Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Ministério das Minas e Energia, divulgados este mês revelam que a meta do Brasil para os próximos dez anos é triplicar a produção anual de petróleo e gás. Esse salto fará o setor responder por 67% do investimento previsto de R$ 1 trilhão para todo setor energético do país

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Energia potencial

Simone Goldberg, no Valor Econômicol

Dados da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), do Ministério das Minas e Energia, divulgados este mês revelam que a meta do Brasil para os próximos dez anos é triplicar a produção anual de petróleo e gás. Esse salto fará o setor responder por 67% do investimento previsto de R$ 1 trilhão para todo setor energético do país. Segundo o estudo, a produção brasileira de petróleo deve passar dos atuais 2,1 milhões de barris diários para 6,1 milhões em 2020, por conta da exploração da camada do pré-sal.

O levantamento inclui tanto a produção da Petrobras como de outras empresas do setor. Hoje, a estatal responde por mais de 90% do petróleo produzido no país. E quer transformar em realidade a promessa do pré-sal. Há alguns meses, a Petrobras revisou para cima seus planos de investimento no pré-sal da Bacia de Santos, o Plansal, parte da programação mais ampla de aportes da empresa. Especialmente para o pré-sal da Bacia de Santos, a estatal vai investir, entre 2011 e 2015, US$ 73 bilhões em conjunto com seus parceiros como BG, Repsol e Galp.

Desse montante, US$ 54 bilhões – ou 74% – virão da estatal. É um valor 63,6% maior que os US$ 33 bilhões estimados anteriormente, até 2014, que levava em conta uma produção de 241 mil barris por dia. No novo cenário, a estimativa é alcançar 613 mil barris em 2015 em áreas operadas pela empresa.

A meta de produção antes anunciada, de um milhão de barris diários de petróleo em 2017, vai ser superada. Segundo a empresa, ainda que tenha havido um incremento no volume total dos investimentos, a revisão do Plansal revela uma curva descendente dos custos de desenvolvimento da área em relação ao primeiro plano, de 2008. "A Petrobras será capaz de reduzir em até 45% seus custos com o desenvolvimento da área do pré-sal da Bacia de Santos, em relação ao que estava programado inicialmente", diz o gerente executivo do pré-sal, José Formigli. Para ele, isso é possível graças às melhorias de logística obtidas com a utilização de estações intermediárias entre as plataformas de produção e o litoral para receber os trabalhadores que vão atuar nas instalações de produção, além de suprimentos para as plataformas.

Outro fator que ajuda nessa diminuição dos gastos é o melhor conhecimento geológico da região, o que permite baixar custos de perfuração de poços. A produtividade dos poços também passou de 15 mil para 20 mil barris por dia. Na revisão do Plansal, a Petrobras também ampliou a expectativa de volume recuperável potencial das áreas de Lula (novo nome do campo de Tupi) e Cernambi, para além dos oito bilhões de barris. O plano de negócios 2010-2014 prevê ainda outros US$ 75,2 bilhões de aportes nas áreas pós-sal e no global, os investimentos da Petrobras alcançam US$ 224 bilhões.

"O pré-sal pode colocar a Petrobras entre as dez maiores petroleiras do mundo", observa a diretora da consultoria MB Associados Tereza Fernandez, que acompanha o setor. "Mas ainda demora uns dez anos para essa nova fronteira petrolífera se consolidar." Segundo ela, ainda há vários pontos importantes a serem definidos. Um deles, por exemplo, é como escoar e aproveitar economicamente o gás associado ao petróleo na produção do pré-sal, que fica a centenas de quilômetros da costa. "É uma logística cara. A Petrobras tem competência técnica para resolver, mas deve precisar de sócios para ajudar com recursos financeiros."

O novo plano de negócios para 2011-2015 era aguardado para sexta-feira, após reunião do Conselho de Administração. Mas seu anúncio foi adiado de novo – a primeira versão, apresentada em maio, também foi rejeitada – porque os conselheiros pediram mais uma vez à diretoria detalhes e estudos sobre o programa de investimentos proposto.

Analistas que acompanham de perto a empresa comentaram que a nova proposta manteria o valor total na mesma faixa do plano em vigor de 2010-2014 – investimentos totais de US$ 224 bilhões – e haveria cortes ou redução no ritmo principalmente nos investimentos em refino e em aportes externos. O foco dos negócios seria mantido em exploração, desenvolvimento de achados e produção no Brasil. A estatal tem alguns grandes empreendimentos em curso na área de refino que devem ter seu orçamento reduzido, como Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e a refinaria Premium II no Ceará.

"O país tem carência de refino e está importando cada vez mais derivados e exportando óleo bruto. Além da produção do pré-sal que vem aí, há o pós-sal, que continua", lembra Tereza, da MB Associados. Para ela, dificilmente o preço do petróleo cairá abaixo dos U$ 80 o barril, a não ser que ocorra uma forte recessão.

Para a Agência Internacional de Energia, até 2030 os combustíveis fósseis ainda responderão pelo atendimento de 70% a 75% da matriz energética global. E como a produção dos campos de petróleo se reduz em cerca de 10% anualmente, a necessidade extra para abastecer a demanda mundial em 2030 será de 55 milhões de barris por dia, levando-se em conta um crescimento econômico estacionado.

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Programa deve duplicar frota

A Transpetro, braço logístico da Petrobras, já investiu R$ 9,6 bilhões no seu Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef). Dos 49 navios estimados pelo programa, 41 já foram licitados. Ainda há oito embarcações em fase final de licitação.

"Precisávamos renovar e expandir a nossa frota. Essa foi a oportunidade para fazer renascer nossa indústria naval, em bases modernas e competitivas", destaca o presidente da Transpetro, Sérgio Machado.

Sete navios aliviadores de posicionamento dinâmico, que já foram encomendados, serão usados para escoar a produção de plataformas dos campos da nova fronteira petrolífera do país, situada a cerca de 300 quilômetros da costa. Essa demanda efetiva das necessidades do pré-sal ainda está sendo quantificada. Mas já se sabe que a demanda por plataformas de produção, barcos de apoio e navios aliviadores de posicionamento dinâmico deverá crescer de forma expressiva em relação aos números já disponíveis, calculados antes do pré-sal.

"Já temos a quarta maior carteira mundial de encomendas de petroleiros e a quinta de navios em geral", ressalta o presidente da Transpetro. A frota atual da empresa conta com 53 navios. A partir do Promef, estima-se que esse número chegue a mais de 110 navios em 2015. O índice de nacionalização do Promef é de 65% na primeira fase, que somava 23 navios, e de 70% na segunda etapa.

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Momento é favorável à atração de estrangeiros

Receita para um novo eldorado: junte no mesmo caldeirão estabilidade política, solidez da economia e uma nova fronteira petrolífera. Está formado o cenário para grande atração de investimentos. Levantamento do Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) mostra que as empresas privadas, como as multinacionais que atuam no país, vão investir US$ 36 bilhões em exploração e produção entre 2011 e 2015, valor que representa um aumento de 20% em relação ao período de 2010 a 2014. Boa parte desses recursos irá para projetos no pré-sal que petroleiras como BG, Repsol e Galp têm parceria com a Petrobras.

O britânico BG Group está no Brasil desde 1994 e já colocou mais de US$ 5 bilhões no país. A empresa se prepara agora para outro desembolso de mais de US$ 30 bilhões até 2020, além de US$ 1,5 bilhão em pesquisa e desenvolvimento até 2025. Atua com parceiros no pré-sal da Bacia de Santos, onde é principal associado da Petrobras, e aposta em grande volume de produção.

"Em 2020, a BG Brasil será responsável por cerca de um terço da produção líquida do BG Group", disse o presidente da BG Brasil, Nelson Silva. Essa produção, oriunda da Bacia de Santos, será de mais de 550 mil barris de óleo equivalente por dia. Ele confirma o interesse em expandir os negócios no país e, para isso. "Congratulamos a intenção do governo de retomar as rodadas de licitações e valorizamos o clima de investimentos no Brasil", frisou.

A anglo-holandesa Shell também tem planos para o país. Desde a abertura do mercado em 1998, a Shell já investiu mais de U$ 3 bilhões no setor de exploração e produção no Brasil. Foi a primeira petroleira privada a produzir no país depois da quebra do monopólio da Petrobras. "A perspectiva para 2011 é de mais investimento, pois o Brasil é um dos seis países-foco na estratégia global da Shell", destacou o gerente de Relações Externas de Exploração e Produção da Shell, Flavio Rodrigues.

Ele contou que a empresa vai perfurar até dez poços exploratórios nos próximos dois anos. Rodrigues lembrou ainda que a Shell tem mais de quarenta anos de experiência no pré-sal, especialmente no Golfo do México, em Omã e na Holanda. "Hoje, mais de 10% da produção anual da companhia é proveniente de reservas no pré-sal", destacou.

Na região central do pré-sal brasileiro a Shell opera o bloco BMS 54 com 80% do ativo e tem participações nos blocos BMS 8 (20%) e BMS 45 (40%) na Bacia de Santos. Além dessas, tem áreas nas bacias de Campos, do Espírito Santo e do São Francisco, totalizando 14 concessões onde é operadora em nove.

Atualmente a empresa produz em torno de 90 mil barris por dia. Em 2010, a média da produção da Shell foi de cerca de 94,5 mil barris por dia, nos dois blocos que já estão em fase de produção: Parque das Conchas (BC-10) e Bijupirá & Salema, ambos na Bacia de Campos. "O resultado representa a consolidação da liderança da Shell entre as empresas internacionais que investem em petróleo e gás no país, e a posição como segundo maior produtor, atrás da Petrobras", disse Rodrigues.

No último ano, a Shell produziu 34 milhões de barris de óleo equivalente, no Parque das Conchas e em Bijupirá e Salema, 30% acima da meta para o ano.

A norueguesa Statoil também aposta no petróleo brasileiro. De acordo com presidente da empresa no Brasil, Kjetil Hove, a estratégia desenhada para o país é de longo prazo. "Queremos crescer através da exploração e produção da grande área do campo de Peregrino, novas oportunidades exploratórias e aplicando tecnologias inovadoras. Estamos comprometidos em continuar nossos investimentos, dado o crescimento da atratividade comercial", comentou.

O campo de Peregrino, na Bacia de Campos, é o maior projeto internacional da empresa como operadora. "Nele, estimamos uma reserva de aproximadamente 600 milhões de barris de petróleo recuperáveis ao longo de mais ou menos 30 anos de produção", destacou Hove. A produção no local foi iniciada em abril deste ano e atualmente está em cerca de 40 mil barris por dia.

"Esperamos atingir nosso platô de produção de 100 mil barris por dia até o início de 2012. Recentemente anunciamos também uma nova descoberta da área Sul de Peregrino, onde estimamos uma reserva de 300 milhões de barris recuperáveis. Peregrino Sul continua em fase de exploração para estudarmos seu potencial total", completou.

Segundo Hove, a Statoil pretende disputar a próxima rodada de licitações da ANP, a décima-primeira, no segundo semestre, que colocará à venda 174 blocos em nove bacias sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Paranaíba, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar, Recôncavo e Sergipe-Alagoas. "A Statoil tem interesse em ampliar seu portfolio no Brasil e espera encontrar novas oportunidades nesta próxima rodada", observou.

Para ele, as descobertas no pré-sal são muito atrativas para a Statoil e impactaram seus negócios no país na estratégia de longo prazo. "Há muito interesse em participar da exploração e desenvolvimento do pré-sal", disse. A petroleira norueguesa já tem alguns blocos como parceira no pré-sal do Espírito Santo, em águas não tão profundas como as das descobertas da Petrobras.

Recentemente, os chineses investiram no setor de petróleo e gás no Brasil cerca de US$ 10 bilhões. O grande desse desembarque foi a aquisição, pela China Petrochemical Corp (Sinopec), de 40% da subsidiária brasileira da espanhola Repsol, por US$ 7,1 bilhões, em outubro do ano passado. A transação criou a Repsol Sinopec Brasil, uma empresa de US$ 17,8 bilhões, que nasceu detendo participação em 14 blocos exploratórios, dezenas de reservatórios em diversas fases de exploração e também em áreas já em produção, como Albacora Leste, da Petrobras.

A Repsol Sinopec atua nas Bacias de Campos, do Espírito Santo e de Santos, onde marca presença no pré-sal, com o bloco BM-S-9 e é parceira da Petrobras e da BG. Lá, foram feitas as descobertas das jazidas Guará e Carioca. A Repsol Sinopec já declarou interesse em participar de novas rodadas de licitação de áreas exploratórias de forma conjunta ou individual.

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OGX caminha para ser a segunda maior do país

A OGX, braço petroleiro do grupo EBX, tem números grandiosos. A empresa, que já investiu US$ 3,2 bilhões de 2007 até o primeiro trimestre deste ano, fará outro aporte de cerca de US$ 4,5 bilhões até 2013 na busca por petróleo e gás nas bacias onde atua. A OGX tem 29 blocos no Brasil – nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, Pará-Maranhão e na terrestre Parnaíba – e cinco na Colômbia.

Até 2015, a empresa pretende ter produção de 730 mil barris de óleo equivalente (BOE) por dia, tirados das Bacias de Campos e do Parnaíba. É uma arrancada e tanto para uma companhia que em outubro de 2011 começa a produção de 20 mil barris diários no complexo de Waimea, na Bacia de Campos, e que almeja a vice-liderança do setor em apenas quatro anos. "Seremos a segunda maior produtora do Brasil", afirma o diretor geral da OGX, Paulo Mendonça.

O salto maior virá mais adiante: com base em seus recursos potenciais de 10,8 bilhões de barris de óleo equivalente, a empresa estima que a partir de 2019 terá condições de produzir 1,38 milhão de barris por dia. O incremento da produção virá em etapas. Na Bacia de Campos, a perspectiva é avançar para 50 mil barris diários no ano que vem e 150 mil barris diários em 2013.

"Além do desenvolvimento da Bacia de Campos, vamos ter, no final de 2012, a produção de 5,7 milhões de metros cúbicos de gás por dia na Bacia do Parnaíba", observa Mendonça.

Há muito para arregaçar as mangas. Ele citou as áreas por desenvolver na Bacia de Santos, considerada uma das mais promissoras do país e onde a OGX já fez cinco descobertas: a mais recente em maio passado, no bloco BM-S-58, em águas rasas e a 105 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, próximo a outro achado da empresa.

Com agenda cheia em 2011, Mendonça conta que a OGX espera para as próximas semanas o início da perfuração de poços na Bacia do Pará-Maranhão. Os cinco blocos da companhia nesta bacia estão localizados a mais de 120 quilômetros da costa. Também este ano, a previsão é começar a perfurar na Bacia do Espírito Santo, em blocos operados pela Perenco.

Outra alta expectativa da OGX são os cinco blocos adquiridos em junho de 2010 na Colômbia, cujos contratos de exploração e produção foram assinados no começo deste ano. Toda essa atividade reflete parte de um apetite que não para de crescer.

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Novas descobertas vão provocar mudanças na matriz energética

Carlos Silva

A descoberta de gás natural pela OGX na Bacia do Parnaíba – confirmada este ano – e as perspectivas positivas para a Bacia de São Francisco podem ser os passos iniciais de uma matriz energética com maior participação do combustível. De acordo com as empresas que exploram gás natural nessas áreas, o suprimento extra a ser colocado à disposição por esses sítios pode tornar viáveis novas termelétricas, abastecer a indústria e gerar receita com a exportação de GNL.

A OGX é a empresa com a maior campanha exploratória voltada para o gás não-associado – gás natural com pouca ou nenhuma presença de óleo (condensado). O plano de investimentos em exploração da OGX Maranhão – sociedade entre OGX e MPX, também do grupo EBX – na Bacia do Parnaíba, de 2009 a 2013, é de R$ 600 milhões a R$ 700 milhões.

No ano passado, a empresa descobriu gás nas prospecções de Califórnia e Fazenda São José, que tiveram sua comercialização declarada em maio deste ano e viraram os campos Gavião Azul e Gavião Real, respectivamente. As duas áreas devem produzir 5,7 milhões de m3 /dia de gás natural. O volume é 200 mil m3 /dia superior ao produzido pelo maior campo terrestre de gás em operação, o Rio Urucu, no Amazonas.

A campanha de produção da empresa prevê investimento de US$ 450 milhões no desenvolvimento dos campos. Estão previstos 23 poços de produção e instalações associadas, como sistema de captação – linhas e manifolds, uma unidade de produção de gás e um gasoduto de pequena extensão. A OGX Maranhão comercializará o gás prioritariamente para térmicas da MPX.

Para a empresa, em caso de novas descobertas, uma alternativa à geração térmica é exportar gás via GNL. A petroleira aposta na crescente demanda mundial para que isso se torne realidade. Até 2013, o plano de negócios da OGX prevê a perfuração de mais 12 poços, dos quais dois estão em andamento, por meio das sondas QG-1 e BCH-5.

Outros três já foram perfurados. Existem ainda duas equipes trabalhando na aquisição de dados sísmicos, abrangendo uma área total de 44 municípios. Entre 2009 e 2010 já foram investidos cerca de R$ 92 milhões incluindo perfuração e sísmica.

A Orteng, que detém a concessão para exploração de três blocos – arrematados na sétima e décima rodadas da ANP – na Bacia do São Francisco, está confiante quanto à possibilidade de descobertas significativas. A empresa investiu R$ 28 milhões em exploração no SF-T-132, onde detectou, no ano passado, indícios de gás. A avaliação das potenciais reservas do bloco está sendo conduzida pela Schlumberger.

A provável declaração de comercialização deve ser comunicada à ANP ainda neste mês. "Não temos dúvidas de que são reservas altamente significativas. O trabalho é descobrir o tamanho exato", diz o gerente de Óleo e Gás da Orteng, Frederico Macedo.

Para o executivo, as novas descobertas de gás no país devem mudar a matriz energética no curto e médio prazos. Ele destaca a proximidade das áreas da bacia de São Francisco com grandes centros consumidores, como Belo Horizonte, Brasília e Cuiabá. Em um primeiro momento, contudo, o energético deverá ser destinado a termelétricas.

"É a maneira mais rápida de se gerar receita com esse gás", avalia. Macedo considera como outros grandes mercados potenciais plantas de fertilizantes e as indústrias em geral. "A região do triângulo mineiro, por exemplo, tem grande demanda", afirma.

A mineradora Vale também não dorme em serviço. De olho no potencial do gás de bacias terrestres e offshore, a empresa aparece como sócia em 19 blocos exploratórios, nas bacias do Espírito Santo, Pará-Maranhão, Parnaíba e Santos. Arrematou áreas na nona rodada da ANP e fechou acordos de "farm in" em blocos da sexta e sétima rodadas. A empresa pretende diversificar e otimizar sua matriz energética para reduzir custos e mitigar riscos.

Outra que aposta no potencial do gás é a Petra Energia. A petroleira tem sociedade com a OGX Maranhão em sete blocos na Bacia do Parnaíba e detém concessão, como operadora, em 24 blocos exploratórios na Bacia do São Francisco, todos arrematados na sétima rodada da ANP. No momento, a petroleira está fazendo um levantamento sísmico 2D em uma área de 10 mil km2. O estudo servirá de base para definir os locais de perfuração de nove poços. Cada um terá custo estimado entre US$ 8 milhões e US$ 10 milhões. Em 2012, mais duas ou três estruturas serão perfuradas. A Petra prevê perfurar o primeiro poço na região, no próximo mês.

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Brasil Offshore deve girar R$ 120 milhões

Rosangela Capozoli

Antes mesmo de produzir um único barril de petróleo, o pré-sal já demonstra seu gigantismo, por enquanto, fora das plataformas. A 6ª edição da Brasil Offshore – Feira e Conferência Internacional da Indústria de Petróleo e Gás -, que acontece em Macaé, no Rio de Janeiro, se internacionalizou, ao atrair o triplo de países em relação a última edição, de 2009. A feira ocupa o Centro Municipal de Convenções Jornalista Roberto Marinho, entre os dias 14 a 17 de junho. Para se ter uma ideia, da primeira até a última edição, a Brasil Offshore cresceu 82% em área e 36% em número de expositores. "O volume de negócios deverá superar os R$ 120 milhões frente aos R$ 100 milhões obtidos em 2009. O pré-sal atraiu a atenção de novos países, saltando de oito para 24 neste ano, com destaque para a Dinamarca, que terá 12 empresas", afirma Paulo Rezende, diretor da Reed Exhibitions Alcântara Machado.

A feira abrigará 700 expositores, número 10% maior que o registrado no último evento. Sua grade de atividades inclui a Conferência Internacional de Petróleo e Gás, cujo conteúdo foi elaborado pelo Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP) e pela Society of Petroleum Engineers (SPE). O objetivo dos especialistas e profissionais de E&P (exploração e produção) é apontar vantagens, gargalos e oportunidades nos mercados on e offshore brasileiros. Realizada pela Reed Exhibitions Alcantara Machado, em conjunto com o IBP e SPE, a Brasil Offshore reunirá players de peso como Petrobras, Schlumberger, Weatherford, Baker, FMC, Mobil, UTC, Odebrecht, GE Oil & Gas, Lupatech e National Oil, entre outras.

Para Rezende, após bater recorde na produção diária de petróleo em 2010, com mais de 2,18 milhões de barris, o Brasil precisa preparar-se para atender às perspectivas de crescimento exponencial do setor, especialmente com a futura produção da chamada camada pré-sal. "Os fornecedores de equipamentos e projetos para o pré-sal deverão atrair maior atenção sobre os demais", afirma Rezende. Márcia Coimbra, gerente de Unidades de Negócios de Congressos e Conferências do evento, acrescenta que "é imprescindível que estes profissionais estejam sintonizados com as novas tecnologias e desafios que a indústria offshore vai demandar".

Pelos cálculos do diretor da Reed Exhibitions, deverão passar pela Brasil Offshore 50 mil visitantes, contra 49 mil na edição de 2009. São ao todo 24 países expondo seus produtos.

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Fornecedor cresce com demandas potenciais

Lázaro de Souza

Alexandre Plassa: "Estamos do lado do Rodoanel e a menos de 60 km de Santos"

A aceleração nas atividades exploratórias da Petrobras, principalmente em função das potencialidades do pré-sal, já começa a refletir positivamente nos negócios de fornecedores de produtos e serviços. A empresa intensificou nos últimos anos a busca por novos fornecedores por meio do Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural (Prominp), iniciado em 2003, e que deverá atingir, até o fim do ano, 100 mil empresas cadastradas em todo o país.

Entre as que estão se antecipando ao crescimento dos negócios na área petrolífera está a Tubos Ipiranga. Criada em 1996 e tradicional fornecedora de tubos, conexões e eletrodutos para a Petrobras, a Ipiranga concluiu, em maio, um investimento de R$ 45 milhões na construção de uma unidade com 80 mil m2 de área útil estrategicamente localizada em Ribeirão Pires, na Grande São Paulo. "Aqui, estamos do lado do Rodoanel e a menos de 60 km de Santos, um dos portos por onde devem passar os materiais usados na exploração do pré-sal", diz Alexandre Plassa, superintendente da Tubos Ipiranga.

Também está em fase final a abertura de duas novas filiais, na Bahia e em Pernambuco, para atender as demandas da Petrobras na região. Serão investidos mais R$ 15 milhões e o quadro de pessoal saltará de 500 para 550 profissionais. Essa decisão de criar novas plantas tem como objetivo principal garantir atendimento às necessidades logísticas da Petrobras.

"Esse é um dos principais desafios em ser fornecedor da Petrobras", diz Plassa. Segundo ele, se a empresa não possuir uma rede bem dimensionada de distribuição não conseguirá atender os pedidos na velocidade e na quantidade exigida pela estatal.

Atualmente, a Ipiranga possui seis centros de distribuição localizados em seis Estados. A estimativa da empresa para o desempenho deste ano prevê um aumento de 18% nas vendas, com o faturamento bruto chegando a casa dos R$ 400 milhões. A Petrobras, que contribui com aproximadamente 30% dessa receita, terá grande influência nesse resultado. "Nossas vendas para o setor foram puxadas, principalmente, pelo início das obras da refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco."

A Schulz, fabricante alemã de tubos localizada no Rio de Janeiro, em parceria com o também alemão W.Maass, anunciou que começa a montar uma forjaria em Campos, no interior fluminense. Serão investidos R$ 60 milhões e a nova fábrica produzirá componentes especiais para o setor de refino. Quando estiver concluída, no final de 2012, a nova forjaria da Schulz deverá produzir 200 toneladas de produtos acabados por mês. "Com isso, os materiais que atualmente são trazidos da Alemanha serão todos produzidos no Brasil, o que significa redução nos prazos de entrega", afirma Marcelo Bueno, presidente da Schulz para a América Latina.

Atualmente, a empresa possui três fábricas em atividade na região de Campos: uma planta de tubos com costura, outra de conexões tubulares e uma unidade de conexões forjadas.

A preocupação com prazos de entrega é um fator decisivo para ser um fornecedor da petrolífera. Junto com a qualidade do produto ou serviço, a agilidade e a frequência nas entregas são essenciais. "No mercado, o Certificado de Registro e Classificação Cadastral (CRCC) é quase como um certificado de qualidade, diz Alexandre Plassa.

Para orientar melhor os futuros fornecedores a respeito do nível de exigência e, principalmente capacitá-los, a Petrobras vem realizando uma série de encontros pelo país. No mais recente deles, realizado em junho na Federação das Indústrias do Estado do Rio de Janeiro (Firjan), participaram cerca de 400 empresas que já fornecem e também candidatos a fornecedores para a petrolífera. "Queremos chamar a atenção para as oportunidades que estão sendo geradas na cadeia de petróleo e gás e que é, em muitos Estados, desconhecida", disse, na ocasião, o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli.

Além das empresas que tradicionalmente já fornecem para a área de óleo e gás, toda a movimentação em torno da exploração do pré-sal estimula empresas que não têm tradição na área. É o caso da indústria catarinense Tuper, cujo forte é a produção de tubos para o setor da construção civil e automotivo. Ela irá investir R$ 230 milhões para a construção de uma nova fábrica, localizada em São Bento do Sul (SC), dedicada à produção de tubos de grande diâmetro que são usados nas áreas de óleo e gás e naval. A nova unidade deverá entrar em operação no primeiro semestre de 2012.

Não são apenas os fabricantes de equipamentos que fazem bons negócios com as novas áreas de exploração petrolífera. Os fabricantes de componentes químicos utilizados em diversos processos da prospecção também apostam na expansão das atividades no setor. Um exemplo é a indústria química suíça Clariant, especializada em produtos utilizados nas etapas de exploração e refino de óleo.

Fornecedora da Petrobras desde o final dos anos 70, ela está concluindo a instalação de um laboratório especializado no desenvolvimento de aplicações voltadas à área petrolífera no Parque Tecnológico localizado na Ilha do Fundão. Ele será utilizado para o desenvolvimento de novos produtos químicos destinados especificamente para a região do pré-sal.

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Retomada da indústria naval tem 269 projetos

Carmen Nery

Uma década depois do início da retomada da produção naval brasileira, o Brasil aparece novamente nas estatísticas internacionais da construção naval e hoje ocupa a quinta posição em volume de encomendas. Segundo o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), são 269 projetos nos 37 estaleiros associados, sendo 19 plataformas de produção de petróleo. Novos contratos irão somar-se à frota do programa EBN – Empresa Brasileira de Navegação, criada pela Petrobras para incentivar a indústria naval brasileira, convocando armadores para a construção de 39 petroleiros.

Em maio a Petrobras assinou com a Hidrovia South American Logistics os últimos seis contratos do Programa EBN2. Refere-se ao afretamento de seis navios da classe Panamax, dos quais cinco para movimentação de gasolina e diesel e um para transporte de petróleo. A Petrobras também está contratando 28 sondas de perfuração, 30 navios de apoio marítimo e a integração final de oito navios de produção FPSO (Floating Production Storage Offloading), cujas licitações são esperadas em 2011.

Esse volume de encomendas não chega nem perto do potencial do mercado a partir das demandas do pré-sal e para o qual o parque naval brasileiro ainda não está preparado. Para estimular a construção de novos estaleiros a Petrobras criou o conceito de estaleiro virtual, que permite que eles conquistem contratos antes mesmo de sua própria construção.

Um exemplo foi o Estaleiro Atlântico Sul (EAS), em Pernambuco, investimento de R$ 2 bilhões dos grupos Camargo Corrêa, Queiroz Galvão e a PJMR e que desde abril do ano passado conta com participação da Samsung. Conta com carteira de 22 navios, o casco da plataforma P-55 e contrato de sete sondas. A empresa está conduzindo agora a construção da sua área de offshore, com investimentos de R$ 700 milhões. E espera resolver a questão do atraso na entrega do navio João Cândido, o primeiro do lote de 15 navios do Promef I, no segundo semestre deste ano. Além do EAS, existem 13 novos estaleiros em implantação que aumentarão o parque de médio e grande porte para 50 estaleiros.

A Transpetro está finalizando a licitação para a contratação de oito navios, os últimos das 49 embarcações previstas nas duas primeiras fases do Programa de Modernização e Expansão da Frota da Transpetro (Promef). Nessa licitação, o Estaleiro Eisa, do Rio de Janeiro, ofereceu o menor preço e espera ter o contrato assinado até o início de julho. Segundo Jorge Gonçalves, presidente do Eisa, os navios de maior porte já serão construídos no novo estaleiro que a companhia está construindo em Coruripe (AL), com investimentos de R$ 800 milhões. O empreendimento está na fase de licenciamento e deve ser concluído em três anos, mas em 18 meses começa a produzir navios e plataformas offshore. Será um dos maiores do país com 2 milhões de metros quadrados.

Mas a maior expectativa deste ano é a licitação para a contratação de 21 sondas pela Petrobras. O processo foi iniciado no ano passado, mas a empresa resolveu rever o modelo e ao invés de adquirir as sondas, como fez no primeiro lote de sete, arrematado pelo EAS, vai licitar o afretamento associado a construção. Outra compra aguardada é a contratação da integração final de oito navios de produção FPSO, cujos cascos já foram contratados ao Estaleiro Rio Grande, que foi construído pela WTorre e adquirido pela Engevix.

Na área de offshore, a Petrobras tem cinco plataformas em construção que vão somar-se à recém entregue P-56, construída no estaleiro BrasFELS, em Angra dos Reis. O casco da P-55 está sendo construído no EAS e a construção do deckbox da plataforma, módulos e equipamentos que compõem a unidade estão em construção no Estaleiro Rio Grande.

Já a P-59 e P-60 estão no canteiro de São Roque do Paraguaçu, em Maragogipe (BA), pelo Consórcio Rio Paraguaçu – que reúne Odebrecht, Queiroz Galvão e UTC. A unidade de produção da TLWP (plataforma submersível para águas profundas) P-61 está sendo construída no Estaleiro BrasFELS, pela empresa FloaTEC. E finalmente a P-63 está fase inicial de construção no Estaleiro Rio Grande.

A OGX teve que erguer seu estaleiro, que já nasce com carteira de 48 projetos. "Vamos garantir que até 2019, 90% dos equipamentos sejam fabricados no Brasil. Serão 19 FPSOs, 24 WHPs, plataformas para águas rasas, e cinco plataformas submersas TLWP", diz Renato Belotti, diretor de produção.

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Investidor espera por equilíbrio contratual

Após a escolha do regime de partilha para a exploração das áreas do pré-sal, a definição mais aguardada pelos investidores e empresas envolvidas no setor de óleo e gás é a do tipo de contrato a ser firmado nas futuras transações comerciais no setor. O modelo a ser utilizado – ainda em análise pelas autoridades da área – pode fazer toda a diferença para garantir a segurança jurídica necessária à atração de empresas interessadas em explorar tanto as áreas consideradas estratégicas pelo governo brasileiro quanto as do pré-sal.

Para os agentes, a definição de modelo pode ajudar a eliminar pontos inconsistentes ou dúbios do marco regulatório da área. Um desses aspectos é quanto à forma de acompanhamento e controle dos custos das empresas que serão contratadas pela Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), firma que está em processo de montagem para gerir as atividades nas áreas estratégicas e também no pré-sal.

Os analistas lembram que, como o modelo de partilha determina que será o governo, ou seja, Petrobras ou a PPSA, quem arcará com os custos durante o processo de produção, ele terá de montar uma gigantesca e eficiente estrutura de auditoria para vigiar os custos das contratadas. "Se esse controle não for rigoroso, pode haver certa displicência no controle dos custos por parte da empresa contratada, já que ela será reembolsada por esses custos", comenta Fabio Moura, sócio do FHCunha Advogados, escritório especializado na gestão jurídica no setor de óleo e gás. "Isso precisa estar muito bem definido nos contratos."

Outro ponto obscuro e que precisa estar contemplado nos contratos é a questão dos riscos. Embora no modelo de partilha a ser adotado no pré-sal o risco é assumido pela contratada, um dispositivo legal prevê que se o risco não estiver contemplado em contrato, o que ocorrer durante sua vigência será de responsabilidade de quem contratou, e não da contratada.

Para os analistas, é essencial que haja equilíbrio contratual. "Do contrário, o modelo de partilha não atrairá os investidores para a exploração", opina Luís Fernando Pacheco, sócio da Veirano Advogados.

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Mercado segurador lucra com maior diversificação

Denise Bueno

A indústria de petróleo e gás é uma das mais disputadas pelas seguradoras, que investem tempo e recursos para conquistar clientes de peso. "Esse segmento é de longo prazo. Enquanto em outros o boom de contratos de seguros termina com os mundiais esportivos, a exploração de petróleo continuará demandando seguros pelos próximos 20 anos", diz Angelo Colombo, diretor de grandes riscos da Allianz Brasil, subsidiária da maior seguradora do mundo.

A indústria de seguros começa a sair de um cenário onde tinha praticamente apenas a Petrobras como cliente em petróleo e gás para atender novas refinarias e estaleiros de capital nacional e estrangeiro, que movimentarão o mercado de plataformas, sondas, de construção civil, transporte e de siderurgia. Um desses novos clientes é Eike Batista, bilionário que quando estudante vendia seguros para complementar os gastos que superavam o valor da mesada que recebia do pai. "Aprendi desde cedo sobre a importância de ter proteção para riscos imprevistos", diz o empresário brasileiro que fundou o Grupo EBX, conglomerado industrial avaliado em mais de US$ 42 bilhões. Segundo ele, o grupo conta com investimentos de US$ 10 milhões em seguros, mas com a entrada em vigor de outros empreendimentos, um deles a OGX, a maior companhia privada de petróleo e gás do Brasil, esse número deverá subir para US$ 30 milhões, avisa Eike Batista aos seguradores.

O valor ainda é ínfimo se comparado aos quase US$ 40 milhões gastos pela Petrobras em seu principal contrato. Com o pré-sal, o volume de seguro vai aumentar ainda mais. Segundo a Petrobras, os serviços de transporte e logística entre as plataformas e o continente devem dobrar até 2017 graças ao pré-sal. Hoje a petrolífera estatal transporta 750 mil pessoas por mês entre plataformas e continente. Isso é uma pequena parcela que o pré-sal vai movimentar.

Em breve, a OGX deve renegociar a apólice fechada em agosto de 2010, tendo como líder a Zurich e a AON como corretora e consultora de riscos. A OGX ainda não produz, mas a previsão é de chegar em 2015 com pelo menos 730 mil barris de petróleo por dia. Desde setembro de 2009, a OGX já iniciou a perfuração de 17 poços nas Bacias de Campos e de Santos, sem registro de sinistro, o que contou pontos na hora de convencer os seguradores e resseguradores sobre o risco. Poucas seguradoras atuam com riscos de petróleo. "Com certeza esse segmento não é para aventureiros. Exige especialização dos profissionais, por se tratar de um risco de severidade e não de frequência", diz João Francisco Borges, presidente da Associação das Seguradoras Internacionais.

São raros os acidentes, mas quando acontecem atingem grandes proporções. Por isso, o risco é pulverizado por toda a indústria mundial em contratos de resseguro, tornando o preço dos programas dependente do comportamento das taxas internacionais.

Apenas uma pequena parcela do risco de petróleo e gás fica no Brasil, mas mesmo assim é disputadíssimo entre as seguradoras. As companhias Itaú, ACE, Allianz, Mapfre, Tokio Marine e Zurich são as que atuam de forma mais especializada. A Itaú é a líder por deter o contrato da Petrobras, o maior entre todos os programas de seguros do Brasil, com R$ 43 milhões do total de R$ 150 milhões de todo o nicho de petróleo em prêmios (valor pago à seguradora) por ano.

A Fator Seguradora, a Liberty International Underwriter (LIU), a JMalucelli e a Austral são as mais novas neste mercado. Segundo estimativas da Austral, os prêmios de garantia e de riscos de construção off shore e inshore serão de US$ 518 milhões em seis anos. Já com o pré-sal deve-se chegar a US$ 70 milhões. Segundo Laudelino Soares, executivo de seguro da Odebrecht Óleo e Gás e Braskem, o mercado externo apresenta condições agravadas de custos para contratação na área de energia, alavancado por perdas anunciadas até março de 2011 pelos principais seguradores e resseguradores.

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Área de refino recebe recursos para modernização

Carmen Nery

Dos US$ 78,6 bilhões de investimentos originalmente programados pela Petrobras para a área de abastecimento previstos no plano de negócios da estatal até 2014, cerca de 50% serão aplicados para modernização e expansão do parque de refino.

A menos que haja mudanças no novo Plano de Negócios 2011-2015, a empresa conduz atualmente a construção de quatro novas refinarias e vem reformulando as plantas já existentes como a Refinaria Clara Camarão, no Rio Grande do Norte, com o objetivo de produzir combustíveis de melhor qualidade e baixo teor de enxofre, além de novas plantas de conversão para agregar mais valor ao petróleo nacional.

A maior concentração de investimentos é no Nordeste. As novas plantas incluem a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, as refinarias Premium I, no Maranhão, e Premium II, no Ceará, além do Complexo Petroquímico do Rio (Comperj).

Os investimentos incluem ainda a Petroquímica Suape, que junto com o Comperj atenderá a demanda de derivados petroquímicos. A ampliação do parque visa reduzir o volume de importações de derivados de petróleo. Em dez anos o país praticamente quintuplicou o volume de importação de derivados, passando de um montante mensal de US$ 332,38 milhões apurados em dezembro de 2000 para US$ 1,613 bilhão em abril de 2011, segundo dados da Agência Nacional de Petróleo (ANP) com base nos números da Secretaria de Comércio Exterior (Secex).

"De 1997 a 2008 os investimentos da Petrobras na área de refino se concentraram na readequação do parque existente para melhorar a qualidade dos combustíveis, reduzindo a produção de óleo combustível e ampliando a produção de gasolina e diesel. A partir de 2008 a empresa iniciou uma nova fase, instalando novas refinarias principalmente no Nordeste, onde há um grande déficit e a região é obrigada a importar derivados do Sul e do Sudeste", observa Edmar de Almeida, professor do grupo de energia do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro. Daí que o principal objetivo da expansão é o atendimento da demanda interna.

"Não faz sentido econômico desviar recursos da área de exploração e produção, que o país elegeu como prioridade, para a área de refino, que demanda pesados investimentos, com vista à exportação de derivados", diz Almeida.

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Produção de Santos dá salto com pré-sal

Fernanda Pires

A Bacia de Santos deverá encerrar este ano com produção de 150 mil barris de óleo por dia, aumento de 50% em relação aos atuais volumes. O grande responsável pelo salto será o polo do pré-sal, que duplicará a performance saindo de atuais 60 mil barris para prováveis 100 mil barris. "Mais rápido que isso não conheço empresa que fez. Entre a descoberta do pré-sal e o primeiro sistema definitivo foram quatro anos", afirma o gerente-geral da Unidade de Operação de Exploração e Produção da Bacia de Santos, José Luiz Marcusso. Os volumes dizem respeito à Petrobras mais a fatia dos parceiros da estatal na exploração.

Até 2006, a Bacia de Santos fornecia cerca de 5 mil barris por dia. A primeira produção definitiva em um campo do pré-sal começou em outubro de 2010, com o programa piloto de Lula (o navio-plataforma FPSO Cidade de Angra dos Reis). Hoje, a embarcação tem apenas um poço interligado. Até dezembro serão conectados mais dois. Com os dois Testes de Longa Duração (TLDs) nos campos de Guará e de Lula Nordeste no total serão cinco poços interligados no pré-sal até o fim do ano, perfazendo os 100 mil barris por dia.

"Daria até para produzir mais, só não vamos porque tem a limitação de queima pela Agência Nacional do Petróleo (ANP) e pelo Ibama para os TLDs", afirma o gerente-geral da unidade.

Já no fim de 2012, outro grande salto é esperado. A estimativa é que a Bacia de Santos encerre o próximo exercício com 206 mil barris/dia. Além da fatia do pré-sal, que chegará a 130 mil barris/dia, os outros quatro polos também devem aumentar o fornecimento. O destaque será Tiro e Sídon, no polo Sul, que duplicará o fornecimento atual, com produção operada estimada em 50 mil barris por dia com o FPSO Cidade de Itajaí. "Será o grande próximo sistema a entrar na bacia", anunciou Marcusso.

Por conta das perspectivas de Tiro e Sídon, a companhia criou no ano passado a Unidade de Operações de Exploração e Produção do Sul (UO-Sul).

Os demais polos da bacia (Uruguá, Mexilhão e Merluza) devem finalizar o ano de 2012 com uma produção operada total de 26 mil barris de óleo por dia. Em abril a Petrobras iniciou o comissionamento (atividade que antecede a produção estabilizada) dos sistemas de gás natural da malha de dutos na bacia. "Estamos falando de uma rede de gasodutos de aproximadamente 535 quilômetros somando Uruguá-Mexilhão, Mexilhão-UTG Unidade de Tratamento de Gás de Caraguatatuba (CA) e Lula-Mexilhão", explica ele.

Até o final de julho deve ter início o comissionamento com gás do trecho entre Lula e Mexilhão. Toda a infraestrutura de gás da bacia vai atender ao escoamento de até três grandes projetos do pré-sal (os pilotos de Lula, de Guará e de Lula Nordeste). Com esses três sistemas definitivos, a companhia poderá escoar até perto de 10 milhões de metros cúbicos por dia no gasoduto Lula-Mexilhão.

Finalizada o que considera a primeira fase da Petrobras na Bacia de Santos, com a estruturação do sistema de gás e a produção no pré-sal, Marcusso destaca agora o foco na operação logística. A bacia terá duas novas bases em terra para alimentar as plataformas com suprimentos e embarcar o pessoal. Serão em Itaguaí (RJ) e em Guarujá (SP). Neste último caso, a unidade ficará em parte da base aérea da Aeronáutica, às margens do canal de navegação do porto de Santos.

A petrolífera assinou um acordo com a Aeronáutica no ano passado e espera começar a operar a gleba de 600 mil metros quadrados em meados dessa década. "A área de Itaguaí tem uma discussão que envolve outras empresas", afirma Marcusso. O conjunto logístico em Guarujá terá porto, aeroporto, laboratório, armazenamento e centro de defesa ambiental. Ainda há possibilidade de a Petrobras usar uma retroárea próxima à rodovia Cônego Domênico Rangoni, antiga Piaçaguera-Guarujá. "Estamos estudando", diz o gerente-geral. Hoje a companhia é atendida na parte aérea a partir de Jacarepaguá (RJ), Itanhaém (SP) e Navegantes (SC). No modal marítimo, usa os portos do Rio (RJ) e de Itajaí (SC).

Ainda neste mês, o executivo crê que devem ter início as obras de construção da sede da Petrobras em Santos, no bairro Valongo, próximo à entrada da cidade e ao porto. Serão três torres de 17 andares com capacidade para 2,2 mil funcionários cada uma. A primeira fase contempla a construção da infraestrutura, o primeiro edifício e o museu da história do petróleo e do desenvolvimento da Bacia de Santos. Entre contrato com a empresa vencedora da licitação, projetos arquitetônico e executivo e trabalhos de sondagem o investimento é de R$ 380 milhões.

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Cidade quer parte dos royalties para fundo de saúde

O Ministério da Saúde ainda não deu encaminhamento ao pleito feito pela prefeitura de Santos, no litoral de São Paulo, de destinar parte dos royalties da exploração de petróleo para um fundo municipal de saúde. Segundo a pasta, no entanto, há interesse em dar andamento ao pedido assim que houver uma definição em torno da discussão do modelo de divisão em Brasília.

No início do mês de abril, o prefeito de Santos, João Paulo Tavares Papa (PMDB), entregou ao ministro Alexandre Padilha uma proposta que prevê a participação no resultado da exploração nos regimes de concessão e partilha de produção. O objetivo é aumentar a participação do governo federal no aporte à saúde, que hoje está subfinanciada, segundo afirmou Padilha no XXV Congresso de Secretários Municipais de Saúde do Estado de São Paulo, realizado na cidade litorânea pela Associação dos Municípios Produtores de Gás Natural (Amprogás), quando Papa fez o pedido ao ministro.

Na prática, seriam depositados diretamente na conta de todas as cidades do país o valor de R$ 60,00 per capita por ano. O montante aumentaria 20% a cada exercício fiscal no decorrer de cinco anos, de forma que, ao fim desse período, cada cidadão recebesse o equivalente a R$ 113,00. Atualmente, o governo federal destina R$ 18,00 na forma per capita.

De acordo com o trabalho intitulado "Pré-Sal, Marco de Desafios, Expectativas e Interesses", elaborado pela consultoria Amaral & Associados a pedido da prefeitura de Santos, seria o equivalente a uma injeção de R$ 21,6 bilhões na saúde de atenção básica municipal brasileira.

Pelo projeto, nos cinco anos de retenção gradual os atuais beneficiários da arrecadação seriam compensados pela participação por habitante no novo sistema de divisão, mas já estariam recebendo também as receitas provenientes da exploração do pré-sal, no modelo de partilha de produção.

Ainda segundo o estudo, nos últimos dez anos terminados em 2009 (até quando havia informações disponíveis), as cidades responderam por aproximadamente 32% dos R$ 943,76 bilhões de despesa total dos municípios, estados e União com a saúde. Contudo, a fatia média das cidades nas receitas correntes arrecadadas no país no mesmo intervalo foi bem abaixo: 14,44%, em valores correntes. Em entrevista ao Valor na ocasião, o prefeito João Papa destacou tratar-se de uma situação "aflitiva".

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Fonte: Valor Econômico