipamentos submarinos adaptados a essas condições, incluindo não só novos e diferentes modelos de ANMs como

Foto: Agência Petrobras

Petroleira instala milésima árvore de natal molhada, consagrando especialização em águas profundas

também sistemas inéditos de ancoragem, entre outras inovações. No entanto, o mercado brasileiro não estava capacitado para atender a esse volume de demanda com tais especificações; era preciso não só aperfeiçoar as tecnologias importadas, mas também qualificar a indústria nacional para viabilizar a produção de petróleo sob condições tão peculiares. Por isso, em 1986, a Petrobras criou o Programa de Capacitação em Águas Profundas (Procap), com o objetivo de qualificar as universidades, instituições de ensino e fornecedores de bens e serviços para gerar conhecimento e tecnologias que tornassem viáveis a produção de petróleo naquele cenário especial. Graças a esse esforço cooperativo, foram desenvolvidas inúmeras soluções tecnológicas e equipamentos submarinos de ponta, ao

Inovação: uma demanda contínua

longo das últimas décadas, que se tornaram paradigma para toda a indústria, garantindo à Petrobras a posição de líder mundial em tecnologia para águas profundas e ultraprofundas. Se, no início, as primeiras unidades pesavam algumas poucas toneladas e eram instaladas com auxílio de mergulhadores em águas rasas, hoje os modelos de conjuntos ANM chegam a pesar em torno de 70 toneladas. São mais de três décadas de avanços expressivos, que culminaram ainda em modelos de ANMs em operação nos campos do pré-sal, equipados com sensores inteligentes, de múltiplas funções, capazes de aumentar a segurança das operações, garantir a alta eficiência das atividades, além de assegurar maior rapidez no fechamento das válvulas do equipamento.

Evolução tecnológica sob as águas brasileiras 1977 – Início da produção da Bacia de Campos. 1979 – Instalação da primeira ANM no Brasil, no Sistema de Produção Antecipada do campo de Enchova Leste, na Bacia de Campos, em lâmina d’água de 189 m, que representou um recorde de profundidade para a época. 1985 – Instalação da primeira ANM no Brasil sem apoio de mergulhadores, com suporte de cabos-guia utilizados na operação de descida do equipamento até o local de produção, no campo Marimbá, na Bacia de Campos, em lâmina d’água de 383 metros, constituindo outro recorde na ocasião. 1986 – Instalação no campo de Albacora, na mesma bacia, da primeira ANM que incorpora o método Lay-away guideline, que dispensa o uso de cabos-guia.

1993 – Ano que marca a padronização dos componentes das ANMs, que gerou maior eficiência e otimização das operações. 2010 – Instalação da primeira ANM a cabo na Petrobras (no campo de Jubarte). Esse método de instalação utiliza a embarcação do tipo Subsea Equipment Support Vessel (SESV), em substituição aos navios-sondas, cujas taxas de afretamento são muito mais altas. 2011 – Utilização do sistema de ANMs multiplexado e padronizado no pré-sal da Bacia de Santos, cuja maior vantagem é aumentar a velocidade de fechamento das válvulas e assegurar a confiabilidade. 2015 – Primeira ANM instalada em poço submarino na área do pré-sal (campo de Sapinhoá) com o método de instalação a cabo.

Na próxima edição: UMA CADEIA PRODUTIVA INOVADORA

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2015 retrospectiva

o ano das águas paradas

O termo ‘águas paradas’ tem conotações negativas desde a Bíblia, quando falava sobre o Mar Morto, até os dias de hoje. Insalubridade e propagação de doenças, como a dengue, o zika e a chikugunya, são alguns dos riscos escondidos nessas águas estagnadas. Os lagos e lagoas escondem perigos para os incautos. Na navegação, contudo, as águas paradas, ou águas mansas, representam condições favoráveis para uma embarcação que tem um longo percurso pela frente. O ano de 2015, que não foi bom para as grandes companhias petrolíferas, foi o pior de todos para a indústria brasileira de petróleo, devido também à Operação Lava-jato. Resta-nos esperar que os que estiverem na ponte de comando do Brasil e do setor aproveitem essas águas paradas para conduzir a economia e o país para a frente. O percurso é longo e não é fácil. Mas muitas coisas avançaram, a despeito do cenário crítico, como veremos nessa retrospectiva 2015, que retrata os avanços desta área que deseja ver mais além do noticiário policial. 32

TN Petróleo 105

por Beatriz Cardoso e Felipe Salgado

Instalação de dez dutos rígidos no pré-sal – Iniciada instalação de dez dutos (risers) submarinos de produção, do tipo rígido, para o projeto Sapinhoá Norte, onde está instalado o FPSO Cidade de Ilhabela. Estes dutos ficarão em profundidade de 2.240 m, possibilitando o aumento da produção da plataforma, de 30 mil barris de óleo por dia (bpd) para a capacidade máxima de até 150 mil bpd.

FEVEREIRO

Foto: Agência Petrobras

JANEIRO

Entregue último módulo da P-66 – A Fábrica de Módulos do Consórcio Tomé Ferrostaal, localizada no Porto de Maceió (AL) entregou o último módulo do FPSO P-66, primeiro da série de oito replicantes que serão utilizadas no desenvolvimento da produção do pré-sal. O Estaleiro Brasfels, localizado em Angra dos Reis (RJ), foi contratado para construção do Pacote I de módulos e integração dos mesmos à P-66. O PNG 2015-2019 prevê a entrada em operação da unidade em Lula Sul (no bloco BM-S-11) em 2017. P etrobras conclui primeiro carregamento de nafta petroquímica da RNEST – Realizado o primeiro carregamento de nafta petroquímica da Refinaria Abreu e Lima (RNEST), dando início à co m e rc i a l i z a ç ã o d o produto.

Iniciada a produção do campo de Lucius, em águas ultraprofundas no Golfo do México – A Petrobras iniciou a produção do campo de Lucius, localizado 380 km a sudoeste do Porto Fourchon, na Louisiana (EUA). Uma unidade estacionária de produção (UEP) do tipo Spar (plataforma em forma cilíndrica e vertical), com capacidade diária de 80 mil barris de petróleo e 12,7 milhões de m3 de gás natural por dia, vai desenvolver a produção do campo, em águas de 2.160 m.

Petrobras sob novo comando – O Conselho de Administração da Petrobras aprovou o nome de Aldemir Bendine para a presidência da companhia, em substituição a Maria das Graças Silva Foster. Também foram eleitos os diretores Financeiro e de Relações com Investidores, Ivan Monteiro; de Exploração e Produção, Solange Guedes; de Abastecimento, Jorge Celestino; de Gás e Energia, Hugo Repsold; e de Engenharia, Tecnologia e Materiais, Roberto Moro.

Foto: Divulgação Transpetro

Transpetro lança ao mar 15º navio do Promef – A Transpetro lançou ao mar o petroleiro Zélia Gattai, terceiro de uma série de quatro navios panamax do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef), com capacidade para transportar 90,2 milhões de litros de petróleo ou derivados escuros. Transferido para o Estaleiro Eisa Petro-Um, em Niterói (RJ), entrou na etapa final de acabamento.

PREÇO DO BARRIL DE PETRÓLEO BRENT – JAN: US$ 56,42 | DEZ: US$ 37,28 WTI – JAN: US$ 56,56 | DEZ: US$ 37,04

AÇÕES PETR3 (ON) JAN: R$ 9,00 DEZ: R$ 8,57

PETR4 (PN) JAN: R$ 9,36 DEZ: R$ 6,70

PETROBRAS “Com a queda nos gastos, as companhias de serviços para campos petrolíferos e empresas responsáveis pelo transporte do produto devem começar a sentir esse estresse.” Steven Wood, diretor de finanças corporativas da Moody’s, 06/01/2015 – Estado de S. Paulo

TN Petróleo 105

retrospectiva

Casco da P-76 chega ao Estaleiro Inhaúma – O casco do FPSO P-76 chegou ao Estaleiro

MARÇO

Inhaúma (RJ), para conclusão dos trabalhos de construção e montagem, tais como fabricação e montagem de tubulação (no convés e praça de máquinas), do heliponto e principais equipamentos do convés,

RNEST inicia operação de unidade de coque – A Unidade de Coqueamento Retardado da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) entrou em operação para produzir os diversos derivados na qualidade requerida pelo mercado. Além da produção de coque, a unidade processará outros derivados mais leves de petróleo. Petrobras bate novo recorde de profundidade d’água em perfuração – Ao atingir 2.990 m de profundidade d’água na perfuração exploratória do poço 3-SES-184, localizado na área de Moita Bonita, no bloco BM-SEAL-10, na Bacia de Sergipe-Alagoas, a companhia alcançou a sétima maior marca já registrada no mundo nessa atividade.

assim como montagem e integração do módulo de serviço e comissionamento. A plataforma está prevista para entrar em operação no campo de Búzios III em 2017.

P-61 começa a produzir no campo de Papa-Terra – A Petrobras iniciou a produção da P-61, no campo de Papa-Terra, localizado no extremo sul da Bacia de Campos (RJ), a 110 km da costa brasileira e em profundidade d’água que varia de 400 a 1.400 m. É a primeira unidade do tipo TLWP (Tension Leg Wellhead Platform) a operar no país. Conectada a uma plataforma de apoio (Tender Assisted Drilling), equipada com uma sonda de perfuração e completação de poços, a P-61 está em profundidade d’água de 1.200 m. Entra em operação a Unidade de Hidrotratamento de Diesel da RNEST – A Unidade de Hidrotratamento (HDT) de Diesel da Refinaria Abreu e Lima (RNEST) iniciou operação com uma carga inicial de 45.915 barris por dia. O HDT remove enxofre e nitrogênio das diversas correntes que compõem o óleo diesel. Venda de ativos na Argentina – O Conselho de Administração da Petrobras Argentina (Pesa) informou a venda de ativos situados na Bacia Austral, na província de Santa Cruz, para a Compañia General de Combustibles S/A (CGC) pelo valor de US$ 101 milhões.

AÇÕES DA BRASKEM BRKM5

JAN: R$ 16,53 | DEZ: R$ 27,62 34

TN Petróleo 105

Petrobras inicia produção antecipada no campo de Búzios – Entrou em operação o sistema de produção antecipada do campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. Trata-se da primeira produção em larga escala e de longa duração na área da Cessão Onerosa.

Foto: Agência Petrobras

IBP elege novo presidente – Jorge Camargo, que ocupava o cargo de diretor do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) assumiu a presidência da entidade.

FMC e Technip formam jointventure – A FMC Technologies e a Technip lançaram a joint-venture Forsys Subsea, com foco na otimização da integração entre os sistemas submarinos de produção e processamento e risers, umbilicais e flowlines (Surf).

Repsol Sinopec torna-se a terceira maior produtora do país – Ao chegar aos 60 mil barris de óleo equivalente por dia (boe/dia), a concessionária tornou-se a terceira maior produtora de petróleo do país. O campo de Sapinhoá, no pré-sal da Bacia de Santos, no qual detém 25% de participação, foi o principal responsável por essa marca.

“Ao contrário do xisto dos EUA, a produção convencional nos outros lugares tem altos custos iniciais de capital, começa lentamente e será a principal vítima da decisão da OPEP de manter a regularidade da produção.” Harry Tchilinguirian, diretor de estratégia de mercados de commodities do BNP Paribas, Janeiro/2015, Reuters.

2015, o ano das águas paradas

Ilustração: TN Petróleo

ABRIL

Shell compra BG – Na primeira grande fusão do setor de petróleo em mais de uma década, a anglo-holandesa Royal Dutch Shell adquiriu a britânica BG Group por US$ 70 bilhões, tornando-se a maior sócia da Petrobras no pré-sal. A aquisição só será consolidada após aprovação dos órgãos reguladores nos países onde os ativos estão localizados, assim como pelos acionistas.

MAIO

Petrobras recebe prêmio da OTC – A diretora de Exploração e Produção da Petrobras, Solange Guedes, recebeu, pela terceira vez, o OTC Distinguished Achievement Award for Companies, Organizations and Institutions, pelo conjunto de tecnologias e inovações implementado no desenvolvimento do pré-sal.

Foto: OTC/Todd Buchanan

Auditados resultados de 2014 da Petrobras – A estatal apresentou prejuízo de R$ 21,6 bilhões no ano de 2014, em função, principalmente, da perda por desvalorização de ativos e da baixa de gastos adicionais capitalizados indevidamente no âmbito da Operação Lava-Jato (R$ 6,2 bilhões).

V iagem inaugural do navio A n d r é Re b o u ç as – IBP e Firjan assinam Protocolo de Intenções – A Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan) e o IBP assinaram, durante a OTC 2015, em Houston (EUA), um protocolo de intenções para cooperação e intercâmbio científico e tecnológico. A parceria objetiva desenvolver programas de treinamentos, tecnologias e serviços com foco na segurança do trabalho.

Foto: Divulgação

Sotreq investe na Radix – A Sotreq anunciou a aquisição de 50% da Radix Engenharia e Software.

O navio André Rebouças partiu em viagem inaugural após cer i m ô n i a n o E s t a l e i ro At l â n t i co S u l ( E A S ) , e m I p o j u c a ( PE ) . A embarcação é a nona encomendada a estaleiros nacionais pelo Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar em operação. Quinto dos dez Suezmax encomendados pela Petrobras ao EAS. Petrobras tem lucro líquido de R$ 5,3 bilhões – A petroleira obteve lucro líquido de R$ 5,3 bilhões no primeiro trimestre de 2015, 1% inferior ao do mesmo período do ano anterior. O resultado reflete o aumento da despesa financeira líquida da companhia, principalmente em função da maior depreciação do real em relação ao dólar. Petrobras obtém financiamento de US$ 5 bilhões do Banco de Desenvolvimento da China – A companhia assinou acordo de cooperação com o Banco de Desenvolvimento da China (CDB) para os anos de 2015 e 2016, totalizando US$ 5 bilhões em 2015. BG Brasil e Senai Cimatec tÊm o supercomputador mais rápido da América Latina – O Centro de Supercomputação para Inovação Industrial do Senai Cimatec, em Salvador (BA), e a BG apresentaram um supercomputador capaz de processar 400 trilhões de operações por segundo (TFlops). Batizada de Cimatec Yemoja (Iemanjá, em ioruba), a supermáquina, que é a mais rápida da América Latina, faz parte de um programa de P&D em geofísica, com investimento total de até R$ 60 milhões.

TN Petróleo 105

retrospectiva

JUNHO

Raízen realiza 1° transporte de biodiesel via ferrovia – A Raízen realizou o primeiro transporte de biodiesel de Rondonópolis (MT) para Paulínia (SP) pelo modal ferroviário. A companhia passou a utilizar a logística reversa, ao escoar biocombustível para o Sudeste e levar derivados de petróleo para o Centro-Oeste. Edison Chouest cria maior base de apoio offshore do mundo no Porto do Açu – A empresa norte-americana amplia área no Porto do Açu (RJ) para ter a maior base de apoio offshore do mundo, com 1.030 m de cais e capacidade de movimentar 10.800 embarcações/ano.

US$

€

TN Petróleo 105

N ovo pre sidente da Transpetro – Antonio Rubens Silva Silvino assumiu a presidência da companhia.

EUA se tornam maior produtor mundial de petróleo – Graças à revolução tecnológica do shale gas (extração do óleo e gás contido nas formações de folhelho), os Estados Unidos tornaram-se o maior produtor de petróleo do mundo, pela primeira vez desde 1975.

Transpetro tem dez novos navios do Promef em operação – O navio Anita Garibaldi partiu do Estaleiro Eisa Petro-Um, em Niterói (RJ), para sua viagem inaugural. O petroleiro é a décima embarcação do Promef a entrar em operação. Abimaq defende mudanças no regime de partilha – Diretor da área de petróleo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), Alberto Machado, defende projeto que desobriga a Petrobras de ser operadora única do pré-sal e de manter participação mínima de 30% nos blocos licitados pelo governo.

Ibama licencia sísmica 3D para área da ChevRon – A Petroleum Geo-Services (PGS) tem licença ambiental aprovada pelo Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama), para a realização de um levantamento sísmico 3D multicliente na Bacia do Ceará. O levantamento, que será realizado pela Ramform Atlas, uma das mais modernas embarcações para esse fim, cobrirá o bloco CE-M-715, operado pela Chevron em parceria com a Ecopetrol.

8ª edição da Brasil Offshore – Com 50 mil visitantes, 700 empresas expositoras, 56 empresas internacionais e representantes de 38 países, a Brasil Offshore reuniu importantes players do mercado offshore em Macaé (RJ), centro logístico da Bacia de Campos.

ÍNDICE BOVESPA JAN: R$ 2,65 DEZ: R$ 3,97

JAN: 48.512,22 DEZ: 43.349,96 “O rebalanceamento que teve início com a queda inicial de preços do petróleo em

JAN: R$ 3,21 DEZ: R$ 4,30

60%, há um ano, ainda está em curso. Os movimentos recentes sugerem que este processo vai se estender até 2016.” Relatório da Agência Internacional de Energia (AIE), 07/07/2015.

2015, o ano das águas paradas

Venda de participação nas concessões de Bijupirá e Salema – A Petrobras assinou com a PetroRio S/A a venda de sua participação de 20% nas concessões dos campos de Bijupirá e Salema, atualmente operados pela Shell. O valor da transação é de US$ 25 milhões. F P S O C i da d e d e Itaguaí chega ao campo de Lula – O navio-plataforma FPSO Cidade de Itaguaí foi ancorado na Área de Iracema Norte do campo de Lula, no polo pré-sal da Bacia de Santos, no litoral do estado do Rio de Janeiro. Com capacidade de produção de 150 mil barris de óleo por dia e compressão de 8 milhões de m3 de gás natural por dia, além de armazenar 1,6 milhão de barris de petróleo, a unidade entra em produção no mesmo mês.

Leilão de petróleo no México frustra expectativas – A despeito das expectativas, apenas dois dos 14 blocos oferecidos à iniciativa privada foram arrematados no 1° leilão após quase oito décadas de monopólio naquele país.

Foto: Agência Petrobras

JULHO

PNG 2015-2019 da Petrobras prevê investimentos de US$ 130,3 bilhões – Aprovado o Plano de Negócios e Gestão 2015-2019 da Petrobras, com previsão de investimentos na ordem de US$ 130,3 bilhões para o referido período. A carteira de investimentos priorizou projetos de exploração e produção (E&P) de petróleo no Brasil, com ênfase no pré-sal. Do total, 83% (US$ 108,6 bilhões) serão alocados na área de E&P. Os investimentos totais foram 37% menores em comparação ao plano anterior.

Petroleiro Marcílio Dias entra em operação – O navio Suezmax Marcílio Dias é entregue após cerimônia no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Ipojuca (PE). A viagem inaugural do petroleiro será para a Bacia de Campos, onde fará sua primeira operação de carregamento.

Entra em operação o primeiro navio gaseiro do Promef – Cerimônia no Estaleiro Vard Promar, em Niterói (RJ) marcou o início da operação do navio gaseiro Oscar Niemeyer. Ele é o primeiro da série de gaseiros e a 11ª embarcação do Promef entregue à Transpetro.

IBP divulga propostas para fomentar Conteúdo Local – O IBP apresentou propostas a fim de contribuir para a evolução e o aprimoramento da política de conteúdo nacional aplicada ao setor de óleo e gás no país. Dentre elas, destaca-se a simplificação da contratação dos compromissos, por meio da priorização de segmentos estratégicos da cadeia de fornecimento com maior vocação para se desenvolverem sob a ótica da geração de empregos e a incorporação de tecnologia.

Brasil gera resultado positivo para a Galp Energia – Duplicação da produção no Brasil e investimento nas refinarias contribuíram para o resultado líquido de €310 milhões no 1º semestre. Segundo a petroleira, dos € 596 milhões em investimentos realizados, 94% se destinaram a atividades de E&P, principalmente no desenvolvimento do campo Lula/Iracema, no bloco BM-S11, no Brasil.

Chevron e a PUC-Rio inauguraram dois novos laboratórios – 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. A iniciativa busca proporcionar aos alunos o acesso a equipamentos de alta tecnologia e a uma educação competitiva para o mercado de trabalho.

“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.

TN Petróleo 105

retrospectiva

AGOSTO

Statoil comemora 100 milhões de barris em Peregrino – A Statoil e a estatal chinesa Sinochem comemoraram nova conquista do campo de Peregrino, na Bacia de Campos: a marca de 100 milhões de barris produzidos na área, onde a

Foto: Agência Petrobras

Petrobras autoriza a venda de 25% da Petrobras Distribuidora – O Conselho de Administração da Petrobras autorizou a venda de 25% de ações da subsidiária Petrobras Distribuidora.

companhia extraiu o primeiro óleo em abril de 2011. Recorde de produção de óleo e gás natural da Petrobras – A produção de petróleo e gás natural da Petrobras, no Brasil e no exterior, atingiu a marca de 2,88 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boed). Na área do pré-sal, foram registrados dois novos recordes em operações da companhia: o de produção diária, com volume de 896 mil bpd registrado em 19 de agosto; e mensal, com 859 mil bpd no mês.

PIB

S chlumberger compra C a meron I nternational – A Schlumberger anunciou a compra da concorrente Cameron International por cerca de US$ 12,74 bilhões, em dinheiro e ações.

No terceiro trimestre de 2015, o Produto Interno Bruto (PIB) caiu 4,5% em relação ao trimestre de 2014.

TN Petróleo 105

Foto: Divulgação

K aroon anuncia q ue far á farm - o u t de á re as na Bacia de Santos – A Karoon anunciou que estuda fazer farm-out parcial da área onde fez a descoberta de Kangaroo, na Bacia de Santos, onde é operadora, com 65%, dos blocos S-M-1166, S-M-1165, S-M-1102, S-M-1101 e S-M-1037, em parceria com a canadense Pacific Rubiales (35%). Até o final de 2014, a Karoon tinha 487 milhões de barris rastreados como recursos contingentes no prospecto de Kangaroo.

Petrobras tem lucro líquido de R$ 5,9 bilhões no 1º semestre – O lucro líquido de R$ 5,9 bilhões registrado pela companhia brasileira no 1º semestre de 2015 é 43% inferior ao mesmo período do ano anterior. O lucro operacional foi de R$ 22,8 bilhões. Oiltanking compra 20% do terminal de petróleo do Porto do Açu – Por US$ 200 milhões, a Prumo Logística vendeu para a Oiltanking 20% de sua subsidiária será responsável pelo desenvolvimento do Terminal de Petróleo do Porto do Açu. A Oiltanking também irá gerenciar as operações de transbordo que serão realizadas no terminal.

Parnaíba Gás Natural declara comercialidade de Fazenda Santa Vitória – Batizado de Gavião Vermelho, o novo campo tem volume estimado in place de 2,65 bilhões de m3 de gás natural. O campo está no bloco PN-T-68, do qual é operadora, com 70% de participação. Marintec South America 2015 – Lideranças empresariais, governamentais e especialistas se reúnem na 12ª edição da Marintec South America para discutir os desafios cruciais que o setor de construção e reparação naval e offshore deve enfrentar nos próximos anos, de forma a garantir a competitividade necessária para a sustentabilidade da cadeia produtiva.

2015, o ano das águas paradas

Rio Pipeline Conference & Exposition – A 10ª edição da Rio Pipeline 2015 comemorou 20 anos e debateu o papel dos dutos submarinos no desenvolvimento do pré-sal. Renúncia do presidente da Petrobras Distribuidora – Presidente da subsidiária da Petrobras desde 2009, José Lima de Andrade Neto renunciou ao cargo, alegando motivos de saúde.

Foto: Agência Brasil

PPSA diz que Libra poderá ter isenção de cumprimento de conteúdo local – O presidente da Pré-Sal Petróleo SA (PPSA), Oswaldo Pedrosa, afirmou que o desenvolvimento da maior reserva do país poderá ser liberado de cumprir índices de conteúdo local, devido ao cenário atual e complexidade do projeto. Segundo ele, o desenvolvimento está dentro do cronograma, com o quarto poço exploratório, em fase avançada. Libra é operada pela Petrobras (40%), em parceria com a Shell e a Total (20% cada) e as chinesas CNPC e CNOOC (10% cada).

OUTUBRO

SBM Offshore é autorizada a participar de licitações – Após ter analisado o programa de integridade da SBM Offshore e consultado o Ministério Público Federal (MPF) e a Controladoria-Geral da União (CGU), a Petrobras informou que voltará a convidar a SBM e demais empresas do Grupo para participar de suas licitações.

Pré-sal supera patamar de 1 milhão de boe/dia – A produção de óleo e gás natural operada pela Petrobras na camada pré-sal se manteve acima de 1 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed), com produção média de 1,028 milhão de boed, tendo atingido o recorde histórico de 1,12 milhão de boed durante o mês. A produção operada de óleo alcançou 901 mil bpd.

Entidades definem agenda mínima para indústria de óleo e gás – Lançado o documento “Agenda mínima para o setor de petróleo”, com propostas de 23 entidades para aprimorar regras, normas e políticas de apoio. O objetivo é contribuir para superar a difícil fase que atravessa o setor de óleo e gás, com iniciativas para tornar o Brasil mais atrativo a investimentos e desenvolver a indústria de fornecedores de forma competitiva. Petrobras recebe prêmio na OTC Brasil 2015 – O engenheiro Antonio Carlos Capeleiro Pinto, da Petrobras, recebeu o prêmio OTC Distinguished Achievement Award for Individuals durante a Offshore Technology Conference Brasil (OTC), realizada no Centro de Convenções do Riocentro.

13ª Rodada de Licitação da ANP – Com volume total de R$ 340 milhões, entre bônus de assinatura e investimentos mínimos, a rodada teve arrematados apenas 37 dos 266 blocos oferecidos. Do total, 35 eram terrestres e dois marítimos.

Foto: Agência Petrobras

SETEMBRO

Perfuração confirma óleo de boa qualidade em Carcará – A perfuração do terceiro poço na área de Carcará (Bloco BMS-8), localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, confirmou a descoberta de petróleo leve e de boa qualidade nesse ativo.

Novos poços confirmam potencial de Libra – O consórcio responsável pela área de Libra, no pré-sal da Bacia de Santos, concluiu a perfuração do poço 3-BRSA-1310-RJS, na porção central do bloco. Nessa etapa foi identificada a presença de hidrocarbonetos em reservatórios de baixa porosidade.

TN Petróleo 105

retrospectiva

GE conclui aquisição dos negócios de energia da Alstom – A GE anunciou que a aquisição dos negócios de energia da Alstom foi concluída após a aprovação regulatória da operação em mais de 20 países e regiões, incluindo a União Europeia, EUA, Brasil, China, Índia e Japão. Trata-se da maior aquisição industrial da história da GE. Declarada comercialidade de Júpiter – A Petrobras apresentou à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a declaração de comercialidade da acumulação de petróleo localizada na porção noroeste do Plano de Avaliação da Descoberta (PAD) de Júpiter (Bloco BM-S-24), no pré-sal da Bacia de Santos. O consórcio formado pela Petrobras (80%) e a Petrogal Brasil (20%) sugeriu que o novo campo seja denominado Sépia Leste.

Petrobras tem prejuízo no 3° trimestre – A petroleira registrou um prejuízo de R$ 3,759 bilhões no terceiro trimestre de 2015. No acumulado dos nove primeiros meses do ano, a petroleira acumula lucro líquido de R$ 2,102 bilhões (58% inferior ao obtido no mesmo período de 2014). “O resultado reflete o aumento das despesas financeiras líquidas em função da desvalorização cambial e do acréscimo nas despesas com juros”, informou a Petrobras.

Irã apresenta novo modelo de contrato de petróleo – O Irã divulgou um novo modelo de contratos de exploração de petróleo, com o objetivo de atrair US$ 30 bilhões em investimentos estrangeiros assim que as sanções econômicas contra o país sejam suspensas, após o acordo com os países desenvolvidos sobre o desenvolvimento de tecnologia nuclear. Foto: Divulgação

NOVEMBRO

Greve na Petrobras reduz em 8,5% produção de petróleo – Coordenada pelas entidades sindicais, a greve dos petroleiros contra o corte de investimentos e venda de ativos previstos no PNG 2015-2019 provoca queda de 8,5% (178 mil barris bpd) na produção.

Repsol Sinopec Brasil encerrou teste de formação na descoberta de Pão de Açúcar – Localizado no bloco BM-C-33, sob lâmina d’água de 2.821 m o poço, com profundidade total de 7.012 m, é um dos mais profundos do mundo.

FPSO Cidade de Saquarema chega ao Brasil – A perfuração do terceiro poço na área de Carcará (Bloco BM-S-8), localizado em águas ultraprofundas da Bacia de Santos, confirmou a descoberta de petróleo leve e de boa qualidade nesse ativo.

Fechado acordo para venda de nafta a Braskem – A Petrobras aprovou e assinou novo contrato de longo prazo com a Braskem, para o fornecimento de 7 milhões de toneladas por ano de nafta petroquímica. O contrato tem prazo de cinco anos, a um preço 102,1% acima da referência da cotação da nafta no mercado europeu, a ARA (Amsterdã, Roterdã e Antuérpia).

TN Petróleo 105

Statoil e Repsol anunciam transações, inclusive no Brasil – A Statoil fez uma série de transações com a espanhola Repsol, para a qual vendeu 15% de sua participação no campo de Gudrun, na Noruega. A parceria comercial repassará à norueguesa, quando aprovada pela ANP, a operação do bloco BM-C-33 da espanhola na Bacia de Campos, onde utilizará sua expertise em águas profundas para desenvolver o pré-sal nesse ativo, onde estão as descobertas de Pão de Açúcar, Gávea e Seat. Foto: Øyvind Hagen/Statoi

DEZEMBRO

Leilão de campos marginais – O leilão de campos de óleo e gás inativos, com acumulações marginais, com foco em pequenas e médias empresas, negociou nove entre dez áreas ofertadas pela ANP. Nove empresas arremataram campos devolvidos pela Petrobras ao governo federal, em seis bacias sedimentares brasileiras, gerando uma arrecadação de R$ 4,25 milhões em bônus de assinatura.

2015, o ano das águas paradas

Descobertas confirmam potencial brasileiro em diversas frentes Declarações de comercialidade em 2015

ano de 2015 começou bem com a confirmação da descoberta de óleo leve de cerca de 35° API na

área chamada de Pudim, em águas de 1.886 m de profundidade, no pós-sal da Bacia do Espírito Santo. Os reservatórios estão localizados em profundidade de cerca de 4.300 m. Em águas ultraprofundas da Ba-

cia de Sergipe, a perfuração de novo poço na concessão BM-SEAL-11, bloco

Bloco

Campo

Operadora

Bacia

ES-T-466 REC-T-51 BM-S-24 PN-T-68 PN-T-49 PN-T-49 PN-T-49 PN-T-49 REC-T-210 REC-T-210 REC-T-210 PN-T-68

Bem-te-vi Jandaia Sul Sépia Leste Gavião Vermelho Gavião Branco Norte Gavião Branco Sul Gavião Caboclo Gavião Caboclo Sul Cardeal Amarelo Cardeal Amarelo Oeste Cardeal Do Nordeste Gavião Branco Sudeste

Petrobras Petrobras Petrobras PGN PGN PGN PGN PGN Imetame Imetame Imetame PGN

Espírito Santo Recôncavo Santos Parnaíba Parnaíba Parnaíba Parnaíba Parnaíba Recôncavo Recôncavo Recôncavo Parnaíba

Anexado

Data

Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não Não

23/12 23/12 12/11 21/08 26/06 26/06 19/06 19/06 05/05 05/05 02/04 19/03

SEAL-M-426, ratificaram a descoberta

demonstraram alta produtividade e

Em junho, a Petrobras anuncia nova

de óleo leve (entre 37º API e 40º API)

qualidade do petróleo (27º API). O

acumulação de petróleo em águas ul-

e gás na área de Farfan.

campo, que é operado pela Petrobras

traprofundas da Bacia de Sergipe, por

No pós-sal da Bacia de Campos, a

em regime de partilha, é a maior jazida

meio do Poço Verde 4, como é chamado

Petrobras descobriu novas acumulações

de hidrocarbonetos do país. Durante o

informalmente. Localizado a 23,5 km do

de óleo na concessão BM-C-35, a cerca

ano, o consórcio fez um total de quatro

poço descobridor, em lâmina d’água de

de 143 km da cidade de Armação dos

notificações de indícios de petróleo

2.479 m, o poço alcançou na época a 5.350

Búzios, na costa fluminense, e em pro-

e gás em Libra, que deve receber o

m de profundidade. Durante o ano são

fundidade d’água de 2.214 m.

projeto piloto de desenvolvimento da

registrados seis indícios de hidrocarbone-

produção em 2019.

tos na bacia de Sergipe – e nada menos

Em fevereiro, a estatal notificou à ANP a descoberta de indícios de pe-

No mês seguinte, a perfuração

tróleo no campo do pré-sal de Atapu,

do segundo poço na área de Carcará

Entre janeiro e junho, a Parnaí-

parte da Cessão Onerosa, em lâmina

(Bloco BM-S-8), localizado em águas

ba Gás Natural faz oito notificações

d’água de 2.290 m. O óleo encontrado

ultraprofundas do pré-sal da Bacia

de indícios de petróleo e gás natural

é de boa qualidade (24º API a 30º API),

de Santos, confirmou o potencial

no bloco terrestre PN-T-68, do qual é

em profundidades que variam entre

de petróleo leve e de boa qualidade

operadora, com 70% de participação,

2.000 e 2.300 m.

que oito, na parte terrestre dessa bacia.

(31º API). O campo é operado pela

ao lado da BPMB Parnaíba (30%). O

No mesmo mês, a Petrobras infor-

Petrobras (66%), em parceria com a

consórcio tem oito campos com decla-

mou a descoberta de indícios de gás

Petrogal Brasil (14%), a Barra Energia

ração de comercialidade – Gavião Real,

no bloco terrestre AM-T-62, localizado

do Brasil Petróleo e Gás (10%) e a

Gavião Azul, Gavião Branco Sudeste,

na Bacia do Amazonas. O bloco foi ar-

Queiroz Galvão Exploração e Produ-

Norte e Sul, e Gavião Caboclo e Cabo-

rematado em 2008 pela companhia na

ção S/A (10%).

clo Sul. O volume estimado de gas in

10ª Rodada de Licitações da ANP, em

Durante o ano, testes de formação

place dos campos operados pela PGN

parceria com a Petrogal, que conta com

realizados nos reservatórios atestaram

supera 26,2 bilhões de m³. A compa-

40% dos ativos. Em abril, a petroleira

excelente produtividade. Os resulta-

nhia estima que atingirá meta de 8,4

brasileira informou nova descoberta na

dos das análises de fluidos e de pres-

milhões de m³/dia até julho de 2016.

Bacia do Amazonas, dessa vez no Bloco

são obtidos indicam tratar-se de uma

O penúltimo mês do ano, a petro-

AM-T-84, durante a perfuração do poço

única acumulação de petróleo e que

leira brasileira confirmou descoberta

conhecido como Jusante do Anebá.

o potencial de produção de Carcará

de petróleo na área de Pitu, em águas

No primeiro trimestre do ano, a

seja equivalente aos dos melhores

profundas, de 1.844 m, da Bacia Poti-

perfuração de dois poços de extensão

poços produtores do pré-sal da Ba-

guar, por meio da perfuração de um

no campo de Libra confirmou a pre-

cia de Santos, com petróleo de boa

poço de extensão, denominado Pitu

sença de uma coluna de hidrocarbone-

qualidade, sem a presença de con-

Norte 1, que terá profundidade final de

tos de cerca de 290 m e reservatórios

taminantes. Durante o ano, a estatal

4.200 m. Foram feitas duas notificações

de alta qualidade, permeabilidade e

faz três notificações de indícios de

de indícios de hidrocarbonetos nessa

porosidade. Os testes de produção

hidrocarbonetos nesse bloco.

bacia durante o ano. TN Petróleo 105

perfil profissional

Um engenheiro

arretado Fotos: Cortesia Lanxess

Esta parece ser a melhor definição para o baiano Ubiratan Gomes de Carvalho Sá, presidente da Lanxess Canadá, que vem construindo uma bem-sucedida trajetória profissional em corporações internacionais, brasileiras e estrangeiras. Contratado pela norte-americana Dow quatro meses antes de se formar em engenharia química, Ubiratan fala da resistência de operadores que tinham de se reportar a ele, assim como dos colegas que não viam sentido em ter um ‘menino’ com tanta responsabilidade. Da mesma forma que superou esse obstáculo, ele também quebrou o triste estigma que ainda ronda os baianos. “No Sul, o preconceito é que o baiano é preguiçoso e despreocupado”, diz Ubiratan, sorrindo, sem mágoas. Afinal, ele soube buscar e aproveitar todas as oportunidades no mercado de trabalho e nas empresas nas quais atuou, em diversos países... e com o apoio da família, que o acompanha em sua jornada de sucesso. Com mais de 30 anos de carreira, ele se considera um executivo internacional, sem estigmas, mas mantém intacta a ‘baianidade’ de um soteropolitano, que tem entre seus ídolos o conterrâneo Raul Seixas. por Beatriz Cardoso

A primeira opção que Ubiratan teve de fazer, ainda adolescente, foi entre a carreira militar ou a vida civil. “Desde a escola elementar (frequentei o colégio militar) sempre fui interessado em ciências naturais. Os professores de matemática, física e química me orientaram para uma carreira de profissional liberal na área de engenharia, ao invés de dar força para eu seguir a carreira militar”, conta o soteropolitano, que mantém até hoje um ligeiro sotaque. Como tinha um desempenho acima da média em química, decidiu fazer vestibular para o curso de Química Industrial na antiga Escola Técnica Federal da Bahia – hoje parte da Rede Federal de Educação Profissional, Científica e Tecnológica. Quando concluiu o segundo grau, com apenas 16 anos, foi orientado a tentar engenharia química na Universidade Federal da Bahia (Ufba), onde se formaria em 1986. Foi uma professora de Ciências Ambientais, uma disciplina obrigatória no currículo das engenharias, que o incentivou a buscar o primeiro estágio, na Agência Estadual de Meio Ambiente, no setor de Análise Industrial. “A área era responsável pela avaliação de projetos da indústria química, tanto de novas unidades como em projetos de expansão de plantas existentes, para avaliar o possível impacto ambiental e as medidas de controle 42

TN Petróleo 105

de poluição como tratamento de efluentes e emissões gasosas”, lembra. Ele ressalta que aprendeu muito durante esse período (1984–1985), pois tinha acesso a todos os projetos da indústria naquele momento e também visitava as empresas, acompanhando um engenheiro da instituição. Foi quando recebeu o convite para participar de uma seleção para estagiários na Dow. “Foi uma seleção rigorosa, com 24 concorrentes para uma vaga”, diz com orgulho o baiano, que foi o escolhido, indo trabalhar na unidade de síntese de herbicidas no site de Aratu da empresa. Estágio preparatório – “Passei por todos os departamentos da fábrica, sendo acompanhado por um supervisor e um engenheiro do departamento. Tive acesso a conhecimentos avançados de engenharia química (a unidade tinha o estado da arte tecnológica daquele momento), muitas vezes antes mesmo de ter a disciplina correspondente na Universidade, o que me ajudou no desempenho escolar.” Para ele, o estágio continua a ser, até hoje, extremamente importante, desde que seja desenvolvido como uma etapa complementar da formação acadêmica, ajudando a preparar o estudante para a vida profissional. “No meu caso, tive a felicidade de estagiar numa empresa estruturada para desenvolver profissionais desde o início, selecionando, posteriormente, os que se alinhavam ao perfil desejado por eles. Os engenheiros levavam a sério esse processo, pois também haviam sido estagiários antes”, salienta Ubiratan. Ele acabou sendo contratado como engenheiro quatro meses antes da graduação, em setembro de 1986, para atuar na unidade de Cloro e Soda Cáustica do mesmo complexo industrial, como responsável, de início, pelo depar-

Local de nascimento: Salvador/BA, 1965. Estado civil: Casado. Filhos: uma filha. Leitura: Outliers, de Malcolm Gladwell e Novas organizações para uma nova economia, de Mauricio Goldstein. Livro de cabeceira: Quinta disciplina, de Peter Senge, e vários do Peter Drucker. O que gosta de fazer nas horas de folga? Cuidar da minha filha, ler, cinema, viagens e esportes individuais. Gênero musical predileto: Rhythm and Blues.

tamento de acabamento de soda. “Como tinha 21 anos e ainda não havia completado o curso, enfrentei muita resistência dos operadores que tinham de se reportar a mim, assim como dos colegas, que não viam sentido em ter um ‘menino’ com tanta responsabilidade”, lembra, sorrindo. Ele contou com o apoio da gerência da planta, uma vez que foi do gerente a decisão de contratá– lo como engenheiro. “Ele sempre me entregou interessantes desafios técnicos”, afirma o engenheiro, que foi conquistando o respeito dos colegas. “Havia um ambiente profissional muito competitivo, mas não faltavam oportunidades a quem quisesse fazer a diferença gerando resultados.” Quebrando estigmas – Três anos e meio depois, ele deixaria o estado natal para trabalhar no escritório central da Dow no Brasil, em São Paulo (SP). Foi quando se deparou com o estigma de que baiano é preguiçoso. “Quando comecei

a trabalhar na capital paulista, especialmente nos primeiros dois anos (1990–91), ouvi muitos comentários desrespeitosos, tanto diretos quanto pelas costas. Havia também críticas ao fato de terem transferido alguém da Bahia para trabalhar no escritório central – imagine que absurdo, com tantos paulistas competentes e disponíveis!!!”, lembra. A partir do trabalho que desenvolveu, o preconceito transparecia de outra forma, como na pergunta: você tem certeza de que nasceu na Bahia? “Senti–me muitas vezes hostilizado e via que me criavam dificuldade simplesmente por ser de lá. No Rio Grande do Sul, embora houvesse esse estigma, senti que o gaúcho admira a força cultural e o jeito despreocupado do baiano (palavras deles). Dos estados brasileiros nos quais morei, quando fui trabalhar em outras empresas, foi onde me senti mais bem recebido pelo fato de ser baiano”, diz Ubiratan. Segundo ele, os desafios técnicos foram os mais fáceis, ajudando–o a consolidar seu aprendizado acadêmico, indicando que precisava continuar se aperfeiçoando. “O estágio que havia feito na Dow me preparou para essa etapa inicial. Foram os resultados apresentados que consolidaram minha reputação e possibilitaram vencer outros desafios numa escala crescente”, avalia o engenheiro. Um dos desafios organizacionais foi conquistar a confiança dos subordinados, por meio da aproximação e do diálogo. “Sem o apoio da equipe seria impossível ser bem–sucedido”, frisa. Mas o maior de todos, nos primeiros anos na Dow, foi provar a competência profissional, pelos padrões da organização, em português e inglês, pois tinha de falar os dois idiomas. Balanço positivo – De 1990 a 96, como especialista em Planejamento de Operações, na TN Petróleo 105

perfil profissional área de Supply Chain da Dow, conduzia os planos de operação dos negócios sob sua responsabilidade: compras e importações de matérias–primas, volumes de produção, gestão de estoques, logística de movimentação de material para atender a demanda local e de exportação. “O maior aprendizado foi conhecer todos os componentes de um negócio industrial – parte pela necessidade de planejar as operações internas, parte pelo impacto de outras atividades complementares naquelas que eu planejava”, pontua. O grande desafio foi fazer a transição de um ambiente fabril para um escritório, em função da difícil ambientação e dos preconceitos enfrentados. A despeito disso, ele conseguiu conciliar a rotina de trabalho com uma pós–graduação em administração industrial, na Fundação Vanzolini, da Universidade de São Paulo (USP), entre 1991 e 1993. Em 1996, passou a coordenar o grupo de especialistas do SAP que implementou o módulo de gestão de materiais, “traduzindo a linguagem operacional das unidades para a linguagem transacional do sistema, de modo que este último refletisse a realidade material”. Foi a primeira experiência de trabalho no exterior “excitante e cheia de aprendizados”, conforme afirma. O último período na Dow seria na área de Polystyrene Packaging and Shipping, quando gerenciou o grupo que embalava e despachava (logística) o poliestireno da fábrica para os clientes. “O que há de comum nas três posições? O conhecimento da cadeia de suprimento e das operações de um negócio, de forma a executá–las da maneira mais eficiente e rentável possível. Assim, usei o conhecimento adquirido em cada área para complementar o desempenho na seguinte”, revela. Nos 14 anos de Dow, ele trabalhou tanto em unidades bra44

TN Petróleo 105

sileiras, como a de Aratu (BA), no escritório central, em São Paulo, e ainda no site da empresa em Guarujá, no litoral paulista, como no exterior – Estados Unidos, Colômbia e Argentina. O balanço deste longo período na empresa que lhe deu o primeiro emprego é altamente positivo. “Foi incrível e muito compensador. Creio que quebrei paradigmas, ao provar que há profissionais de valor na Bahia, capacitados a competir em nível de igualdade com os demais. Afinal, isso não é fator decisivo no desempenho”, diz o baiano que acumulou nada menos que cinco premiações na Dow, entre 1988 e 1997. “Foram um reconhecimento e estímulo para continuar a gerar bons resultados. Creio que fiz um pouco de história e me destaquei como líder de times, assim como na identificação de oportunidades e soluções criativas para antigos problemas”, avalia. A difícil escolha – Ubiratan viu que precisava “acelerar o crescimento profissional, de acordo com o plano de carreira que havia traçado na Dow”. Foi quando aceitou uma proposta para ir trabalhar na alemã Basfasf, em janeiro de 2000. “Foi uma decisão difícil... me custou várias noites de sono. Não tenho dúvidas de que meu desempenho, resultados e potencial de entregar mais resultados na Dow contribuíram muito nesse processo”, afiança. Foram 14 meses na Basfasf como gerente das unidades de Formulação e Logística Interna da planta de Paulínia (SP), até assumir, em abril de 2001, a gerência executiva de Segurança, Meio Ambiente, Utilidades e Logística Interna do Negócio de Tintas na América do Sul, baseado em São Bernardo do Campo (SP) – maior site da empresa na região. Sob sua coordenação estavam também as unidades do Rio de Janeiro, Rio Grande do

Sul e Pernambuco, além de uma na Venezuela e outra na Argentina. Em novembro de 2003, assumiu a área de Supply Chain and Business Administration – Automotive Coatings, onde ficou até sair da empresa em 2005. Afinal “o negócio de tintas automotiva precisava de uma reestruturação operacional e organizacional, com muitas oportunidades de mudanças. Foi um aprendizado interessante”, observa. No período na Basf, de 2000 a fevereiro de 2005, o mais instigante para o engenheiro foi lidar com profissionais de cultura alemã, quando já havia se habituado ao ‘jeito’ norte–americano. “Há muitas diferenças entre essas duas culturas”, assegura. Para ele, a alemã é mais hierárquica e valoriza a precisão na execução de processos de trabalho. “Creio que para os alemães a repetição e o aperfeiçoamento levam ao melhor resultado, eventualmente sem importar quanto tempo isso toma. As relações interpessoais e sua origem (especialmente germânica) contam na avaliação de um profissional e, muitas vezes, estabelece o limite de crescimento”, observa. Já a cultura norte–americana, na visão de Ubiratan, valoriza o resultado final (bottom line) e é aberta ao questionamento com o propósito de gerar melhoria e eficiência. “A individualidade tem um valor central – iniciativa, coragem e adaptabilidade podem estar à frente da hierarquia”, conclui. “O grande desafio foi implementar, em curto espaço de tempo, mudanças radicais, gerar resultados e ser avaliado por alemães enviados especialmente para isso”, destaca Ubiratan. A importância das redes profissionais em seu crescimento e o apoio em seu desenvolvimento e evolução foram um dos principais aprendizados consolidados, além de aprender a “desafiar o status

Um engenheiro arretado quo, respeitando o limite das pessoas”. Foi assim que tornou a amealhar prêmios, desta vez de organismos externos, como a Agência Brasil de Segurança e a Federação das Indústrias do estado de São Paulo (Fiesp). Experiência 100% nacional – A saída da Basf, no final de 2005, para atuar na Votorantim, onde ficaria até junho de 2008, se configurou na primeira (e única) experiência em uma companhia brasileira. O que o levou a deixar uma multinacional para enveredar por esse caminho? “Não tive paciência de esperar e construir os relacionamentos que precisava na Basf para dar os próximos passos no meu plano de carreira e decidi tentar outra opção. Basicamente, tinha muita ansiedade para crescer”, explica o engenheiro, que assumiu a gerência industrial da Cia. Agroindustrial Igarassu, unidade da Votorantim que produzia cloro, soda cáustica, ácido clorídrico e hipoclorito de sódio. Os desafios eram elevar o desempenho de segurança ocupacional e de processo, garantir a atualização tecnológica, expansão de capacidade e adequação à regulação ambiental da planta. “Para promover as mudanças necessárias foi preciso desenvolver e capacitar a mão de obra no site. Alguns dos operadores eram tecnicamente analfabetos e outros tinham escolaridade incompleta, abaixo do segundo grau”, revela o engenheiro, que descobriu outro estigma em Pernambuco: o de que o baiano se considerava o melhor dentre os nordestinos. “Fiquei espantado ao descobrir isso”, diz, rindo. O maior aprendizado, sob sua ótica, foi trabalhar numa unidade com uma estrutura muito aquém das empresas anteriores, porém com ambições de crescer e desenvolver lideranças. “Fiz parte, na Votorantim, de um projeto de universidade interna, com o ob-

jetivo de desenvolver os líderes do futuro das diversas unidades de negócio do grupo”, explica, afirmando que muitos dos objetivos foram plenamente alcançados em dois anos de trabalho. Tanto que receberia, em 2007, o prêmio “Ser Humano Paulo Freire”, na categoria de Educação Corporativa, da Associação Brasileira de Recursos Humanos (ABRH–PE). “Foi gratificante saber que o processo de educar os operadores – muitos deles com dificuldades de aprendizagem – em conceitos básicos de química, física, matemática e ciências ambientais, abriu os horizontes dos profissionais, melhorou o desempenho da unidade e inspirou outros projetos nas fábricas da região”, emociona–se. Na época, segundo ele, muitas pessoas acharam no mínimo diferente um profissional de engenharia engajado nesse projeto, desenvolvido em cooperação com professores da Universidade Federal de Pernambuco. Na direção executiva – Em julho de 2008, Ubiratan foi convidado a assumir a presidência da subsidiária local do grupo holandês DSM. Como presidente da DSM Elastômeros do Brasil e gerente do site, em Triunfo (RS), era responsável por toda a operação da empresa no país, exceto a área comercial. Foi um head hunter que o convidou a participar do processo de seleção. “Na medi-

da em que conheci as pessoas com quem possivelmente iria trabalhar, a empresa, o desafio e o alinhamento disso tudo com meus planos profissionais, decidi aceitar o convite”, conta. Nos quase três anos na DSM, acumulou importante aprendizado, pela autonomia e as responsabilidades como principal executivo da empresa no Brasil para aquela unidade de negócio, além de trabalhar com um grupo de profissionais maduro e experiente. Lá, ele também conquistaria novas premiações, corporativas e de organizações externas. “Os prêmios criam uma marca, um perfil. Creio que o conhecimento e as boas práticas relacionadas a estes aspectos devem ser divulgados e compartilhados com o maior número de empresas. Isso não prejudica a competitividade. E, se disseminadas, melhoram o ambiente de trabalho e, por extensão, o desenvolvimento da própria comunidade. A premiação possibilita compartilhar estas práticas”, frisa. Apesar da agenda atribulada, o executivo ainda fez um mestrado em Administração de Negócios (MBA) na Unisinos (Universidade do Vale do Rio dos Sinos), concluído em 2012. Passaporte para o Canadá – Quando a DSM decidiu vender a unidade de negócios de elastômeros, em nível global, para a alemã Lanxess (além da unidade gaúcha, três outras fábricas e um centro de Pesquisa e Desenvolvimento na Holanda fizeram parte do negócio), o novo controlador decidiu manter Ubiratan como diretor Industrial e gerente do site em Triunfo, uma vez que a Lanxess já tinha um presidente no Brasil. “Ajudei a conduzir a transição da DSM para a Lanxess de maneira suave, sem prejudicar o desempenho de segurança e do negócio. Uma tarefa difícil, dada a ansiedade e apreensão de movimentar todo TN Petróleo 105

perfil profissional um grupo para uma nova cultura, com previsíveis sinergias”, conta o executivo. Os alemães gostaram do trabalho do engenheiro baiano, convidando–o a integrar o grupo de trabalho que conduziu o projeto de nova fábrica na Ásia, do mesmo material produzido no Brasil e Holanda. “Eles queriam aproveitar a crescente demanda, em especial da China. Fui para Cingapura e fiquei lá por seis meses, com algumas viagens à China”, diz Ubiratan, afirmando ter aprendido muitas coisas no período. “A Ásia me pareceu um mundo à parte, com relações de trabalho bem diferentes das ocidentais e outras perspectivas de compreensão do mundo”, revela. Quando voltou de lá, em outubro de 2012, foi convidado para assumir as operações da Lanxess no Canadá. Como principal executivo do grupo alemão no Canadá, ele explica que não tem relações de negócio com a subsidiária brasileira. Mas, como expatriado, continua sendo funcionário da Lanxess no Brasil. Ele garante que, em termos de ambiente de trabalho, tudo é muito semelhante ao que ele viveu aqui – desafios, pressão por resultados, projetos a desenvolver, etc. “A relação com as pessoas é que muda em função do idioma, da cultura e da ética do trabalho de cada lugar. Diferente mesmo é fora do trabalho. Nesse caso, as relações pessoais e suas

TN Petróleo 105

atividades, como não têm a vinculação hierárquica do trabalho, são condicionadas pela cultura e ambiente do local”, diz ele, que soma um total de sete anos fora do Brasil. Para os que desejam seguir a mesma trajetória de Ubiratan Sá, a dica é saber construir e aproveitar as oportunidades. Inclusive fazendo uso de serviços de recrutamento, como no caso dos head hunters. “Eles sempre nos procuram e às vezes, como com a DSM, vale a pena continuar o processo até o fim. Também já indiquei muitas pessoas para vagas oferecidas a mim e funcionou para elas. Acho saudável ter uma boa relação com head hunters”, afirma. O presidente da Lanxess Canadá explica que embora nunca tenha sido orientado por coaching, já trabalhou com esses profissionais para orientar alguns pessoas sob sua respon-

sabilidade. “Acho que é uma excelente opção quando, dentro da empresa, o profissional ficou ‘surdo’ e ‘cego’ para a orientação que recebe. Um especialista externo, sem o vínculo empregatício com a empresa e sem uma agenda diferente, alguém em quem o profissional pode confiar e se abrir, discutindo suas fragilidades sem medo, pode fazer muita diferença”, garante. Também faz a diferença na trajetória de um brasileiro no exterior o apoio da família, constituída em 2010. A esposa Aline, que ele conheceu no Brasil, e a filha, Sophia, uma pequena canadense de 8 meses, são um importante lastro no dia a dia naquele país. “Aline se adaptou muito bem ao Canadá. Sem a compreensão e afeto dela seria impossível administrar tudo que temos em comum morando em país estrangeiro”, afirma Ubiratan, pontuando que é preciso jogo de cintura para conciliar vida profissional e privada entre diferentes locais. O engenheiro baiano afirma que não abre mão de vir para o Brasil, pelo menos uma vez por ano. Se abriria mão de viver no Brasil para sempre? “No momento penso que não, mas como disse o sábio Raul Seixas, podemos mudar de opinião a qualquer instante, afinal por que não ser uma metamorfose ambulante?”, conclui.

Ano 5 • nº 43 • fevereiro de 2016 • www.tnsustentavel.com.br

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

Um mundo para ser transformado Penso em 2016, já pelo meio de fevereiro, como um papel em branco a ser preenchido. Frente aos desafios econômicos e sociais que o mundo e o Brasil seguem enfrentando desde o ano passado – crise de refugiados na Europa, freada da economia chinesa, barril do petróleo para abaixo dos US$ 30, Operação Lava-Jato e epidemia de Zika –, não será lugar comum afirmar que crise é um forte elemento para impulsionar mudanças. Entrevistamos o geógrafo Mario Mantovani, diretor de Políticas Públicas da Fundação SOSMA, que nos contou que a instituição tem como uma das suas maiores conquistas a mobilização da sociedade pela causa da preservação do meio ambiente brasileiro e afirma que “a partir do entendimento por parte das pessoas que são elas as primeiras a sofrer consequências negativas, quando há perda de recursos naturais. Há um impacto direto no dia a dia delas, no funcionamento das cidades, e isso se reflete na economia também”. Na mesma esteira, o IBP e o Ibama apresentaram um balanço do Acordo de Cooperação Técnica (ACT) assinado em 2013 entre as duas instituições, que só conseguiram chegar a esse final feliz depois de muitos desafios vividos na busca de uma solução efetiva para todos. Durante o evento, Jorge Camargo, presidente do Instituto, destacou que a área ambiental alcançou avanços importantes nos últimos anos. E, segundo ele, o ACT é uma importante ferramenta para tornar a indústria ambientalmente sustentável. “Construímos um ambiente de cooperação entre indústria e governo que é fundamental para que o segmento se desenvolva de maneira sustentável”, disse. Infelizmente, a forma cruel com que as mudanças ocorrem, envolvendo inclusive perda de vidas, não deveria ser a opção, mas o caminho da acomodação, da negligência e do dinheiro fácil, muitas vezes é o que acaba por ditar os rumos dos fatos. Mas vamos lá! Temos um ano inteirinho pela frente para buscarmos, como em nossos exemplos, o consenso, através do diálogo e principalmente do respeito pelo que cada um necessita para ser feliz! Boa leitura, bom ano e boa sorte para todos!

Lia Medeiros, diretora do Núcleo de Sustentabilidade da TN Petróleo liamedeiros@tnpetroleo.com.br

Sumário

Fundação SOS Mata Atlântica: três décadas em defesa do bioma brasileiro mais agredido pela ação humana

IBP faz balanço de projetos em parceria com o Ibama

CPFL Energia expande parceria com a Unicamp para uso de veículos elétricos

Entrevista com Mario Mantovani

Evento

Tecnologia

TN Petróleo 105

suplemento especial

Fundação SOS Mata Atlântica

Três décadas em defesa do

bioma brasileiro

mais agredido pela ação humana A Fundação SOS Mata Atlântica está completando 30 anos. Pioneira na luta pelo meio ambiente no Brasil – tendo como bandeira o ecossistema brasileiro mais degradado – tornou-se mais que uma ONG e, ao longo do tempo, ganhou status de movimento socioambiental que mobiliza grande parcela da sociedade, do meio acadêmico-científico, das empresas e dos governos. Hoje, serve de exemplo e de inspiração para outras organizações de proteção a diferentes biomas, em seus esforços contra a perda de cobertura vegetal e de biodiversidade. O geógrafo Mario Mantovani, Diretor de Políticas Públicas da Fundação SOSMA, tem mais 35 anos de atuação na área ambiental, e vem acompanhando de perto as ações da fundação para combater o que ele chama de “cultura da devastação de florestas”, que persiste no Brasil desde o descobrimento. Nas últimas três décadas, o país passou por várias mudanças no campo socioambiental. A instituição, por sua vez, participou ativamente dessas mudanças, realizando descobertas importantes e alcançando conquistas decisivas. A maior delas, na opinião de Mantovani, foi a mobilização da sociedade. “As pessoas entenderam que são as primeiras a sofrer consequências negativas, quando há perda de recursos naturais. Há um impacto direto no dia-a-dia delas, no funcionamento das cidades, e isso se reflete na economia também. As mudanças climáticas estão confirmando isso”, afirma. 48

TN Petróleo 105

por Mehane Albuquerque Ribeiro

Em entrevista exclusiva para o Caderno de Sustentabilidade, o ambientalista fala sobre os projetos realizados, e sobre o que ainda precisa ser feito para que os 8% restantes de cobertura original de Mata Atlântica não sejam literalmente suprimidos do mapa. Pode parecer pouco, quando se pensa que os outros 92% estão altamente degradados ou não existem mais. Uma coisa, porém, é certa: sem o trabalho realizado pela Fundação SOSMA, provavelmente o bioma já estaria extinto. Caderno de Sustentabilidade – Como o Brasil tratava as questões ambientais quando a Fundação SOSMA surgiu, e quais as mudanças provocadas nesse cenário a partir daí? Mario Mantovani – A primeira mudança para o país foi em ter uma organização não-governamental brasileira tratando desse tema. Havia várias ins-

tituições trabalhando aqui, mas todas elas eram de outros países. O Brasil desenvolveu, a partir de então, toda uma metodologia para isso, e nós conseguimos reunir e mobilizar pessoas de diferentes setores da sociedade. Trouxemos a ciência para o movimento e, naquela época, era muito difícil ocorrer esse tipo de mobilização. Quando a SOS trouxe a marca da bandeira, com uma parte do verde faltando, foi extremamente inovadora e fez uma provocação, pois tinha na sua formação gente ligada à academia, à economia, empresários, gente de comunicação e ambientalistas também. Era um grupo muito heterogêneo e diversificado de pessoas tratando do assunto. A grande contribuição, no início, foi mostrar, a partir das primeiras informações coletadas, que o impacto era muito maior do que imaginávamos. A época coincidiu com a criação da nova Constituição, e nós conseguimos incluir

O fato de ser um período pós-abertura política também ajudou? Sim, o processo de redemocratização trouxe novas abordagens e pessoas interessadas na causa. Pela primeira vez, o meio ambiente foi relacionado às questões sociais, e os movimentos sociais também estavam se reorganizando. O Brasil estava começando a deixar para trás aquela ideia de grandeza, de “milagre”, de maior economia do mundo, e começando a fazer outra leitura do processo. Foi muito legal porque mobilizou pessoas em torno de um tema que era quase desconhecido por elas. No movimento de redemocratização se buscava educação, saúde, justiça... E o meio ambiente ganhou o mesmo peso nas discussões. Quando fizemos a provocação, criamos também o conceito de bioma e fizemos um mapeamento mostrando que o Brasil perdia quase um campo de futebol de florestas a cada quatro minutos. Isso teve um impacto muito grande. Esses dados foram decisivos para fazer com que a Constituição tratasse dos biomas brasileiros, e a Mata Atlântica foi incluída. Houve aumento na produção de conhecimento sobre o tema? Sim. É interessante falar disso, porque enquanto a Constituição dizia: “proteger a Mata Atlântica, a Amazônia e a Serra do Mar”, àquela altura a gente não tinha muito conhecimento ainda sobre os biomas. Até pouco tempo atrás, havia muito mais informação sobre Mata Atlântica nos centros de pesquisa da Europa e dos Estados Unidos, do que no Brasil. Nós trouxemos para a discussão todas as outras questões ambientais brasileiras, junto com o movimento SOS Mata Atlântica. Participamos intensamente da ECO 92, as pessoas começaram a ouvir

Foto: Fundação SOS Mata Atlântica

nela os biomas brasileiros. Isso foi uma coisa inédita e a Constituição de 1988 ganhou um capítulo de meio ambiente que antes não existia. Houve a consolidação do conceito bioma.

falar sobre coisas que nunca tinham ouvido, como biodiversidade, por exemplo. E isso influenciou a pesquisa? Totalmente. Já tínhamos uma produção consistente de conhecimento sobre a natureza e uma academia forte, mas os estudos não eram completos, pois tratavam isoladamente de várias questões, sem falar das consequências. Eles pesquisavam a importância da produção do pólen das abelhas, por exemplo, mas não contextualizavam isso dentro de todo o bioma, levando em conta os impactos ambientais e sociais. Nós conseguimos fazer essa adequação para a geração de novos conhecimentos. E isso se deu com ativismo, com campanhas de mobilização, e com a criação de políticas públicas. Foi um grande ganho. As pessoas começaram a entender o que era biodiversidade. E a partir da consolidação do conceito de bioma, a coisa foi avançando. Incluímos a questão da água, o monitoramento das florestas por satélites, que era uma coisa muito nova também na época, em uma par-

ceria com Inpe (Instituto de Pesquisas Espaciais), que passou a acompanhar o desmatamento com mais frequência. Antes, o monitoramento era feito a cada 5 anos. Passou a ser ano a ano. Isso mostra como a sociedade é dinâmica em termos de conhecimento. Conseguimos cruzar informações e comprovar cientificamente o que já se sabia: que a perda de biodiversidade não traz riquezas. Ao contrário, só traz prejuízos: para o clima, para o abastecimento de água nas cidades, para a vida das pessoas... Conseguimos relacionar isso com o dia-a-dia das populações e isso foi determinante. E em termos de devastação, houve alguma mudança de comportamento? É impressionante observar como a natureza nos dá respostas. Sofremos um grande revés com o Código Florestal, aprovado por aqueles que querem continuar devastando. É uma cultura de devastação de florestas que existe no Brasil desde o descobrimento. E desde o início tem sido muito difícil trabalhar contra essa cultura. Antigamente, era TN Petróleo 105

suplemento especial

comum ouvir que um sujeito que possuía terras com florestas era vagabundo. O próprio poder público cobrava mais desses proprietários de matas, que eram tidos como improdutivos. Nós temos essa cultura de degradação muito forte. O sujeito tirava a cobertura original para fazer um jardim, e plantava Pinus europeu. A cultura agrícola, até pouco tempo atrás, era baseada na devastação: plantar, explorar, exaurir e deixar para lá. Isso ocorre porque o Brasil até hoje vive de commodities. Era o palmito que se tirava e não era replantado. O café, que depois da terra exaurida, migrava para outro local. E o Brasil continua sendo um país de commodities. Agora, a bola da vez é o cerrado. Então, derruba-se tudo o que existe lá para plantar soja e vender “bolinhas” para a Europa. E o Código Florestal tem brechas legais que continuam a permitir a devastação... Esse código é qualquer coisa, menos florestal. Não leva em conta a função social da terra, em primeiro lugar. Foi um código para beneficiar um momento de euforia pelo qual o Brasil passa. A soja está “bombando”, assim como outros produtos agrícolas. E o país é ponta na produção mundial. O problema é que os plantadores não se contentam em ocupar as áreas que já estão abertas. No caso da Mata Atlântica, por exemplo, são 92% de áreas abertas. Por que e para que derrubar os 8% que restam? E a função social da terra e da floresta? A mata produz água, evita a erosão na beira dos rios. Hoje uma água suja e poluída custa muito mais caro para toda a sociedade. Hoje, um indivíduo que possui mata não pode dizer que é dele. Não pode simplesmente poluir e dizer: “a terra é minha, o rio é meu”, pois os impactos da degradação serão sentidos por toda a sociedade. Ninguém leva em conta que a abelha que desaparece poliniza as plantações. E o que restou de Mata Atlântica original é uma parte ínfima. Próximo às cidades, o que havia abaixo da cota 100 (marca 50

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Hoje uma água suja e poluída custa muito mais caro para toda a sociedade. Hoje, um indivíduo que possui mata não pode dizer que é dele. Não pode simplesmente poluir e dizer: “a terra é minha, o rio é meu”, pois os impactos da degradação serão sentidos por toda a sociedade.

que protege a vegetação acima dos 100 metros nas encostas) já foi totalmente destruído... Sim, nós estamos falando de apenas cerca de 10% de Mata Atlântica ainda preservada. E olha só que coisa interessante: 80% das áreas remanescentes estão nas mãos de proprietários privados. Nós temos que criar incentivos para a restauração das outras áreas, o que está previsto lá no Código Florestal, mas não porque os ruralistas queriam assim. O que sobrou de floresta em pé, só está lá porque a gente manteve. Nós conseguimos mobilizar a sociedade com informação e conhecimento. Mas temos um ônus caro a pagar por causa da questão cultural. No Brasil, ainda se enxerga o meio ambiente como uma coisa a ser conquistada. Quando falam mal de alguém dizem assim: “esse aí é índio”. Nós sempre tratamos a natureza como algo excludente. Até para as criancinhas. De onde vem o boitatá,

o bicho-papão? Vem da mata. Isso está nas histórias que sempre contaram para a gente e para várias outras gerações. O que fizemos na SOS foi tentar mudar essa história, associando a vida humana aos benefícios que a natureza produz; relacionado a floresta com as questões do dia-a-dia. Essa foi a grande sacada da SOS e é isso tem nos trazido ganhos quase que civilizatórios, porque é preciso mudar toda uma visão de mundo. De lá para cá, a sociedade está mais consciente? Sem dúvida. Hoje há mais informação e as questões ambientais estão nos noticiários. A comunicação ajuda bastante. As grandes conferências sobre clima e a preocupação dos países mais ricos do planeta em frear esse processo, estão contribuindo também. Com o conhecimento que temos hoje podemos transformar a natureza em riqueza, sem gerar degradação, e fazer com que haja pagamento por serviços ambientais. Quando o Brasil vende toneladas de soja, não está vendendo “bolinhas”. A soja sai do extremo do país, de caminhão pela estrada, até Paranaguá e é produzida com financiamento agrícola. E esses custos são repassados. Mas, e os outros? Os compradores precisam saber que adquirindo essa soja também estão ajudando a destruir os rios, as reservas legais que sofrem com a expansão agrícola, e acabando com a biodiversidade. Ninguém aqui é contra a agricultura, mas já que vivemos do setor primário, de commodities agrícolas, então vamos agregar valor a esses produtos. Aliás, a agricultura brasileira tem batido todos os recordes. Seria ótimo bater esses recordes positivos também no meio ambiente. É nessa linha temos insistido: para que haja reconhecimento da importância da biodiversidade. E acho que estamos conseguindo. Eu sou muito otimista. Há 35 anos que eu estou fazendo isso e antes, quando falávamos sobre essas coisas, as pessoas nos olhavam esquisito. Quando nós brigávamos com os militares contra a usina nuclear, eles não nos levavam a sé-

Quais as áreas mais críticas de Mata Atlântica? São aquelas mais próximas às cidades, que estão ameaçadas pela expansão urbana. Esse é um problema grave. Em São Paulo, o governo pretende colocar prédios de apartamentos em cima de um parque, afetando os mananciais, enquanto passa por uma grave crise hídrica. A especulação imobiliária continua sendo, então, uma grande inimiga da Mata Atlântica? Hoje é a principal. Mas já foi a cana, em uma determinada época; a madeira, em outro momento. Fora os ciclos econômicos que o país já teve. A extração indiscriminada de espécies vegetais e a caça clandestina também são graves? Têm menos impacto, porque hoje ocorrem em menor escala e as áreas originais estão sendo bem monitoradas. No caso de Minas Gerais, que é o campeão de desmatamento, ainda tivemos mais derrubadas. Como a Mata Atlântica de lá tem características diferentes do litoral, é mais seca, serve para fazer carvão. Para que? Para a siderurgia, porque o valor do gusa estava “bombando” no mercado internacional, e o aço ainda é um produto muito valorizado, especialmente pela indústria automobilística. Mas o que existe por trás disso que os compradores desconhecem? Crianças trabalhando nos fornos, trabalho escravo. Ou seja, todo um ciclo de exploração ambiental e humana. Eu estou falando de século XXI, quando as pessoas têm grande acesso à informação, e com a conferência do clima acontecendo. Lá

Foto: Fundação SOS Mata Atlântica

rio. Hoje, mundo está pensando em novas formas de gerar energia. Hoje ninguém mais duvida das mudanças climáticas, mas até o ano passado havia muitos céticos, grande parte influenciada pelos ruralistas. Os países acabaram de assinar um acordo climático, o Papa Francisco fala da “nossa casa comum”. Não tem mais volta. O tema agora veio para ficar.

nós tínhamos, até esse ano, crianças trabalhando nos fornos. As pessoas quando compram, precisam saber disso. No caso de Minas Gerais, falando especificamente do Vale do Jequitinhonha, que é uma das regiões mais pobres do brasil, quanto mais exploram a natureza, mais aumenta o ciclo de pobreza. Porém, naquela mesma região tem gente plantando árvores para extração dentro das melhores técnicas existentes, reconhecidas internacionalmente como exemplo de plantio. O que os outros países levam 20, 100 anos para conseguir, nós conseguimos em 5, por causa do clima. Em pouco tempo a madeira está pronta para celulose, carvão e outras aplicações. Não é muito melhor plantar e vender em 5 anos, com financiamento e certificação, do que derrubar? Há uma inteiração intensa entre outros ecossistemas litorâneos – várzeas, restingas e manguezais – e a Mata Atlântica. A degradação desenfreada nas áreas mais próximas ao mar afeta o equilíbrio do bioma como um todo? Nós fizemos um trabalho recente sobre as regiões costeiras, e incluímos as restingas e mangues como áreas associadas, em nosso Atlas, justamente para trazer esse assunto à tona e mostrar que esses trechos do litoral também são partes integrantes da Mata Atlântica.

Tentamos mostrar, por exemplo, que o rio poluído que desce as encostas para chega ao mar, deságua no manguezal onde ocorre a reprodução do camarão e de outras espécies. Estamos tentando acrescentar a proteção dessas áreas na legislação, pois o litoral é extremamente ameaçado pela especulação imobiliária. É um caso grave porque os municípios litorâneos brasileiros decretam todo o seu território como área de expansão urbana para cobrar mais IPTU. E as cidades que cresceram com os royalties do petróleo, hoje são as mais pobres. O Brasil usa mal o seu litoral desde 1500. No nosso movimento em defesa dos oceanos, nós tentamos alertar: “olha, pessoal, se continuar tirando e poluindo, não vai ter mais pesca”. Estamos tentando juntar todas as partes: a floresta, a água, as restingas, o mar, a vida, e todas as coisas que se relacionam. A ideia da SOS é mostrar que se todos foram a favor da natureza, todo mundo ganha. Mas se houver um único grupo levando vantagem, como é o caso dos especuladores imobiliários, todo mundo perde. Como está hoje a recuperação das áreas degradas? Podemos dizer que a restauração não existe. Ela vai começar agora, se não deixarmos que haja retrocesso. O Código Florestal determina a recuperaTN Petróleo 105

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ção dessas áreas no Cadastro Ambiental Rural, que é um dos pontos positivos do código. Se isso for cumprido, pode melhorar um pouco. As leis de 1930, 1960, falavam de 25% de proteção da cobertura vegetal. Se formos falar hoje, quando temos apenas 8% da floresta em pé, só as matas de beira de rio somariam isso. E se levarmos em conta o mesmo Código Florestal, existe anistia para quem não fizer restauração. Estamos lutando para que não haja retrocesso. O que você diria que é irreversível hoje? A mata perdida não se traz de volta. Ninguém sabe avaliar o que foi perdido, já que foram destruídos 92% de cobertura vegetal e não foi feito um inventário completo de tudo. Não há nichos ecológicos suficientes para as espécies animais. Estive em Assis (interior paulista), minha cidade, no fim do ano, e é uma área de plantio de cana. Um proprietário de terras da região criou um refúgio de animais, mas não consegue cuidar, por exemplo, das onças que agora estão vivendo nos canaviais e aparecem mutiladas pelas colheitadeiras. Não podem ser devolvidas para a natureza, pois não existem matas suficientes, e não conseguiriam sobreviver. A caça diminuiu, mas os animais não têm para onde ir. Será preciso reflorestar muito para resolver essa situação, que é crítica. E as empresas que estão próximas às áreas ainda preservadas? Muitas delas viraram o jogo. As produtoras de papel, que eram nossas grandes inimigas no passado, hoje são donas de grandes áreas protegidas. A Veracel, por exemplo, foi alvo de uma ação da SOS que durou 15 anos. Hoje é dona da maior área de conservação da Mata Atlântica, que inclui os parques de Monte Pascoal, do Pau Brasil e do Descobrimento, onde nem precisa de gente para fiscalizar. Todos colaboram. Todos querem que seja mantida. Muitas indústrias poluidoras ficavam próximas a áreas remanescentes. Cubatão, por exemplo. Isso mudou? 52

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Sim. As empresas hoje estão muito mais preocupadas com responsabilidade socioambiental do que antes. Os acionistas, inclusive. Hoje a resposta de uma empresa é muito mais rápida que a do próprio poder público. Elas estão mais conscientes e consistentes em suas ações. Sabem que se fizerem uma besteira, vai ter grande repercussão. E entenderam que sustentabilidade é lucro certo. Quando uma empresa coloca sua certificação em um produto como a madeira, por exemplo, está dizendo ao mundo: “eu me preocupo com o meio ambiente”. E o mercado externo hoje prefere comprar produtos com valor agregado. O palmito doce (Euterpe edulis) foi um dos produtos mais explorados. A substituição por palmitos de açaí e pupunha nas prateleiras dos mercados trouxe alguma trégua para essa espécie? O palmito doce chegou ao limite máximo. Não porque as pessoas se tornaram mais conscientes e deixaram de consumir. Mas porque acabou, mesmo. As mudanças climáticas podem colocar em risco as medidas que ainda precisam ser tomadas na preservação da Mata Atlântica? A natureza tem suas formas de se acomodar. É muito mais resiliente. O impacto maior é sobre o ser humano. Nós sofremos mais, nossa resiliência é bem menor. Antigamente, as grandes chuvas aconteciam de 10 em 10 anos. A gente agora já fala em enxurradas a cada ano. As grandes secas estão aumentando e os ciclos estão em mudança. Todos já sabem que isso é resultado da ação do homem. Mas só agora a preocupação aumentou, porque além de perdas humanas, a economia está sendo duramente castigada. Os países não ficaram amigos da natureza de repente, e passaram a dizer: “ah, que maravilha! Vamos salvar o planeta!”. Nada disso. Eles perceberam que a poluição e o desmatamento vêm acompanhados de grandes prejuízos

financeiros. A elevação do nível dos oceanos, as enchentes, as secas e as catástrofes climáticas custam muito caro. As seguradoras, inclusive, incentivaram essa nova postura. Para você ver como tudo muda. Há um tempo atrás, quando alertávamos para essas possibilidades, diziam assim: “isso é frescura de ambientalista”. Mas hoje, não. Tem muita grana em jogo. Só quando a economia começou a perder é que todos perceberam que havia algo muito errado nesse processo, muito caroço nesse angu. O que precisa mudar no Código Florestal? Como disse antes, não acho que há um código “de verdade”. Mas a questão da anistia para desmatadores, por exemplo, é um absurdo. Teve vários interesses envolvidos. Não tem nada a haver com meio ambiente. Quando falam em “tantos metros”, já erraram feio. Não se pode mensurar o tamanho ideal para uma mata ciliar. Quando se discute uma coisa dessas, que deveria prioritária, é um sinal visível de que não há consciência socioambiental, e de que as pessoas estão cegas pelo egoísmo. A Mata Atlântica tem legislação específica. Então, não sofre tanto com as brechas do Código Florestal. O Cadastro Ambiental Rural foi uma conquista, mas precisa ser bem aplicado, considerando a recuperação de áreas degradadas. Como a Fundação pode contribuir para que outros biomas sejam protegidos? Amazônia, Pantanal, Cerrado e Caatinga precisam logo ter leis específicas, para que consigam colocar um limite nesse código que, na minha opinião, é altamente predador. É isso que estamos fazendo em Brasília: trabalhando com outras organizações de proteção a biomas, dando subsídios para que criem suas próprias legislações e atuando em parceria na luta pelo meio ambiente, que está apenas começando. Muita coisa ainda precisa ser feita.

IBP faz balanço de projetos em parceria com o Ibama Na esteira da COP 21, o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente (Ibama) apresentaram um balanço do Acordo de Cooperação Técnica (ACT) assinado em 2013 entre as duas instituições.

s resultados do Acordo foram apresentados no dia 18 de dezembro de 2015, durante evento na sede do IBP, no Rio de Janeiro, e contou com as presenças do presidente do Instituto, Jorge Camargo, do secretário executivo de Exploração e Produção (E&P), Antonio Guimarães, da presidente do Ibama, Marilene Ramos, e da ministra do Meio Ambiente, Izabella Teixeira. Entre os projetos concluídos estão a primeira fase do Plano de Proteção e Limpeza da Costa (PPLC), o Plano de Proteção à Fauna Marinha e Costeira da Margem Equatorial, o Programa de Educação Ambiental (PEA), o Manual de Resíduos em Bases de Apoio, o Estudo Internacional de Suporte para o Guia de Análise de Risco e o Estudo sobre o Estado da Arte dos Rodolitos. O documento prevê a capacitação e o aprimoramento do processo de avaliação de impactos ambientais e o aperfeiçoamento da gestão ambiental, relacionados às atividades de exploração e produção de petróleo e gás. Ao todo, 12 projetos são contemplados. Destes, dez estão concluídos ou em andamento – com previsão de término para 2018. Ao todo, R$ 20 milhões já foram investidos nestas iniciativas. Para os próximos dois anos estão previstas as conclusões do Mapeamento das Ilhas Costeiras, do Plano de Proteção à Fauna Marinha e Costeira do Brasil, Instalação de Fundeios e Aperfeiçoamento da Base Hidrodinâmica da Margem Equato-

Da esquerda para direita: Jorge Camargo, presidente do IBP; Marilene Ramos, presidente do Ibama; Izabella Teixeira, ministra do Meio Ambiente; Antônio Guimarães, secretário executivo de E&P do IBP e Carlos Henrique Abreu Mendes, gerente executivo de SMS e Operações do IBP.

rial Brasileira, Anuência, Plano de Área e Regulamentação de Gestão de Atividades em Áreas com Rodolitos. Durante o evento, Jorge Camargo destacou que a área ambiental alcançou avanços importantes nos últimos anos. E, segundo ele, o ACT é uma importante ferramenta para tornar a indústria ambientalmente sustentável. “Construímos um ambiente de cooperação entre indústria e governo que é fundamental para que o segmento se desenvolva de maneira sustentável”, disse. A ministra de Meio Ambiente também destacou o clima de cooperação entre poder público e iniciativa privada em torno de iniciativas como essa. “Estamos vivendo uma nova natureza política entre a iniciativa privada e o poder público, baseada no diálogo para a tomada de decisões importantes no âmbito ambiental. Essa é uma cultura política em prol do desenvolvimento do Brasil”, comentou. O secretário executivo de E&P do IBP, Antônio Guimarães, acredita que “com essa cooperação, a

indústria poderá produzir mais e melhor para o país”. Já Marilene Ramos parabenizou a iniciativa da indústria: “Acordos como esses não são usuais. É um trabalho de muito fôlego e que requer planejamento. São projetos ambiciosos e que trazem resultados estruturantes. Eles nos dão muita base para melhorarmos.” E se comprometeu em incorporar as informações dos bancos de dados e demais estudos com o objetivo de aprimorar os trâmites referentes aos processos de licenciamento ambiental. Segundo Carlos Henrique Abreu Mendes, gerente executivo de SMS e Operações do IBP, as iniciativas propostas no âmbito do ACT são muito importantes no processo de exploração e produção de petróleo e gás no Brasil. “Nosso esforço tem o objetivo de otimizar os processos a que as operadoras são submetidas durante a fase prévia à exploração em si, ao mesmo tempo em que trabalhamos para reduzir ao máximo os riscos ao meio ambiente”, afirmou ele. TN Petróleo 105

CPFL Energia expande parceria com a Unicamp para uso de veículos elétricos

Foto: Divulgação

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Universidade recebeu um veículo elétrico e terá eletroposto público no Centro de Informações.

CPFL Energia, maior grupo privado do setor elétrico brasileiro, amplia sua parceria com a Universidade Estadual de Campinas (Unicamp) para estimular o uso dos veículos elétricos no Brasil. A universidade, uma das entidades executoras dos estudos do Programa de Mobilidade Elétrica da CPFL, recebeu um carro elétrico para uso pela Reitoria da instituição e também será o local da instalação de um novo eletroposto público do projeto. Por conta da nova parceria, a CPFL Energia concedeu à Unicamp a versão elétrica do Fluence, da Renault. Em contrapartida, a universidade irá compartilhar com a companhia os dados de uso do veículo, cederá um local para a

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instalação de um novo eletroposto público e fará uma contribuição financeira como subvenção para ajudar a financiar o projeto, uma iniciativa subsidiada pelo Programa de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) da Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel). O local escolhido para abrigar o novo eletroposto – investimento estimado em R$ 55 mil – foi uma das vagas do bolsão de estacionamento do Centro de Informações. Será instalado um ponto de carregamento rápido, que reabastece 80% da bateria do veículo em 30 minutos. A BYD assumirá o custo com o consumo de energia elétrica durante as recargas dos veículos, proporcionando abastecimento gratuito até que o tema

seja regulamentado pela Aneel. As despesas com a aquisição e a instalação do equipamento ficarão a cargo da CPFL. Além de ampliar a infraestrutura de recarga, o novo eletroposto testará uma nova configuração de alimentação de energia elétrica. Este será o primeiro equipamento a receber uma estrutura dedicada ligada diretamente à rede de média tensão. O objetivo é testar alternativas de conexão dos pontos de carregamento à rede, para identificar o melhor modelo para não sobrecarregar o sistema de distribuição. Atualmente, o Programa de Mobilidade Elétrica da CPFL possui sete eletropostos em operação, todos ligados à rede de baixa tensão.

Para conectar o novo equipamento à média tensão, será instalado um poste com um transformador dedicado a fornecer energia ao equipamento e, consequentemente, para recarregar os veículos elétricos. “A média tensão tem maior capacidade de transmitir energia, reduzindo o risco de sobrecarregar o sistema e mitigando o impacto no perfil de tensão, situação que foi mapeada durante a primeira fase do projeto”, diz o diretor de Estratégia e Inovação da CPFL Energia, Rafael Lazzaretti. Simulações computacionais realizadas pela CPFL indicam que um dos impactos da conexão dos eletropostos na baixa tensão é o risco de sobrecarregar o sistema de distribuição, considerando o consumo simultâneo de energia pelos veículos elétricos e pelos clientes residenciais e comerciais, sobretudo durante o horário de pico – tal situação pode reduzir o

nível de tensão da rede, piorando a qualidade do serviço. “Foi justamente pensando em preservar a qualidade do serviço de fornecimento de energia que resolvemos estudar a conexão na rede de média tensão, cuja tensão é de 11,9 mil volts (54 vezes superior na comparação com os 220 V da rede de baixa tensão)”, afirma Lazzaretti. No futuro, a CPFL planeja desenvolver ação orientadora junto aos proprietários dos veículos elétricos para estimular o carregamento fora do horário de pico, de modo a reduzir o risco de sobrecarga do sistema elétrico. A expectativa da companhia é iniciar a instalação do novo eletroposto público em 30 dias, colocando-o em operação até fevereiro de 2016. A empresa irá também instalar um ponto de carregamento privado de carga lenta para uso exclusivo da Reitoria da Unicamp. O Programa de Mobilidade Elétrica do Grupo possui sete eletropostos em operação, dos quais quatro privados e três semipúblicos (um deles foi instalado no Posto Graal

67, na Rodovia Anhanguera, na altura de Jundiaí).

Estudos sobre a mobilidade elétrica Além do veículo elétrico e do eletroposto, a Unicamp vem desenvolvendo uma série de estudos sobre mobilidade elétrica no âmbito do Programa da CPFL. A Faculdade de Engenharia Elétrica é responsável pela análise dos impactos da tecnologia na rede elétrica. Já a Faculdade de Engenharia Mecânica estuda os impactos para o meio ambiente, avaliando o ciclo de vida dos veículos e dos equipamentos. O Departamento de Política Científica e Tecnológica da Unicamp, por sua vez, está produzindo um estudo sobre a cadeia de valor automotiva brasileira para os carros elétricos. “Ter a Unicamp, universidade de referência internacional, como parceria é fundamental para o sucesso deste projeto, pelo conhecimento e pela credibilidade que a instituição agrega aos nossos estudos”, afirma Lazzaretti.

BNDES aprova R$ 42,3 milhões para novo parque eólico no Sul

Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou financiamento de R$ 42,4 milhões à Enerplan Energia Eólica IV S/A, para implantação do Parque Eólico Pontal 2A, no município de Viamão, no Rio Grande do Sul. O empreendimento, selecionado no 17º Leilão de Energia Nova (A3), em 2013, contará com oito aerogeradores fornecidos pela Alstom e terá potência total instalada de 21,6 MW de energia limpa. A operação, que inclui subcrédito social de R$ 210 mil, é mista: R$ 28,3 milhões serão liberados diretamente pelo BNDES e os restantes R$ 14 milhões serão repassados na modalidade

indireta, tendo como agente financeiro o Badesul. Os recursos do BNDES correspondem a 47% do investimento total no projeto. A Enerplan é uma Sociedade de Propósito Específico (SPE), que atua como produtora independente de energia elétrica a partir de fontes alternativas. O escoamento da energia gerada pelo parque Pontal 2A e por outros dois parques da holding Enerplan Pontal Participações Societárias S/A (Pontal 28 e Pontal 38) será feito através de uma subestação elevadora, de uma linha de transmissão e do bay de conexão até a subestação coletora do Sistema Interligado Nacional (SIN) Viamão 3.

A Enerplan Pontal Participações Societárias S/A integra o Grupo Oleoplan, que iniciou suas atividades em 1980, atuando na indústria de extração de óleo de soja. Posteriormente, diversificou as atividades para o segmento calçadista e, na década de 2000, para o setor de energias renováveis nos segmentos de biodiesel e eólico. Neste último, o grupo conta com um portfólio de projetos em geração de energia de cerca de 409 MW em diferentes fases de desenvolvimento, entre os quais cinco parques vencedores do Leilão de Energia de Reserva de 2009, localizados em Trairi, no Ceará, e que também foram financiados pelo BNDES, com R$ 92 milhões. TN Petróleo 105

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Desenvolvimento Humano e Sustentabilidade

Perfil do líder integral? A Será que podemos

dizer que um líder integral tem um

perfil? Assim como não há fórmulas para descrever as atitudes corretas de quem quer que seja, também não se encontra base científica para se alardear um perfil ideal, atributos básicos dos líderes, ou outras frases estereotipadas similares.

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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ntes de tudo, é importante resgatar os elementos da definição de líder integral. Ele é alguém que conduz equipes para uma situação futura desejada (portanto, focado em resultados e lidando com mudanças), e o faz de forma participativa (equilibrando poderes e aproveitando da sabedoria conjunta) e ainda atuando de forma absolutamente conectada (consigo mesmo e com a superestrutura que o cerca). Assim, é alguém íntegro, integrado e inteiro (que utiliza ao máximo seus potenciais e inteligências). Pela conceituação, notamos que essa pessoa realiza a difícil arte de compatibilizar três coisas ao mesmo tempo. Para esse personagem admirável, não há que se falar da conjunção “ou”, que segrega e separa, mas da conjunção do equilíbrio e da soma, o “e” que une e multiplica. Sem dúvida, esse líder é alguém maduro, para quem a sabedoria do meio termo de Aristóteles, o caminho do meio do Buda e a visão do equilíbrio de Lao-Tsé são uma realidade cotidiana. Assim, não se pretende falar de atributos, mas desses três elementos que compõem o arcabouço conceitual norteador para a decisão e ação dessa figura notável que é o líder integral. Esses três elementos podem ser encontrados no legado deixado por homens e mulheres formidáveis, que ajudaram a construir a história da humanidade. Em primeiro lugar, verificamos que esses líderes têm um desejo por resultados (relacionados a mudanças construtivas) acima da média. Quando falamos sobre líderes integrais a estudantes, executivos e empresários, comumente vêm às suas mentes os tipos de pessoas que gostam de ajudar, de colaborar e que, por isso, seriam menos assertivas, menos preocupadas com os resultados. Essa noção é falsa! O primeiro foco deles é o resultado, pois como asseverado por um grande líder integral da história, “conhece-se a árvore pelos frutos”. Líderes memoráveis como Gandhi, Martin Luther King, Mandela, Madre Teresa, Joana D’Arc eram extremamente focados em seus objetivos. Eram mais que focados, eram verdadeiros baluartes de uma causa. Cada um deles alcançou resultados fantásticos, que trouxeram benefícios a milhares ou milhões de pessoas. Gostaria de dedicar, aqui, uma homenagem especial a Joana D’Arc e comentar especificamente sobre seus feitos. O momento atual é muito oportuno, já que a França sofreu um ataque terrorista terrível, talvez por representar o que entendemos como um país civilizado, berço do ideal da “liberdade, igualdade e fraternidade”. E Joana é a síntese desse espírito libertário, dessa capacidade de justiça igualitária, de luta com compaixão. Ela foi um ser humano ímpar. Uma líder, de apenas 18 anos de idade, mulher e donzela, mas capaz de conduzir um exército de homens já cansados, depois de mais cem anos de ocupação inglesa em diversos de seus territórios. Ela era extremamente focada em seu objetivo. A história conta que Joana D’Arc não se cansava das lutas extenuantes e, ela mesma, tomava a frente da batalha inspirando seus soldados rumo à ação heroica. A visão da vitória pulsava firme em sua

Foto: Pixabay.com

mente e ela transmitia isso aos que estavam ao seu redor. Apenas o resultado almejado vibrava em seu ser. Não havia espaço para meias conquistas! Em segundo lugar, esses líderes constroem relações – não aquelas relações paternalistas, mas as verdadeiras, que se pautam pelo respeito e admiração sincera. Há uma falsa compreensão deste aspecto. Relações superficiais, ou o famoso tapa nas costas, não são o caminho. Não basta se mostrar sociável ou amigável para construir as relações do tipo que os líderes integrais cultivam. Pelo contrário, relações profundas requerem a verdade, e esta pode doer. Relações profundas incluem a noção do mérito, e do desempenho. Incluem reconhecimento pelas ações executadas com afinco e inteligência e correção de rumos para as ações negligentes ou para a falta de empenho. Incluem a devida atitude para que o espírito do grupo seja realçado mais do que a vaidade individual, ou seja, não há que se deixar de considerar a justiça na avaliação individual, pois, senão, o grupo todo é afetado. Joana, novamente, é uma inspiração nesse quesito. Ela demonstrava enorme capacidade de se preocupar de fato com o tratamento de sua tropa, a alimentação, o devido descanso. Também nutria uma compaixão sem fim pelo ser humano, a ponto de procurar minimizar o sofrimento de seus inimigos. Mas, não tolerava o corpo mole, ou os comportamentos negligentes. O seu exemplo era o guia seguro para as atitudes a serem valorizadas em seu exército. E, em terceiro lugar, esses líderes cultivam a conexão. Esta nada mais é do que a capacidade de olhar para dentro de si e buscar sua motivação e princípios, e de lá também extrair os valores éticos ligados ao que é universal e atemporal. Esta capacidade é, talvez, a pedra angular para que as duas anteriores possam ocorrer simultaneamente. Observamos que as pessoas centradas, capazes de cultivar o autoconhecimento, são aquelas que conseguem a arte de construir resultados e relações profundas ao mesmo tempo. Nesse ponto, Joana era um exemplo sensacional. A história contida nos arquivos de seu Processo de Reabilitação descreve como era capaz de ouvir suas “vozes” interiores, e delas extrair conselhos e motivação. Foi talvez um dos exemplos mais soberbos, na história, de conexão consigo mesma e com o contexto. Ali, no âmago de sua alma, ela encontrava as respostas e os princípios elevadíssimos que utilizou para julgar cada situação e para resolver seus problemas de forma íntegra e elevada. Assim, por esse exemplo de alto nível, quase inalcançável, nos perguntamos: será que os líderes integrais são viáveis na moderna corporação? E nos-

sa percepção sobre isso é de que não apenas são viáveis, como talvez sejam um dos poucos requisitos mais necessários para resgatar valor, no sentido lato e no sentido estrito, aos negócios. Que ninguém se iluda imaginando que pessoas e líderes perfeitos possam existir. Mas é na compreensão profunda desses elementos, em primeira instância, seguida pela tentativa diária de superação de si mesmo e das ameaças e oportunidades que se enfrentam, que os líderes integrais no ambiente organizacional podem ser os catalisadores de um processo virtuoso para suas empresas. É preciso tentar, portanto, errar e aprender constantemente, com o espírito aberto para pausar e avaliar os aprendizados. É preciso “ação e reflexão”. A era do ambiente externo previsível e linear já passou. Vivemos na confluência das revoluções da informação, da automação, da engenharia genética, da robótica e das incertezas. Somente líderes especiais, que procuram se aperfeiçoar constantemente como pessoas e como gestores irão acompanhar essas mudanças profundas e imprevisíveis e com elas compor negócios que sejam vencedores no longo prazo, verdadeiros empreendimentos voltados para uma perenização adaptativa (como na longa história da evolução natural). Não há outra forma. É preciso começar agora a enxergar que o desenvolvimento desses seres humanos íntegros e integrados, preparados para atuarem como líderes verdadeiros e humanos é a “pedra de toque” do futuro. São eles que irão preparar suas equipes, seus negócios e formar outros líderes, numa reação em cadeia capaz de contornar os grandes problemas que hoje nos afligem. Na raiz de nossos desafios técnicos estão questões humanas. Ninguém melhor do que um líder de si mesmo, um líder integral, para endereçar e resolver esses desafios de forma construtiva. TN Petróleo 105

pessoas

Da esquerda para direita: Eduardo Chamusca (SBM), Gilberto Cardarelli, José Firmo (Seadrill), Andrea Falcão (Schlumberger), José Mauro (FMC) e Telmo Ghiorzi (Aker).

A nova diretoria da Associação Brasileira das Empresas de Serviços de Petróleo (Abespetro) tomou posse dia 1º de janeiro. Depois de três mandatos seguidos na associação, os dois últimos como diretor-presidente, Paulo Cesar Martins deixa a diretoria da Abespetro com a certeza de ter, juntamente com seus demais colegas, colocado a associação em um outro patamar de visibilidade e reconhecimento, como importante representante da indústria de óleo e gás. “Logo que assumi a presidência da Abespetro promovi um exercício de planejamento estratégico, envolvendo toda a diretoria, secretaria executiva e ex-presidentes. Nele, ficou claro que deveríamos focar em dar à associação maior visibilidade, garantindo reconhecimento da indústria, trabalhar

em parceria com demais stakeholders, focando ao máximo nos objetivos convergentes para a promoção do desenvolvimento sustentável da nossa indústria local. Em seu discurso, José Firmo, que assumiu a presidência em substituição ao Paulo Cesar Martins (Subsea 7), firmou o compromisso, junto com a diretoria, de dar continuidade ao trabalho que tem sido desenvolvido pela associação. Paulo Cesar Martins passa a assumir a posição de presidente do Conselho Consultivo dos ex-presidentes, e continuará contribuindo com a Abespetro.

Oil States contrata novo gerente de engenharia no Brasil A Oil States do Brasil, multinacional de serviços offshore, está focando seus esforços em reestruturação, melhoria de gestão e da qualidade dos serviços, e na abertura de suas novas unidades no país. Para atingir tais objetivos, a empresa anunciou a contratação do engenheiro Ricardo Seixas, que assumiu em dezembro a posição de gerente de 58

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Engenharia, reportando-se ao Managing Director, Marcio Robles. Ricardo, que passou por cargos executivos em empresas como Cameron e Weatheford, terá, além da responsabilidade do gerenciamento da área de engenharia, atuação também no apoio ao desenvolvimento de novos negócios, juntamente à equipe comercial da empresa.

Depois de atuar como presidente da Chevron Colômbia, Javier La Rosa foi nomeado para a presidência da Chevron Brasil. O executivo ingressou na companhia em 2000 e ocupou diversos cargos nas áreas de gestão, planejamento estratégico e operações comerciais em países como Estados Unidos, Inglaterra, Bélgica, Venezuela e Indonésia, além da Colômbia. Bacharel em Ciências pela Rutgers University (EUA), La Rosa possui também um MBA pela Iese Business School (Espanha). Na Chevron Brasil, o executivo substitui Eunice de Carvalho que, depois de ocupar o cargo de presidente por cerca de três anos, vai comandar a gerência geral de Ativos Não Operados na Chevron Unidade Estratégica de Negócios África Austral (Sasbu), sediada em Luanda, Angola.

Foto: Divulgação

Abespetro tem nova diretoria

Javier La Rosa assume presidência da Chevron Brasil

produtos e serviços

Foto: Cortesia Wilson,Sons

Wilson Sons

OceanPact recebe OSRV Embarcação levou 22 meses para ficar pronta. O mais novo OSRV (sigla em inglês para Oil Spill Recovery Vessel) do Brasil já está nos mares e foi construído pela Wilson Sons Estaleiros. A embarcação de apoio offshore, batizada como Jim O’Brien, foi encomendada pela OceanPact e levou 22 meses para ficar pronta. O investimento do armador no OSRV foi de cerca de US$ 40 milhões. “Para nós, da Wilson Sons Estaleiros, a entrega do Jim O’Brien

é motivo de muita comemoração. Este foi o primeiro OSRV que construímos e nos trouxe grande aprendizado”, comenta o diretor executivo da empresa, Adalberto Souza. “Apesar de ser uma embarcação menor em dimensões, se comparada aos

PSVs (Platform Supply Vessels) e ao ROVSVs (Remotely Operated Vehicle Support Vessel) que já montamos, possui muitos requisitos específicos, como sistema de recolhimento de óleo, sistema de aquecimento de tanques, grandes áreas e compartimentos à prova de explosão.” Com comprimento de 67,1 m por 14 m de largura e especializada em recuperação de resíduos, o Jim O’Brien é equipado com motores Caterpillar, propulsão Rolls Royce, pacote elétrico WEG, além de sistema de posicionamento dinâmico DP-1 Kongsberg e sistema de combate a incêndios Fire Fight 1, oferecendo acomodação para 20 tripulantes e com capacidade de até 1.050 m³ de óleo recolhido. A embarcação foi construída no estaleiro Guarujá I (SP), da Wilson Sons, envolvendo mais de 300 funcionários. A Wilson Sons Estaleiros possui outro contrato com a OceanPact: ainda no primeiro semestre de 2016, será entregue o OSRV Fernando de Noronha.

Realização de levantamento sísmico 3D na Bacia Sergipe-Alagoas A Georadar assinou dia 8 de janeiro novo contrato com a Petrobras para aquisição de dados sísmicos terrestres 3D, com processamento preliminar de campo. A campanha, que abrangerá dois programas (3D Sinimbu e 3D Norte Coruripe), será realizado nos municípios de Coruripe e Jequiá da Praia (AL). Essa é uma das três licitações de aquisição sísmica que a Petrobras lançou ao mercado no segundo semestre de 2015.

“Com esta nova aquisição, a empresa reforça sua importante parceria com a Petrobras e dá continuidade às suas atividades operacionais na região Nordeste do Brasil, onde já possui grande experiência em levantamentos sísmicos”, comemora o diretor de Operações Sísmicas da Georadar, o geofísico Antônio Rosemberg. Com duração estimada de seis meses, o projeto para aquisição referente a 169 km² de sísmica 3D contará com cerca de 550 profissionais. A Georadar operará com equipamentos sismográficos próprios, adquirindo 11.676 registros. “O fechamento desse contrato é um marco que sinaliza um novo ciclo

Foto: Divulgação

Georadar

de levantamentos sísmicos no Brasil, reforçando a relevância da contribuição do grupo no processo de desenvolvimento e crescimento da indústria de óleo e gás no país”, ressalta o presidente, Ricardo Savini. TN Petróleo 105

produtos e serviços

Petrobras

O polo pré-sal da Bacia de Santos recebeu mais um navio-plataforma. O FPSO Cidade de Maricá deixou, no dia 19 de dezembro de 2015, o estaleiro Brasa, em Niterói (RJ) e chegou à locação no campo de Lula (área de Lula Alto). O Cidade de Maricá será o quinto FPSO a funcionar no campo de Lula. Com capacidade de produzir até 150 mil barris de óleo por dia (bpd) e comprimir até 6 milhões de m3 de gás natural por dia, a previsão é de que a plataforma entre em produção no primeiro trimestre de 2016. Apenas considerando os quatro FPSOs já em operação, o campo de Lula é o maior produtor nacional de petróleo e gás natural. Instalado a 250 km do litoral do Rio de Janeiro, em área com profundidade de água aproximada de 2.120 m, a embarcação terá agora suas linhas de ancoragem instaladas e, depois disso, será conectada a dez poços produtores e sete poços injetores. O gás natural será exportado para a costa por meio de um gasoduto submarino. A unidade tem, ainda, capacidade de armazenamento de 1,6 milhão de barris de óleo e de injeção de 200 mil barris de água por dia. O navio-plataforma estava desde julho de 2015 no estaleiro Brasa para conclusão das operações de içamento e integração final de módulos e comissionamento. Além da obra de integração, o estaleiro também foi responsável pela fabricação de seis módulos do FPSO (Floating Production Storage and Offloading, sigla em inglês que identifica uma unidade flutuante de produção, 60

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Foto: Agência Petrobras

FPSO Cidade de Maricá chega ao pré-sal na Bacia de Santos

Dados técnicos do FPSO Cidade de Maricá Capacidade de processamento de petróleo................................. 150 mil barris/dia Capacidade de tratamento e compressão de gás......................... 6 milhões m³/dia Capacidade de tratamento de água de injeção........................... 200 mil barris/dia Capacidade de armazenamento....................................1,6 milhão de barris de óleo Profundidade de água......................................................................................... 2.120 m Comprimento total...............................................................................................346,5 m Boca............................................................................................................................ 58 m Pontal (altura).........................................................................................................32,6 m armazenamento e transferência de petróleo). Trata-se de uma embarcação com capacidade para separar o óleo do gás e da água durante o processo de produção, armazená-lo nos tanques de carga para, finalmente, transferi-lo para navios petroleiros, que serão os responsáveis pelo seu transporte. No último mês de novembro, a produção de petróleo e gás natural operada pela Petrobras na cama-

da pré-sal atingiu a média diária de 1,023 milhão de barris de óleo equivalente por dia (boed), um crescimento de 1,8% em relação ao mês de outubro deste ano. A área de Lula está localizada no bloco BM-S-11, que é desenvolvido pelo consórcio no qual a Petrobras é operadora com participação de 65%. As outras parceiras são a BG E&P Brasil Ltda (25%) e Petrogal Brasil S/A (10%).

ABB

Atualização do sistema de automação de plataformas offshore da Statoil Brasil

melhora a confiabilidade do sistema. O resultado do projeto é um sistema muito mais rápido e confiável, que permite maior produtividade. Para entregar o projeto no prazo, a equipe da ABB traçou estratégia

Foto: Cortesia ABB

A ABB, grupo líder em tecnologias de energia e automação, implementou um projeto de upgrade do sistema de automação para as plataformas offshore da Statoil Brasil, no campo de Peregrino, localizado a 85 km da costa do Rio de Janeiro. O plano envolveu a atualização dos sistemas de controle de duas plataformas fixas de produção e um navio de armazenamento e descarregamento (FPSO) para a versão da plataforma de integração 800XA. O grande diferencial desse projeto é a virtualização do sistema, que permitiu uma redução no número de servidores instalados de 32 para seis, diminuindo pontos de conexão – e, com isso, atenuando possíveis problemas de manutenção –, além da obtenção de ganhos na velocidade de resposta do sistema e na eficiência energética. Também se destaca a questão da alteração da topologia de rede da plataforma, que

Foto: Cortesia Statoil

Projeto inovador permite ganho de produtividade, otimização de processos e reduz falhas e custos.

com um mapa detalhado dos riscos potenciais, divididos em cinco categorias, relacionadas a servidores, switches, bibliotecas, telas gráficas e manutenção do sistema. O prazo padrão para conclusão de um projeto desta envergadura é de dez a 12 meses, mas a entrega foi realizada em apenas seis meses. Para obter essa conquista, foram necessárias 17 mil horas/homem de trabalho divididas entre serviços em escritório e campo. Neste período, mil telas de operações foram convertidas e os trabalhos de campo concluídos em apenas dez dias de parada.

YPF

Retomando seu crescimento no mercado brasileiro, a YPF acaba de adquirir uma planta de lubrificantes, em Diadema (SP). O investimento é resultado da estratégia da empresa de dobrar seu share, até o final de 2017, chegando a 4%. A nova fábrica, que tem capacidade de produção de três milhões de litros/mês, será ampliada para quatro milhões ao longo dos próximos dois anos. “O mercado brasileiro é um dos cinco maiores do mundo”, afirma Ramiro Ferrari, diretor-geral de lubrificantes e derivados da YPF Brasil.

“Temos grandes metas na retomada do nosso crescimento no país e contar com produção local de nossos produtos é de importância vital”, completa. Além das linhas automotivas – Elaion para veículos a álcool e gasolina, e Extravida para veículos a diesel –, a planta brasileira vai permitir a expansão dos negócios da empresa nas áreas industrial e do agronegócio. A novidade que chega com a aquisição da fábrica no Brasil é o lançamento da linha de lubrificantes marítimos, em parceria com a britâni-

Foto: Cortesia YPF

Estatal argentina expande atuação no Brasil

ca Gulf, que vai atender embarcações em portos e linhas de cabotagem. TN Petróleo 105

fundo soberano

Um fundo para financiar

o futuro do Brasil A retração não deve paralisar a política e o planejamento energético no que se refere à cadeia produtiva de óleo e gás. O fundo soberano e o fundo social são instrumentos deixados de lado inexplicavelmente depois de terem sido lançados com cerimônia e pompa. O primeiro foi anunciado pelo ministro Antonio Palocci e o segundo por Guido Mantega. Não lhes falta comando: respectivamente, as leis n. 11.887/2008 e 12.351/2010. Contudo, as iniciativas perderam fôlego no atropelo dos problemas da Petrobras e da queda de preço do barril. A inação, quanto a eles, não é bom sinal, nem para o capital tampouco para o cidadão em relação ao futuro.

A Lívia Paiva de Carvalho é engenheira de petróleo pela PUC-Rio.

reserva cambial somava US$ 360 bilhões em agosto e o país jamais acumulara algo próximo a isso. Ao contrário, notório devedor, por repetidas vezes, a falta de divisas o paralisou. A reserva atual foi resultado de superávits comerciais e investimentos estrangeiros numa época em que os termos de troca eram favoráveis. Os próximos dois anos serão de ajuste econômico mundial com profundo realinhamento de preços e continuidade de uma crise que, passados sete anos, ainda não foi superada. Se estivessem em operação, os fundos teriam financiado a retomada. À baixa, segue-se a alta; é da natureza do ciclo. No petróleo, em particular, a dinâmica cíclica está presente há 150 anos. A novidade é o protagonismo do Brasil na liderança do desenvolvimento de águas ultraprofundas. Descoberto em 2006, o pré-sal alcançou a produção de 800 mil barris de óleo por dia (bpd) em outubro de 2014. Em 2020, a Petrobras alcançará 2,8 milhões bpd e demais concessionárias, 200 mil bpd. Naquele ano, no pior cenário, as exportações líquidas alcançaram 200 mil bpd. A 50 dólares por barril, são US$ 4,3 bilhões anuais. Em 2014, só com óleo cru, a receita líquida foi de US$ 823 milhões. Um marco para quem viveu o século XX no Brasil. Em 2025, com o campo de Libra, as exportações alcançarão 500 mil bpd. A sina de importador será extirpada. Todavia, a preço tão vil, tornar-se exportador líquido de óleo exige atenção quanto à gestão da riqueza por vir.

O desafio de gerir a riqueza do petróleo Luís Eduardo Duque Dutra é economista e professor da Escola de Química da UFRJ.

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Não deve ser fácil dar destino à renda gerada e a razão é sua natureza extraordinária. É um desafio que Venezuela, Iraque, Líbia, Sudão e Nigéria não venceram. Para os brasileiros, é parecido: após tantos ciclos

Foto: Agência Petrobras

extrativos, a promessa de fortuna nunca se realizou. Não faltaram oportunidades, nem recursos naturais. A riqueza expropriada passava nas mãos de poucos proprietários e longe dos demais habitantes. Foi a tragédia colonial. Nem sempre é assim. É possível fazer diferente. Catar, Kuwait, Brunei, Noruega, Emirados Árabes Unidos e Arábia Saudita são exportadores de petróleo e gás, estão entre os dez países mais ricos por habitante e controlam os maiores fundos do planeta. O objetivo foi assegurar que as rendas petrolíferas financiassem o futuro ao invés de pagar o gasto presente que, além de perdulário, é inflacionário. Reconhecer o mal, ou a doença, estabelecer o diagnóstico e, em função dele, prescrever o remédio é uma analogia útil desde os tempos da fisiocracia. Trata-se do “paradoxo da abundância”. Pau-brasil, ouro, açúcar, borracha, café, ferro... só falta óleo cru. Se pensarmos como os fundos foram tratados, a elite brasileira pouco aprendeu. A “maldição dos recursos naturais” é conhecida. O privilégio de detê-los não se transforma em benefício social. No máximo, proporciona um surto de enriquecimento, desfeito em poucas décadas. Mais grave: a riqueza súbita e temporária esteve associada, primeiro, à escravidão e, em seguida, à República fraca, à falta de democracia, à corrupção e às guerras civis. Não é um acaso, repetiu-se em toda a América Latina. A dependência em relação a um só recurso é péssima. Volumes e preços variam ao longo dos anos.

A concorrência internacional é intensa e deturpada pelos mais ricos. Os ciclos são pronunciados e a volatilidade de preço é acentuada por especuladores e pelo alto custo dos produtores marginais. Por fim, a “financeirização” tomou conta da economia e são imensos os riscos à estabilidade. Quando se trata de petróleo, a renda extraordinária, a depleção das reservas e a estrutura do mercado, dominada pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), elevam os riscos de uma “doença holandesa”. A entrada de divisas gera transtornos cambiais e monetários, que acabam em estagflação. É o pior da estagnação que, combinada à inflação, destrói a indústria local. Reverter a maldição é condição para não desperdiçar o pré-sal.

A consolidação dos fundos soberanos no século XXI A renda petrolífera, bem aplicada, pode financiar o futuro e as primeiras iniciativas ocorreram no século XIX. Os fundos surgiram para bancar a aposentadoria dos professores nos estados norte-americanos ricos em óleo e outros minerais. O mecanismo se multiplicou e, hoje, estão representados pelos fundos soberanos. Podem ser entendidos como uma poupança coletiva (dos cidadãos) administrada pelo governo. De fato, são os instrumentos de mobilização do capital, concebidos por alguns Estados para terem um alcance global. Os ataques às moedas nacionais, durante a década de 1990, a crise da dívida asiática, em 1997, a russa, em 1998, e a das ações “ponto-com”, em 2001, levaram à TN Petróleo 105

fundo soberano

busca por meios para enfrentar os abalos financeiros. Havia interesse em amortecer seus efeitos e garantir o retorno no longo prazo. Entre 2001 e 2009, as reservas cambiais quadruplicaram. Oito décimos tiveram destino outro que os países pertencentes a Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). Na virada do milênio, como poucas vezes, algumas mudanças beneficiavam a periferia. O crescimento refletia uma circulação ampliada da riqueza e China, Cingapura, Noruega e Arábia Saudita, por exemplo, assumiram posição de destaque. Assim, em meio ao desequilíbrio nas trocas internacionais, os fundos se tornaram o mecanismo pelo qual alguns países, antes marginais, transmutaram-se em investidores globais. Os alvos foram ativos localizados em nações centrais; numa inversão da posição dos tempos coloniais. A emergência dos fundos foi recebida com cautela. Dispunham de poder de barganha e o foco não era o curto prazo. Refletiam a nova geopolítica e uma estrutura de propriedade distinta. Diante da crise de 2008, a China Investment Corporation, a Temasek de Cingapura, o Abu Dhabi Investment Council, e outros, promoveram a liquidez em tempo de turbulências. Impediram o colapso, até que os bancos centrais assumissem o papel de última instância. Passada a tormenta, os benefícios ficaram evidentes. O único membro da OCDE a sustentar um superávit fiscal foi o Chile, graças a seus dois fundos. Pelo lado das antigas potências nada mais simbólico do que a Espanha. Quarenta bilhões de libras foram alocados no país e, hoje, o Norway’s Governement Pension Fund possui ações de 77 empresas locais. O novo capitalismo de Estado pode ser visto em culturas e geografias tão distintas como a China, a Arábia Saudita e a Noruega. No atual estágio de concentração financeira, é notável a consolidação dos fundos em nações periféricas que souberam aproveitar a bonança do ciclo de matérias-primas. O reconhecimento está expresso pelo FMI nos “Princípios de Santiago”. A transparência atende aos interesses de todos (capitalistas, trabalhadores, políticos e terceiros interessados) e pretende evitar os desvios de conduta e a gestão temerária. Contudo, não retira duas marcas: o controle estatal e a diversidade de objetivos. A Noruega está preocupada com o bem-estar social, a Austrália, com a previdência, e a China, com o poder de compra intergeracional.

A “financeirização” da receita petrolífera Em meio à crise de 2008, o Brasil formatou seu fundo. O objetivo era proteger-se contra o ingresso de divisas e financiar ativos estratégicos. O recurso 64

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veio do superávit fiscal; cerca de 0,5% do PIB naquele ano. Os regulamentos estão em conformidade com os “Princípios de Santiago”. Seu desempenho, no entanto, não: em sete anos, rendeu menos que a TJLP! Pior, somente o fundo social, criado em 2010 e não regulamentado. A despeito da retração, da queda da arrecadação e do preço do óleo, eles teriam serventia. É verdade que as finanças privadas são quase ilimitadas, ao contrário da pública. Comparado ao capital, o Estado se cerca de precaução quanto ao uso da receita por vir. Os impostos financiam a oferta de bens públicos e só isso. A vinculação deve ser parafiscal e exige uma contribuição. Os cânones das finanças públicas são claros: a vinculação fiscal é exceção. É também verdade que as crises e a produção de O&G impuseram maior flexibilidade. Isto ocorreu na antecipação dos royalties e participações especiais; imposições suis generis que recaem sobre os hidrocarbonetos. Realizada pelos governos estaduais, a operação se tornou comum nos últimos 15 anos no Brasil. Não foi diferente na indústria, na década de 1980, quando a baixa dos preços e os custos exigiram novos mecanismos para bancar as plataformas no Mar do Norte. Surgiu, então, o financiamento estruturado em torno de sociedades de propósito específico. O fluxo de caixa futuro é a garantia. A União disporá de parte do campo de Libra, do excedente da cessão onerosa e dos demais campos objetos de individualização. Os contratos são de partilha e a receita não se compara aos ingressos fiscais e parafiscais, nem às participações governamentais. É um ativo e serve como garantia. Seriam emitidos títulos, Notas do Tesouro, lastreados pelo O&G da União, que seriam subscritos pelos bancos. Trata-se de uma cessão definitiva de direito. É uma transação à vista e o objeto um bem incorpóreo – a futura receita. Embora pareça, não é uma operação de crédito. As vantagens são o adiantamento do fluxo de caixa, a capitalização de um fundo específico, liberando recursos para outros fins e, por último, sem estar sujeito à lei de Responsabilidade Fiscal. A razão: não há dívida. A alternativa não é exequível no curto prazo devido ao juro alto e à certificação das reservas em curso. No primeiro caso, a queda terá início até o final de 2016 e, quanto ao segundo, ela também ocorrerá até lá. Abre-se uma oportunidade única. Será possível adiantar a receita a um custo relativamente baixo, alongar a dívida e diversificar os títulos. A perda do grau de investimento seria compensada e os fundos capitalizados. Todavia, o desenho de um papel lastreado no O&G da União, assim como a redefinição dos dois fundos, demanda tempo e ciência. A tarefa é urgente.

feiras e congressos

2016 Março

Abril

Maio

3 a 5 - Índia Iptex – International Power Transmission Expo 2016 Local: Mumbai, Índia Tel.: +91 80 25357028 Email: info@virgo-comm.com www.iptexpo.com

5 a 6 - EUA MCE Deepwater Development 2016 Local: Houston, TX Tel.: 713-520-4470 Email: energyevents@gulfpub.com goo.gl/SLgzXn

2 a 5 - Eua OTC – Offshore Technology Conference Local: Houston, TX Tel.: +1.972.952.9494 Email: meetings@otcnet.org 2016.otcnet.org

8 a 10 - Barém GEO 2016 Local: Manama, Barém Tel.: +44 207 840 2136 Email: aridgway@oesallworld.com http://geo2016.com/

5 a 7 - França MCE Deepwater Development 2016 Local: Pau, França Tel.: +1 281 491 5900 Email: bo.howard@questoffshore.com http://mcedd.com/

9 a 11 - Brasil Argus Rio Oil Conference Local: Rio de Janeiro Tel.: +55 21 2548 0817 Email: brasil@argusmedia.com http://goo.gl/Yzn0Ku

22 a 24 - EUA Subsea Tieback Forum 2016 Local: San Antonio, TX Tel.: +1 918 832 9245 Email: lgasaway@pennwell.com www.subseatiebackforum.com/

18 a 20 - Canadá ShaleTech 2016 Local: Calgary, Alberta Tel.: +1 (403) 984-5440 Email: sarahcampbell@dmgevents.com shaletechcanada.com

10 a 11 - Egito Eastern Mediterranean Gas Conference Local: Cairo, Egito Tel.: +1 (713) 520-4475 Email: Melissa.Smith@GulfPub.com http://goo.gl/HPOunV

Para divulgação de cursos e/ou eventos, entre em contato com a redação. Tel.: 21 2224-1349 ou webmaster-tn@tnpetroleo.com.br

Todos bem na foto! Para relembrar bons momentos dos grandes eventos do setor, acesse a nossa galeria de fotos no Flickr. Afinal de contas, recordar é viver!

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fino gosto

Amaury Temporal por Orlando Santos

um homem de todos os tempos Homem público de extraordinária sensibilidade, o empresário Amaury Temporal, falecido ano passado, em Paris, conseguia, como poucos, aliar seu permanente interesse a respeito das coisas do nosso país, especialmente na área de comércio internacional, a um apurado ‘faro’ gastronômico, traduzido um especial pelo profundo conhecimento dos vinhos e da comida francesa. Qualidades marcantes que eram reconhecidas por muitos colegas da Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), assim como da Associação Comercial do Rio de Janeiro (ACRJ) e da Confederação das Associações Comerciais do Brasil, entidades que presidiu com muita competência. 66

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Amigos de longa data dão o testemunho da trajetória de Amaury à frente dessas instituições. O amigo de mais de 40 anos e também ex-presidente da ACRJ, Antenor Barros Leal, frisa que foi Amaury quem iniciou o processo de modernização da sede da entidade, quando a presidiu, entre 1989 e 1993. O atual presidente da ACRJ, Paulo Protasio, garante que, se todas as propostas feitas por Temporal fossem realizadas e incorporadas pelo governo, o Brasil seria outro. “Se visitarmos os textos de 20, 30 ou 40 anos produzidos por ele, ou o noticiário ao longo desse período, veremos que as reivindicações e propostas continuam válidas e à espera de que as executem. Portanto, acredito que Amaury é um homem de todos os tempos”, afiança. Apontado como uma pessoa que teve a vida profissional focada no comércio exterior, ele foi responsável pelo processo de internacionalização da Firjan. Quando faleceu era diretor do Centro Internacional de Negócios da Firjan, cargo que ocupava

Como um rei na França 160 páginas, 14 x 21 cm, Editora Record

há mais de 20 anos, desde que a unidade foi criada. Dias antes de seu falecimento, tornara-se membro do Conselho de Eméritos do Sistema Firjan. Durante a vida, acumulou diversas condecorações, não apenas no Brasil, mas também na França, Reino Unido, Portugal e Japão. Gastronomia – Apaixonado por gastronomia, foi um dos membros fundadores e ativo participante da Confraria dos Gastrônomo, espécie de clube que teve como sócio mais ilustre seu fundador, o filólogo Antonio Houaiss, além do diplomata Gilberto Chateaubriand, o padre Leme Lopes, entre tantos outros. A confraria foi um marco importante, sendo instituição pioneira na divulgação da gastronomia, brasileira e de outros países. O centenário restaurante Rio Minho, na rua do Ouvidor, até hoje exibe em seu cardápio um prato feito à maneira e gosto de Houaiss. Por gostar tanto de exaltar as coisas da França, Tem-

Bom tempo na França 266 páginas, 16 x 23 cm Editora Record

poral escreveu três livros sobre o assunto: De vinhos e rosas, Bom tempo na França e Como um rei na França, de 1992, 2004 e 2011, respectivamente, em que narra suas experiências nos restaurantes e cidades francesas, sempre ao lado de sua mulher Maggy, em busca dos bons vinhos e da gastronomia típica de cada região.

De vinhos e rosas

325 páginas, 16,5 x 24 cm Editora Civilização Brasileira

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coffee break

Frida Khalo as cores e a alma do México

Frida Kahlo: Conexão entre mulheres surrealistas no México Entrada franca. As senhas podem ser retiradas no site frida.ingresse. com, e estarão disponíveis, também, na recepção da CAIXA Cultural. Local: Caixa Cultural Rio de Janeiro – Galerias 1, 2 e 3 Av. Almirante Barroso, 25 – Centro (Metrô: Estação Carioca) Tel.: (21) 3980-3815 Visitação: de 30 de janeiro a 27 de março de 2016 Horário: de terça-feira a domingo, das 10h às 21h Acesso para pessoas com deficiência 68

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Para o carioca e outros brasileiros que residem no Rio, assim como para os turistas em visita à cidade, o ano começa com um presente especial: a exposição de uma das mais conhecidas artistas do século XX, a mexicana Frida Kahlo, na Caixa Cultural. por Orlando Santos

Fotos: Divulgação

Iniciada em fins de janeiro, a mostra se estenderá até 27 de março e traz, ainda, as cores e a força de outras artistas que nasceram ou residiram no México. São mais de cem trabalhos, agrupados nas três galerias do espaço cultural. A exposição de Frida e de suas contemporâneas enriquece de forma significativa o patrimônio cultural do Rio, um mês depois de a cidade ganhar outro grande presente: o Museu do Amanhã. Para um país em crise, não deixa de ser um grande alento ter estes dois espaços, e suas coleções e exposições, separados apenas por uma avenida. Com o título de Frida Kahlo: Conexão entre mulheres surrealistas no México, a exposição apresenta 20 óleos sobre tela e dez obras em papel, entre desenhos, colagens e litografias, da artista, ao lado do trabalho de mulheres nascidas ou radicadas no México, como Maria Izquierdo, Remedios Varo, Leonora Carrington, Rosa Rolanda, Lola Álvarez Bravo, Lucienne Bloch, Alice Rahon, Kati Horna, Bridget Tichenor, Jaqueline Lamba, Bona de Mandiargues, Cordélia Urueta, Olga Costa e Sylvia Fein. Idealizada e coordenada pelo Instituto Tomie Ohtake, de São Paulo, com o patrocínio da CAIXA e do Governo Federal, a exposição tem o apoio da Secretaria de Relaciones Exteriores de México (SER), Embaixada do México no Brasil, Instituto Nacional de Belas Artes (Inba), Consejo Nacional para la Cultura y las Artes (Conaculta) e Conselho de Promoção Turística do México (CPTM). Com curadoria da pesquisadora Teresa Arcq, o visitante terá a oportunidade de apreciar um amplo panorama do pensamento plástico de Frida Kahlo, e de ver que: “Além de pintora, ela já se pronunciava como feminista. Era uma mulher muito livre, que vivia de acordo com seus próprios princípios. E isso foi o que a transformou em uma figura muito atrativa para diversos movimentos, que começaram a difundir seu trabalho a partir dos anos 70 e 80”, afirma Teresa. Mirian Belchior, presidente da CAIXA, afirma ser o evento um marco para a política de marketing cultural do banco. “Trazer Frida Kahlo para nossas unidades alinha-se ao objetivo de entrar na rota das grandes exposições do Brasil e poder proporcionar ao público de nosso país o contato com artistas renomados internacionalmente”, destaca. Segundo ela, nos últimos quatro anos, a Caixa Econômica Federal investiu mais de R$ 298 milhões em cultura, sendo que, apenas em 2015, foram cerca de R$ 85 milhões. Frida no Louvre – Nascida Magdalena Carmen Frida Kahlo y Calderón, a artista teve uma vida de superação

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coffee break

e sofrimento, como se vê em sua obra, sentimentos que forjaram uma das mais conhecidas pintoras do século XX. Marcou sua trajetória pessoal e artística, segundo seus biógrafos, conhecer André Breton, escritor, poeta e famoso teórico do surrealismo. Breton se encanta pela obra de Frida e lhe apresenta Julian Levy. Colecionador e dono de uma galeria em Nova York, Levy foi responsável por organizar a primeira exposição individual de Frida, realizada em 1939. Depois dessa bem-sucedida mostra – sucesso absoluto –, Frida logo partiu para Paris, onde conheceu grandes nomes, como Pablo Picasso, Kandinsky, Marcel Duchamp, Paul Eluard e Max Ernst, e foi a primeira pintora mexicana a ter um de seus quadros expostos no Museu do Louvre. Ironicamente, foi apenas em 1953, um ano antes de sua morte, que ela conseguiu realizar uma exposição de suas obras na Cidade do México. Contudo, a maior influência na sua arte veio, sem dúvida, do muralista Diego Rivera, com quem se casou pela primeira vez quando tinha apenas 22 anos. A partir de um conturbado relacionamento mas que durou toda a vida (casou-se com ele duas vezes), passou a reafirmar a identidade nacional mexicana, adotando com frequência temas do folclore e da arte popular de seu país. O resumo de sua obra, agora apresentada ao público no Rio, chega à cidade depois de ser vista por mais de 600 mil pessoas no Instituto Tomie Othake, em São Paulo. O visitante verá – além de filmes – esculturas, fotografias, vestimentas, catálogos, revistas de arte editadas pelas amigas de Frida. Um momento imperdível de bom gosto e sensibilidade. Mostra de filmes – Como parte da exposição, a Galeria 1, no térreo, foi transformada em espaço de exibição de filmes sobre várias das artistas e da própria Frida Kahlo. Embora não sendo necessário resgatar senhas para assisti-los, as sessões estão sujeitas à lotação. A programação, gratuita, se repetirá nos mesmos horários, ao longo da temporada, com os seguintes títulos: 10h30 Alice Rahon (2012), 64’, de Dominique e Julien Ferrandou 12h00 Rara Avis – Bridget Tichenor (1985), 21’, de Tufic Makhlouf 12h30 Jacqueline Lamba (2005), 120’, de Fabrice Maze 15h00 The life and times of Frida Kahlo (2005), 90’, de Amy Stechler 17h00 Leonora Carrington (2011), 107’, de Dominique e Julien Ferrandou 19h00 Remedios Varo (2013), 64’, de Tufic Makhlouf 70

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José Goldemberg é professor Emérito da USP, ex-ministro de Ciência e Tecnologia do Governo Federal e

presidente da Fapesp (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo)

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Foto: Cecilia Bastos/Jornal da USP

o papel da pesquisa e inovação Energia:

A indústria de petróleo e gás representa hoje 70% da energia consumida no mundo. Essas fontes de energia dominaram o século XX, substituindo o carvão mineral e a biomassa.

as o século XXI apresenta novos desafios para a indústria do petróleo, dentre os quais, estão desde 1973, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (OPEP) que vinha mantendo – afora pequenas variações – elevado o preço do petróleo, que atingiu 140 dólares por barril. Este preço levou as grandes petrolíferas a explorar petróleo em áreas antes consideradas problemáticas, como o Ártico ou em grande profundidade nos oceanos, como o pré-sal nas profundezas da costa marítima brasileira. Isto ocorreu para compensar o esgotamento progressivo dos poços de petróleo mais antigos como os do Mar do Norte na Europa. Outro desafio é a evolução do consumo de petróleo que deixou de crescer nos Estados Unidos e nos demais países industrializados nos últimos anos. A queda foi de cerca de 10% nos últimos dez anos. O consumo continuou, contudo, a crescer nos países em desenvolvimento – principalmente na China – não tão rapidamente como no passado. • A emergência de novos produtores de petróleo e gás, principalmente nos Estados Unidos, que importava quase 10 milhões de barris de petróleo por dia e que, graças à produção dos depósitos de shale oil/gas, se tornou praticamente autossuficiente. Petróleo e gás são um ingrediente essencial para a geração de riqueza e desenvolvimento, sobretudo na área de transportes, mas o que ocorreu nos países industrializados é que grande parte da população já atingiu um nível de vida elevado e a necessidade de aumentar o consumo diminuiu. Hoje, nos Estados Unidos, existem cerca de 240 milhões de automóveis para uma população de 320 milhões de pessoas, ou seja, quase um automóvel por habitante. Além disso os automóveis estão se tornando mais eficientes e

consomem menos gasolina. Automóveis elétricos contribuem também para reduzir a demanda por gasolina. A combinação de um aumento de produção de petróleo com a redução de consumo nos países industrializados levou a uma situação de abundância de oferta que a Opep não conseguiu controlar e que levou à queda dramática no preço do barril que se situa hoje abaixo de 30 dólares. Quem poderia se beneficiar desta situação seriam os países importadores de petróleo como a China e a Índia, mas o crescimento econômico destes países não é mais suficiente para absorver o excedente de petróleo existente no mundo. Os demais países em desenvolvimento, sobretudo na África, poderiam aumentar seu consumo mas esta possibilidade é remota porque há muitos outros obstáculos políticos e institucionais que impedem que isto aconteça. Mais ainda: um aumento significativo do consumo de petróleo e gás levará a um aumento das emissões de gases de “efeito estufa” resultantes da combustão dos derivados do petróleo (gasolina, óleo diesel e óleo combustível) e metano que escapa das tubulações dos campos de produção de petróleo e gás. Com o Acordo de Paris adotado pelos países signatários da 21° Conferência do Clima (COP 21), este aumento de emissões vai sofrer limitações a partir de 2020. É esta combinação de fatores que indica que não haverá grande aumento do consumo de hidrocarbonetos no futuro, mesmo com os preços baixos. Poder-se-ia pensar que petróleo barato encorajaria seu uso para produção de eletricidade. É pouco provável que isto ocorra, já que o carvão é o principal combustível usado para a geração de eletricidade (mais de 40%, seguido por gás – cerca de 20%, hidroeletricidade e nuclear). Converter as usinas termoTN Petróleo 105

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elétricas para uso de carvão é possível, mas exigirá pesados investimentos. Isso significa que inovações tecnológicas abrirão caminho para a produção das novas fontes de energia. Os países em desenvolvimento terão aqui uma oportunidade única porque se situam em geral em áreas temperadas do globo onde existem terra, água e radiação solar em abundância. O que é desejável é que o crescimento do consumo de energia nos países em desenvolvimento ocorra a partir de fontes renováveis menos poluentes que evitarão no futuro os problemas de poluição urbana e regional que a China, México e outros países enfrentam hoje. As principais fontes renováveis de energias disponíveis para a produção de eletricidade são: • Energia eólica e • Energia fotovoltaica – cujo uso em grande escala só poderá ser feito com a utilização de reservatórios hidroelétricos, uma vez que são intermitentes ou bancos de baterias. Biomassa é uma forma de energia solar como energia eólica e fotovoltaica com a vantagem que ela é não apenas uma fonte de energia que se origina do sol via fotossíntese, mas também armazena a energia. Mais pesquisas são necessárias para reduzir o custo e aumentar a capacidade de armazenamento

destas fontes. Quando isto ocorrer, automóveis elétricos se transformarão em uma alternativa viável para os atuais veículos que usam derivados de petróleo (gasolina e óleo diesel) e gás. Outra área de desenvolvimento importante é o uso de biomassa para a produção de biocombustíveis, na qual os Estudos Unidos e o Brasil são os líderes. A consequência será o abandono gradativo da exploração de óleo e gás nas áreas mais problemáticas, o que já está ocorrendo com o adiamento de cerca de 400 bilhões de dólares de investimento pelas grandes empresas petrolíferas. É muito provável também que estas tendências afetem a exploração do pré-sal no Brasil apesar dos excelentes avanços que foram conseguidos. O mesmo se aplica para o “fraturamento hidráulico” para extrair petróleo e gás das formações geológicas (folhelho ou xisto) que se desenvolveu muito nos Estados Unidos, nas regiões onde a fiscalização ambiental é menos rigorosa. A atual “crise do petróleo” resultante da queda dos preços é na realidade uma crise dos grandes exportadores de petróleo como a Arábia Saudita, Rússia e Venezuela. Ela abre, contudo, novas oportunidades para orientar setores energéticos numa direção mais sadia da que ocorreu no século XX.

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