I – NOTÍCIAS
1-DIRETOR DE ENGENHARIA DEFINE NOVOS PADRÕES PARA APROVAÇÃO DE PLEITOS NAS OBRAS DA PETROBRÁS
Petrobrás parece ter começado o ano com uma filosofia diferente e mais ágil no que se refere aos pagamentos dos pleitos represados durante o ano de 2013.
Nesta quinta-feira (30), o Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais, José Antônio de Figueiredo, dirigiu uma carta à algumas empresas tratando diretamente sobre os novos procedimentos.
1. Introdução
1.1 – Durante a execução dos serviços, as partes contratantes poderão propor eventuais modificações de projeto, desde que comprovadamente imprescindíveis à consecução do objeto contratual.
2. Definições
Área de Negócio (AN) – Área de Contato responsável pelas atividades-fim da Companhia.
Modificação de Projeto – Adições, exclusões ou outras revisões de escopo, prazo, custo. São decorrentes de introdução de melhorias no Projeto de Investimento, falhas na definição ou detalhamento do escopo, mudanças de cenários, entre outros fatores não previstos. Serão tratados como SMP: PAC (Pedido de Alteração Contratual), RM (Requisição de Mudança), SAE (Solicitação de Alteração de Escopo), SSA (Solicitação de Serviços Adicionais), entre outros.
Projeto de Investimento – Qualquer aplicação de recursos, associada aos objetivos estratégicos, destinada a criar valor futuro para os acionistas, seja ele tangível ou intangível. Consiste num esforço de caráter temporário, ou seja, com início e fim previamente definidos, que tem como objetivo criar produtos ou serviços que não tenham sido realizados antes sob as mesmas condições. Requer a alocação de recursos humanos, materiais e financeiros para viabilizar sua execução.
Solicitação de Modificação de Projeto (SMP) – Processo padronizado, que identifica e descreve a modificação solicitada e é a base formal documentada do processo de gestão de uma mudança.
3. Controle Integrado da SMP
3.1 – Através da sistematização das Solicitações de Modificação de Projeto (SMP), busca-se assegurar que haja a avaliação dos impactos de mudanças nos Projetos de Investimento, a concordância das partes afetadas e a aprovação pela autoridade competente previamente à sua implementação.
3.2 – Através do processo de Controle Integrado da SMP, a Petrobras busca garantir que as necessidades de modificações sejam identificadas, registradas, avaliadas quanto aos seus impactos, submetidas à aprovação, implementadas em caso de aprovação – e encerradas.
3.3 – O processo de Controle Integrado da SMP contempla as etapas abaixo:
As SMPs que partirem da Contratada ou da UIE, referentes a Projetos de Investimento acima de US$ 300MM, deverão passar obrigatoriamente por uma etapa pré-avaliação antes de seguir o fluxo descrito acima.
3.3.1 – Pré-Avaliação
Essa etapa somente será aplicável para SMPs relacionadas a contratos referentes a Projetos de Investimento superiores a US$ 300MM e solicitadas pela Contratada ou pela UIE.
Nos casos em que a SMP for iniciada pela Contratada, esta deverá confirmar com a UIE responsável se o contrato se enquadra nas condições acima.
Uma vez identificada a necessidade de mudança, a empresa contratada enviará ao Diretor da ETM carta contendo o “Formulário de Solicitação de Modificação de Projeto” (Adendo), com as informações técnicas necessárias à apreciação da mudança. Esta carta deverá ser apresentada no Protocolo Geral da Petrobras e deverá ter como assunto: “SMP – Título da Modificação Solicitada”.
O Diretor da ETM fará uma avaliação prévia e, estando de acordo, a SMP prosseguirá para análise das gerências relacionadas ao contrato que deliberarão pelo o prosseguimento ou não da solicitação. Caso não seja dada continuidade à SMP, a Contratada será comunicada.
Se for decidido pelo prosseguimento da SMP, a Área de Negócio será comunicada, encerrando a etapa de pré-avaliação. Dessa forma, a SMP percorrerá as etapas de identificação e registro, avaliação, decisão, implementação e encerramento, descritas a seguir.
3.3.2 – Identificação e Registro
Uma vez identificada a necessidade da modificação de projeto por qualquer das partes (conforme itens 5.1 e 6.1 abaixo), a Petrobras fará o registro interno da SMP.
3.3.3 – Avaliação
A Área de Negócio (Abastecimento, Gás & Energia, e E&P), subsidiada pela UIE, analisará a relevância e o mérito da SMP identificada, avaliando os seguintes impactos: custo, prazo, riscos, SMES, tributário, e outros.
3.3.4 - Decisão
A autoridade competente para aprovação da SMP irá considerar a avaliação realizada, decidindo pelo seu prosseguimento ou cancelamento.
A aprovação da SMP irá considerar a estimativa de custos elaborada pela Petrobras e respeitará os Limites de Competência internos da Petrobras.
A SMP somente poderá ser implementada após a aprovação da autoridade competente.
A comunicação da aprovação da SMP será realizada, conforme detalhamento do item 4.
3.3.5 - Implementação
Uma vez aprovada, a UIE adotará as devidas providências para a implementação da SMP, incorporando-a ao escopo e ao planejamento dos trabalhos em andamento.
3.3.6 – Encerramento
Independentemente da aprovação ou reprovação da SMP, a Petrobras efetivará o seu encerramento.
4. Comunicação
4.1 - Após aprovação da SMP, o signatário do contrato deverá emitir, para a Contratada, o documento “Comunicação para Modificação de Projeto”, garantindo que as modificações atendem às exigências do PG-0V4-00149 (Diretrizes para Solicitação de Modificação de Projeto).
4.2 - A entrega do documento à Contratada deverá ser feita formalmente pela Gerência do Contrato, através de carta ou Ata de Reunião. Nesta oportunidade, a Gerência do Contrato deve informar à Contratada sobre a possibilidade de encaminhamento da “Proposta Comercial de Alteração de Escopo”.
4.3 - A Contratada deve encaminhar a “Proposta Comercial de Alteração de Escopo”, contendo a proposta comercial, ao Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais (DETM) da Petrobras, com cópia para o Diretor de .......... (indicar o Diretor da Área de Negócio relacionada e a respectiva sigla), conforme indicado nos itens 5 e 6 abaixo.
4.4 - No caso de reprovação da SMP, a Petrobras comunicará a decisão à Contratada.
5. Alterações solicitadas pela Petrobras
5.1 – Tão logo seja constatada pela Petrobras a necessidade de proceder qualquer modificação nos serviços e/ou fornecimento do escopo contratual, e após cumprimento do disposto nos itens 3 e 4, a Petrobras deverá solicitar à Contratada, expondo as razões da modificação, que a mesma apresente, em um prazo a ser estipulado entre as partes, uma “Proposta Comercial de Alteração de Escopo”, contemplando, no mínimo, os seguintes dados:
a) detalhamento da alteração solicitada;
b) prazos para realização da alteração e suas implicações ou risco de impacto no prazo final do projeto;
c) efeitos sobre as garantias de funcionamento (se houver);
d) efeitos sobre quaisquer outras disposições contratuais (se houver).
e) preços;
5.1.1 – A “Proposta Comercial de Alteração de Escopo” também deve vir acompanhada das seguintes informações:
a) número e objeto do Contrato;
b) gerência responsável pelo Contrato na Petrobras;
c) documentação comprobatória
d) histórico de aditivos e transações extrajudicias já firmados e/ou em negociação;
e) anexos: “Comunicação para Modificação de Projeto” e “Resumo dos Pleitos”, entregues pela Petrobras;
5.2 - Esta “Proposta Comercial de Alteração de Escopo” deverá ser encaminhada pela Contratada por carta diretamente ao Diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais (DETM) da Petrobras, com cópia para o Diretor de .......... (indicar o Diretor da Área de Negócio relacionada e a respectiva sigla), contendo os anexos “Resumo do Pleito” e “Comunicação para Modificação de Projeto”, além dos documentos necessários para o completo entendimento da solicitação.
5.2.1 – A carta acima mencionada contendo a proposta comercial e anexos deverá ser apresentada no Protocolo Geral da Petrobras e deverá ter como assunto “Proposta Comercial de Alteração de Escopo - SMP XXX (informar o identificador da SMP constante na “Comunicação para Modificação de Projeto”)”.
5.3 – O preço estimado para as eventuais alterações deverá ser calculado com base nos preços contratuais vigentes, caso existentes, ou no Demonstrativo de Formação de Preços (DFP), devendo, entretanto, ser considerado o preço praticado no mercado sempre que se mostrar mais vantajoso para a Petrobras após a realização de uma análise comparativa.
5.3.1 – Nos casos em que não seja possível calcular o preço estimado da alteração com base nos preços contratuais vigentes, a Petrobras deve proceder à elaboração de uma estimativa de preços antes de receber os preços da Contratada, sendo indispensável a sua comparação com os preços praticados no mercado.
5.4 – A Proposta de Alteração apresentada pela Contratada será analisada pela Petrobras, que poderá solicitar os esclarecimentos que se fizerem necessários ao perfeito entendimento dos serviços a serem modificados.
6. Alterações solicitadas pela Contratada
6.1 – Caso a Contratada verifique no decorrer da execução dos serviços a necessidade de alguma modificação de projeto, deve observar o descrito no item 3.3.1.
6.2 – A solicitação de modificação de projeto, que deverá contemplar a justificativa da necessidade, o detalhamento da mudança pretendida e os impactos no planejamento contratual, será analisada pela Petrobras, observado o disposto nos itens 3 e 4 deste Anexo.
6.3 – Aprovada a SMP, a Petrobras deverá solicitar à Contratada, em um prazo a ser estipulado entre as partes, uma “Proposta Comercial de Alteração de Escopo”, contemplando, no mínimo, as informações constantes nos itens 5.1 e 5.1.1 acima.
6.4 – O encaminhamento e detalhamento da proposta deverá seguir o disposto nos itens 5.2, 5.3 e 5.4 e subitens.
7. Dispositivos Gerais
7.1 – Na hipótese em que a alteração impactar os prazos contratuais vigentes, a proposta deverá contemplar os novos prazos e custos decorrentes.
7.2 – Uma vez decidido pela implementação da alteração de escopo, deverão ser procedidos os enquadramentos inerentes à celebração do respectivo negócio jurídico.
7.3 – A formalização do instrumento jurídico, subsidiado pelos termos constantes na documentação aqui mencionada, deverá se dar antes da execução das modificações, sendo o pagamento dos respectivos serviços efetuado somente após assinatura do referido instrumento.
2- China precisa investir mais em minério de ferro no exterior--comissão
A China, o maior consumidor de minério de ferro do mundo, precisa investir mais em projetos estrangeiros de mineração para melhorar seu poder de determinação de preços, disse a maior autoridade de planejamento econômico do país nesta segunda-feira.
Em uma análise publicada em seu website (www.ndrc.gov.cn), a Comissão Nacional de Desenvolvimento e Reforma da China disse que as importações de minério de ferro continuarão a subir e que o país permanecerá dependente de importações. O órgão disse também que a "monopolização" dos recursos globais de minério de ferro devem continuar.
A China vem tentando há muito tempo diversificar suas fontes de fornecimento e aliviar sua dependência dos maiores produtores na Austrália e no Brasil, que incluem a Rio Tinto, a BHP Billiton e a Vale.
O país importou 819 milhões de toneladas de minério de ferro no ano passado, um aumento de 10,2 por cento sobre 2012, com a Austrália e o Brasil fornecendo juntos quase 70 por cento do total. A China tem acusado as grandes mineradoras estrangeiras de usarem seu status de "monopólio" para aumentar os preços, pressionando assim as margens do setor de aço.
A comissão disse que mais investimentos por empresas chinesas no setor de minério de ferro no exterior vai melhorar o equilíbrio entre preços de minério de ferro e aço e "formará um novo modelo de cooperação entre exploração e distribuição".
O documento recomendou a criação de um fundo de investimento para apoiar empresas locais no desenvolvimento de projetos de mineração no exterior, e na construção de usinas siderúrgicas e outros projetos de indústria pesada fora da China para reduzir o uso doméstico de minério de ferro.
Fonte: Reuters(Por David Stanway)
3- OGX terá que devolver oito blocos nas bacias de Campos e Santos
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) confirmou que a Óleo e Gás Participações (ex-OGX), petroleira de Eike Batista, terá de devolver oito blocos de exploração e produção de petróleo e gás natural nas Bacias de Campos e Santos.
Conforme adiantou o 'Valor” , a devolução seria a consequência do não cumprimento de ítens contratuais por parte da OGX.
A petroleira pediu à ANP que prorrogasse os prazos dos Planos de Avaliação de Descobertas (PADs) de áreas contidas nesses oito blocos, o que foi negado pela diretoria colegiada da autarquia, em reunião realizada no dia 15.
Na decisão de 15 de janeiro, a autarquia indeferiu a prorrogação dos PADs das seguintes descobertas: Itacoatiara (BM-C-39), Viedma (BM-C-37, BM-C-38 e BM-C-41), Tulum (BM-C-37), Vesúvio (BM-C-38, BM-C-41, BM-C-42 e BM-C-43), na Bacia de Campos, além de Natal (BM-S-59) e Belém (BM-S-56), na Bacia de Santos.
Dessa forma, segundo a ANP, como todos os oito blocos encontram-se com seus prazos exploratórios encerrados, deverão ser devolvidos à União. “A decisão vale para todos os blocos mencionados, ainda que eventualmente os prazos máximos para execução dos Planos de Avaliação de Descoberta não estejam vencidos, devido à decisão do concessionário de não assumir compromissos contingentes relativos a estes PADs”, disse a ANP em nota.
O BM-C-41, na Bacia de Campos, é onde estão os campos Tubarão Areia, Tubarão Tigre e Tubarão Gato. Esses três campos chegaram a ser declarados comerciais em março do ano passado. No entanto, quatro meses depois, a empresa informou que não existia, naquele momento, tecnologia capaz de tornar economicamente viável o desenvolvimento del es. Na ocasião, a petroleira afirmou que iria submeter à ANP requerimento para suspender o desenvolvimento dos campos.
Não é a primeira vez que a ANP nega um pedido de extensão de prazo da OGX referente ao BM-C-41. Em setembro, a autarquia indeferiu pedidos formulados pela empresa de suspensão, por um prazo de até cinco anos, da fase de produção, e a postergação da entrega dos planos de desenvolvimento de Tubarão Tigre, Tubarão Areia e Tubarão Gato.
Na mesma decisão, a agência informou que caso o concessionário não apresentasse os planos de desenvolvimento, conforme determinado, deveria ser instaurado processo administrativo para a extinção do contrato por descumprimento do seu objeto.
Fonte: Valor Online
4- Litoral Norte ganha estaleiro
O Litoral Norte vai ganhar um estaleiro de US$ 20 milhões. O projeto é é chamado de Cambel BR, uma subsidiária do grupo espanhol Cambel Europa, que vai produzir blocos e embarcações de apoio às megaempresas do próprio setor naval, como o Estaleiro Atlântico Sul (EAS) e o Vard Promar, ambos em Suape. O Cambel está em fase inicial de implantação, no município de Itapissuma, nas mesmas instalações que há décadas pertenceram ao antigo estaleiro Navesul – que estava desativado há anos.
A equipe de espanhóis e brasileiros estava aguardando o momento de apresentar o projeto ao governo estadual, numa reunião marcada para hoje. O diretor do Cambel, Antônio Amaral, diz que a consultoria Policonsult foi contratada e já está trabalhando na certificação da capacidade de carga das instalações. A previsão do executivo é gerar 500 empregos até o fim deste ano.
Para isso, contudo, é preciso buscar articulação com a prefeitura de Itapissuma e com o Serviço Nacional de Aprendizagem Industrial (Senai), para capacitar e treinar a mão de obra.
“Vai ser uma grande oportunidade de o município se incluir nessa grande cadeia de desenvolvimento que é a cadeia naval”, comenta o prefeito de Itapissuma, Cláudio Xavier, o Cal Volia. “Já estamos buscando essa articulação com o Senai”, diz o prefeito.
Como a edificação do estaleiro já está pronta, explica Amaral, o Cambel planeja usar um método de construção diferente do Atlântico Sul, por exemplo, que usa pórticos sobre trilhos para construir navios e plataformas. No caso do Cambel, o pórtico será sobre pneus, o que permitirá que esse equipamento suspenda a peça produzida e, conforme a necessidade, a embarque em carreta ou embarcação de transporte.
Dessa forma, o marco inicial de produção pode ser acelerado para ocorrer até março, por exemplo. “Devemos começar com 150 funcionários. Por um lado, teremos equipe e equipamento para começar logo. Por outro, teremos uma expansão contínua pelos próximos 5 anos”, comenta o executivo.
Fonte: Jornal do Commercio
5- Petrobras: recorde de entrega de gás nacional ao mercado em 2013
Fonte: Agência Petrobras
A Petrobras bateu novo recorde de entrega de gás natural nacional ao mercado, em 2013, com a média anual de 44 milhões e 500 mil m³/d, 3,2% acima do resultado alcançado em 2012, que foi de 43 milhões e 100 mil m³/d. Bateu também novo recorde mensal, com a média de 47 milhões e 900 mil m³/d, em março de 2013.
Segundo o comunicado divulgado pela companhia, o expressivo crescimento da oferta de gás nacional observado nos últimos anos é fruto de uma série de investimentos realizados no desenvolvimento de projetos de produção de gás natural, alavancados pelo Plano de Antecipação da Produção de Gás (Plangas). Desde o início do programa, em 2008, diversos novos campos começaram a produzir, com destaque para os de gás não associado de Canapu e Camarupim, no Espírito Santo, e de Mexilhão, Uruguá e Tambaú, na Bacia de Santos. Ressalte-se também o início das operações da Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba e do Gasoduto Caraguatatuba-Taubaté, no estado de São Paulo.
Além do Plangas, outros fatores que contribuíram para os recordes foram o incremento da entrega de gás para geração termoelétrica na região Norte, a elevação da produção do campo de Lula, que produz gás associado no pré-sal da Bacia de Santos, e do Parque das Baleias, no Espírito Santo.
Ainda em 2013, a área de Exploração e Produção da Petrobras alcançou seu recorde anual de aproveitamento de gás, com a utilização de 92,6% do gás associado ao petróleo produzido nas condições de reservatório. Esse recorde é resultado da excelente performance da companhia em 2013, ano em que diversos recordes mensais de utilização de gás foram superados, sendo o último deles em setembro, quando a Petrobras atingiu 94,4% de aproveitamento do gás.
Esses resultados reforçam o êxito do Programa de Otimização do Aproveitamento de Gás Natural (POAG 2015), que tem permitido melhorar o desempenho das Unidades Operacionais das regiões Sul e Sudeste desde 2010, quando o programa teve início.
II – COMENTÁRIOS
1- Disparo no custo de grandes projetos atormenta petrolíferas
A Chevron Corp., Exxon Mobil Corp. e Royal Dutch Shell PLC gastaram mais de US$ 120 bilhões no ano passado para aumentar sua produção de petróleo e gás - praticamente o mesmo custo de enviar um homem à lua hoje.
Até agora, no entanto, as três gigantes do petróleo têm poucos resultados para mostrar. A produção de petróleo e gás caiu apesar dos investimentos de meio trilhão de dólares que as três fizeram nos últimos cinco anos.
Ontem, a Shell informou que seu lucro no quarto trimestre do ano passado despencou 71% ante o mesmo período de 2012, para US$ 2,2 bilhões. O lucro em todo o ano de 2013 foi de US$ 16,7 bilhões, menor que os US$ 27,2 bilhões de 2012.
Já o lucro da Exxon no quarto trimestre, também divulgado ontem, caiu 16%, para US$ 8,35 bilhões. A Chevron divulgará seus resultados hoje.
Um dos principais problemas que estão prejudicando o desempenho dessas empresas é o custo de muitos dos novos "megaprojetos" necessários para substituir os campos cujas reservas estão se exaurindo.
Um projeto para produzir petróleo em cinco ilhas artificiais no Mar Cáspio vai custar cerca de US$ 40 bilhões a um consórcio de empresas que inclui Exxon e Shell, bem mais que os US$ 10 bilhões orçados inicialmente. O custo previsto de um projeto de gás na Austrália chamado Gorgon, que pertence à Chevron, Exxon e Shell, saltou 45%, para US$ 54 bilhões. A Shell está gastando ao menos US$ 10 bilhões numa tecnologia ainda não comprovada para equipar um supernavio com uma unidade de processamento de gás natural e assim poder explorar campos remotos, segundo pessoas que já trabalharam no projeto.
A procura por novas reservas sempre foi arriscada e levou as petrolíferas a perfurar poços abaixo do nível do mar e em regiões instáveis da África, Ásia e Oriente Médio. Agora, essa busca está mais complicada e cara do que nunca. O petróleo que era mais fácil de ser extraído se esgotou há muito tempo e os campos mais produtivos são geralmente controlados por estatais em países como Venezuela e Arábia Saudita.
Isso está colocando em risco as margens de lucro das empresas. A Exxon está ampliando seu endividamento, usando cada vez mais seus próprios recursos e recomprando menos ações para ajudar a cobrir seus gastos de capital. Ela informou que esses custos atingiriam cerca de US$ 41 bilhões no ano passado, 51% a mais que em 2009.
O foco em megaprojetos fez com que as três petrolíferas chegassem tarde ao boom do gás de xisto na América do Norte, perdendo lucros que acabaram nos bolsos de empresas menores, mais ágeis e pioneiras na extração de petróleo e gás das formações pouco permeáveis de xisto.
Mas as americanas Exxon e Chevron estão confiantes que seus grandes projetos elevarão a produção em três anos. "Antes de fazermos o primeiro corte com uma serra, medimos cinco vezes em vez de uma", diz Ken Cohen, vice-presidente de Relações Governamentais da Exxon.
Em 2017, a Exxon vai extrair um milhão de novos barris de petróleo por dia e o equivalente em gás natural, segundo executivos. Sua produção começou a se recuperar no fim de 2013, após dois anos de queda, ajudada pelo petróleo de um projeto de areias betuminosas no Canadá, avaliado em US$ 13 bilhões. O custo do projeto subiu US$ 2 bilhões desde 2011 devido a exigências regulatórias e de licenciamento.
A Shell, por sua vez, está reconsiderando alguns investimentos em megaprojetos. Depois de ter feito seu primeiro alerta de resultados em dez anos e prometido se concentrar mais em lucratividade que em ampliar a produção, a companhia anunciou ontem que estava suspendendo seu projeto de exploração no Ártico americano devido a obstáculos jurídicos. (Um tribunal de recursos determinou semana passada que o governo dos Estados Unidos se baseou em "informações inadequadas" no processo de concessão de licenças para o projeto.)
Os gastos líquidos de capital da Shell em 2013 somaram US$ 44,3 bilhões, quase 50% a mais que em 2012.
Especialistas da indústria dizem que será difícil para as gigantes do setor gastarem menos porque elas precisam repor o petróleo e o gás que estão extraindo para se manter competitivas mundialmente. "Se você não gastar, acaba encolhendo", diz Dan Pickering, alto executivo do Tudor, Pickering Holt & Co., banco de investimento americano especializado no setor de energia.
Ainda assim, a Shell informou que deve reduzir seus gastos de capital este ano para perto de US$ 37 bilhões.
A Chevron tem sido particularmente agressiva, prometendo um incremento de 25% na sua produção de petróleo e gás até 2017. No ano passado, ela injetou US$ 42 bilhões em projetos de óleo e gás, mais que o dobro do total de 2010, apesar de a receita anual da Chevron ser metade das receitas da Exxon e da Shell. A Chevron planeja gastar mais US$ 40 bilhões este ano.
Os projetos mais gigantescos da Chevron não geraram ainda nenhum centavo - e isso não deve ocorrer até o próximo ano. Analistas estimam que a companhia divulgará uma queda de 20% no lucro de 2013 ante 2012, para US$ 21 bilhões.
O projeto de gás natural Gorgon é um dos exemplos mais extremos do descontrole de custos que assombram a Chevron, a Exxon e a Shell. As três se uniram em 2009 para construir instalações de processamento numa ilha, uma reserva ecológica a cerca de 65 quilômetros da costa da Austrália, para explorar reservas estimadas em 1,1 trilhão de metros cúbicos. Gorgon poderia ser produtivo por décadas e atender a demanda do Japão, da Coreia do Sul e da China.
A Chevron colocou mais de US$ 18 bilhões do próprio dinheiro no projeto, do qual tem uma fatia de 50% e é a operadora. A Exxon e a Shell têm 25% cada.
O projeto apresenta desafios particularmente difíceis. O gás produzido deve ser transportado por cerca de 130 quilômetros no fundo do mar até a Ilha Barrow, onde tem que ser purificado, resfriado, condensado e transformado em estado líquido para poder ser enviado aos tanques.
Os custos logo se mostraram maiores que o previsto. Em dezembro de 2002, com cerca de 50% do projeto concluído, a Chevron estimou os custos em US$ 52 bilhões, ou 40% acima do orçamento inicial. No mês passado, a Chevron adicionou mais US$ 2 bilhões a este total. Segundo ela, o Gorgon está 75% pronto.
Daniel Gilbert e Justin Scheck
Fonte: The Wall Street Journal
Texto extraído do Valor Econômico
2- Petrobras e ABDI se unem para desenvolver APLs de petróleo, gás e naval
Fonte: Ascom ABDI
Um convênio firmado em dezembro pela Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI) e a Petrobras vai apoiar o fortalecimento da governança de Arranjos Produtivos Locais (APLs) da cadeia de petróleo, gás e naval. O objetivo é consolidar os esforços de cooperação institucional entre governos, empresas e organizações voltadas para o ensino, capacitação e desenvolvimento tecnológico. O convênio também visa desenvolver a cadeia de fornecedores e contribuir para a formulação de projetos considerados estruturantes para a competitividade em cada um dos territórios impactados pelos grandes investimentos ao longo da cadeia de petróleo.
Para a realização das ações previstas, a Petrobras entrará com aporte financeiro de R$ 4 milhões, que será executado pela ABDI em dois anos. Os recursos serão aplicados em consultorias para apoiar a estruturação do sistema de governança de cinco APLs – nos estados da Bahia, Minas Gerais, Pernambuco, Rio de Janeiro e Rio Grande do Sul –, desenvolver planos de negócios para 30 empresas de porte médio e médio-grande e para fortalecer a cooperação entre empresas e instituições científicas e tecnológicas locais.
“O convênio cria oportunidades para aproveitarmos os investimentos previstos para o setor, que requer um grande volume de compras. Entre elas está o desenvolvimento da cadeia de suprimento de materiais e serviços, incluindo fornecedores locais qualificados”, afirma o diretor da ABDI, Otávio Camargo. “A parceria com a Petrobras está alinhada com a missão da ABDI, que busca desenvolver ações estratégicas para a política industrial, promovendo o investimento produtivo, o emprego, a inovação e a competitividade”, completa o coordenador da área de Energia da Agência, Jorge Boeira.
A expectativa com a iniciativa é ampliar, a preços competitivos, a capacidade de oferta da indústria brasileira às demandas da Petrobras e sua cadeia de fornecedores, em especial dos estaleiros, EPCistas, produtores de pacotes e módulos para sondas e plataformas, sistemistas e fabricantes de grandes equipamentos.
Territórios beneficiados
Em agosto de 2012, a ABDI e a Petrobras já haviam assinado um memorando de entendimento, juntamente com o Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior (MDIC), para a execução de ações conjuntas que contribuam para o desenvolvimento da cadeia de fornecedores do setor. O compromisso resultou no Plano de Desenvolvimento de APLs de Petróleo, Gás e Naval, que já beneficia cinco territórios brasileiros, no entorno da Bahia de Todos os Santos (BA), no Vale do Aço (MG), em Suape (PE), na região do Comperj (RJ) e em Rio Grande (RS). Esses mesmos territórios são foco do novo convênio firmado entre ABDI e Petrobras, que dará maior suporte às articulações entre governos e setor, essenciais para o sucesso do projeto.
“Essa atuação conjunta é fundamental para consolidarmos as governanças nos cinco territórios beneficiados e apoiarmos a definição de suas agendas de desenvolvimento. Vale destacar, ainda, que as ações realizadas por ABDI, Petrobras e MDIC estão alinhadas ao Plano Brasil Maior e ao Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás (Prominp), numa importante convergência de políticas públicas do governo federal”, declara João Rossi, coordenador-geral do setor de petróleo, gás e naval do MDIC.
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