IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 105

I- NOTÍCIAS

1- Shell vai ampliar produção no Espírito Santo em 2013

O presidente da Shell Brasil, André Araújo, disse que a produção de 50 mil barris por dia no Parque das Conchas, litoral Sul do Espírito Santo, será ampliada no início do segundo semestre de 2013. No período, entrarão em produção 11 poços, sendo sete produtores e quatro injetores de água e gás natural. O executivo não revelou quanto a Shell passará a produzir no local com a segunda fase do projeto de produção.

De acordo com Araújo, duas sondas foram contratadas para a operação, fornecidas pela Noble. Uma delas será entregue no ano que vem, e a outra já é utilizada pela Shell em blocos de produção e exploração. Os dois equipamentos custarão US$ 1 milhão por dia à Shell.

“Está tudo caminhando dentro do projeto, que entra em uma fase importante. Estamos na expectativa”, disse ele, em evento organizado pela Câmara Britânica de Comércio e Indústria no Brasil.

Araújo afirmou também que a empresa iniciou estudos para ampliar, pela terceira vez, a produção no Parque das Conchas.

Demora do governo

Araújo também criticou o governo por ter demorado cinco anos para anunciar a 11ª rodada de leilão de áreas de concessão de petróleo e gás. Em setembro, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, anunciou que o leilão acontecerá em maio.

“O Brasil perdeu cinco anos”, afirmou ele, referindo-se à última rodada de leilão organizada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) em 2007.

Araújo disse que o próximo leilão ajudará no crescimento do país e incrementará a arrecadação fiscal do governo.

O presidente da Shell Brasil, André Araújo, disse que a produção de 50 mil barris por dia no Parque das Conchas, litoral Sul do Espírito Santo, será ampliada no início do segundo semestre de 2013. No período, entrarão em produção 11 poços, sendo sete produtores e quatro injetores de água e gás natural. O executivo não revelou quanto a Shell passará a produzir no local com a segunda fase do projeto de produção.

De acordo com Araújo, duas sondas foram contratadas para a operação, fornecidas pela Noble. Uma delas será entregue no ano que vem, e a outra já é utilizada pela Shell em blocos de produção e exploração. Os dois equipamentos custarão US$ 1 milhão por dia à Shell.

“Está tudo caminhando dentro do projeto, que entra em uma fase importante. Estamos na expectativa”, disse ele, em evento organizado pela Câmara Britânica de Comércio e Indústria no Brasil.

Araújo afirmou também que a empresa iniciou estudos para ampliar, pela terceira vez, a produção no Parque das Conchas.

Demora do governo

Araújo também criticou o governo por ter demorado cinco anos para anunciar a 11ª rodada de leilão de áreas de concessão de petróleo e gás. Em setembro, o ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, anunciou que o leilão acontecerá em maio.

“O Brasil perdeu cinco anos”, afirmou ele, referindo-se à última rodada de leilão organizada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) em 2007.

Araújo disse que o próximo leilão ajudará no crescimento do país e incrementará a arrecadação fiscal do governo.

Fonte: Valor Online

2- Ibama autoriza implantação de centro portuário offshore em Santos 

O Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) informou  que concedeu licença prévia à empresa São Paulo Empreendimento Portuários Ltda para a implantação do Centro Portuário Industrial Naval Offshore de Santos. A licença tem validade de dois anos.

Segundo o Ibama, o empreendimento terá área total de 126,4 hectares, sendo 109 hectares construídos na Ilha de Bagres e 17,4 hectares na costa do município. O projeto prevê a instalação de estrutura portuária industrial dividida por unidades de negócios.

Entre as unidades de negócios estão o estaleiro de construção e reparo naval, cluster de apoio ao estaleiro e à base offshore, base de apoio às atividades offshore e movimentação de carga geral, áreas de apoio e utilidades, áreas para armazenamento e movimentação de granéis líquidos.

De acordo com o órgão ambiental, o projeto visa criar uma estrutura de prestação de serviços especializados, dentre os quais a recepção e tratamento de água de lastro, águas residuárias e efluentes de limpeza de tanques, provenientes de embarcações mercantes e de apoio a exploração e produção de petróleo e gás (suplly boats).

Além disso, o empreendimento também inclui a infraestrutura necessária para sistema viário, dragagem para a implantação dos berços de atracação com volume na ordem de 5,3 milhões de metros cúbicos, ramal ferroviário, subestação de energia elétrica, e linha de transmissão e adutora de água.

Fonte: Valor / Rafael Bitencourt

Noticiário cotidiano - Portos e Logística

3- Companhias aguardam nova regra para terminais 

Um dos setores mais defasados da infraestrutura logística do país aguarda a definição de um pacote de medidas do governo para ter uma visão mais clara de seu futuro. No fim de agosto, a presidente Dilma Rousseff prometeu investimentos de R$ 30 bilhões em cinco anos para recuperar os terminais portuários, além de um novo marco regulatório que poderia atrair mais R$ 10 bilhões em investimentos privados no setor para ampliação e modernização de terminais.

Trata-se de uma modernização mais do que necessária. Hoje, o Brasil está na 130ª posição entre 142 países no ranking de qualidade portuária do Fórum Econômico Mundial. O custo de exportação por contêiner no país chega a US$ 690, contra US$ 136 de Cingapura, US$ 172 da Alemanha, US$ 250 dos EUA e US$ 320 da China, impulsionado principalmente pelo excesso de burocracia. "Mesmo a Índia, com a infraestrutura em frangalhos, consegue um custo menor. O Brasil está atrás de todos os Brics e também de seus dois principais parceiros comerciais vizinhos, o Chile e a Argentina", diz Gesner Oliveira, da GO Associados.

Inicialmente, a previsão de recursos do pacote do governo parece compatível com a projeção do setor privado. Segundo levantamento da Associação Brasileira dos Terminais Portuários, (ABTP), as empresas do setor têm investimentos de R$ 44 bilhões planejados para os próximos dez anos. No entanto, a concretização desses investimentos dependerá de um ambiente de segurança jurídica e de um marco regulatório eficiente, ressalta Wilen Manteli, presidente da ABTP. Segundo ele, o Brasil não precisa de uma nova lei para isso. "Podemos usar os instrumentos legais existentes, como a Lei dos Portos, a Lei de Concessões Públicas e as Parcerias Público-Privadas", defende.

Gesner Oliveira ressalta a importância de um marco regulatório que dê os estímulos corretos ao setor. "O que temos hoje, claramente, não funcionou", diz. "Precisamos vencer as resistências de lobbies e interesses localizados que impedem a modernização dos portos", afirma. Para ele, o modelo de subconcessões poderia ser um bom começo.

No entanto, tudo que se tem até o momento sobre o novo marco regulatório são especulações. O lançamento do pacote foi adiado três vezes e deve ficar para depois do segundo turno das eleições municipais. A Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), a Secretaria Especial de Portos e o Ministério dos Transportes também não se pronunciam oficialmente a respeito. A agenda é complexa, e aborda entre outros temas a profissionalização da gestão das Companhias Docas e a inserção do planejamento portuário no Plano Nacional de Logística Integrada.

A ideia é tornar os investimentos públicos e privados mais eficientes, seguindo uma estratégia nacional para integração dos modais de transporte.

Para Cléber Lucas, diretor de planejamento e desenvolvimento da Log-In Logística Integrada, a expectativa do setor privado é enorme. "A ineficiência dos portos tira a competitividade de todo o segmento de navegação de cabotagem", diz. "Mas não adianta investir na infraestrutura, se não cuidarmos, por exemplo, do gargalo nos acessos terrestres. "Sem isso, o investimento em dragagem para atrair navios de grande porte será inútil."

Sérgio Fischer, vice-presidente de Terminais e Logística da Wilson Sons, está otimista. "Estamos certos que teremos uma situação jurídica confortável para diminuir os riscos dos investimentos, tornando-os apenas operacionais e comerciais", diz. Para o executivo, quanto menos o governo mexer na regulação, especialmente no que diz respeito a concessões, mais recursos irá atrair, pois é a segurança jurídica que alavanca os investimentos.

Fonte: Valor / Carlos Vasconcellos

Noticiário cotidiano - Portos e Logística

4- OGX poderá pedir empréstimo de US$ 1,0 bilhão a Eike Batista

A OGX comunicou que seu acionista controlador, Eike Batista, outorgou à OGX o direito de exigir a subscrição de ações ordinárias da companhia, até o limite máximo do valor equivalente a US$ 1,0 bilhão, ao preço de exercício de R$ 6,30 por ação.

Esta Opção (“Put”) poderá ser exercida, tendo em vista as diversas oportunidades de negócios no setor de óleo e gás, a qualquer momento até 30 de abril de 2014 e está condicionada à necessidade de capital social adicional da companhia e à ausência de alternativas mais favoráveis, condições estas que serão determinadas pela maioria dos membros independentes do seu Conselho de Administração.

“Ao conceder essa opção, enfatizo a minha confiança na qualidade do corpo técnico e ativos da companhia, bem como nas novas oportunidades que o setor de óleo e gás oferece à OGX”, comentou Eike Batista, acionista controlador e presidente do Conselho de Administração da empresa.

A OGX comunicou nesta quinta-feira (25) que seu acionista controlador, Eike Batista, outorgou à companhia o direito de exigir a subscrição de ações ordinárias da empresa, até o limite máximo do valor equivalente a US$ 1,0 bilhão, ao preço de exercício de R$ 6,30 por ação. Isso significa que, se a companhia precisar de recursos adicionais para financiar seus projetos, poderá recorrer ao empresário, que se compromete a injetar essa quantia por meio de um aumento de capital.

Esta Opção (“Put”) poderá ser exercida, tendo em vista as diversas oportunidades de negócios no setor de óleo e gás, a qualquer momento até 30 de abril de 2014 e está condicionada à necessidade de capital social adicional da companhia e à ausência de alternativas mais favoráveis, condições estas que serão determinadas pela maioria dos membros independentes do seu Conselho de Administração.

“Ao conceder essa opção, enfatizo a minha confiança na qualidade do corpo técnico e ativos da companhia, bem como nas novas oportunidades que o setor de óleo e gás oferece à OGX”, comentou Eike Batista, acionista controlador e presidente do Conselho de Administração da empresa.

Fonte: Redação TN Petroleo

5- Sotreq vende novos grupos geradores para a Bravante

A unidade de petróleo e marítimo da Sotreq fechou a venda de grupos geradores principais e auxiliares para as duas últimas embarcações offshore do tipo OSRV que o Estaleiro São Miguel, empresa do Grupo Bravante, está construindo para operações da Petrobras. Ao todo, a Bravante irá operar seis embarcações deste tipo e todas contarão com equipamentos Caterpillar comercializados pela Sotreq.

Os geradores serão entregues entre fevereiro e abril de 2013 e pertencem à família de modelos 3500, fabricada pela Caterpillar em sua unidade de Piracicaba, no interior de São Paulo. São equipamentos que apresentam 64% de índice de nacionalização, atendendo as regras da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

“A Caterpillar foi a primeira multinacional a iniciar a produção no Brasil destes equipamentos para o mercado offshore. Esse pioneirismo consolidou ainda mais a preferência dos clientes por nossos produtos”, explica Eduardo Magno, consultor de vendas da Sotreq.

O contrato com a Bravante vem somar-se a outras parcerias importantes para a Sotreq, como as firmadas com a Wilson Sons e a Astromarítima, para as quais já foram vendidos outros 29 grupos geradores montados no Brasil. “Estamos presentes nos principais players desse mercado, reforçando nossa liderança”, diz Magno.

Além de apresentar equipamentos com um patamar elevado de conteúdo nacional, a Sotreq conta com o diferencial de sua estrutura de suporte ao produto, considerado modelo para representantes Caterpillar em todo o mundo e recentemente certificado pela Germanischer Lloyd.

No Brasil, a Sotreq mantém uma equipe de mais de cem profissionais especializados no mercado marítimo, distribuídos estrategicamente em sete cidades. A empresa vai inaugurar em fevereiro uma nova unidade na cidade de Macaé (RJ), para melhor atender seus clientes offshore daquela região.

A unidade de petróleo e marítimo da Sotreq fechou a venda de grupos geradores principais e auxiliares para as duas últimas embarcações offshore do tipo OSRV que o Estaleiro São Miguel, empresa do Grupo Bravante, está construindo para operações da Petrobras. Ao todo, a Bravante irá operar seis embarcações deste tipo e todas contarão com equipamentos Caterpillar comercializados pela Sotreq.

Os geradores serão entregues entre fevereiro e abril de 2013 e pertencem à família de modelos 3500, fabricada pela Caterpillar em sua unidade de Piracicaba, no interior de São Paulo. São equipamentos que apresentam 64% de índice de nacionalização, atendendo as regras da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

“A Caterpillar foi a primeira multinacional a iniciar a produção no Brasil destes equipamentos para o mercado offshore. Esse pioneirismo consolidou ainda mais a preferência dos clientes por nossos produtos”, explica Eduardo Magno, consultor de vendas da Sotreq.

O contrato com a Bravante vem somar-se a outras parcerias importantes para a Sotreq, como as firmadas com a Wilson Sons e a Astromarítima, para as quais já foram vendidos outros 29 grupos geradores montados no Brasil. “Estamos presentes nos principais players desse mercado, reforçando nossa liderança”, diz Magno.

Além de apresentar equipamentos com um patamar elevado de conteúdo nacional, a Sotreq conta com o diferencial de sua estrutura de suporte ao produto, considerado modelo para representantes Caterpillar em todo o mundo e recentemente certificado pela Germanischer Lloyd.

Fonte: Redação TN Petróleo

6- Canadá tem interesse em investir no Brasil em aviação, petróleo, energia e turismo  

Depois de visitar os Estados Unidos nos últimos dois dias, o ministro das Relações Exteriores, Antônio Patriota, está hoje (25), em Ottawa, no Canadá. Ele participa da 1ª Reunião do Diálogo de Parceria Estratégica Brasil-Canadá. Nas suas primeiras reuniões, o chanceler foi informado pelas autoridades do interesse do Canadá em investir no Brasil nas áreas de petróleo e energia, além dos setores financeiro, turístico e imobiliário.

Em discussão, há ainda a possibilidade de o Canadá fechar um acordo comercial com o Mercosul (Brasil, Argentina, Uruguai, Venezuela e Paraguai, que está suspenso até abril de 2013), incluindo a agricultura. As negociações estão apenas começando, é necessário aguardar as manifestações do setor produtivo canadense.

Patriota tem reuniões com o ministro das Relações Exteriores do Canadá, Stephen Harper, que indicou interesse também em firmar parcerias nas áreas de educação, defesa e cooperação humanitária.

Nas conversas preliminares, as autoridades canadenes disseram a Patriota que o governo quer uma ação parceira entre a Empresa Brasileira de Aeronáutica (Embraer) e a Bombardier, grupo de empresas canadenses que atuam na produção de vagões ferroviários e aviões regionais.

Pelos dados do governo brasileiro, o país tem no Canadá o maior estoque de investimentos no mundo, totalizando US$ 21 bilhões. De 12 a 15 de novembro, a Federação das Indústrias do Rio de Janeiro (Firjan) promove o seminário Invest in Rio de Janeiro - Gateway to Brazil, tendo como foco a parceria Brasil-Canadá. 

Renata Giraldi

Fonte: Agência Brasil - ABr

II –  COMENTÁRIOS

1- ANP lança edital para concurso público

A Diretoria Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) lançou o edital do Concurso Público para Provimento de 152 Vagas e Formação de Cadastro de Reserva em Cargos de Nível Superior. São 22 vagas para analista administrativo, 15 para especialista em geologia e geofísica do petróleo e gás natural e 115 para especialista em regulação de petróleo e derivados, álcool combústivel e gás natural.

As inscrições podem ser feitas das 10h de 29 de outubro às 23h59 do dia 19 de novembro pelo site da agência reguladora. A taxa de inscrição é de R$ 80 para as vagas de analista e de R$ 100 para as oportunidades de especialista.

O concurso público será executado pelo Centro de Seleção e de Promoção de Eventos da Universidade de Brasília (CESPE/UnB). A primeira etapa da seleção compreenderá provas objetivas, prova discursiva e avaliação de títulos.

Para o cargo de Especialista em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural, todas as áreas, e para o cargo de Especialista em Regulação de Petróleo e Derivados, Álcool Combustível e Gás Natural, todas as áreas, haverá ainda segunda etapa, de caráter eliminatório e classificatório, de responsabilidade do CESPE/UnB, constituída de Curso de Formação, a ser ministrado no Rio de Janeiro.

Os candidatos nomeados estarão subordinados ao Regime Jurídico Único dos Servidores Civis da União, das Autarquias e das Fundações Públicas Federais (Lei nº 8.112, de 11 de dezembro de 1990, e alterações).

Na data provável de 18 de dezembro será publicado no Diário Oficial da União edital informando a consulta aos locais e ao horário de realização das provas.

As provas objetivas serão aplicadas no dia 13 de janeiro, no turno da tarde, nas 26 capitais e no Distrito Federal.

O concurso terá validade de um ano e poderá ser prorrogado, uma única vez, pelo mesmo período.

Especialista em Geologia e Geofísica

São atribuições do cargo de Especialista em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural a  implementação e execução de planos, programas e projetos relativos às atividades de regulação; subsídio e apoio técnico às atividades de normatização e regulação; subsídio à formulação de planos, programas e projetos relativos a atividades inerentes à ANP, bem como a atividades de fiscalização da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis, inclusive missões externas, abrangendo viagens a serviço e embarque em plataformas.

Remuneração

A remuneração inicial será de R$ 10.019,20 (dez mil, dezenove reais e vinte centavos), correspondente ao vencimento básico e a gratificação de desempenho no valor de 80 pontos, nos termos da legislação aplicável. Após a primeira avaliação de desempenho a remuneração total pode chegar a R$ 11.374,00 (onze mil, trezentos e setenta e quatro reais) para uma jornada de trabalho de 40 horas semanais.

Requisitos

Os especialistas em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural serão divididos em dois perfis: na Área 1, os candidatos graduados em Geologia e na Área 2,os graduados em Geofísica. Serão aceitos na Área 2 também os graduados em Geologia com especialização em Geofísica, com carga horária mínima de 360 horas, em instituição de ensino superior reconhecida pelo MEC.

A Diretoria Geral da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) lançou o edital, publicado no DOU do último dia 22, do Concurso Público para Provimento de 152 Vagas e Formação de Cadastro de Reserva em Cargos de Nível Superior. São 22 vagas para analista administrativo, 15 para especialista em geologia e geofísica do petróleo e gás natural e 115 para especialista em regulação de petróleo e derivados, álcool combustível e gás natural.

As inscrições podem ser feitas das 10h de 29 de outubro às 23h59 do dia 19 de novembro pelo site da agência reguladora. A taxa de inscrição é de R$ 80 para as vagas de analista e de R$ 100 para as oportunidades de especialista.

O concurso público será executado pelo Centro de Seleção e de Promoção de Eventos da Universidade de Brasília (CESPE/UnB). A primeira etapa da seleção compreenderá provas objetivas, prova discursiva e avaliação de títulos.

Para o cargo de Especialista em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural, todas as áreas, e para o cargo de Especialista em Regulação de Petróleo e Derivados, Álcool Combustível e Gás Natural, todas as áreas, haverá ainda segunda etapa, de caráter eliminatório e classificatório, de responsabilidade do CESPE/UnB, constituída de Curso de Formação, a ser ministrado no Rio de Janeiro.

Os candidatos nomeados estarão subordinados ao Regime Jurídico Único dos Servidores Civis da União, das Autarquias e das Fundações Públicas Federais (Lei nº 8.112, de 11 de dezembro de 1990, e alterações).Na data provável de 18 de dezembro será publicado no Diário Oficial da União edital informando a consulta aos locais e ao horário de realização das provas.

As provas objetivas serão aplicadas no dia 13 de janeiro, no turno da tarde, nas 26 capitais e no Distrito Federal.

O concurso terá validade de um ano e poderá ser prorrogado, uma única vez, pelo mesmo período.

Especialista em Geologia e Geofísica

São atribuições do cargo de Especialista em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural a  implementação e execução de planos, programas e projetos relativos às atividades de regulação; subsídio e apoio técnico às atividades de normatização e regulação; subsídio à formulação de planos, programas e projetos relativos a atividades inerentes à ANP, bem como a atividades de fiscalização da indústria do petróleo, gás natural e biocombustíveis, inclusive missões externas, abrangendo viagens a serviço e embarque em plataformas.

Remuneração

A remuneração inicial será de R$ 10.019,20 (dez mil, dezenove reais e vinte centavos), correspondente ao vencimento básico e a gratificação de desempenho no valor de 80 pontos, nos termos da legislação aplicável. Após a primeira avaliação de desempenho a remuneração total pode chegar a R$ 11.374,00 (onze mil, trezentos e setenta e quatro reais) para uma jornada de trabalho de 40 horas semanais.

Requisitos

Os especialistas em Geologia e Geofísica do Petróleo e Gás Natural serão divididos em dois perfis: na Área 1, os candidatos graduados em Geologia e na Área 2,os graduados em Geofísica. Serão aceitos na Área 2 também os graduados em Geologia com especialização em Geofísica, com carga horária mínima de 360 horas, em instituição de ensino superior reconhecida pelo MEC.

Fonte: Redação TN Petroleo/ Agência

2-A novela do preço da gasolina  

A atual política de preços está chegando ou já ultrapassou os limites do bom senso.

O caixa da Petrobras se deteriora a cada dia e a direção da empresa argumenta que caso os preços não sejam reajustados para a realidade do mercado internacional, o plano de investir US$ 236,5 bilhões fica comprometido.

O que poderá, inclusive, impedir a retomada do crescimento da produção nacional de petróleo e os investimentos no pré-sal. É bom lembrar que desde 2009 a produção de petróleo da Petrobras está estagnada. Essa política de preços estimula o consumo e como consequência, a elevação das importações de gasolina.

Isso tem gerado mais dois problemas para a Petrobras. O primeiro é que a empresa opera as suas refinarias no limite da sua capacidade, o que não é bom do ponto de vista da segurança e cada dia aumenta mais os problemas de armazenamento e logística.

Fato que no limite poderá levar a um apagão de gasolina no país. Não podemos esquecer que é no período de outubro até o Natal que mais se consome gasolina no país. Além da Petrobras, as distribuidoras de combustíveis têm tido enormes dificuldades e aumento de custos para levar gasolina até os postos de abastecimento.

Não é só a Petrobras a única vítima. Os produtores de etanol passam por uma crise semelhante aquela dos anos 90, quando os carros a álcool desapareceram do mercado.

A produção e o consumo de etanol se reduziram e, por mais paradoxal que seja, passamos a importar etanol dos Estados Unidos. Do ponto de vista ambiental, uma consequência daninha para a sociedade brasileira foi a redução da mistura etanol/gasolina de 25%para 20%.

Isso piora muito o ar que respiramos, além de obrigar a Petrobras a importar mais gasolina. Fica a pergunta, faz sentido subsidiar um combustível sujo em detrimento de um limpo e renovável?

Esse cenário de incertezas só promove estragos no mercado. Recentemente circulou um boato que o governo poderia utilizar a BR Distribuidora reduzindo suas margens e com isso facilitaria o aumento do preço da gasolina na refinaria causando menores impactos inflacionários.

Nada mais absurdo do que essa noticia. Uma atitude dessas além de promover perdas em outras distribuidoras, através de uma política de dumping, jamais atingiria o efeito desejado.

Isso por dois motivos. O primeiro é que tanto no mercado das distribuidoras quanto dos postos os preços são livres e concorrenciais, e do ponto de vista jurídica essa possível ordem para a BR reduzir margem levaria a contestações judiciais.

Em segundo lugar, como a Lei brasileira proíbe que os donos de distribuidoras sejam proprietários de postos de revenda, fica pergunta: os donos de postos BR repassariam a queda da margem da gasolina para os consumidores? 

Adriano Pires

Fonte: Brasil Econômico 

Diretor do Centro Brasileiro de InfraEstrutura (CBIE) 

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 104

I- NOTÍCIAS

1- Brasil terá que dobrar capacidade de produção de energia em 15 anos

O Brasil tem o desafio de dobrar a capacidade de produção de energia nos próximos 15 anos, disse  o secretário executivo do ministério de Minas e Energia, Márcio Zimmermann. Segundo ele, o governo não pretende mudar regras de um modelo energético que é tido como bem-sucedido ao antecipar as renovações de concessões do setor elétrico.

“Logo que foram anunciadas as medidas começou a haver expectativa de que estaria mudando as regras e, na verdade, não tem esse processo. Um país como o Brasil não pode se dar ao luxo de mudar regras que estão dando certo. O Brasil é o país que mais atrai investimentos para o setor elétrico”, disse ao participar do Colóquio Infraestrutura para o Desenvolvimento, do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social (CDES).

Durante a reunião do CDES, Zimmermann leu uma mensagem do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, em que ele cita as concessões. No texto, Lobão diz que a União está disposta a indenizar os ativos investidos, ainda não amortizados, às empresas que não querem renovar.

“O concessionário é livre para escolher se quer prorrogar ou esperar o término [do contrato de concessão] e reverter assim o bem para a União. Se licitar e alguém não quiser renovar, como a Cemig [Companhia Energética de Minas Gerais], em 2015, quando cessar a concessão, o bem reverte pra União que pode licitar”, registrou o ministro no na mensagem.

Empresas concessionárias de 14 usinas geradoras de energia elétrica não pediram a prorrogação de suas concessões, entre elas a Cemig. A manifestação ou não de interesse faz parte do cronograma de trabalhos para redução tarifária, proposta pelo governo, como prevê a Medida Provisória (MP) 579.

O presidente da Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústria de Base (Abdib), Paulo Godoy, também participou das discussões e lembrou que o barateamento da energia elétrica é condição fundamental para o aumento da competitividade. “O setor elétrico vive um momento importante de conseguir trazer o custo da energia a patamares de manter a competitividade ao mesmo tempo com combinação de fatores que permita estimular o investimento também no setor elétrico”, disse.

O Brasil tem o desafio de dobrar a capacidade de produção de energia nos próximos 15 anos, disse nesta quinta-feira (18) o secretário executivo do ministério de Minas e Energia, Márcio Zimmermann. Segundo ele, o governo não pretende mudar regras de um modelo energético que é tido como bem-sucedido ao antecipar as renovações de concessões do setor elétrico.

“Logo que foram anunciadas as medidas começou a haver expectativa de que estaria mudando as regras e, na verdade, não tem esse processo. Um país como o Brasil não pode se dar ao luxo de mudar regras que estão dando certo. O Brasil é o país que mais atrai investimentos para o setor elétrico”, disse ao participar do Colóquio Infraestrutura para o Desenvolvimento, do Conselho de Desenvolvimento Econômico e Social (CDES).

Durante a reunião do CDES, Zimmermann leu uma mensagem do ministro de Minas e Energia, Edison Lobão, em que ele cita as concessões. No texto, Lobão diz que a União está disposta a indenizar os ativos investidos, ainda não amortizados, às empresas que não querem renovar.

“O concessionário é livre para escolher se quer prorrogar ou esperar o término [do contrato de concessão] e reverter assim o bem para a União. Se licitar e alguém não quiser renovar, como a Cemig [Companhia Energética de Minas Gerais], em 2015, quando cessar a concessão, o bem reverte pra União que pode licitar”, registrou o ministro no na mensagem.

Empresas concessionárias de 14 usinas geradoras de energia elétrica não pediram a prorrogação de suas concessões, entre elas a Cemig. A manifestação ou não de interesse faz parte do cronograma de trabalhos para redução tarifária, proposta pelo governo, como prevê a Medida Provisória (MP) 579.

O presidente da Associação Brasileira de Infraestrutura e Indústria de Base (Abdib), Paulo Godoy, também participou das discussões e lembrou que o barateamento da energia elétrica é condição fundamental para o aumento da competitividade. “O setor elétrico vive um momento importante de conseguir trazer o custo da energia a patamares de manter a competitividade ao mesmo tempo com combinação de fatores que permita estimular o investimento também no setor elétrico”, disse.

Fonte: Agência Brasil

2- Petrobras apresenta etapas do Programa de Otimização de Custos

A Petrobras anunciou  que a implementação do Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), um dos programas estruturantes do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, será dividida em três fases - com inicio em junho deste ano, e conclusão em dezembro de 2013. A intenção da estatal é cortar custos e economizar até US$ 15 bi por ano.

A presidente da companhia, Graça Foster, apresentou o programa para todos os diretores e presidentes da Transpetro, Sergio Machado, da Petrobras Distribuidora, Jose Lima de Andrade Netto, e da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto. Ela explicou que as ações do Procop visam alcançar três objetivos principais: no plano financeiro, aumentar a geração de caixa no horizonte do PNG 2012-2016; no plano operacional, aumentar a produtividade de suas atividades a partir de benchmarks internos e externos; e no plano organizacional, reforçar modelo de gestão voltado para a eficiência em custos.

A primeira fase do estudo identificou gastos gerenciáveis de R$ 63 bilhões, de um total de R$ 199 bilhões que constituem a base de custos do produto vendido e despesas operacionais da companhia em 2011. Ela foi concluída em agosto, e teve como objetivo “formar uma visão preliminar das áreas de foco e o potencial de otimização”. A segunda fase está em andamento e as oportunidades de otimização de custos de cada macro processo operacional estão sendo detalhadas e quantificadas, com o objetivo de confirmar o potencial qualificado e quantificado na fase inicial. A expectativa é que a segunda fase termine em novembro de 2012.

Já a terceira fase deve ser concluída em dezembro e visa consolidar o plano de implementação, uma vez que terá o potencial confirmado e traduzido em metas claras. As metas do Procop devem ser divulgadas em dezembro deste ano, e a implementação das iniciativas identificadas, em janeiro de 2013.

A parcela identificada pela petrolífera exclui os custos de compra de matéria-prima e derivados, participações governamentais e despesas de depreciação, depleção (esgotamento natural dos poços) e amortização. A base de gastos gerenciáveis de R$ 63 bilhões foi mapeada em mais de 20 processos, divididos nos grupos operacional, de gestão e suporte.

O grupo operacional representa 87% dos gastos gerenciáveis e diz respeito a processos de produção de petróleo e gás natural, refino, logística de petróleo e derivados, logística de gás natural, geração de energia elétrica, produção de fertilizantes e comercialização. O grupo de gestão fica com 6% e é relativo aos processos da área corporativa de gestão, enquanto o grupo de suporte representa 7% e diz respeito aos processos de suporte às operações.

Como resultado das análises realizadas, foram identificadas 28 oportunidades de otimização com potencial de redução de custos relevante ao longo dos próximos anos. Essas oportunidades se basearam em comparações entre o desempenho de cada ativo com outros similares e mais eficientes atualmente em operação na empresa e/ou na indústria.

A Petrobras anunciou nesta quinta-feira (18) que a implementação do Programa de Otimização de Custos Operacionais (Procop), um dos programas estruturantes do Plano de Negócios e Gestão 2012-2016, será dividida em três fases - com inicio em junho deste ano, e conclusão em dezembro de 2013. A intenção da estatal é cortar custos e economizar até US$ 15 bilhões por ano.

A presidente da companhia, Graça Foster, apresentou o programa para todos os diretores e presidentes da Transpetro, Sergio Machado, da Petrobras Distribuidora, Jose Lima de Andrade Netto, e da Petrobras Biocombustível, Miguel Rossetto. Ela explicou que as ações do Procop visam alcançar três objetivos principais: no plano financeiro, aumentar a geração de caixa no horizonte do PNG 2012-2016; no plano operacional, aumentar a produtividade de suas atividades a partir de benchmarks internos e externos; e no plano organizacional, reforçar modelo de gestão voltado para a eficiência em custos.

A primeira fase do estudo identificou gastos gerenciáveis de R$ 63 bilhões, de um total de R$ 199 bilhões que constituem a base de custos do produto vendido e despesas operacionais da companhia em 2011. Ela foi concluída em agosto, e teve como objetivo “formar uma visão preliminar das áreas de foco e o potencial de otimização”. A segunda fase está em andamento e as oportunidades de otimização de custos de cada macro processo operacional estão sendo detalhadas e quantificadas, com o objetivo de confirmar o potencial qualificado e quantificado na fase inicial. A expectativa é que a segunda fase termine em novembro de 2012.

Já a terceira fase deve ser concluída em dezembro e visa consolidar o plano de implementação, uma vez que terá o potencial confirmado e traduzido em metas claras. As metas do Procop devem ser divulgadas em dezembro deste ano, e a implementação das iniciativas identificadas, em janeiro de 2013.

A parcela identificada pela petrolífera exclui os custos de compra de matéria-prima e derivados, participações governamentais e despesas de depreciação, depleção (esgotamento natural dos poços) e amortização. A base de gastos gerenciáveis de R$ 63 bilhões foi mapeada em mais de 20 processos, divididos nos grupos operacional, de gestão e suporte.

O grupo operacional representa 87% dos gastos gerenciáveis e diz respeito a processos de produção de petróleo e gás natural, refino, logística de petróleo e derivados, logística de gás natural, geração de energia elétrica, produção de fertilizantes e comercialização. O grupo de gestão fica com 6% e é relativo aos processos da área corporativa de gestão, enquanto o grupo de suporte representa 7% e diz respeito aos processos de suporte às operações.

Como resultado das análises realizadas, foram identificadas 28 oportunidades de otimização com potencial de redução de custos relevante ao longo dos próximos anos. Essas oportunidades se basearam em comparações entre o desempenho de cada ativo com outros similares e mais eficientes atualmente em operação na empresa e/ou na indústria.

Fonte: Redação

3- Niplan constrói estaleiro na Bahia 

Projeto do Niplan Offshore Aratu Bahia

A Niplan Engenharia, especializada em montagem e manutenção, informou  durante a Santos Offshore 2012, que está construindo um estaleiro para construção de módulos e plataformas e apoio offshore, o Niplan Offshore Aratu Bahia. Atualmente o projeto se encontra em fase de licenciamento ambiental e estará totalmente operacional no primeiro trimestre de 2014.

"Com investimento de mais de R$100 milhões e área total aproximada de 100.000 m², o estaleiro poderá fabricar simultaneamente dependendo do tipo e dimensão, até 16 módulos e dar apoio a cerca de 10 embarcações", afirma o CEO da empresa, Paulo Nishimura.

O empreendimento ficará localizado a aproximadamente 25 km da sede da coligada Niplan Nordeste Engenharia, empresa responsável pelos projetos da Niplan nas regiões Norte e Nordeste.

A sede da Niplan fica em São Paulo, mas a companhia recentemente inaugurou um escritório comercial no Rio de Janeiro, para atender principalmente os clientes no estado fluminense, como Vale, Petrobras, Odebrecht, Promon, Queiroz Galvão, dentre outras.

Em agosto deste ano, o grupo espanhol Essentium comprou 50% da Niplan Engenharia. As duas empresas planejam entrar nos segmentos de mineração, siderurgia e, principalmente, óleo e gás, com especial interesse de atuar na exploração do pré-sal.

Projetos

Segundo Paulo Nishimura, atualmente, para o setor, a Niplan está com três contratos com a Refinaria de Paulínia (Replan); está finalizando um consórcio com a Engevix na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, para uma Unidade de Reforma Catalítica (URC); e diversos outros contratos com a Petrobras, através da unidade da empresa na Bahia.

"Além disso, terminamos recentemente a reforma do Alto-Forno 1 da Arcellor Mittal, o maior alto-forno das Américas; e ao mesmo tempo no Complexo de Tubarão, em Vitória (ES), entregando em dezembro deste ano a oitava usina de pelotização da Vale e em janeiro de 2014, a nova usina de pelotização da Samarco, que está sendo construída em Ponta de Ubu", indicou o CEO da Niplan. A empresa é a maior contratante da cidade de Vitória nos últimos meses.

A Niplan Engenharia, especializada em montagem e manutenção, informou na quarta-feira (17) durante a Santos Offshore 2012, que está construindo um estaleiro para produção de módulos e plataformas de apoio offshore, o Niplan Offshore Aratu Bahia. Atualmente o projeto se encontra em fase de licenciamento ambiental e estará totalmente operacional no primeiro trimestre de 2014.

"Com investimento de mais de R$100 milhões e área total aproximada de 100.000 m², o estaleiro poderá fabricar simultaneamente dependendo do tipo e dimensão, até 16 módulos e dar apoio a cerca de 10 embarcações", afirma o CEO da empresa, Paulo Nishimura.

O empreendimento ficará localizado a aproximadamente 25 km da sede da coligada Niplan Nordeste Engenharia, empresa responsável pelos projetos da Niplan nas regiões Norte e Nordeste.

A sede da Niplan fica em São Paulo, mas a companhia recentemente inaugurou um escritório comercial no Rio de Janeiro, para atender principalmente os clientes no estado fluminense, como Vale, Petrobras, Odebrecht, Promon, Queiroz Galvão, dentre outras.

Em agosto deste ano, o grupo espanhol Essentium comprou 50% da Niplan Engenharia. As duas empresas planejam entrar nos segmentos de mineração, siderurgia e, principalmente, óleo e gás, com especial interesse de atuar na exploração do pré-sal.

Projetos

Segundo Paulo Nishimura, atualmente, para o setor, a Niplan está com três contratos com a Refinaria de Paulínia (Replan); está finalizando um consórcio com a Engevix na Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão, para uma Unidade de Reforma Catalítica (URC); e diversos outros contratos com a Petrobras, através da unidade da empresa na Bahia.

"Além disso, terminamos recentemente a reforma do Alto-Forno 1 da Arcellor Mittal, o maior alto-forno das Américas; e ao mesmo tempo no Complexo de Tubarão, em Vitória (ES), entregando em dezembro deste ano a oitava usina de pelotização da Vale e em janeiro de 2014, a nova usina de pelotização da Samarco, que está sendo construída em Ponta de Ubu", indicou o CEO da Niplan. A empresa é a maior contratante da cidade de Vitória nos últimos meses.

Fonte: Redação TN Petróleo

Autor: Maria Fernanda Romero

4- Lucro da Schlumberger cresce 9,5% no trimestre  

O lucro da Schulumberger aumentou 9,5% no terceiro trimestre, impulsionado pelo crescimento nas receitas internacionais.

O faturamento da companhia, a maior fornecedora de serviços para poços de petróleo do mundo, teve forte expansão nos últimos trimestres, na esteira do aquecimento da atividade em áreas como as águas profundas do Golfo do México e das vastas formações de óleo de xisto nos Estados Unidos.

Mas a empresa já havia alertado que os preços para seus serviços de pressão e bombeamento na América do Norte continuam a se enfraquecer, à medida que as sondas de perfuração se direcionam dos campos de gás natural para a exploração de petróleo.

A Schlumberger registrou lucro de US$ 1,42 bilhão, ou US$ 1,07 por ação, contra US$ 0,96 um ano antes. Excluindo os encargos e créditos, o lucro ajustado das operações continuadas aumentou de US$ 0,96 para US$ 1,08. A receita líquida subiu 11%, para US$ 10,6 bilhões.

Analistas consultados pela "Reuters" previam ganhos de US$ 1,06 por ação, com receitas de US$ 10,7 bilhões.

O faturamento com serviços para poços de petróleo na América do Norte, a região que representa a maior parte da receita total, caiu 2,3% em relação ao segundo trimestre, para US$ 3,29 bilhões.

Na região que reúne Europa, o Commonwealth e a Africa, as receitas subiram 2,1% na comparação trimestral. O Oriente Médio apresentou crescimento de 6,9%, enquanto a América Latina teve leve aumento de 0,2%.

As ações fecharam a quinta-feira em US$ 74,80 e ficaram estáveis nas negociações pré-mercado. No acumulado do ano, os papéis sobem 9,5%. 

Fonte: Valor Econômico

5- Comissão Europeia quer estimular biocombustíveis feitos de resíduos  

Em 2009, a Comissão Europeia impôs aos países-membros da União Europeia (UE) a meta de chegar a 10% de energias renováveis no setor dos transportes até 2020. A medida tinha dois objetivos: reduzir a dependência dos caros combustíveis fósseis e também a emissão de gases do efeito estufa.

Essa meta continua valendo, mas com uma alteração: os incentivos não serão mais dados ao biocombustível obtido de grãos, mas de resíduos. A Comissão reage, assim, à frequente crítica de ambientalistas de que a produção de biocombustíveis está concorrendo com a produção de alimentos.

Nos últimos anos, os preços de alguns alimentos subiram de forma acentuada em todo o mundo, o que vem sendo atribuído, ao menos em parte, ao crescente uso de biocombustíveis. E, em alguns países em desenvolvimento e emergentes, florestas estão sendo derrubadas para se obter novas áreas agrícolas, destinadas ao cultivo de alimentos, pois os espaços existentes estão sendo ocupados com a produção de combustíveis.

Alguns países se especializaram na produção de plantas usadas na fabricação de biocombustíveis para a Europa e os Estados Unidos e estão ganhando muito dinheiro com isso.

A luta por recursos

Os comissários europeus Günther Oettinger (Energia) e Connie Hedegaard (Proteção Climática) consideram que o modelo adotado hoje pela UE não é sustentável. "Nós reagimos [à atual situação] e propomos que a parcela de biocombustíveis obtida de grãos - trigo, colza, milho e outros - seja congelada no atual nível de cerca de 5%", diz Oettinger.

A Comissão classifica esses biocombustíveis como sendo de primeira geração. Os de segunda e terceira geração são os provenientes de resíduos, palha e algas - a cota destes deve aumentar.

Durante a apresentação da proposta, nesta quarta-feira (17/10) em Bruxelas, Hedegaard colocou a seguinte questão: "Queremos usar os limitados alimentos que temos na produção de combustível ou devemos lidar com eles de maneira cautelosa e usar outros materiais para produzir o combustível alternativo de que precisamos?"

Regulação

Os dois comissários reforçam que não se trata de destruir postos de trabalho ou investimentos feitos nos combustíveis de primeira geração. Nenhuma empresa será fechada, destacaram. Mas as subvenções nessa área vão encolher aos poucos, de modo que os investidores sejam estimulados a reorientar a aplicação de recursos.

Oettinger considera que é impossível agradar a todos: aqueles que cultivam plantas usadas na produção de energia quererem manter o atual sistema de subvenções, já organizações ambientais e de ajuda humanitária querem mudar o sistema radicalmente e logo.

Para Oettinger, a comissão optou por um meio termo, dando aos investidores segurança para planejar, novos incentivos econômicos e tempo.

De fato, a Comissão também fez concessões à indústria de biocombustíveis, na medida em que esta pode continuar classificando o uso da soja e do óleo de canola como ecológicos. Estudos mostram que a liberação de CO2 pelos combustíveis feitos a partir dessas duas matérias-primas é bem maior do que no caso de cereais e cana-de-açúcar.

As propostas da Comissão Europeia não são leis, mas apenas sugestões. Os Estados membros e o Parlamento Europeu ainda precisam aprová-las. 

Alexandre Schossler 

Fonte: DW 

II –  COMENTÁRIOS

1- São Paulo se prepara para ampliar sua participação em OIL & GAS

Com os investimentos previstos para São Paulo e a região da Bacia de Santos, o Estado pretende aumentar sua participação em petróleo e gás com o início da exploração e produção na região, afirmou Ubirajara Sampaio de Campos, subsecretário de petróleo e gás da Secretaria de Energia do Estado de São Paulo,  durante painel na Santos Offshore 2012.

Os investimentos previstos em petróleo e gás no Estado de São Paulo até 2025 estão estimados em US$78 milhões, com foco em exploração e produção (E&P). Além disso, segundo o último plano de negócios da Petrobras, a estatal vai investir US$9,2 bilhões em E&P na região. Análises indicam que a maior parte dos investimentos no litoral serão direcionados a Baixada Santista e o Litoral Norte.

De acordo com o subsecretário, São Paulo já fornece boa parte dos bens e serviços da indústria de óleo e gás, mas agora passa a ter uma perspectiva de ter uma atividade de E&P que até então estava muito concentrada no Rio de Janeiro.

"Estamos aprendendo, interagindo com a indústria nacional e nos organizando para tentar dar fluidez e fazer com que essas oportunidades se materializem na indústria de São Paulo, para que possamos ampliar nosso setor produtivo e o envolvimento nessa cadeia. Estamos estudando também a experiência de outros países tanto na indústria do petróleo quanto de outras com alto grau de inovação e/ou altos investimentos", comentou.

Ubirajara lembrou que hoje a indústria de petróleo e gás perfaz em torno de 10 a 12% do PIB e se esse ritmo de crescimento permanecer e for viabilizado, em 2020 vamos chegar a algo em torno de 20%. "São Paulo quer participar disso e internalizar as oportunidades que surgem", ressaltou.

Em vista do crescimento das atividades de petróleo e gás no Estado, São Paulo iniciou sua atuação no setor em 2010 com a criação do Programa Paulista de Petróleo e Gás Natural (PPPGN), em resposta às recomendações feitas pela Comissão Especial de Petróleo e Gás Natural do Estado de São Paulo (Cespeg).

De acordo com o PPPGN, com a confirmação de investimentos da Petrobras, construção naval, montagens e novos terminais portuários até 2025, o litoral paulista contará com 70.126 postos de trabalho na fase de implantação (petróleo e porto) e 47.115 na fase de operação.

Oportunidades para todo o país

Durante o painel foram apontados também algumas oportunidades geradas pela cadeia de petróleo e gás no Brasil, Luiz Fernando Mendonça, superintendente da Organização Nacional da Indústria do Petróleo (Onip), indicou a criação de novas empresas, como a Sete Brasil; grandes contratantes energizam a cadeia de fornecimento; grandes empresas operadoras aumentam investimento no Brasil; grandes empresas operadoras se juntam para ampliar descobertas no país; inovação e o aumento da mão-de-obra qualificada.

O executivo apresentou o Programa de Desenvolvimento do Fornecedor Multifor, que tem por objetivo multiplicar os fornecedores de bens e serviços para a indústria do petróleo e gás no Brasil. "O programa instala um processo com foco em conteúdo local, alinha e dá sinergia para as ações em curso, mitiga riscos, potencializa resultados, oferece projetos concretos e permite a participação dos demandantes, de forma individual ou cooperativa, através de um modelo flexível de adesão", explicou.

Já Alberto Machado, diretor executivo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), apresentou como perspectivas de desenvolvimento do setor no país, a criação de "clusters", o desenvolvimento de nichos com vantagens comparativas e o uso do poder de compra/ maximização dos benefícios.

"Além disso, devemos observar os setores sinérgicos, usar o mercado local para o desenvolvimento, usar a demanda para alavancar o crescimento, buscar a diversificação dos mercados e da internacionalização e principalmente, pensar no mundo além do petróleo pois ele pode não acabar mas pode perder a importância econômica", pontuou.

Segundo Machado, o estado de São Paulo sempre foi um grande fornecedor do setor para todo o país, mas nunca viveu a exploração do petróleo. “São Paulo possui uma das áreas mais promissoras de petróleo em todo o Brasil e precisa estar preparado para essa realidade”, destacou.

Fonte: Redação TN

Autor: Maria Fernanda Romero

2- Apreensão com o biocombustível  

Enquanto, no Brasil, o futuro dos biocombustíveis é cinzento, nos Estados Unidos e na Europa as políticas adotadas dão previsibilidade, e, portanto, garantias para os investidores. 

Nos Estados Unidos a política para os biocombustíveis, em particular, para o etanol está baseada no binômio segurança energética e meio ambiente. A produção de etanol nos Estados Unidos já atingiu os 50 bilhões de litros, mais que o dobro da brasileira, e mesmo no cenário de crise e de quebra da safra do milho este ano, as metas e os compromissos de longo prazo estão sendo mantidos. 

No caso americano, é bom destacar que os investimentos em energias fósseis, petróleo e gás natural, cresceram e atingiram valores expressivos. Em 2011, foi investido em petróleo e gás natural US$111 bilhões e em 2012 serão US$122 bilhões. 

Todos esses investimentos são de empresas privadas. A política energética americana deveria servir de exemplo para o Brasil, quando decide de forma bem clara que um país que pretende ter segurança energética, preocupação ambiental e gerar empregos, precisa ter bem definido o que pretende fazer com os seus recursos energéticos. 

Na Europa, a política de biocombustíveis, e agora, no caso o biodiesel, também mantém a característica da previsibilidade. As diretrizes da Comunidade Europeia, no que se refere aos percentuais de mistura de biodiesel, vêm sendo mantidos no cenário de crise. 

É bom lembrar que hoje, a maior parte dos países europeus misturam mais de 5% de biodiesel no diesel, o que mostra o atraso do Brasil mantendo os 5%. Tanto, a política energética americana, quanto a Europeia trazem ensinamentos importantes. 

O primeiro é que não se deve privilegiar uma fonte de energia em relação a outras. Um país como o Brasil que possui uma enorme diversidade de fontes na oferta de energia, não pode abrir mão dessa vantagem comparativa. O segundo é que energias limpas e renováveis não são competidoras das energias fósseis e sim complementares, observadas as suas características especificas. 

Terceiro ensinamento, sem marco regulatório estável e de longo prazo, onde o governo estabeleça metas para os biocombustíveis, não haverá crescimento sustentado dessas fontes de energia na matriz energética. Quarto ensinamento é um mito a concorrência entre produção de alimentos e de energia, o que se precisa é de políticas bem definidas para ambos os setores.

Em um mundo onde os países estão cada vez mais dependentes uns dos outros em relação à garantia do suprimento energético, o enorme potencial brasileiro coloca o país em posição privilegiada no cenário internacional. O que falta é o governo decidir qual é o papel dos biocombustíveis na matriz energética brasileira e a sua participação na pizza.

*Texto originalmente publicado no jornal Brasil Econômico,

Adriano Pires 

Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

IPGAP OIL & GAS & ENERGY NEWS - N° 103

I –  NOTÍCIAS

1- Estaleiro TCE faz docagem de monoboia para a Transpetro 

O Estaleiro TCE acaba de assinar contrato para docagem da monoboia IMODCO-II com a Transpetro. O equipamento será docado nas instalações do TCE na Ilha da Conceição, em Niterói (RJ), onde serão realizados os serviços de limpeza, reparo estrutural e de tubulações, com prazo de 120 dias.

Para João Carlos Marcielato, gerente de Novos Negocios do Estaleiro TCE, diz que esse contrato representa um marco para o TCE no mercado offshore. O estaleiro vem realizando investimentos de peso na busca de qualificação técnica-profissional com foco especifico no seguimento de óleo e gás.

A empresa tem parceria com a empresa belga Sarens, uma das mais importantes do segmento de movimentação de cargas especiais a nível mundial, que já mantem no Brasil equipamentos especiais como linhas de eixo hidráulica autopropelida, guindastes de 400, 600 e 750 toneladas de capacidade,  torres de içamentos para as operações de "skyding sistem" e também equipamentos denominados "strand jack´s", normalmente utilizados nas operações de remoção de "thrusters" de plataformas e FPSO.

"Estamos realmente focados e buscando mostrar ao mercado um pouco mais de nossa especialização, com compromisso de fornecer serviços e equipamentos com o mais alto padrão de excelência e qualidade", finaliza Marcielato.

Fonte: Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore/  Redação Portos $ Navios

2- Novos incentivos podem beneficiar 19 cadeias produtivas, diz Teixeira 

O secretário-executivo do Ministério do Desenvolvimento, Alessandro Teixeira, afirmou que as novas medidas de incentivo à indústria planejadas pelo governo para o ano que vem deverão atender 19 cadeias produtivas, entre elas as de energia renovável, óleo e gás e química.

“Todas elas nos apontaram medidas importantes para dar competitividade à indústria brasileira”, disse Teixeira. “Delas sairão medidas que poderão ser horizontais, para todos os setores, ou verticais, para setores específicos.”

O secretário ressalvou, porém, que novas medidas de desoneração de impostos dependerão ainda da avaliação feita pela equipe econômica dos resultados das medidas criadas neste ano e da situação fiscal.

Estímulos públicos

Na avaliação de Teixeira, os incentivos públicos são os maiores indutores de investimento privado no país. Segundo o secretário, quando o governo baixa o custo da energia, aumenta as compras governamentais e faz concessões de portos, rodovias e ferrovias está induzindo o investimento.

Questionado sobre o baixo ritmo do investimento neste ano, Teixeira disse que parte desse desempenho decorre da crise internacional. “A relação entre investimento e expectativa é direta. Teremos aumento de investimento privado se a expectativa da economia internacional melhorar.”

Para o secretário, se o governo não estivesse atuando para incentivar o investimento e mostrar que está enfrentando a crise provavelmente os investimentos domésticos e externos teriam caído ainda mais. “Nós sabemos e temos noção clara de que temos de aumentar a taxa de investimento do país, mas isso não se faz da noite para o dia. Estamos fazendo tudo o que está ao nosso alcance.”

Fonte: Valor / Eduardo Campos e Sergio Leo

3- AIE reduz previsão para crescimento da demanda global de petróleo

A Administração de Informação de Energia dos Estados Unidos (AIE) afrouxou sua perspectiva para os mercados de petróleo em 2012 e 2013 , reduzindo as estimativas para o crescimento da demanda global e elevando as expectativas de expansão da produção de países de fora da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep).

Em seu relatório mensal de cenário para energia a curto prazo, a AIE revisou para cima o crescimento da produção de petróleo de fora da Opep em 60 mil barris por dia (bpd) para 2012, para um aumento de 570 mil bpd ante 2011. Em setembro, a administração havia estimado um ganho anual de 510 mil bpd.

O crescimento da produção de fora da Opep para 2013 ficou estável em 1,24 milhão de bpd. A produção total é agora esperada para ser 52,53 milhões de bpd em 2012, e 53,77 milhões de bpd em 2013, comparado com as expectativas anteriores de 52,49 milhões de bpd para este ano e 53,73 milhões para o ano que vem.

A AIE rebaixou sua projeção para o crescimento da demanda global por petróleo de 2012 em 45 mil bpd para 790 mil bpd, e reduziu a estimativa de 2013 em 80 mil bpd, para 920 mil bpd.

O consumo mundial para 2012 deve ficar na média de 89,09 milhões de bpd, de acordo com as previsões da AIE de outubro, abaixo das estimativas de setembro de 89,095 milhões de bpd.

A AIE reduziu também as estimativas da demanda global em 2013 para 90,01 milhões, ante os 90,095 milhões de bpd vistos anteriormente.

Fonte: Agência Reuters

4- Odebrecht mira setor de petróleo para crescer no exterior 

Com novos contratos que somaram quase US$ 4 bilhões em sua carteira de pedidos nas últimas duas semanas, a empresa de engenharia e construção para indústrias do grupo brasileiro Odebrecht está colocando em prática uma política de expansão em território internacional. Só nos Estados Unidos, onde a companhia vai reforçar sua atuação em refinarias de petróleo, o plano é elevar o faturamento a US$ 1 bilhão até 2015.

Marcio Faria, presidente da Odebrecht Engenharia Industrial, diz que já no começo do ano que vem a companhia começará a criar equipes para prospectar clientes do setor de óleo e gás em território americano, onde em 2011 faturou menos de US$ 200 milhões. O primeiro contrato do tipo nos EUA deve surgir ainda em 2013, prevê Faria. Hoje, o grupo executa obras na Refinaria de Pasadena, da Petrobras, no Estado do Texas - mas o contrato não fica no guarda-chuva da empresa liderada por Faria.

O alvo em território americano nesse setor é o estado do Texas, casa de inúmeras indústrias petrolíferas e onde o grupo Odebrecht estabeleceu unidades locais de sua empresa petroquímica, a Braskem. Empresas como Exxon Mobil são citadas por Faria como exemplos de potenciais clientes.

O crescimento da empresa nos Estados Unidos vai ser impulsionado também por um redesenho interno na organização do grupo neste ano, que colocou todas as operações da Odebrecht USA sob a empresa liderada por Faria. Por isso, contratos de infraestrutura para o poder público americano também passaram a ser vistos como prioridade pela empresa. Faria elege as rodovias como a principal fonte de contratos futuros.

Nas últimas semanas, a companhia já teve uma amostra desse potencial de negócios, ao conquistar o contrato de engenharia e construção de 60 quilômetros de rodovias nos arredores de Houston, no Estado do Texas. O contrato, assinado em parceria com a construtora americana Zachry, é considerado por Faria um "marco" na atuação do grupo naquele país. O valor é de US$ 1,03 bilhão, podendo chegar a US$ 1,1 bilhão caso o estado contrate serviços adicionais, como manutenção.

Além do Texas, a companhia deve concentrar sua atuação em dois outros estados. Em maior peso, na Flórida - que já reúne a maior parte dos contratos em execução naquele país. O empreendimento imobiliário Airport City, diz Faria, deve começar a ter obras em execução já no primeiro semestre de 2013. O projeto, que vai receber investimentos de US$ 500 milhões por parte do grupo brasileiro, conforme já publicado pelo Valor, ainda depende da permissão das autoridades locais.

A companhia também deve direcionar a atuação na Luisiana, onde atualmente executa obras de contenção de enchentes em Nova Orleans. "Estávamos muito concentrados na Flórida, e temos condições de expandir", diz Faria.

Apesar do plano já definido de expansão em território americano, a Odebrecht Engenharia Industrial está presente em outros países. No México, por exemplo, a companhia divulgou na última semana que firmou com a Braskem um contrato de US$ 2,7 bilhões em parceria com as construtoras ICA- Fluor e Technip para obras de um complexo petroquímico no Estado de Veracruz. A construção envolve três unidades de produção de polietileno e um "cracker" com capacidade para produzir mais de um milhão de toneladas ao ano.

No Brasil, a empresa foi responsável pela modernização do Terminal Aquaviário de Santos (SP) e pela Unidade de Propeno da Revap, em São José dos Campos (SP), para a Petrobras. Também construiu a unidade de polipropileno da Braskem em Paulínia (SP). Em Salvador, na Bahia, formou uma joint venture com OAS e UTC para a implantação do Estaleiro Enseada do Paraguaçu (EEP).

Faria calcula que, com novos contratos e a entrada da Odebrecht USA na consolidação das receitas, a empresa eleve o faturamento em 47% em 2012. Nos próximos anos, prevê, a expansão seria de 10% anuais. Segundo relatório de 2011, a Odebrecht Engenharia Industrial fatura R$ 3,18 bilhões.

Tendo como base o ranking elaborado pela revista "O Empreiteiro" com dados de 2011, a receita bruta registrada colocaria a Odebrecht Engenharia Industrial como a sexta maior construtora do país - em uma lista liderada pela Construtora Norberto Odebrecht, do mesmo conglomerado, com R$ 6,1 bilhões de faturamento em 2011 (segundo os dados coletados pela revista).

Faria calcula um faturamento ainda maior, incluindo participações em negócios liderados por companhias irmãs no grupo. Com esse critério, defende, o faturamento da Odebrecht Engenharia Industrial seria de R$ 6 bilhões e a tornaria a segunda maior do país.

Com novos contratos que somaram quase US$ 4 bilhões em sua carteira de pedidos nas últimas duas semanas, a empresa de engenharia e construção para indústrias do grupo brasileiro Odebrecht está colocando em prática uma política de expansão em território internacional. Só nos Estados Unidos, onde a companhia vai reforçar sua atuação em refinarias de petróleo, o plano é elevar o faturamento a US$ 1 bilhão até 2015.

Marcio Faria, presidente da Odebrecht Engenharia Industrial, diz que já no começo do ano que vem a companhia começará a criar equipes para prospectar clientes do setor de óleo e gás em território americano, onde em 2011 faturou menos de US$ 200 milhões.

O primeiro contrato do tipo nos EUA deve surgir ainda em 2013, prevê Faria. Hoje, o grupo executa obras na Refinaria de Pasadena, da Petrobras, no Estado do Texas - mas o contrato não fica no guarda-chuva da empresa liderada por Faria.

O alvo em território americano nesse setor é o estado do Texas, casa de inúmeras indústrias petrolíferas e onde o grupo Odebrecht estabeleceu unidades locais de sua empresa petroquímica, a Braskem. Empresas como Exxon Mobil são citadas por Faria como exemplos de potenciais clientes.

O crescimento da empresa nos Estados Unidos vai ser impulsionado também por um redesenho interno na organização do grupo neste ano, que colocou todas as operações da Odebrecht USA sob a empresa liderada por Faria. Por isso, contratos de infraestrutura para o poder público americano também passaram a ser vistos como prioridade pela empresa. Faria elege as rodovias como a principal fonte de contratos futuros.

Nas últimas semanas, a companhia já teve uma amostra desse potencial de negócios, ao conquistar o contrato de engenharia e construção de 60 quilômetros de rodovias nos arredores de Houston, no Estado do Texas. O contrato, assinado em parceria com a construtora americana Zachry, é considerado por Faria um "marco" na atuação do grupo naquele país. O valor é de US$ 1,03 bilhão, podendo chegar a US$ 1,1 bilhão caso o estado contrate serviços adicionais, como manutenção.

Além do Texas, a companhia deve concentrar sua atuação em dois outros estados. Em maior peso, na Flórida - que já reúne a maior parte dos contratos em execução naquele país. O empreendimento imobiliário Airport City, diz Faria, deve começar a ter obras em execução já no primeiro semestre de 2013. O projeto, que vai receber investimentos de US$ 500 milhões por parte do grupo brasileiro, conforme já publicado pelo Valor, ainda depende da permissão das autoridades locais.

A companhia também deve direcionar a atuação na Luisiana, onde atualmente executa obras de contenção de enchentes em Nova Orleans. "Estávamos muito concentrados na Flórida, e temos condições de expandir", diz Faria.

Apesar do plano já definido de expansão em território americano, a Odebrecht Engenharia Industrial está presente em outros países. No México, por exemplo, a companhia divulgou na última semana que firmou com a Braskem um contrato de US$ 2,7 bilhões em parceria com as construtoras ICA- Fluor e Technip para obras de um complexo petroquímico no Estado de Veracruz. A construção envolve três unidades de produção de polietileno e um "cracker" com capacidade para produzir mais de um milhão de toneladas ao ano.

No Brasil, a empresa foi responsável pela modernização do Terminal Aquaviário de Santos (SP) e pela Unidade de Propeno da Revap, em São José dos Campos (SP), para a Petrobras. Também construiu a unidade de polipropileno da Braskem em Paulínia (SP). Em Salvador, na Bahia, formou uma joint venture com OAS e UTC para a implantação do Estaleiro Enseada do Paraguaçu (EEP).

Faria calcula que, com novos contratos e a entrada da Odebrecht USA na consolidação das receitas, a empresa eleve o faturamento em 47% em 2012. Nos próximos anos, prevê, a expansão seria de 10% anuais. Segundo relatório de 2011, a Odebrecht Engenharia Industrial fatura R$ 3,18 bilhões.

Fonte: Valor Econômico

5- SPE promove workshop sobre integridade de poços 

A SPE (Society of Petroleum Engineers) realizará o workshop “Gerenciamento de Integridade de Poços com foco em Águas Profundas”, nos dias 7 e 8 de novembro de 2012, em Salvador (BA), dentro de um programa global de eventos promovidos pela entidade com o intuito de disseminar a informação e reforçar a interação entre os profissionais do setor.

Especialistas de empresas da cadeia produtiva de óleo e gás farão mais de 20 apresentações técnicas, compartilhando experiências com distintas tecnologias e as melhores práticas utilizadas em sua região. A SPE estima a participação de aproximadamente 100 profissionais da área de integridade de poços de petroleiras e empresas de bens e serviços que atuam no mercado de petróleo e gás natural no país.

O gerenciamento da integridade e os principais desafios em águas profundas, novos requisitos e regulação e tecnologias inovadoras são os temas centrais das seis sessões técnicas que terão a participação de profissionais de empresas como Baker Hughes, Ecopetrol, Exprosoft, National Oilwell Varco, OGX, Petrobras, Schlumberger, Sinopec Argentina e Weatherford, que integram o comitê técnico do evento, presidido por Otto Luiz Alcantara Santos, da Petrobras, e Neal Adams, consultor na área de integridade de poços.

“Este workshop proporcionará uma excelente oportunidade para especialistas e gestores conhecerem e discutirem as novas tendências, melhores práticas e desafios em gerenciamento da integridade de poço, em todas as fases da sua vida produtiva (desde o projeto e perfuração até o abandono total do mesmo), especialmente daqueles localizados em águas profundas”, observa o engenheiro Otto Luiz Alcantara Santos, que é consultor sênior da Petrobras e Chairman da Seção SPE Bahia/Sergipe.

A questão da integridade de poços, principalmente em águas profundas, em condições cada vez mais severas, é um aspecto crítico para a indústria petrolífera mundial, que vem investindo na melhoria dos procedimentos de operação durante o processo de planejamento, construção, funcionamento e manutenção do poço, assim como em novas soluções que garantam maior longevidade e segurança a estes ativos.

A SPE (Society of Petroleum Engineers) realizará o workshop “Gerenciamento de Integridade de Poços com foco em Águas Profundas”, nos dias 7 e 8 de novembro de 2012, em Salvador (BA), dentro de um programa global de eventos promovidos pela entidade com o intuito de disseminar a informação e reforçar a interação entre os profissionais do setor.

Especialistas de empresas da cadeia produtiva de óleo e gás farão mais de 20 apresentações técnicas, compartilhando experiências com distintas tecnologias e as melhores práticas utilizadas em sua região. A SPE estima a participação de aproximadamente 100 profissionais da área de integridade de poços de petroleiras e empresas de bens e serviços que atuam no mercado de petróleo e gás natural no país.

O gerenciamento da integridade e os principais desafios em águas profundas, novos requisitos e regulação e tecnologias inovadoras são os temas centrais das seis sessões técnicas que terão a participação de profissionais de empresas como Baker Hughes, Ecopetrol, Exprosoft, National Oilwell Varco, OGX, Petrobras, Schlumberger, Sinopec Argentina e Weatherford, que integram o comitê técnico do evento, presidido por Otto Luiz Alcantara Santos, da Petrobras, e Neal Adams, consultor na área de integridade de poços.

“Este workshop proporcionará uma excelente oportunidade para especialistas e gestores conhecerem e discutirem as novas tendências, melhores práticas e desafios em gerenciamento da integridade de poço, em todas as fases da sua vida produtiva (desde o projeto e perfuração até o abandono total do mesmo), especialmente daqueles localizados em águas profundas”, observa o engenheiro Otto Luiz Alcantara Santos, que é consultor sênior da Petrobras e Chairman da Seção SPE Bahia/Sergipe.

A questão da integridade de poços, principalmente em águas profundas, em condições cada vez mais severas, é um aspecto crítico para a indústria petrolífera mundial, que vem investindo na melhoria dos procedimentos de operação durante o processo de planejamento, construção, funcionamento e manutenção do poço, assim como em novas soluções que garantam maior longevidade e segurança a estes ativos. 

Well Integrity Management: A Deepwater Approach

Data: 7 e 8 de novembro de 2012

Local: Pestana Bahia Hotel

Endereço: Rua Fonte do Boi, 216 - Rio Vermelho - Salvador, Bahia, Brasil - CEP: 41940-360

Fonte: Redação TN Petróleo

6- Shell terá novo diretor da área de refino  

A Royal Dutch Shell anunciou hoje a indicação de Ben van Beurden para o cargo de diretor de downstream - área que engloba refino e atividades relacionadas - na operação global da companhia. O executivo deverá assumir a função em 1º de janeiro de 2013. Ele fará parte do comitê executivo da Shell.

Van Beurden ocupará o posto no lugar de Mark Williams, que, segundo a petroleira anglo-holandesa, retornará aos Estados Unidos e deixará a companhia depois de 33 anos.

O novo executivo é holandês e ocupa, atualmente, o cargo de vice-presidente-executivo de químicos. Engenheiro químico, Beurden entrou na Shell em 1983 e ocupou diversos postos nas áreas de engenharia, gerência e operação de unidades e comercial na Holanda, África, Malásia, Reino Unido e Estados Unidos. 

Fonte: Valor Online

II – COMENTÁRIOS

1- Operadores portuários pedem maior agilidade ao governo 

Garantir uma maior agilidade nas licitações para arrendamentos de novos terminais portuários no Brasil. Essa é uma das propostas feitas pelos operadores portuários para integrar o novo pacote de medidas dos portos, em elaboração pelo Governo Federal. A sugestão envolve redução das etapas que antecedem a publicação da concorrência e menos exigências para o licenciamento ambiental.

As propostas foram apresentadas por membros da Federação Nacional dos Operadores Portuários (Fenop) há cerca de três semanas, durante reunião com a ministra-chefe da Casa Civil, Gleisi Helena Hoffmann, em Brasília. Entre os participantes do encontro, esteve o presidente da entidade, Mauro Salgado, que também é diretor administrativo-comercial da Santos Brasil.

O executivo revelou detalhes da reunião para A Tribuna durante visita da equipe de reportagem ao Terminal de Contêineres (Tecon) operado pela Santos Brasil em Vila do Conde, no Pará, na semana passada.

Sobre as licitações para o arrendamento de terminais, que hoje levam mais de dois anos, provocando lentidão nos investimentos, o presidente da Fenop explicou que é preciso diminuir o número de etapas até que se comece a concorrência. Um caminho seria eliminar a obrigatoriedade do edital passar por tantos órgãos antes de ser divulgado.

No processo atual, explicou Salgado, a Docas elabora o edital e envia para a Secretaria de Portos (SEP), a Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq), a Advocacia Geral da União e o Tribunal de Contas da União. Depois, é feito o caminho de volta.

“Uma das sugestões é que se lance o edital de licitação com a aprovação da Antaq e da SEP. E os processos na AGU e no TCU caminhem paralelamente. Se houver algum grande problema, se interrompe o processo. Mas é difícil ter (algum erro) porque todo mundo já conhece o processo”, observou.

A emissão da licença ambiental é outro aspecto que impede maior celeridade na implantação de empreendimentos, analisou o diretor da Santos Brasil, já que o processo é realmente demorado. Para mudar o cenário, Salgado defende que se faça o edital sem exigência prévia da licença.

“Hoje, em Vila do Conde, por exemplo, já existe uma licença de operação para todo o porto. Mas se a companhia docas quiser licitar um pedacinho de praia, tem que fazer uma nova licença ambiental antes da licitação e isso leva aquele tempo todo. Sugerimos que onde já tenha licença para o porto, que se faça o edital sem exigência prévia dessa licença. Esses processos reduziriam pela metade o tempo da licitação”.

Mais propostas

Além das questões que envolvem o processo de licitação, a Fenop também propôs alterações no modelo de gestão das companhias docas. “O Governo precisa fazer com que as companhias docas funcionem bem, pois independentemente da capacidade das pessoas que são colocadas, o modelo não funciona. É por isso que as licitações demoram, as dragagens não saem, a manutenção do patrimônio público fica a desejar”, destacou Salgado.

Nesse quesito, o empresário apontou que o ideal seria dividir as companhias docas em autoridades portuárias públicas e administradoras portuárias privadas, todas controladas pelo Governo. “A nossa sugestão foi acompanhada de detalhamento, o que ficaria numa e na outra, quem pagaria os custos, sem nenhum custo adicional para o Governo, importadores e exportadores”, disse.

Uma decisão sobre a adaptação dos contratos de arrendamento anteriores à Lei dos Portos (8.630/93), com prorrogação dos contratos ou nova licitação, também é esperada com ansiedade pelos operadores.

Segundo Mauro Salgado, a decisão do Governo Federal será preponderante para que sejam investidos mais de R$ 30 bilhões nos portos até 2022. “São dezenas de contratos esperando pela adaptação. E os detentores desses contratos têm investimentos de R$ 10,3 bilhões a serem feitos. Se o Governo confirmar a intenção de prorrogar os contratos, só em terminais de contêineres são R$ 10,7 bilhões adicionais”, revelou.

Em relação aos terminais de graneis sólidos e líquidos, estão previstos R$ 12 bilhões em investimentos, caso os contratos sejam mesmo estendidos.

“Estamos falando de trinta e poucos bilhões de reais injetados na economia, na atividade portuária, que é o que o Governo quer, o País precisa e é também o que queremos. Estamos com uma visão positiva”, afirmou Mauro Salgado.

Fonte: A Tribuna / Lyne Santos

2- Conteúdo local acirra disputa em território brasileiro 

Nascido da necessidade de aumentar e promover a produção brasileira de bens e serviços utilizados na indústria do petróleo, o chamado Conteúdo Local adquiriu uma enorme importância para o desenvolvimento do país. O know how acabou sendo transferido também para outros setores da economia nacional, como, por exemplo, o de máquinas e equipamentos ou de energia.

A certificação de conteúdo local (espécie de auditoria do que é efetivamente fabricado ou, no caso de serviços, o que é realizado por mão de obra nacional) é um instrumento que precisa ser seguido fielmente de acordo com que está firmado nos contratos entre a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e as empresas de petróleo concessionárias, vencedoras das rodadas de licitação de blocos de exploração. Vale lembrar que, se os valores declarados pelas empresas como investimentos locais não forem certificados até o final da fase de exploração dos campos licitados, as operadoras estarão sujeitas a multas aplicadas pela ANP.

Para o setor de maquinário não existe nenhum instrumento legal vinculante que obrigue a Petrobras a comprar máquinas nacionais para as refinarias, também não há a obrigação de Conteúdo Local. No upstream (parte da cadeia produtiva que antecede o refino, abrangendo as atividades de exploração, desenvolvimento, produção e transporte para beneficiamento), a compra do produto nacional depende do leilão da ANP: quando a agência promoveu o leilão da Petrobras ou para outras produtoras, (naquele contrato) quem comprou o campo de petróleo se comprometeu com X % nacional: isto quer dizer que, na verdade, quem vai fiscalizar se está sendo cumprido ou não o que foi acordado é o próprio comprador do campo de petróleo. Ou seja, ele é quem se autoimpôs a obrigatoriedade do conteúdo nacional: na hora em passou a participar do leilão por meio do próprio envelope, a compra de x% no Brasil e sua fiscalização ficam por conta do mesmo comprador.

“Nós temos que desmistificar esse negócio de Conteúdo Local”, afirma o vice-presidente da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) José Velloso. “A Petrobras optou por executar seus empreendimentos por meio de contratos globais com empresas EPCistas, e não teria como optar por outro sistema em função dos vultosos investimentos; não teria internamente a quantidade de engenharia necessária. Nós trabalhamos muito forte, antes mesmo de 2003, para que as compras da Petrobras fossem entregues para brasileiros porque uma empresa de máquinas e equipamentos da Abimaq (associada), na hora da compra, não está participando: a maioria do conteúdo dessas refinarias e dos investimentos da Petrobras estão sendo feitos com máquinas importadas. O conteúdo de máquinas brasileiras não chega a 25%”, explica Velloso.

Vale lembrar que as plataformas e os navios que estão sendo feitos nesses estaleiros que foram instalados no Brasil são nacionais. As chamadas joint venture é que estão trabalhando. Os componentes de um navio comprado no Brasil, construído em um estaleiro nacional, é quase todo importado: o casco é montado no estaleiro, mas tudo o que tem lá dentro bem como a máquina (que está sendo construída no Brasil para erguê-lo) fazem parte de uma empresa nacional, com bens importados montados por ela aqui.

A reivindicação do governo norte-americano para que o Brasil reduza a exigência de conteúdo local na exploração de petróleo e gás acalorou a discussão. A insatisfação das empresas norte-americanas com as normas da legislação brasileira provocaram reações contrárias ao governo brasileiro: as companhias estrangeiras alegam que isso será uma barreira à entrada delas na exploração da nova fronteira petrolífera brasileira, que querem ter mais chances de participar do processo com tecnologia e know-how. Um dos argumentos levantados é que as exigências de conteúdo local possam tornar as empresas brasileiras menos competitivas em relação às internacionais, inflacionando o mercado.

No exterior, a posição do governo brasileiro para proteger a indústria nacional tomou corpo após a crise econômica internacional. Além disso, o país não é o único a adotar iniciativas que privilegiam o aumento do índice de nacionalização, com o intuito de fortalecer a cadeia produtiva do país e estimular o desenvolvimento tecnológico do setor. Nações como a Noruega e a Inglaterra já usaram o petróleo para fortalecer a indústria local, mediante a adoção da internacionalização da cadeia produtiva, formação de clusters e atração de empresas globais.

Nascido da necessidade de aumentar e promover a produção brasileira de bens e serviços utilizados na indústria do petróleo, o chamado Conteúdo Local adquiriu uma enorme importância para o desenvolvimento do país. O know how acabou sendo transferido também para outros setores da economia nacional, como, por exemplo, o de máquinas e equipamentos ou de energia.

A certificação de conteúdo local (espécie de auditoria do que é efetivamente fabricado ou, no caso de serviços, o que é realizado por mão de obra nacional) é um instrumento que precisa ser seguido fielmente de acordo com que está firmado nos contratos entre a Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e as empresas de petróleo concessionárias, vencedoras das rodadas de licitação de blocos de exploração. Vale lembrar que, se os valores declarados pelas empresas como investimentos locais não forem certificados até o final da fase de exploração dos campos licitados, as operadoras estarão sujeitas a multas aplicadas pela ANP.

Para o setor de maquinário não existe nenhum instrumento legal vinculante que obrigue a Petrobras a comprar máquinas nacionais para as refinarias, também não há a obrigação de Conteúdo Local. No upstream (parte da cadeia produtiva que antecede o refino, abrangendo as atividades de exploração, desenvolvimento, produção e transporte para beneficiamento), a compra do produto nacional depende do leilão da ANP: quando a agência promoveu o leilão da Petrobras ou para outras produtoras, (naquele contrato) quem comprou o campo de petróleo se comprometeu com X % nacional: isto quer dizer que, na verdade, quem vai fiscalizar se está sendo cumprido ou não o que foi acordado é o próprio comprador do campo de petróleo. Ou seja, ele é quem se autoimpôs a obrigatoriedade do conteúdo nacional: na hora em passou a participar do leilão por meio do próprio envelope, a compra de x% no Brasil e sua fiscalização ficam por conta do mesmo comprador.

“Nós temos que desmistificar esse negócio de Conteúdo Local”, afirma o vice-presidente da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) José Velloso. “A Petrobras optou por executar seus empreendimentos por meio de contratos globais com empresas EPCistas, e não teria como optar por outro sistema em função dos vultosos investimentos; não teria internamente a quantidade de engenharia necessária. Nós trabalhamos muito forte, antes mesmo de 2003, para que as compras da Petrobras fossem entregues para brasileiros porque uma empresa de máquinas e equipamentos da Abimaq (associada), na hora da compra, não está participando: a maioria do conteúdo dessas refinarias e dos investimentos da Petrobras estão sendo feitos com máquinas importadas. O conteúdo de máquinas brasileiras não chega a 25%”, explica Velloso.

Vale lembrar que as plataformas e os navios que estão sendo feitos nesses estaleiros que foram instalados no Brasil são nacionais. As chamadas joint venture é que estão trabalhando. Os componentes de um navio comprado no Brasil, construído em um estaleiro nacional, é quase todo importado: o casco é montado no estaleiro, mas tudo o que tem lá dentro bem como a máquina (que está sendo construída no Brasil para erguê-lo) fazem parte de uma empresa nacional, com bens importados montados por ela aqui.

A reivindicação do governo norte-americano para que o Brasil reduza a exigência de conteúdo local na exploração de petróleo e gás acalorou a discussão. A insatisfação das empresas norte-americanas com as normas da legislação brasileira provocaram reações contrárias ao governo brasileiro: as companhias estrangeiras alegam que isso será uma barreira à entrada delas na exploração da nova fronteira petrolífera brasileira, que querem ter mais chances de participar do processo com tecnologia e know-how. Um dos argumentos levantados é que as exigências de conteúdo local possam tornar as empresas brasileiras menos competitivas em relação às internacionais, inflacionando o mercado.

No exterior, a posição do governo brasileiro para proteger a indústria nacional tomou corpo após a crise econômica internacional. Além disso, o país não é o único a adotar iniciativas que privilegiam o aumento do índice de nacionalização, com o intuito de fortalecer a cadeia produtiva do país e estimular o desenvolvimento tecnológico do setor. Nações como a Noruega e a Inglaterra já usaram o petróleo para fortalecer a indústria local, mediante a adoção da internacionalização da cadeia produtiva, formação de clusters e atração de empresas globais.

Fonte: Abimaq