PROGRAMA EQ-ANP
Processamento, Gestão e Meio Ambiente na Indústria
do Petróleo e Gás Natural
Representatividade do Estado do RJ no
Setor Petróleo – Atuação das empresas
Roberto Schechtman
Projeto de Final de Curso
Orientadores
Prof. Adelaide Maria de Souza Antunes, D.Sc.
Eng. Ana Amélia Martini, M.Sc.
Setembro de 2003
REPRESENTATIVIDADE DO ESTADO DO RJ NO SETOR
PETRÓLEO- ATUAÇÃO DAS EMPRESAS
Roberto Schechtman
Projeto de Final de Curso submetido ao Corpo Docente do Programa Escola de Química/Agência
Nacional do Petróleo – Processamento, Gestão e Meio Ambiente na Indústria de Petróleo e Gás
Natural, como parte dos requisitos necessários para a obtenção do grau de Engenheiro Químico com
ênfase na área de Petróleo e Gás Natural – Gestão e Regulação.
Aprovado por:
________________________________________
Eng.Edgar dos Santos Rocca, M.Sc.
________________________________________
Luiz Antonio d’avila, D.Sc
________________________________________
Mário Sérgio Oliveira de Castro, Eng.
Químico
Orientado por:
________________________________________
Adelaide Maria de Souza Antunes, D.Sc
________________________________________
Eng. Ana Amélia Martini, M.Sc
Rio de Janeiro, RJ – Brasil
Setembro de 2003
ii
Schechtman, Roberto.
Representatividade do Estado do RJ no Setor Petróleo - Atuação das empresas Roberto Schechtman.
Rio de Janeiro: UFRJ/EQ, 2003.
vi, 64 p.; il.
(Monografia) – Universidade Federal do Rio de Janeiro, Escola de Química, 2003. Orientadores:
Adelaide Maria de Souza Antunes e Ana Amélia Martini
1. Rio de Janeiro. 2. representatividade. 3. estrutura organizacional. 4. Monografia. (Graduação –
UFRJ/EQ). 5. Adelaide Maria de Souza Antunes e Ana Amélia Martini I.
Representatividade
do
Estado
do
RJ
no
Setor
Petróleo
-
Atuação
das
empresas.
iii
Só as pessoas de valor lutam contra os obstáculos em busca da felicidade
iv
AGRADECIMENTOS
Gostaria de agradecer os meus pais, Artur e Solange, por terem me dado educação e carinho ao longo
de todo este tempo.
As minhas orientadoras Adelaide e Ana Amélia que me deram o apoio necessário para a elaboração
do meu projeto.
A todas as pessoas, que mostraram ser solícitas e prestativas quando eu precisei buscar informações e
fazer consultas, em especial ao Cleber e Rossana, do Instituto Brasileiro de Petróleo.
A equipe do Programa PRH-13, composta por Eduardo Mach Queiroz, Alzirene Rodrigues Ferreira e
os pesquisadores visitantes que aqui estiveram.
E por fim, agradecer à Agência Nacional de Petróleo, que apoiou o trabalho através do seu Programa
de Recursos Humanos (PRH13).
v
Resumo do Projeto Final apresentado à Escola de Química como parte dos requisitos necessários
para obtenção do grau de Engenheiro Químico com ênfase na área de Petróleo e Gás Natural –
Gestão e Regulação.
REPRESENTATIVIDADE DO ESTADO DO RJ NO SETOR PETRÓLEO – ATUAÇÃO DAS
EMPRESAS
Roberto Schechtman
Setembro, 2003
Orientadores: Prof. Adelaide Maria de Souza Antunes, D.Sc.
Eng. Ana Amélia Martini, M.Sc
----------------------------------------------------------------------------------------------------
Este Estudo apresenta informações, análise e resultados do projeto de pesquisa sobre
“A Representatividade do Estado do RJ no Setor Petróleo – Atuação das empresas”.
Tendo em vista a situação favorável do Estado do Rio pela produção de óleo, a maior
parte das empresas petrolíferas instalam aqui seus escritórios centrais. Considerando
este fato, o objetivo deste trabalho foi destacar a importância do Rio de Janeiro na
cadeia produtiva do setor petrolífero, sendo referência dos investimentos das empresas
e de uma estrutura organizacional articulada para o setor.
Este estudo se justificou pelo fato do Estado do Rio de Janeiro concentrar
nacionalmente 90% e 47% das reservas provadas de petróleo e gás natural, (aquelas
que se estima recuperar comercialmente com elevado grau de certeza)
respectivamente. Além disso, cerca de 80% de produção de petróleo no país estão
localizadas no Estado.
----------------------------------------------------------------------------------------------------
vi
Abstract of a Final Project presented to Escola de Química/UFRJ as partial fulfillment of the
requirements for the degree of Engenheiro Químico with emphasis on Petroleum and Natural Gas –
Management and Regulation
REPRESENTATION OF THE STATE OF THE RIO DE JANEIRO IN THE SECTOR OIL PERFORMANCE OF THE COMPANIES
.
Roberto Schechtman
Setember, 2003
Supervisors: Prof. Adelaide Maria de Souza Antunes, D.Sc.
Eng. Ana Amélia Martini, M.Sc
---------------------------------------------------------------------------------------------------This paper presents information, analysis and results of the research project on “ The Representation
of State of the Rio de Janeiro in the Sector Oil” - Performance of the companies. In view of the
favorable situation of the State of Rio de Janeiro for oil production, most of the petroliferous
companies installs its central offices here. Considering this fact, the objective of this work was to
detach the importance of Rio de Janeiro in the productive chain of the petroliferous sector, being
reference for the investments of the companies and for an articulated organizational structure for the
sector. This study is justified by the fact that the State of Rio de Janeiro concentrates 90% and 47%
of the proven reserves of oil and natural gas, (those esteemed to be recouped commercially with high
degree of certainty), respectively. Moreover, about 80% of oil production in the country they are
located in the State.
----------------------------------------------------------------------------------------------------
vii
ÍNDICE:
Capítulo I – Introdução
1
I.1 – Apresentação
1
I.2 – Objetivo geral e objetivos específicos do estudo
2
I.3 – Metodologia
3
Capítulo II – Cenário brasileiro
5
II.1 – Principais mudanças e novos agentes no setor petróleo
5
II.2 – A importância do Rio de Janeiro no setor petróleo
7
II.2.1 – Recursos petrolíferos existentes
II.2.2 – Exploração de petróleo RJ/ Brasil
II.2.3 – Produção de petróleo RJ/ Brasil
7
10
11
II.3 – Nova regulamentação
12
II.3.1– As licitações de blocos exploratórios promovidas pela ANP
12
II.3.2 – Permissão de outras empresas na exploração/produção e a nova 13
atuação da Petrobras na E&P
II.4 – Escoamento da produção de petróleo e gás em Campos
18
II.5 – Refino
19
II.5.1 – Objetivo do refino
II.5.2 – Caracterização do suprimento
II.5.3 – O parque de refino na economia fluminense
II.5.4 – Peculiaridades das refinarias no RJ quanto aos processos
II.5.5 – Investimentos e tendências de refino
II.5.6 – Demanda de nova refinaria do Rio de Janeiro
20
21
23
28
30
33
viii
II.6– Distribuição e comercialização
II.6.1 - A abertura
II.6.2 - Características do mercado
II.6.3 – Concorrência
Capítulo III –Geração de royalties advindo das atividades de E&P
III.3.1 - Participações pagas aos estados e municípios produtores
III.3.2 – O impacto financeiro dos royalties e da participação especial
no Estado do Rio de Janeiro
III.3.3 – Projetos aprovados a partir do fundo setorial de petróleo e gás
34
34
35
36
39
39
39
42
Capítulo IV – Fornecedores de E&P
46
Capítulo V – Estrutura organizacional do setor petróleo no Estado Janeiro
50
V.5.1 – Centros localizados no RJ
50
Capítulo VI - Conclusões e sugestões
56
Referências Bibliográficas
57
Anexos I
58
ix
ÍNDICE DE TABELAS
Tabela II.2.1.2 Evolução das reservas provadas de petróleo Brasil x Estado
do Rio de Janeiro (em milhões de barris)
Tabela II.3.2.1 Blocos na fase de exploração (em 31/12/2002)
Tabela II.3.2.2 Blocos na fase de produção (em 31/12/2002)
Tabela II.5.3.1 Capacidade instalada de refino nas refinarias do RJ -2001
Tabela II.5.3.2 Capacidade de armazenamento das refinarias localizadas
no RJ/Brasil, por produto-2001
Tabela II.5.3.3 Evolução da participação das refinarias no RJ no processamento
nacional
Tabela II.5.3.4 Volume de petróleo refinado, por origem (nacional e importada)
2001
Tabela II.5.3.5 Composição da produção de derivados nas refinarias localizadas
no Estado do Rio de Janeiro-2001
Tabela II.2.6.3 Distribuidoras de combustíveis no Estado do Rio de Janeiro,
segundo municípios
Tabela III.3.2.1 Distribuição de royalties sobre a produção de petróleo e de gás
Natural, segundo beneficiários (em mil reais) -1997-2001
Tabela III.3.2.2 Distribuição da participação especial no Brasil /2000-2001
Tabela III.3.2.3 Distribuição dos projetos CT-Petro –1999/2000
43
Tabela III.3.2.4 Participação do RJ/Brasil no total de projetos CT-PETRO
9
16
17
24
25
26
27
28
37
40
42
43
44
x
ÍNDICE DE GRÁFICOS:
Gráfico II.2.1.1 Distribuição percentual das reservas provadas de petróleo,
segundo Unidades de Federação (em 31/12/2001)
Gráfico II.2.2 Evolução das reservas provadas de petróleo no Brasil e no RJ
(em milhões de barris)
Gráfico II.2.3 Evolução da produção de petróleo no Brasil e no RJ (em m3)
Gráfico II.5.2.1 Volume de petróleo refinado e capacidade nominal,
segundo refinarias - 2001
Gráfico II.5.2.2 Conversão x Margem bruta
Gráfico II.2.6.4 Distribuição percentual dos postos revendedores de combustíveis
automativos, segundo a bandeira -2001
Gráfico III.3.2.2 Distribuição dos royalties aos Estados no Brasil (em mil reais)
7
11
11
22
23
38
41
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura II.6 Infra-estrutura de distribuição de derivados de petróleo no Brasil
antes da flexibilização do monopólio
Figura III.3.2 Laboratório deTecnologia Oceânica da Coppe
Figura IV.4.1Estrutura organizacional
Figura V.5.1 Universidades que fazem parte do Programa PRH-ANP
35
45
46
53
xi
I-INTRODUÇÃO
I.1.Apresentação
Este Estudo apresenta informações, análise e resultados do projeto de
pesquisa sobre “A Representatividade do Estado do RJ no Setor Petróleo Atuação das empresas” com o apoio financeiro da Agência Nacional de
Petróleo – ANP – e da Financiadora de Estudos e Projetos-FINEP – por meio
do Programa de Recursos Humanos da ANP para o Setor Petróleo e Gás –
PRH-ANP/MCT1.
A flexibilização do monopólio estatal do petróleo no Brasil, a partir de 1997,
permite prever o crescimento dos investimentos no setor nos próximos anos.
As empresas estrangeiras e nacionais interessadas em atuar nos diversos
segmentos da indústria petrolífera no país ampliam as perspectivas de
desenvolvimento da indústria nacional fornecedora de bens e serviços.
A cadeia produtiva de petróleo e gás é caracterizada pelos seguintes elos
principais: exploração, produção, refino, distribuição e comercialização, que
utiliza diversos recursos materiais e envolve a prestação de serviços variados,
movimentando altos montantes.
Tendo em vista a situação favorável do Estado do Rio pela produção de óleo,
a maior parte das empresas petrolíferas instalam aqui seus escritórios centrais.
Considerando este fato, o objetivo deste trabalho é destacar a importância do
Rio de Janeiro na cadeia produtiva do setor petrolífero, sendo centro de
referência de empresas e de estrutura organizacional articulada para o setor.
Este estudo se justifica pelo fato do Estado do Rio de Janeiro concentrar
nacionalmente 90% e 47% das reservas provadas de petróleo e gás natural,
(aquelas que se estima recuperar comercialmente com elevado grau de certeza)
respectivamente. Além disso, cerca de 80% e 43% da produção de petróleo e
gás natural no país estão localizadas no Estado.
Este projeto está organizado em seis capítulos. No primeiro, que corresponde
a Introdução, será apresentada a metodologia que foi empregada e os objetivos
gerais e específicos da pesquisa.
1
Trata-se do Projeto Final do curso de Engenharia Química a ser apresentado para a
conclusão dos créditos.
1
Abordam-se, no segundo capítulo, as principais mudanças que ocorreram na
Indústria Petrolífera nacional após a flexibilização do monopólio com a Lei no
9.478/97, que se traduziu em mudanças institucionais e na política de
administração do setor, de modo que as atividades de exploração e produção,
refino e distribuição passam a ser desenvolvida não só pela Petrobrás, mas por
outras empresas nacionais e estangeiras. Em relação ao segmento de
exploração e produção, serão analisadas as licitações promovidas pela ANP e a
estratégia de atuação da Petrobras.
Paralelamente, foca-se a participação do Estado do Rio de Janeiro no mapa
petrolífero nacional, seja no segmento de exploração e produção de petróleo,
seja no segmento de refino, abordando as também as principais características
do processo de reestruturação nas Refinarias de Duque de Caxias e a de
Manguinhos, e seja no segmento de distribuição.
No terceiro capítulo, aborda-se a distribuição das receitas de royalties e
participação especial advindos das atividades de exploração e produção o que
compete ao Estado do Rio de Janeiro no recebimento dos royalties e a
participação especial permitindo a configuração de um espaço regional
diferenciado em termos de capacidade de investimento, especialmente Macaé,
na Região Norte Fluminense.
Em relação ao quarto capítulo, apresentam-se as características e o panorama
do mercado das empresas fornecedoras de equipamentos e prestação de
serviços para as companhias petroleiras nacionais e estrangeiras, destacando-se
as que atuam na Bacia de Campos.
No quinto capítulo, salienta-se a importância do Rio de Janeiro no contexto
nacional, identificando os principais centros de pesquisas e universidades para
o desenvolvimento de atividades de P&D de interesse da indústria do petróleo;
os agentes operadores que financiam estudos e projetos na área de petróleo
como a ANP e FINEP. Especificamente são destacados alguns grandes projetos
do CT-PETRO, criado a partir da inclusão dos royalties no mecanismo de
participações governamentais.
Por fim, no sexto capítulo conclusões e sugestões são apresentadas para o
estudo realizado.
I.2.Objetivo geral e objetivos específicos do estudo
Neste estudo, o objetivo geral é destacar a importância do Rio de Janeiro na
cadeia produtiva do setor petrolífero, sendo centro de referência de empresas e
de estrutura organizacional articulada para o setor.
Os objetivos específicos neste estudo foram os seguintes:
- Levantar e sistematizar informações sobre as empresas do setor da cadeia
produtiva de petróleo (exploração, produção, refino) e apresentar as
2
-
principais mudanças no setor de distribuição após o fim do monopólio do
petróleo.
Levantar informações sobre empresas fornecedoras de equipamentos e
serviços;
Investigar a estratégia concorrencial das empresas de E&P, de refino e
distribuição;
Analisar o processo de escoamento da produção de petróleo na Bacia de
Campos
Investigar a estrutura organizacional do Setor Petróleo no Estado do Rio de
Janeiro
I.3.Metodologia
Para atingir os objetivos propostos pela pesquisa, foi necessário fazer um
amplo levantamento de dados referentes à Indústria de Petróleo.
A coleta de dados foi realizada em bibliotecas, revistas especializadas, bem
como nos sites relativos do setor. Dessa forma, para concretizar a coleta de
informações foi realizada uma vasta pesquisa no site da Petrobras, onde a
atividade se direcionou para obter dados atualizados sobre a cadeia produtiva
de petróleo, especificamente no Estado do Rio de Janeiro, e mapear as
estratégias de atuação. Para obter dados sobre a Indústria Petrolífera, a
pesquisa no site da ANP foi bastante relevante já que esta Agência divulga
mensalmente dados sobre reservas e produção de petróleo, produção de
derivados nas refinarias, processamento, origem do óleo utilizado por essas
refinarias, distribuição de algumas participações especiais (royalties e
participações especiais) aos Estados, informações sobre licitações já realizadas
e etc. Cabe salientar que estes dados estão desagregados por Unidades de
Federação, o que contribui para mapear a Indústria Petrolífera bem como as
empresas no Estado do Rio de Janeiro.
Além dos sites já mencionados, realizou-se a coleta de informações no site do
IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo) bem como na sua biblioteca, que
disponibiliza um maior acervo de dados sobre o setor. No site da ONIP
(Organização Nacional da Indústria do Petróleo) foram coletadas pesquisas
elaboradas, recentemente, sobre a Indústria Petrolífera.
A atividade do bolsista também teve por base a leitura das Revistas Brasil
Energia (revista especializada no setor petrolífero), Macae Offshore entre
outras e do boletim mensal da InfoPetro sobre a análise da conjuntura da
indústria de petróleo e gás, um trabalho desenvolvido pelo Grupo Energia do
Instituto de Economia da UFRJ. Foram selecionadas as matérias mais
relevantes para o estudo.
No período de desenvolvimento do estudo, o bolsista participou com
credenciamento da ANP, do 17 o Congresso Mundial de Petróleo realizado em
3
setembro de 2002 no Rio de Janeiro onde pode participar de palestras e
debates. Lá estavam diversas empresas de petróleo e de equipamentos e
serviços, de diversas nacionalidades, divulgando os seus trabalhos. Coube ao
bolsista selecionar também as matérias mais relevantes para a sua pesquisa.
Concomitantemente à elaboração do relatório, foram feitas duas entrevistas
na empresa de petróleo Repsol-YPF, visando em cada uma identificar as
perspectivas de atuação nas áreas de refino e distribuição nos próximos anos
bem como contatos com funcionários do FINEP para esclarecer dúvidas que se
tinha sobre os projetos aprovados pelo CT-Petro no Estado do Rio de Janeiro.
4
II-CENÁRIO BRASILEIRO
II.1. Principais mudanças e novos agentes no setor petróleo
Atualmente, a indústria brasileira do petróleo enfrenta grandes mudanças
importantes pela Nova Lei do Petróleo (NLP) de 6 de agosto do 1997. Hoje o
setor é regulamentado e fiscalizado pela Agência Nacional do Petróleo ANP, e
que entre outras atribuições, foi criada para promover as condições de livre
concorrência na indústria de petróleo brasileira.
No que tange às atividades upstream, flexibilizou-se o monopólio do
petróleo; os recursos naturais continuam pertencendo à União, cabendo à ANP
sua administração e concessão a potenciais investidores. A Petrobras passa a
concorrer com outras empresas privadas do setor. Nas áreas de exploração, a
estatal terá concessão de três anos, podendo haver prorrogação de prazo em
alguns casos; nas áreas de desenvolvimento e de produção, a concessão será de
27 anos. A Petrobras será indenizada pelas áreas retidas pela ANP e nas quais
já tenham sido feitos alguns investimentos.
Na concessão de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural,
o concessionário se obriga a explorar a área por sua própria conta e risco e, se
tiver êxito, produzirá petróleo e gás natural em determinado bloco, sendo-lhe
conferida a propriedade desses bens, com a obrigação de pagamento dos
tributos incidentes relativos mais às participações legais e contratuais
correspondentes.
Tais mudanças institucionais recentes são vistas como um passo necessário,
ainda que não suficiente, para que o Brasil possa dinamizar a sua indústria de
petróleo e gás natural, e adaptá-la para enfrentar os desafios do jogo
concorrencial global.
Além dessas questões políticas e institucionais, a estrutura petroleira
existente no Brasil compõe-se de um legado de reservas de óleo e gás natural,
infra-estruturas de refino e abastecimento, tecnologias de ponta reconhecidas
mundialmente, principalmente nas áreas de exploração e produção offshore em
águas profundas que podem servir de base inicial para a construção de um
futuro competitivo.
Ainda existe uma possibilidade de crescimento bastante significativo para a
indústria petroleira brasileira. De fato, o Brasil tem a oferecer um enorme
potencial de mercado de energia, pois o consumo per capita anual de petróleo e
gás no Brasil é ainda muito baixo com 3,98 barris por habitante. O Brasil ocupa
a 10a colocação no ranking mundial2. O crescimento anual médio do consumo
2
Vide gráfico1 em anexo
5
de energia no Brasil é estimado em 3,9% na década de 2000 a 2010. Taxas de
crescimento do consumo de petróleo e gás são estimadas em 4,1% e 6,6%,
respectivamente.
Esse é um mercado que deverá atrair investidores nacionais e internacionais.
Espera-se, portanto, que, com as medidas de abertura do mercado,
desenvolva-se no país um ambiente competitivo que conduza a uma maior
eficiência, reduções de custo e surgimento continuado de inovações
tecnológicas e gerenciais no setor.
De fato, inicialmente, várias empresas demonstraram grande interesse em se
associar à Petrobras em joint ventures, principalmente em atividades de
exploração e produção, mas também em atividades de transporte, refino,
distribuição e comercialização.
Com a flexibilização e quebra do monopólio do petróleo, abriu-se a
possibilidade de grupos privados atuarem no segmento de refino mediante
autorização da ANP. As refinarias não são mais impedidas, legalmente, de
aumentar a capacidade de refino e terão um período de transição, estando
asseguradas as condições operacionais e financeiras, porém, devem submeter
um plano de investimentos à ANP a ser aplicado na modernização tecnológica
e na expansão da produtividade do parque de refino, mesmo que o segmento de
refino esteja concentrado na Petrobras.
Cabe ressaltar que, quando a Petrobras foi criada já existiam, no Brasil,
quatro refinarias privadas3. As duas últimas refinarias citadas foram
incorporadas à Petrobras. As demais continuaram privadas, mas eram
impedidas, legalmente, de aumentar sua capacidade de processamento..
Se o país souber defender a sua competitividade e a situação da indústria, no
âmbito internacional, não degenerar, poderemos realimentar uma certa euforia
nesse setor, o qual poderá movimentar recursos superiores a US$ 20 bilhões só
nos primeiros cinco anos desta década. Cerca de 50 empresas petrolíferas já
abriram escritórios no país, atraídas principalmente pela exploração na Bacia
de Campos, que é considerada um benchmark mundial na extração de petróleo
em lâminas d’água superiores a 1000 metros.
3
Manguinhos/RJ; Ipiranga/RS; RECAP/SP e REMAN
6
II.2.A importância do Rio de Janeiro no setor de petróleo
II.2.1. Recursos petrolíferos existentes
As bacias sedimentares são as áreas propícias para a formação e acumulação
de petróleo e gás natural. No país existem mais de 100 bacias sedimentares em
terra e no mar, que ocupam uma área de 6,4 milhões de km2. As 23 principais
bacias, que representam 84%, do total, têm 5,4 milhões de km2. As maiores
bacias (em extensão) localizadas em terra são: Paraná (l,l milhão de km2),
Solimões (943 mil km2), Parnaíba (79 mil km2) e Amazonas (610 mil km2). As
maiores bacias offshore são: Santos (352 mil km2), Pelotas (264 mil km2),
Potiguar (120 mil km2) e Campos (116 mil km2).
O Sudeste é o maior mercado brasileiro para os derivados do petróleo e nesta
região podem ser observados os primeiros investimentos da indústria privada,
inclusive em infra-estrutura. Macaé, município do Norte Fluminense do Estado
do Rio de Janeiro, tem atraído o interesse de diversas empresas devido ao
volume de reservas de petróleo conhecidas nesta região.
Gráfico II.2.1.1- Distribuição percentual das reservas provadas de
petróleo, segundo Unidades de Federação ( em 31/12/2001)
Bahia
2,5%
Amazonas
1,6%
Outros
2,2%
Sergipe
2,8%
Rio Grande do Norte
4,0%
AFonte:
BaciaANP/
de Campos,
por exemplo,
SDP
Nota: inclui condensado
Volume total das reserves provadas: 8,5 bilhões barris
7
A Bacia de Campos, no litoral do Rio de Janeiro, é a principal produtora
brasileira e aquela que concentra cerca de 87% das reservas provadas4 e 89%
das reservas totais de petróleo. Considerando apenas as reservas provadas de
petróleo offshore, o Estado concentra 97% do total e que suas reservas
provadas apresentaram um crescimento superior do que as verificadas nas
reservas provadas nacionais no período entre 1992 e 2001, como pode ser visto
na tabela II.2.1.2 a seguir. A produção dessa bacia iniciou-se em 1975; ali já
foram investidos mais de US$ 20 bilhões, levando à descoberta de mais de 30
campos de petróleo. O interesse pela área se justifica pela sucessiva descoberta
de poços gigantes como: Marlim, Marlim Sul, Albacora Leste, Roncador,
Barracuda e Caratinga.
4
São reservas de petróleo que, com base na análise de dados e de engenharia, se estima
recuperar comercialmente óleo de reservatórios descobertos e avaliados com elevado grau
de pureza
8
Tabela II.2.1.2: Evolução das reservas provadas de petróleo
Brasil x Estado do Rio de Janeiro (em milhões barris)
Reservas de petróleo
Anos
Brasil
Rio de Janeiro
TOTAL(A) OFFSHORE(B)
(D)
Participação (%)
(D/A)
(D/B)
1992
4965,8
4143,5
3870,6
77,95%
93,41%
1993
4982,2
4148,1
3867,5
77,63%
93,24%
1994
5374,5
4650,5
4420,4
82,25%
95,05%
1995
6223,1
5451,4
5233,8
84,10%
96,01%
1996
6680,7
5909,5
5701,3
85,34%
96,48%
1997
7106,0
6367,8
6154,3
86,61%
96,65%
1998
7357,3
6573,4
6362,2
86,47%
96,79%
1999
8153,3
7354,1
7104,2
87,13%
96,60%
2000
8464,7
7610,5
7366,1
87,02%
96,79%
2001
8485,2
7576,2
7375,6
86,92%
97,35%
Variação
70,8
90,5
01/92
Notas 1: Reservas em 31/12 dos anos de referência
2: Inclui condensado
3: Produção Offshore = Produção no mar
Elaboração própria, a partir de dados da ANP/SDP e Petrobras/Serplan
-
Por enquanto, em termos de produção e reservas, os números referentes ao
Brasil confundem-se com os da Petrobras, já que a companhia brasileira não
perdeu nenhuma reserva signifïcativa durante o processo de
reestruturação.Gradualmente, tenderemos a observar um deslocamento desses
números, pois, com a licitação de atividades de E&P para outras empresas e o
desenvolvimento de parcerias entre investidores privados e a Petrobras, as
reservas e a produção brasileiras deverão avançar mais rapidamente do que as
da Petrobras.
A previsão de investimentos é assegurada, principalmente, por grandes
projetos offshore de desenvolvimento já citados, como Marlim, Albacora,
Albacora Leste, Barracuda-Caratinga, Roncador, Marlim Sul a Marlim Leste,
descobertos na Bacia de Campos há mais de uma década pela Petrobras, e
também por outros de menor porte, como Bijupirá-Salema, também em
Campos, Peroá-Cangoá, no Espírito Santo, Pescada-Arabaiana, na Bacia
Potiguar, e Coral-Estrela do Mar, em Santos.
9
Para se ter uma idéia das perspectivas de crescimento, entre setembro deste
ano a dezembro de 2005 serão colocados em operação 13 novos sistemas de
produção nos campos de Roncador, Bijupirá-Salema, Marlim Sul, Marlim
Leste, Frade, Albacora Leste, Barracuda-Caratinga, Peroá-Cangoá, Coral e na
área do BC-60, que contarão com mais de 220 poços e terão capacidade
instalada superior a 1,5 milhão de barris/dia de óleo, a ser atingida em
diferentes períodos. A expectativa é de que, com esses projetos e outros de
menor porte, a produção do Brasil atinja a marca de 1,9 milhão de barris/dia de
óleo, dos quais cerca de 1,63 milhão de barris/dia extraídos do mar, com uma
participação da Bacia de Campos de 1,6 milhão de barris/dia de óleo, além de
58,8 milhões de m3/dia de gás (não inclui liquefeito), sendo 26 milhões de
Campos.
Marlim, por exemplo, possui o status de maior campo de águas profundas do
mundo, produzindo hoje cerca de 600 mil barris/dia, a partir de sete unidades
de produção. Os outros campos também superaram todas as previsões. Com
uma produção de 180 mil barris/dia de óleo e patamar esperado de 400 mil
barris/dia em 2007, volume compatível com o de Roncador, Marlim Sul conta
hoje com um dos maiores poços marítimos em operação no mundo, produzindo
nada menos que 37 mil barris/dia de óleo, e irá demandar a contratação de uma
unidade adicional, enquanto Albacora, mesmo depois de atingir o patamar de
157 mil barris/dia em 1999, continua mantendo um patamar de produção de
145 mil barris/dia de óleo.
II.2.2. Exploração de Petróleo no Brasil / RJ
Das reservas provadas nacionais, quase 90% localizam-se no mar, com
destaque para o Rio de Janeiro (detendo 97,4% das reservas provadas
localizadas no mar) e 10,7% estão em jazidas terrestres.
O Estado do Rio de Janeiro mantém sua trajetória de crescimento na área de
exploração, tendo no ano de 2001 um aumento de 0,13% quando comparado
com o ano anterior. O gráfico a seguir mostra a evolução das reservas provadas
de petróleo comparado ao resto do país.
10
Gráfico II.2.2-Evolução das reservas provadas de petróleo
(milhões de barris)
10000
8000
6000
Brasil
4000
RJ
2000
0
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Elaboração própria a partir do Anuário ANP 2001
II.2.3. Produção de Petróleo no Brasil / RJ
A maior parte da produção nacional de petróleo é extraída de campos
marítimos, responsáveis 83,4% do total produzido. O Estado do Rio de Janeiro
responde por 96,4% da produção marítima e por 80,4% da produção nacional,
contra, respectivamente, 95,8% e 79,4%, em 2000. Este Estado mantém sua
trajetória de elevado crescimento no volume produzido, tendo apresentado um
incremento de 6,1 % no ano de 2001. O gráfico a seguir representa a evolução
da produção de petróleo no RJ comparado ao resto do país.
80000000
Gráfico II.2.3-Evolução da produção de petróleo no Brasil e
no RJ (em m 3 )
60000000
40000000
Brasil
RJ
20000000
0
90
19
91
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
19
00
20
01
20
Elaboração própria a partir do Anuário ANP 2001
11
Os campos marítimos foram responsáveis por 58,2% do gás natural
produzido no país em 2001. O Estado do Rio de Janeiro foi o maior produtor
de gás natural, concentrando 42,5% do volume total produzido e cerca de
73,0% da produção marítima deste insumo energético.O segundo maior
produtor foi o Amazonas, representando 17,3% da produção nacional e 41,3%
da produção em terra. Enquanto a produção marítima nacional de gás natural
cresceu 1,5%, a produção terrestre registrou um incremento de 11,3% em
relação a 2000. Esta taxa de crescimento da produção terrestre corresponde à
terça parte do percentual verificado entre 1999 a 2000.
II.3-Nova regulamentação
II.3.1- As licitações de blocos exploratórios promovidas pela ANP
Com o fim do monopólio, a propriedade das reservas de petróleo e gás
natural encontradas em território nacional pertence à União, que concede o
direito de aproveitamento econômico desses recursos mediante contratos de
concessão procedidos de licitações organizadas pela ANP.
Antes de ocorrer a primeira licitação, havia um prazo de um ano para definir
as áreas que continuariam com a Petrobras. Foram requisitadas 422 áreas, mas
apenas 397 foram concedidas. Apesar disso, a estatal brasileira participou de
todas as quatro rodadas de licitação até o momento.
Na primeira rodada de licitação ocorrida em junho de 1999, houve um
número menor de empresas do que o esperado, podendo ser explicado pelo
porte financeiro exigido no edital de licitação, o que levou a participação de
uma única empresa que foi a Petrobrás.
Todavia, o segundo leilão, ocorrido em junho de 2000, apresentou
características diferentes da primeira rodada, tais como:
- Investimentos mínimos obrigatórios: no primeiro leilão eram de US$ 200
milhões enquanto que no segundo a exigência se limitou para US$ 63 milhões.
- Patrimônio Líquido mínimo para habilitação ao leilão ser inferior (US$ 10
milhões) a da segunda (US$ 1 milhão).
Os aspectos citados acima fizeram com que, além da Petrobrás, outras quatro
empresas nacionais se tornassem vencedoras na segunda rodada de licitação:
Queiroz Galvão, Odebrecht, Ipiranga e Marítima / Rainer. Além disso,
companhias internacionais também estiveram presentes. Dentre os 23 blocos
leiloados, 9 localizam-se nas Bacias de Santos e Campos.
Considerando os resultados obtidos nas duas primeiras rodadas de licitação e
as parcerias contratadas pela Petrobras, o setor de exploração e produção
12
apresentou 40 novos agentes, cuja presença de companhias estrangeiras foi
majoritária-no total são 34 empresas internacionais, das quais 15 são norte
americanas. Dessa maneira, a Petrobras desenvolveu suas atividades
econômicas em caráter concorrencial, podendo citar a Agip, Texaco, Shell e
Ipiranga.
Já na terceira rodada de licitação, a Petrobras foi a empresa que arrematou o
maior número de blocos (das 20 ofertas feitas pela companhia, 15 foram
vitoriosas).
Considerando apenas as três primeiras licitações organizadas pela ANP,
verifica-se que foram ofertados 103 blocos, dentre os quais, aproximadamente,
77% estão localizados em plataforma continental. Além disso, a maioria dos
blocos faz parte das Bacias de Campos e Santos, representando cerca de 45 %
do total licitado.
Já a quarta rodada de licitação apresentou somente 21 blocos arrematados de
54 oferecidos. Este número baixo pode ser explicado por uma combinação de
fatores tais como: quase todas as grandes empresas já possuem atuação em
bacias brasileiras-adquiridas nas três primeiras rodadas e muitos blocos
estavam localizados em áreas que possuem pouca informação geológica.
Nas quatro rodadas de licitação já promovidas pela ANP é notória a presença
dominante isolada da estatal, seguida por ocupação de blocos em associação
desta com grandes grupos internacionais. Nesta última ocorrência a parceria
com a Petrobras é uma garantia de segurança, porque a estatal detém o
conhecimento das bacias sedimentares brasileiras.
II.3.2. Permissão de outras empresas na exploração/produção e a nova
atuação da Petrobras na E&P
Até 1997 a Petrobras explorava sozinha a Bacia sedimentar mais importante
do País. Com cerca de 115.800 km2 e lâmina d’água de até 3 mil metros, a
Bacia de Campos é uma área fecunda para negócios de petróleo e gás, e anda
super povoada de empresas de bandeiras nacionais. A partir da criação da ANP
e com as rodadas de licitação de exploração e produção, esta nova habilitação
nos contratos foi assinada recentemente entre multinacionais e a Agência
Nacional de Petróleo. Empresas como a Amerada Hess, Total Fina Elf e
Wintershall são operadoras de blocos importantes e a Texaco e a Agip, por
exemplo, são algumas das primeiras a ter concessões petrolíferas na Bacia de
Campos, sozinhas e em parceria com a Petrobras. Este é o perfil de áreas ainda
inexploradas, onde todos estão atrás de novas descobertas de óleo.
O interesse pela fartura de hidrocarbonetos no Brasil tende a se acirrar. Além
da Ocean, outras cinco empresas estão investindo no mercado brasileiro de
exploração de petróleo e gás pela primeira vez: Philips Petroleum, Samson,
Wintershall Aktiengesellschaft, Statoil e Maersk, que se juntam a outras 35
13
companhias já em operação no País ao lado da Petrobras, somando um total de
42 acionários. Deste grupo, a estreante alemã Wintershall também já
conquistou o seu pedaço na Bacia de Campos, arrematando sozinha o bloco
BM-C-195.
Já nos campos com fartas reservas de petróleo comprovadas, mais de US$ 12
bilhões serão aplicados, principalmente pela Petrobras, para elevar a produção
a 1,6 milhão de barris/ dia de óleo até 2005. Neste período mais dez novos
módulos vão ser implantados nos campos de Roncador, Marlim Sul e Leste,
Barracuda-Caratinga, Frade, Albacora Leste e Bijupirá-Salema-este último
projeto desenvolvido pela Enterprice, com entrada em operação em 2003. Esta
dezena de módulos significa mais 236 poços e o salto de 34 para 47 unidades
voltadas para a atividade de produção.
As recentes descobertas da Petrobrás na Bacia de Campos são um fator de
otimismo, quanto à viabilização de novos projetos de investimentos no setor de
petróleo. Os principais analistas têm se referido a esta nova fase da exploração
como sendo uma nova era do setor de petróleo na América Latina. Embora as
novas perspectivas estejam dando alma nova ao mercado, muitas empresas
estrangeiras ainda apontam a existência de obstáculos importantes para a
viabilização destes novos projetos. Basicamente, os altos riscos exploratórios e
as incertezas de um ambiente econômico e empresarial brasileiro se refletem
em cautelosa estratégia dos operadores internacionais.
5
A área deste bloco localizado em águas rasas no Espírito Santos é de 1.077 km
14
O saldo da atividade de Exploração e Produção da Petrobras revela muita
bem a adaptação e consolidação da estatal no novo cenário do setor de petróleo
no Brasil. Ao longo do ano de 2000, por exemplo, foram assinadas 14 parcerias
em projetos de exploração e dez em projetos de produção. Estima-se que entre
2000 e 2009, essas parcerias demandarão investimentos na Bacia de Campos
de US$ 168 milhões em exploração e US$ 2,5 bilhões em desenvolvimento da
produção.
Só para perceber melhor a estratégia da estatal em participar de projetos sem
se expor sozinha a riscos, na Segunda Rodada de Licitação da ANP a Petrobras
adquiriu direitos exploratórios sobre oitos blocos, sendo dois com 100% de
participação e seis em parceria. E no terceiro round, por exemplo, dos nove
blocos oferecidos a Petrobras, ela comprou sozinha o BM-C-166 e participa do
BM-C-147, através de consórcio com a Enterprice Oil Plc, a Shell e a Total
Fina Elf -esta última sendo a operadora do Consórcio.
6
A área deste bloco, localizados em águas profunda no Estado do Rio de Janeiro é de 1.768
km2
7
A área deste bloco localizado em águas profundas no Estado do Rio de Janeiro é de 1.882
km2
15
Focalizando o Rio de Janeiro, através das tabelas II.3.2.1 e II.3.2.2, podemos
ver as empresas vencedoras dos blocos oferecidos na Bacia de Campos, quer
atuando através de parcerias ou sozinhas.
Tabela II.3.2.1-Blocos na fase de exploração (em 31/12/2002)
Blocos
BC-2
Rodadas
0
BC-10
BC-20
0
0
BC-30
BC-50
BC-60
BC-100
BC-200
BC-400
BC-500
BC-600
BM-C-3
BM-C-4
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1
BM-C-5
BM-C-7
BM-C-8
BM-C-10
BM-C-14
1
2
2
2
3
BM-C-15
BM-C-16
BM-C-19
BM-C-24
BM-C-25
3
3
3
4
4
Concessionários (%)
TotalFinaElf¹ (35) / Petrobras (35) / Shell
(30)
Shell¹ (35) / Petrobras (35) / Esso (30)
Petrobras¹ (50) / ChevronTexaco (30) /
Nexen (20)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (40) / Agip (40) / Repsol YPF (20)
Agip¹ (45) / Repsol YPF (30) /
ChevronTexaco (25)
ChevronTexaco¹ (68) / Repsol YPF (32)
EnCan¹ (100)
Devon¹ (45) / SK (40) / Shell (15)
Shell¹ (65) / Wintershall (35)
TotalFinaElf¹ (30) / Petrobras (25) / Shell
(45)
Ocean¹ (65) / Amerada Hess (35)
Petrobras¹ (100)
Wintershall¹ (100)
BHP¹ (100)
Petrobras¹ (40) / Shell (60)
Fonte:ANP
1
Empresa operadora
Na fase da produção de petróleo pode-se notar o domínio quase que absoluto
da Petrobras na Bacia de Campos. Somente nos Campos de Bijupirá e Salema é
que se observa a atuação de outras empresas e atuando assim mesmo em
parcerias.
16
Tabela II.3.2.2-Blocos na fase de produção (em 31/12/2002)
Campos
Albacora
Albacora Leste
Anequim
Badejo
Bagre
Barracuda
Bicudo
Bijupirá
Bonito
Carapeba
Caratinga
Cherne
Congro
Corvina
Enchova
Enchova Oeste
Espadarte
Garoupa
Garoupinha
Jubarte
Linguado
Malhado
Marimbá
Marlim
Marlim Leste
Marlim Sul
Moréia
Namorado
Nordeste de Namorado
Pampo
Parati
Pargo
Piraúna
Roncador
Salema
Trilha
Vermelho
Concessionários (%)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Shell¹ (80) / Petrobras (20)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Shell¹ (80) / Petrobras (20)
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
17
Viola
Voador
Petrobras¹ (100)
Petrobras¹ (100)
Fonte:ANP
1
Empresa operadora
Desde o início do processo de flexibilização do monopólio do petróleo, as
empresas que fazem parte do setor do upstream notaram as dificuldades de
operar neste mercado de forma isolada e sentiram necessidade de estabelecer
alianças para a sua atuação.
O petróleo da Bacia de Campos situa-se predominantemente em águas
profundas que requerem grandes investimentos e conhecimentos tecnológicos.
Esse petróleo é normalmente pesado, de difícil extração, o que significa alto
custo de desenvolvimento de produção. Ademais, é um tipo de petróleo que
requer complexos processos de refino, o que torna baixo seu preço de mercado.
Assim, o estabelecimento de alianças estratégicas tornou-se uma forma
largamente utilizada pelas empresas para enfrentar os riscos geológicos e os
altos custos exploratórios.
II.4. Escoamento da produção de petróleo e gás de Campos
O aumento de produção da Bacia de Campos demanda ampliação da malha de
escoamento.
Para assegurar o escoamento desses volumes e garantir um equilíbrio maior
entre os transportes marítimo e dutoviário, a Petrobras começou a investir
fortemente na construção de novos dutos de óleo e gás na Bacia de Campos. A
previsão de conclusão para 2005, o projeto envolve a construção de mais de
1000 km de linhas de novos dutos de óleo e gás para assegurar o escoamento
da produção incremental de alguns campos de águas profundas, cujos módulos
adicionais entrarão em operação entre os anos de 2003 e 2006. O projeto,
discutido internamente por seis meses a aprovado pela diretoria da empresa no
início de agosto, vai demandar um alto investimento total de cerca de US$ 1,3
bilhão (parte do E&P e do Abastecimento), o maior montante já aplicado nesse
segmento desde a implantação da atual malha de escoamento de Campos. Esse
total inclui a instalação de uma plataforma fixa de rebombeio, para garantir
uma capacidade de escoamento extra de cerca de 500 mil barris/dia de óleo e 9
milhões de m3/dia de gás.
No caso do óleo a ampliação da malha dutoviária de escoamento atenderá ao
aumento de produção dos campos de Roncador, Marlim Sul a Marlim Leste,
cujo máximo pico em 2008 é estimado em 630 mil barris/dia de petróleo, e
18
reduzirá o transporte via navios aliviadores na Bacia de Campos, hoje
responsável por 80% do movimento de óleo na região (900 mil barris/dia,
contra os cerca de 240 mil barris/dia transportados por dutos).
A atual malha dutoviária da Bacia de Campos não tem capacidade para
absorver o aumento de produção dos novos projetos. Se caso a opção fosse por
aumentar o transporte via navios, de qualquer maneira haveria a necessidade de
construir novos gasodutos para escoar o gás. Se não se optasse por construir
novos oleodutos, se chegaria a 2010 com 90 % do óleo saindo por navio, o que
excede a capacidade de São Sebastião.
Com o projeto, estará ampliando a capacidade de escoamento e equilibrando
melhor a utilização de navios e dutos na região.
Mesmo com todo o investimento aplicado no projeto, o movimento de navios
na Bacia de Campos não diminuirá, uma vez que a produção local irá crescer
dos atuais 1,2 milhão de barris/dia de óleo para 1,6 milhão de barris/dia.
Calcula-se que em 2005 estejam sendo escoados por navio 880 mil barris/dia
de óleo – a maior parte oriunda dos campos de Albacora, Albacora Leste,
Marlim e Barracuda-Caratinga – ou seja, 55% da produção da região, sendo o
restante, 720 mil barris/dia, transportado através de oleodutos.
II.5.Refino
O petróleo deve ser processado e tranformado de forma conveniente, com o
propósito de obter-se a maior quantidade possível de produtos valiosos, da
melhor qualidade possível, logicamente minimizando-se os produtos de menor
valor comercial. Atingir este objetivo com o menor custo operacional é a
diretriz básica do refino.
As características dos petróleos têm ponderável influência sobre a técnica
adotada para a refinação, e frequentemente determinam os produtos que melhor
podem ser obtidos. Assim, é óbvio que nem todos os derivados podem ser
produzidos com qualidade, direta e economicamente de qualquer tipo de
petróleo. Da mesma forma, não existe uma técnica única adaptável a qualquer
tipo de óleo bruto.
A arte de compatibilizar as características dos vários petróleos que devam ser
processados numa dada refinaria, com a necessidade de suprir-se de derivados
em quantidade e qualidade em uma certa região de influência dessa indústria,
faz com que surjam arranjos de várias unidades de processamento para que esta
compatibilização seja feita, da forma mais racional e econômica possível. O
encadeamento das várias unidades de processo dentro de uma refinaria é o que
se denomina de Esquema de Refino.
19
Os esquemas de refino variam de uma refinaria para outra, não só pelos
pontos acima expostos, como também pelo fato do mercado de uma dada
região modificar-se com o tempo. Além disso, a constante evolução na
tecnologia dos processos faz com que surjam alguns de alta eficiência e
rentabilidade, enquantro outros, de menores eficiências ou de maiores custos
operacionais entram em obsolescência. Isto faz com que os processos de refino
não sejam algo estático e definitivo, e sim dinâmico, uma vez observado um
horizonte de médio e longo prazo.
II.5.1.Objetivo do Refino
Uma refinaria de petróleo ao ser planejada e construida pode se destinar a
três objetivos básicos:
1-Produção de Combustíveis;
2- Matérias-primas Petroquímicas;
3-Produção de óleo base para lubrificantes e Parafinas.
O primeiro objetivo constitui a maioria dos casos, uma vez que a demanda
por combustíveis é muitíssimo maior que a de outros produtos. Aqui é
fundamental a produção em larga escala de frações destinadas à obtenção de
GLP, gasolina, diesel, querosene e óleo combustível, dentre outros. Todas as
refinarias brasileiras, sem exceção, encontram-se neste grupo.
As três grandes centrais petroquímicas (Brasquem, Copesul e PQU)
fornecem os petroquímicos básicos à produção de inúmeros artigos presentes
na vida moderna. Processando matérias primas derivadas de petróleo dentre
elas, a nafta e GLP, as centrais produzem eteno, propeno, benzeno e etc que
por sua vez serão matérias primas para grandes cadeias produtivas.
O segundo e terceiro grupos, de menor expressão, constitui-se num grupo
minoritário onde o objetivo é a maximização de frações básicas lubrificantes e
parafinas. Estes produtos, de valores agregados muito maiores que os
combustíveis, cerca de duas a três vezes mais, conferem alta rentabilidade aos
refinadores, embora os investimentos sejam também muito maiores. No Brasil
não temos nenhuma refinaria dedicada exclusivamente à produção de
lubrificantes e parafinas. Existem, no entanto, conjuntos dentro de alguns de
nossos parques de refino que tem esse objetivo e funcionam quase como
refinarias independentes. Nessa situação podemos citar a REDUC (RJ) e a
RLAM (BA) onde existem os conjuntos acima citados.
20
II.5.2.Caracterização do suprimento
Dentre as etapas da cadeia de valor do petróleo no Brasil, a de refino é a que
apresenta o menor nível de concorrência.
Os setores de distribuição e revenda já têm alto nível de competitividade,
enquanto os de exploração e produção estão em evolução. Mas esta situação
está mudando, pois no início de 2002 houve a abertura do mercado. Os preços
dos derivados estão liberados, os subsídios foram praticamente eliminados
(restando, apenas, o relativo ao GLP para população de baixa renda), não existe
mais ressarcimento de transporte e há liberdade para importar/exportar
petróleo, gás natural e produtos refinados.
No entanto, verifica-se uma defasagem entre a evolução da demanda de
derivados de petróleo e os investimentos em refino.
No que se refere à localização das fontes internas de suprimento, o Brasil
conta com 13 refinarias, das quais sete estão no Sudeste (REPLAN, REDUC,
REVAP, RPBC, REGAP, RECAP, MANGUINHOS), três na região sul
(REPAR, REFAP, IPIRANGA), duas no Nordeste (RLAM, LUBNOR) e uma
na região norte (REMAN). Existe uma forte concentração das refinarias
brasileiras no Sudeste (63% da capacidade total em 2001) e no Sul (20%).
A capacidade nominal de processamento dessas refinarias – entendida como
a capacidade de processamento de petróleo nas suas unidades de destilação
atmosférica – foi de 304 mil m3/dia (1.914 mil bbl/dia) em 2001, e o volume de
cargas processadas ficou em torno de 85% do volume nominal. Três das cinco
refinarias com maior capacidade de processamento (REPLAN, REVAP e
REPAR) tiveram utilização acima de 90%. Em contrapartida, a RLAM, a
segunda maior refinaria brasileira em capacidade, utilizou 78% da capacidade
nominal, enquanto a REDUC, a terceira maior, utilizou 77%. Entre as
refinarias privadas, a Ipiranga teve utilização de 97% e a de Manguinhos, de
101%.
21
Gráfico II.5.2.1-Volume de petróleo refinado e capacidade nominal,
segundo refinarias-2001
mil barris/dia
400
350
Volume de petróleo refinado
300
Capacidade nominal
250
200
150
100
50
)3
(PR
SIX
SP
)
RP
BC
(
BA
)
RL
AM
(
SP
)
SP
)
RE
VA
P(
PR
)
RE
PL
AN
(
AM
)
RE
PA
R(
MG
)
RE
MA
N(
RE
GA
P(
RS
)
RE
FA
P(
RJ
)
SP
)
C(
RE
DU
RE
CA
P(
RJ
)
HO
S(
CE
)
MA
NG
UIN
LU
BN
OR
(
IPI
R
AN
GA
(
RS
)
0
Fonte: ANP/SRP; Manguinhos; Petrobras
A capacidade nominal refere-se à capacidade de projeto da refinaria. A capacidade
nominal da SIX refere-se à capacidade de produção de derivados de xisto e o volume
refinado refere-se aos derivados produzidos do xisto.
A maior parte do petróleo nacional (63% do total processado) é pesado
(abaixo de 28°API). O cru nacional predominante, do tipo Marlim (36% do
total processado), é o mais pesado (abaixo de 21°API). Mesmo assim, o
crescimento do setor de E&P nacional levou as refinarias brasileiras a
processar, preferencialmente, o petróleo nacional, reduzindo as importações.
Os investimentos na adequação do parque de refino para processar os crus
pesados nacionais levaram ao aumento da capacidade de conversão das
refinarias brasileiras. A conversão do parque de refino do Brasil em 1998
(32%) é comparável à de países com capacidade média (em bbl/dia) similar à
brasileira, tais como Alemanha (38%), Grã-Bretanha (36%), França (29%) e
Japão (21%). Ao mesmo tempo, é superior à conversão em países com maior
capacidade média instalada, como Coréia do Sul (21%) e Arábia Saudita
(12%). Este aumento da conversão trouxe benefícios econômicos às refinarias,
porque, como mostra o gráfico II.5.2.2, a margem bruta de refino está
fortemente relacionada ao potencial de conversão da refinaria.
22
Gráfico II.5.2.2-Conversão x Margem bruta
(1) Soma das cargas das unidades de conversão (em relação à capacidade da refinaria).
(2) Receita obtida com os derivados menos os custos da matéria-prima, por barril de petróleo.
(3) Média da margem bruta nos EUA nos últimos 10 anos: conversão e capacidade média das refinarias
em 1998.
Nota: Não foi possível estabelecer a conversão da refinaria de Manguinhos
Fontes: ANP, Petrobrás, Plants, E/A, Análise BAH
II.5.3. O parque de refino na economia fluminense
A Reduc, localizada no município de Duque de Caxias, foi a primeira
refinaria cuja construção foi iniciada pela Petrobras.
Começou a operar em 1961 e, atualmente, é a terceira refinaria do país em
termos de capacidade de refino. Produz 19 dos 39 produtos obtidos nas
refinarias brasileiras. Além disso, é a única refinaria a produzir alguns tipos de
derivados tais como óleos combustíveis especiais para a Marinha e óleos
isolantes. Desde 1981, a Reduc vem sendo adaptada para processar óleos
pesados produzidos pela Bacia de Campos.
Inaugurada em 1954, a refinaria de Manguinhos, localizada no município do
Rio de janeiro, é uma refinaria privada sendo controlada desde o início de sua
operação pelo Grupo Peixoto de Castro, tendo a empresa hispano-argentina
Repsol-YPF adquirido parte do capital da refinaria em 1998.
23
É importante salientar que o comportamento desse segmento no Estado é
influenciado pela Reduc, já que a refinaria de Manguinhos, por dispositivo
legal, não ampliou sua capacidade de processamento de petróleo durante a
vigência do monopólio da União.
As refinarias localizadas no Estado somam uma capacidade instalada de
refino de 41 mil m3/dia (aproximadamente 256 mil de barris/dia), o que
equivale a uma participação de 14% no total das refinarias do Brasil.
Considerando somente a região Sudeste, que concentra mais da metade da
capacidade de refino instalada no país (62%), a participação das refinarias
fluminenses se eleva para 22%. É importante destacar que o peso da
capacidade instalada nessas refinarias em relação ao Brasil e a região Sudeste é
influenciado pela Reduc, já que a refinaria de Manguinhos possui apenas 2%
da capacidade instalada de refino nacional.
Tabela II.5.3.1-Capacidade instalada de refino nas refinarias do RJ-2001
Capacidade de Refino
Refinarias
Brasil
Região Sudeste
Outros Estados
Estado do Rio de Janeiro
Manguinhos
Reduc
Outras Regiões
m3/dia
mil barris/dia
305.025
1.918.553
192.100
1.057.319
151.400
40.700
2.200
38.500
801.323
255.996
13.838
242.158
112.925
861.234
Participação (%) da capacidade de refino no RJ
Em relação ao Brasil
Em relação à Região
Sudeste
13,34
21,86
Elaboração própria, a partir de dados da ANP
24
A capacidade de armazenamento nas refinarias fluminenses alcançou
aproximadamente 19 milhões de barris em 2001. Esta capacidade dividiu-se
em 37% para petróleo e 63% para derivados, álcool e MTBE (éter usado para
adição à gasolina com a finalidade de aumentar a octanagem). Esse
comportamento não foi verificado em Manguinhos, pois 64% da capacidade
total é para armazenamento de petróleo. Quanto ao armazenamento de óleo, o
Estado do Rio de Janeiro detém 29% da capacidade da região Sudeste e 19%
da capacidade nacional. Atualmente, a Reduc é a refinaria que apresenta a
maior capacidade de armazenamento de petróleo no Brasil. Quanto à
capacidade para armazenar derivados, álcool e MTBE, as refinarias
fluminenses concentraram 25% da capacidade região Sudeste e 19% da
capacidade nacional de armazenamento de derivados, álcool e MTBE.
Tabela II.5.3.2-Capacidade de armazenamento das refinarias localizadas
no RJ/Brasil, por produto - 2001
Capacidade de Projeto
Refinarias
Brasil
Região Sudeste
Outros Estados
Estado do Rio de Janeiro
Manguinhos
Reduc
Outras Regiões
Petróleo
Derivados, álcool e
MTBE
3
m
mil barris
m3
mil barris
5.917.638
37.220
9.969.540
62.707
3.878.557
2.740.237
1.138.320
96.302
1.042.018
24.396
17.236
7.160
606
6.554
7.508.221
5.599.754
1.908.467
54.102
1.854.365
47.227
35.223
12.004
340
11.664
2.039.081
12.824
2.461.319
15.480
Participação (%) da capacidade de refino no RJ
Em relação ao Brasil
19,24
Em relação à Região
Sudeste
29,35
Elaboração própria, a partir de dados do Anuário ANP 2001
Em relação ao processamento de petróleo, verifica-se que as refinarias do RJ
detêm uma participação de 12% no processamento nacional. Comparando os
anos de 1990 e 2000, observa-se que essa participação é decrescente, exceto no
25
caso da refinaria de Manguinhos, onde ocorreu um aumento no peso no
processamento nacional, mas esse resultado não é expressivo, pois esta
participação se manteve inferior a 1% desde o início da década de 90.
Tabela II.5.3.3-Evolução da participação das refinarias no RJ no
processamento nacional (%)
Ano
Reduc
Manguinhos
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
14,81
15,53
15,88
14,40
12,75
11,18
14,71
12,65
13,72
13,85
11,57
11,44
0,49
0,72
0,81
0,82
0,77
0,81
0,75
0,66
0,63
0,72
0,74
0,85
(%) Processamento
Nacional
15,30
16,25
16,69
15,22
13,53
11,99
15,46
13,31
14,35
14,57
12,31
12,29
Elaboração própria, a partir Anuário ANP/2001 e Boletim Mensal da ANP 2001
Considerando a origem do óleo processado nas refinarias do Estado, idenficase que a participação do petróleo importado, exceto nos anos de 1997 e 1998
foi maior do que o de origem nacional. Esse comportamento não se verifica nas
refinarias nacionais como um todo, já que há uma participação relativa mais
elevada do óleo de origem nacional.
Desde o início da década de 90, a maior parte do óleo processado na refinaria
de Manguinhos é importada. Apesar disto, observa-se que há uma participação
relativa decrescente do petróleo importado no processamento total do Estado.
26
Tabela II.5.3.4-Volume de petróleo refinado, por origem
(nacional e importada) -2001
Refinarias (Unidade da Federação)
Total
IPIRANGA (RS)
LUBNOR (CE)
MANGUINHOS (RJ)
RECAP (SP)
REDUC (RJ)
REFAP (RS)
REGAP (MG)
REMAN (AM)
REPAR (PR)
REPLAN (SP)
REVAP (SP)
RLAM (BA)
RPBC (SP)
SIX (PR)
Volume de petróleo refinado (b/d)
Total
Nacional
Importado
1.640.557
1.226.225
414.333
12.239
5.620
14.106
46.158
187.769
103.648
130.468
44.062
190.950
320.605
221.269
205.148
153.714
4.801
208
937
37.103
89.223
26.183
128.430
40.465
131.620
238.472
189.333
193.201
146.248
4.801
12.239
5.412
13.169
9.055
98.546
77.465
2.038
3.597
59.330
82.133
31.936
11.947
7.465
-
Fonte: Ipiranga; Manguinhos; Petrobras
Analisando a produção de derivados nas refinarias fluminenses, verifica-se
também que a maior parte da produção é de derivados combustíveis (90%).
Desses derivados, somente a gasolina de aviação não é produzida no Estado do
Rio de Janeiro. Além disso, a produção de derivados não energéticos está
concentrada na Reduc, já que a refinaria de Manguinhos somente produz o
solvente. A produção de derivados nessas refinarias equivale a
aproximadamente 12% da produção nacional, e considerando-se apenas a
produção de produtos não-energéticos essa participação se eleva para 18%.
Dentre os derivados produzidos no Estado, merecem destaque: a produção de
gasolina automotiva e dos óleos combustível, diesel e lubrificante, já que
representam, respectivamente, 36,7%, 37,7%, 37,9% e 70% da produção
nacional.
Através da tabela II.5.3.5, verifica-se que os derivados mais produzidos pelas
refinarias Reduc e Manguinhos são óleo combustível, diesel e gasolina
automotiva, correspondendo a 24,5 %, 22,94% e 22,%, respectivamente, da
produção total do Estado.
Observa-se que os três derivados concentram-se aproximadamente 68,5% da
produção total da economia do Rio de Janeiro.
27
Tabela II.5.3.5-Composição da produção de derivados nas refinarias
localizadas no Estado do Rio de Janeiro -2001
Derivados
Produção Total
Óleo combustível
Óleo diesel
Gasolina
automotiva
Nafta
Querosene
de
aviação
Gás liquefeito de
Petróleo
Demais
derivados1
Produção (m3)
Participação (%) na Produção
total
11646
-
2855
2556
24,50
21,94
2569
22,05
997
8,56
698
6,00
791
6,79
1180
10,16
Elaboração própria, a partir de dados do Anuário ANP/2001
1
– Inclui os derivados: Gasolina de aviação, Querosene Iluminante, Solvente
Parafina, Óleo Lubrificante, Asfalto e Coque
II.5.4.Peculiaridades das refinarias do RJ quanto aos processos
Nos tópicos seguintes analisaremos, brevemente, alguns aspectos dos
processos envolvidos das refinarias de Manguinhos e a Reduc na produção de
seus derivados de petróleo.
CRAQUEAMENTO TÉRMICO
O craqueamento térmico é o mais antigo dos processos de conversão,
surgindo logo após o advento da destilação.
Ele tem por finalidade quebrar moléculas presentes no gasóleo de vácuo ou
no resíduo atmosférico, por meio de elevadas temperaturas e pressões, visando
obter-se principalmente gasolina e GLP. Produz também, como subproduto,
gás combustível, óleo leve (diesel de craqueamento) e óleo residual, além de
uma formação de coque.
28
Este, por sinal é o principal problema do processo, porque, como o coque não
é removido continuamente dos equipamentos, acaba se acumulando, o que
provoca entupimentos, obrigando assim à frequentes paradas para
descoqueificação, reduzindo em muito o fator operacional.
Existe apenas uma unidade de craqueamento térmico no Brasil, estando
instalada na Refinaria de Manguinhos.
CRAQUEAMENTO CATALÍTICO
O craqueamento catalítico é um processo de desintegração molecular.
É um processo por excelência destinado à produção de gasolina de alta
octanagem, sendo este o derivado que aparece em maior quantidade, da ordem
de 50 a 65% volume em relação à carga processada. O segundo derivado que
aparece em maior proporção é o GLP, com carga de 25 a 40% volume em
relação à carga. Em menores rendimentos temos também o óleo diesel de
craqueamento (LCO), óleo combustível de craqueamento (óleo
decantado/clarificado), o gás combustível e o gás ácido (H2S). O coque gerado
e depositado no catalisador é integralmente queimado na regeneração.
Devido à nossa grande necessidade de produção de GLP e de gasolina,
principalmente deste derivado até o final dos anos setenta, fez com que a
Petrobras instalasse este processo em todas as suas refinarias.
REFORMA CATALÍTICA
A reformulação catalítica ou reforma, tem por objetivo principal transformar
uma nafta de destilação direta, rica em hidrocarbonetos parafínicos, em uma
outra, rica em hidrocarbonetos aromáticos. É portanto um processo de
aromatização de compostos parafínicos e naftênicos, visando um de dois
objetivos: a produção de alta octanagem ou produção de aromáticos leves
(Benzeno, Tolueno e Xilenos) para posterior geração de compostos
petroquímicos.
A restrição ambiental que limita o teor máximo de aromáticos presente na
gasolina poderá fazer com que a nafta reformulada seja banida aos poucos da
constituição do “pool” daquele produto, ficando sua operação destinada quase
que exclusivamente à produção de aromáticos.
Temos cinco unidades de reforma catalítica instaladas no Brasil. Duas delas
instaladas nos anos sessenta em refinarias da Petrobras (Reduc e RPBC). A
primeira opera ainda para a produção de gasolina, enquanto, a Segunda opera
visando aromáticos.Além dessas, temos duas unidades de grande porte
instaladas em centrais petroquímicas (Petroquímica União e COPENE) que, é,
29
claro, produzem aromáticos. A quinta unidade, de pequeno porte, entrou em
operação, e está situada na Refinaria de Manguinhos.
DESTILAÇÃO ATMOSFÉRICA E A VÁCUO
A unidade de destilação para a produção de lubrificantes é bastante
semelhante à unidade destinada à produção de combustíveis, diferindo,
contudo, em dois aspectos principais.
O primeiro deles prende-se ao fato que a carga para a produção de frações
lubrificantes deve ser a mais constante possível, de modo a não alterar a
qualidade do produto final. Assim, enquanto uma unidade de destilação para
combustíveis opera com diversos tipos de petróleos, de diferentes qualidades, a
unidade de destilação para lubrificantes geralmente opera apenas com um tipo
de óleo cru. A unidade de destilação para lubrificantes da Reduc processa o
petróleo árabe leve, enquanto o conjunto de lubrificantes da RLAM opera
exclusivamente com petróleo baiano.
O outro aspecto diferente entre as duas unidades relaciona-se com a seção de
vácuo. Quando o objetivo visado é combustível, a seção de vácuo possui
apenas uma torre, e dela retiram-se dois cortes: o gasóleo leve e o gasoóleo
pesado. O produto de fundo (resíduo de vácuo) é destinado a óleo combustível
ou asfalto.
HIDROTATAMENTO
A Petrobras instalará em algumas de suas refinarias (RPBC, REPLAN,
REPAR, REPAP e Reduc), unidades de hidrotatamento de diesel instável.
II.5.5.Investimentos e tendências do refino
É na região sudeste do país que se concentram tanto o parque de refino (64%
do total, em seis refinarias) quanto o principal mercado para os derivados de
petróleo (53,4%). Ao longo da história do monopólio, apenas a refinaria de
petróleo Ipiranga e a refinaria de Manguinhos, dos grupos Ipiranga e Peixoto
de Castro, atuaram no país como processadoras de petróleo, embora em
quantidades muito pequenas - da ordem de 10 mil barris/dia cada uma.
O fim do monopólio do petróleo associado à abertura do mercado
internacional para grandes empresas multinacionais está ocasionando a
30
elevação do volume de investimentos no segmento de refino nacional fazendo
com que as refinarias refizessem sua estratégias de estruturação.
A refinaria de Manguinhos está disposta a se valer das vantagens
competitivas de sua infra-estrutura, pois dispõe de um terminal próprio para
recepção de petróleo bruto no porto do Rio de Janeiro, e aposta também na
especialização. Já a Petrobras prioriza a variável tecnológica através do Proter
(Programa Tecnológico para o Refino). Desde 1994, são estas as metas desse
programa tecnológico: aumentar a capacidade de refinar a crescente produção
de óleos pesados; reduzir os volumes produzidos de óleo combustível, cujo uso
será substituído pelo gás natural; adaptar a produção de gasolina e diesel à
especificações mais rigorosas ; e aumentar a complexidade da planta em busca
de melhores margens para concorrerem com os produtos importados.
O que se presume é que a abertura do mercado brasileiro de derivados de
petróleo trará pressões adicionais ao parque de refino nacional e proporcionará
um desafio à continuidade das refinarias menos competitivas. Porém, a
eliminação dessas refinarias menos eficientes não é imediata, apesar da
tendência mundial de substituir pequenas refinarias por maiores, que atendam
grandes regiões. E a razões desse processo lento são devidas a fatores políticos;
à própria tendência de se manter o mercado para não dar espaço ao
concorrente; e porque o fechamento de uma refinaria implica altos custos. No
Brasil, apesar da abertura às importações de derivados de petróleo, são poucos
os mercados que se apresentam verdadeiramente atrativos ao produto
importado. Pois os custos de transporte em função das distâncias favorecem a
princípio as refinarias brasileiras, e o governo deverá controlar as importações
dando aos refinadores nacionais tempo para se adaptarem às novas condições
concorrenciais.
Dando prosseguimento ao proposto no Plano Estratégico da Petrobras, os
investimentos na área de refino – que deverão totalizar US$ 4,3 bilhões entre
2001 e 2005 – serão destinados a instalar novas unidades nas refinarias
existentes, para atender aos seguintes objetivos:
Melhoria da qualidade da gasolina e diesel e atendimento aos requisitos
ambientais;
Valorização e maior absorção do petróleo nacional, mais pesado, pelas
refinarias;
Aumento da rentabilidade da Companhia, pela integração das áreas de
Abastecimento e Exploração & Produção;
Adequação do perfil de oferta à demanda de derivados
Maior competitividade no mercado.
Foram iniciadas a construção de três unidades de hidrotatamento de diesel,
nas refinarias Duque de Caxias (Reduc), Gabriel Passos (Regap) e Presidente
Vargas (Repar). Os investimentos previstos são de US$ 530,00 milhões, e a
31
entrada em operação dessas novas unidades deve ocorrer até o final de 2003.
Elas visam à oferta de diesel com um máximo de 0,05% de teor de enxofre
para 14 regiões metropolitanas brasileiras, contribuindo para a melhoria da
qualidade ambiental.
Com a rentabilidade comprometida pelo aumento de custos, as refinarias
privadas, impossibilitadas que estão de repassarem-no integralmente aos preços
em face da concorrência da Petrobras, estão adiando, total ou em parte, os
planos de investimentos autorizados pela ANP.
A existência de uma Petrobras, aliada à abertura do mercado às importações,
cria um cenário difícil para as pequenas refinadoras, pois o comportamento de
preços é ditado pelo mercado e o mercado tem mais de 98% de administração
de uma única empresa, mas as pequenas refinarias como a IPIRANGA vêm
operando e procurando seus caminhos.
Já para a Refinaria de Manguinhos, o plano aprovado pela ANP previa a
construção de uma destilação atmosférica e a vácuo, com capacidade para 5,07
mil m3/dia; a revamp da unidade de reforma catalítica, que passaria de 477
m3/dia para 715 m3/dia; a desativação da unidade combinada existente
(destilação atmosférica de 2,2 mil m3/dia, craqueamento térmico e
viscorredução); aumentos de tancagem; e mudanças nos sistemas de
carregamento, de utilidades e de tratamento de efluentes.
Esses investimentos eram estimados entre US$ 60 milhões e 100 milhões,
mas a crise da Argentina assustou os sócios espanhóis (Manguinhos é uma
associação do grupo brasileiro Peixoto de Castro com a Repsol YPF) e, já no
final do ano passado, o plano tinha sido revisto para um patamar mais modesto
(US$ 20 milhões), prevendo até 2003 a construção apenas de um
hidrotratamento de diesel e o aumento na tancagem.
Manguinhos, portanto, coloca em prática seu projeto para aumentar a
produção de diesel e construção de um terminal na Baía da Guanabara. A
refinaria carioca está apostando no mercado de diesel, solventes e asfalto, em
detrimento da produção de gasolina.
Com o agravamento da crise argentina, que afetou o balanço da Repsol YPF,
e os prejuízos acumulados por Manguinhos no primeiro trimestre, ante a
impossibilidade de repassar a alta do petróleo para os derivados devido ao
alinhamento aos preços da Petrobras, novamente os investimentos foram
engavetados.
32
II.5.6. Demanda de nova refinaria do Rio de Janeiro
A construção de uma nova refinaria no Norte Fluminense é um tema que une
todo o Estado do Rio de Janeiro. A decisão encontra-se hoje nas mãos do
governo federal, aparentemente hesitante em relação à escolha do local, que
poderia ser tanto o Rio quanto um estado do Nordeste brasileiro.
As razões para a escolha do Rio rementem a meados da década de 80. Nos
últimos 15 anos, os investimentos da Petrobras voltaram-se basicamente para a
exploração e produção de petróleo, ocasionando uma redução drástica dos
investimentos na ampliação do parque de refino nacional. Para agravar a
situação, a produção de petróleo brasileiro começou a crescer em óleo pesado,
principalmente em função dos Campos de Marlim, na Bacia de Campos.
Este óleo pesado, por suas características específicas, não pode ser
processado em toda a sua quantidade no país, obrigando o Brasil a exportar o
óleo por um baixo valor e importar um óleo mais leve para fazer a mistura
(blending) adequada à capacidade técnica das refinarias nacionais.
É por isso que o Brasil precisa tanto modernizar e, ao mesmo tempo,
construir novas refinarias.
Segundo dados publicados pela Agência Nacional do Petróleo, a dependência
externa do país no que diz respeito ao abastecimento do mercado interno de
derivados de petróleo está na faixa de 17%, e deverá aumentar para 35% em
2010 – isso quando práticas internacionais recomendam a dependência de, no
máximo, 10%. Nunca é bom esquecer que, durante uma crise internacional, é
possível adquirir petróleo, porém é extremamente difícil adquirir derivados.
Portanto, o abastecimento nacional garantido de forma competente pela
Petrobras nos seus 50 anos de existência corre sérios riscos nos próximos anos,
até porque o prazo de implantação de novas refinarias, por seu impacto
ambiental e complexidade dura de quatro a seis anos.
A Bacia de Campos completou 25 anos de atividade produzindo cerca de
90% do petróleo brasileiro. O Rio de Janeiro está no coração do principal
mercado consumidor nacional, que é a Região Sudeste, e pode se transformar
numa base logística de exportação dos derivados excedentes, como a gasolina,
por exemplo. A existência da Ferrovia Centro Atlântica (FCA) permite utilizar
uma infra- estrutura já existente que chega a todos os estados do Sudeste e a
alguns do Centro-Oeste.
No que diz respeito à economia, a nova refinaria permitirá que seja agregado
valor ao óleo pesado produzido na região, na sua transformação para derivados
ou no seu tratamento adequado para exportação caso descobertas aconteçam.
Isso sem contar a geração de empregos e o consequente crescimento local.
Cabe também à Petrobras incorporar-se a esse esforço. Não é possível pensar
em novas refinarias no Brasil sem a presença articuladora e viabilizadora da
empresa. Mas, acima de tudo, cabe ao poder de decisão e à sensibilidade do
governo federal definir o futuro econômico do Estado do Rio de Janeiro.
33
II.6.Distribuição e comercialização
II.6.1.A abertura
O processo de reforma e introdução da concorrência no mercado de
combustíveis nacional iniciou-se a partir de 1990, e foi marcado por um
processo de gradativa redução das restrições da entrada de novos fornecedores
no mercado e liberalização dos preços. A partir de 1997, foi extinta a obrigação
dos postos revendedores serem fiéis à marca ou à bandeira que lhe fora dada,
havendo-lhes a possibilidade de procurar uma nova distribuidora ou de assumir
a posição de posto de bandeira branca. Deste modo, o bom relacionamento com
o revendedor passou a ser uma estratégia fundamental para conquistar e manter
os postos como clientes.
Quatro anos e meio após a publicação da Lei do Petróleo (9.478/97), a ANP
publicou doze portarias estabelecendo um novo modelo regulatório para o setor
a partir de janeiro de 2002. Findo o período de transição, os derivados de
petróleo têm agora seus preços livres, do produtor ao consumidor final,
enquanto as importações foram liberadas e os subsídios extintos, exceto
quando justificáveis e previamente aprovados pelo Congresso Nacional.
Conforme a figura II.6, a infra-estrutura de distribuição dos derivados de
petróleo no país era a seguinte: as distribuidoras adquiriam os combustíveis das
refinarias, as distribuiam aos postos revendedores, às indústrias, empresas de
transporte e de aviação, e asTRR (Transportadores-Revendores-Retalhistas).
34
Figura II.6. Infra –estrutura de distribuição de derivados de petróleo no
Brasil antes da flexibilização do monopólio
Elaboração própria
II.6.2.Características do mercado
O mercado de combustíveis nos postos revendedores movimenta anualmente
cerca de R$ 40 bilhões. Uma outra parcela de R$ 40 bilhões é representada por
combustíveis no mercado atacadista e por contratos firmes de compra, entre
esses contratos incluindo-se o de querosene de aviação. Assim, os postos
revendedores representam cerca de 50% do mercado de derivados no país,
sendo a gasolina e o diesel seus dois principais produtos.
Temos no Brasil cerca do 200 distribuidoras, conforme registros na ANP no
início de março de 2001. As grandes distribuidoras concentravam quase 90%
do mercado e são: Petrobras Distribuidora-BR, lpiranga, Shell, Esso, Texaco e
a Companhia São Paulo (adquirida pela Agip). Os postos do abastecimento são
em torno de 26 mil em todo o país, e quase todos tinham contratos de
exclusividade com as distribuidoras em troca do suporte e de apoio
técnico-financeiro. Porém, com as mudanças das regras de mercado, liberando
os postos para comprarem das distribuidoras que desejassem, tem crescido o
35
número de postos que não mantêm exclusividade, oferecendo combustíveis de
diversas procedências (postos multibandeiras ou de bandeira branca).
II.6.3.A Concorrência
Desde o processo de desregulamentação, as 5 grandes distribuidoras vêm
perdendo considerável participação de mercado para os novos entrantes. No
início da década de 90, as 5 empresas controlavam 99% das vendas no varejo;
em 2000, controlavam 76%.
A entrada das pequenas distribuidoras acirrou a competição e afetou o
resultado das grandes distribuidoras. Além disso, com o aumento do número de
postos de bandeira branca, estes acabam se tornando alvos naturais de todas as
distribuidoras para aumentar sua participação de mercado. Em 2000, o mercado
de óleo diesel foi atendido por 169 distribuidoras, sendo que as cinco empresas
líderes em venda detiveram 76% do mercado: BR (25%), Ipiranga (CBPI e
DPPI) (19%), Shell (12%), Texaco (11%) e Esso (9%); o mercado de
distribuição de gasolina "C" também se mostrou bastante concentrado, com as
cinco distribuidoras detendo 66% do mercado: BR (19%), Ipiranga (CBPI e
DPPI) (15%), Esso (12%), Shell (11%) e Texaco (9%). O restante do mercado
pulverizou-se por outras 155 distribuidoras.
O processo de desregulamentação da distribuição iniciado em 1990 tem
como conseqüência um realinhamento de forças nos três grupos existentes: os
players existentes, que após décadas no mercado têm sua participação
ameaçada; os novos players - multinacionais que procuram integrar suas
operações ao longo de toda a cadeia produtiva; e pequenas regionais, que têm
agilidade suficiente para explorar as oportunidades em mercado onde possuem
conhecimento.
A sede das cinco maiores empresas do setor comércio atacadista
(combustíveis e produtos petroquímicos) está localizada na economia
fluminense. Das 35 empresas que atuam nesse setor no Brasil, a Petrobras
Distribuidora S/A, Shell Brasil S/A, Companhia Brasileira de Petróleo
Ipiranga, Esso Brasileira de Petróleo Ltda e Texaco Brasil S/A concentram
cerca de 90% da Receita Líquida do setor considerado. É importante ressaltar
que as vendas de alguns derivados combustíveis, no Brasil, tais como gasolina
automotiva e de aviação, querosene iluminante e de aviação, óleo combustível
e diesel, concentram-se nessas distribuidoras. Dados da ANP de 2001 indicam
que somente a BR Distribuidora concentra cerca de 41% das vendas totais
desses derivados. Desta forma, a distribuição de derivados, no âmbito nacional,
foi controlada por poucas empresas, particularmente, aquelas que possuem
sede no Estado.
36
A maioria das 14 empresas do setor comércio atacadista (combustíveis e
produtos químicos) está localizada na região Metropolitana do Estado,
especificamente nos municípios do Rio de Janeiro e Duque de Caxias,
conforme pode ser visto na tabela II.2.6.3.
Tabela II.2.6.3- Distribuidoras de combustíveis no Estado do Rio de
Janeiro, segundo municípios
Empresas
1-Alcom Comércio de Óleos Ltda
2- Chebabe Distribuidora de Petróleo S/A
3-Companhia Brasileira de Petróleo Ipiranga
4-Esso Brasileira de Petróleo Ltda
5-Minas Oil Petróleo Ltda
6- Modipel Modelo Distribuidora de Petróleo Ltda
7-Nacional Distribuidora de Petróleo Ltda
8- Petrobras Distribuidora Ltda
9- Shell Brasil Ltda
10- Real Distribuidora de Derivados de Petróleo
Ltda
11- Titanic Distribuidora de Derivados de Petróleo
Ltda
12- Texaco do Brasil S/A
13- Wal Petróleo S/A
14- Uniban Distribuidora de Derivados de Petróleo
Ltda
Municipios
Duque de Caxias
Campos dos Goytacazes
Rio de Janeiro
Rio de Janeiro
Rio de Janeiro
Duque de Caxias
Campos dos Goytacazes
Rio de Janeiro
Rio de Janeiro
Duque de Caxias
Duque de Caxias
Rio de Janeiro
Rio de Janeiro
Campos dos Goytacazes
Fonte:ANP- Relação das Distribuidoras de combustíveis no RJ até 2001
Considerando a distribuição das maiores empresas localizadas no Estado,
dentre as oito primeiras Companhias, seis fazem parte da Indústria Petrolífera,
concentrando 45% da Receita Total. Somente a Petrobras concentra cerca de
21% da Receita Líquida Total.
37
O número de postos que não mantêm exclusividade com as distribuidoras
vem aumentando a cada ano no Rio de Janeiro. O gráfico II.2.6.4 mostra a
distribuição em percentual dos postos revendedores de combustíveis
automotivos no Estado, referente ao ano de 2001.
G ráfico II.2.6.4- D istrib uiçã o p ercentual d os p ostos revend ed ores de
com b ustíveis autom otivos no R J, seg undo a b and eira-200 1
O u tras
8%
B andeira
1
branca
19%
2
BR
19 %
Ipiranga
18%
E sso
13%
S h ell
13 %
Texaco
10%
Elaboração própria, a partir de dados da ANP
1
Posto que pode ser abastecido por qualquer distribuidora
2
Inclui outras 134 bandeiras
Nota: Número total de postos: 2.115
38
III-GERAÇÃO DE ROYALTIES ADVINDO DAS
ATIVIDADES DE E&P
III.3.1.Participações pagas aos estados e municípios produtores
A Lei do Petróleo (Lei n.° 9.478/97) estabeleceu novas participações
governamentais a serem pagas pelos concessionários das atividades de
exploração e produção de petróleo ou gás natural: o bônus de assinatura, os
royalties, a participação especial e o pagamento pela ocupação ou retenção de
área. Das quatro participações governamentais, os royalties já existiam antes da
Lei do Petróleo, mas em percentual inferior.
Segundo a ANP, como resultado das atividades de produção de petróleo e de
gás natural, no ano 2001 foram arrecadados R$ 2,3 biIhões em royalties, valor
23,3% superior ao recolhido em 2000. Deste montante, 33,1% destinaram-se
aos Estados produtores ou confrontantes, 33,4% aos Municípios produtores ou
confrontantes, 12,3% ao Ministério de Ciência e Tecnologia - MCT, 14,2% ao
Comando da Marinha a 7,1% ao Fundo Especial dos Estados a Municípios. Ao
Estado do Rio de Janeiro, maior produtor nacional de petróleo a de gás natural,
juntamente com seus Municípios, destinaram-se 41,6% do total arrecadado a
título de royalties, cabendo à esfera estadual 48,1% deste percentual.
Quanto à participação especial, seu recolhimento atingiu R$1,7 bilhões no
ano 2001, volume 65,8% superior ao arrecadado em 2000. Deste montante,
conforme definido pela Lei do Petróleo, couberam 40,0% aos Estados
produtores ou confrontantes, 10,0% aos Municípios produtores ou
confrontantes, 40,0% ao Ministério de Minas e Energia-MME e 10,0% ao
Ministério do Meio Ambiente- MMA.
Os Estados beneficiários foram em ordem de importância: Rio de Janeiro
(com 99,1% do total destinado às Unidades da Federação), Amazonas, Rio
Grande do Norte e Espírito Santo. Entre os Municípios beneficiários
destacaram-se Campos dos Goytacazes, Macaé e Rio das Ostras, cujo
recebimento de participação especial somou o equivalente a 94,8% do
montante destinado aos Municípios beneficiários.
III.3.2.O impacto financeiro dos royalties e da participação especial no
Estado do Rio de Janeiro
Pelo fato da maioria das reservas e produção de petróleo e gás natural
estarem concentradas no Estado do Rio de Janeiro, mais da metade dos
royalties que são distribuídos às Unidades de Federação no Brasil são
39
repassados à economia fluminense, cuja participação no total do valor
distribuído tem sido crescente. Em 1997, por exemplo, cerca de 51% do total
de recurso repassados aos Estados foram direcionados para a economia
fluminense e, em 2001, esse percentual elevou-se para 61%. Estas observações
podem ser constatadas através da tabela III.3.2.1 a seguir.
Tabela III.3.2.1-Distribuição de royalties sobre a produção de petróleo e
de gás Natural, segundo beneficiários (em mil reais) - 1997-2001
Estado
1997
1998
variação
01/99
20.274 48.561 59.679 194,53
5.206
9.463
11.742 125,53
33.954 58.857 70.990 109,08
4.267
6.688
8.579
101,07
7.446
13.919 24.347 226,96
1.019
2.151
1.496
46,82
190.041 367.806 461.458 142,82
49.698 85.150 90.134
81,36
4
53
40
928,06
16.446 28.800 31.831
93,55
2.088
1.839
2.184
4,57
1999
2000
2001
Amazonas
3.742
6.587
Alagoas
1.083
1.656
Bahia
9.181
12.433
Ceará
1.298
1.600
Espírito Santo
1.489
2.166
Paraná
966
617
Rio de Janeiro
38.618 55.942
Rio Grande do Norte 13.924 18.623
Santa Catarina
39
Sergipe
4.935
6.223
São Paulo
859
1.000
Total repassado aos
76.095 106.885 330.444 623.287 762.479
Estados
Participação(%) dos
royalties do Estado
50,75
52,34
57,51
59,01
60,52
do Rio de Janeiro
no total repassado
Elaboração própria, a partir de dados do Anuário da ANP 2001
130,74
-
Como se pode observar através da tabela III.3.2.1, as receitas de royalties
distribuídas às Unidades de Federação cresceram 131% entre os anos de 1999 e
2001. Dos onze Estados que receberam tais recursos, quatro7 apresentaram o
crecimento desses receitas proporcionalmente maior do que o verificado a nível
nacional.
7
Estes Estados são: Espírito Santo, Amazonas, Rio de Janeiro e Santa Catarina
40
Através dos dados disponíveis, verifica-se que a distribuição dos royalties
apresentou um significativo crescimento a partir de 1997, o que se deve à
elevação da produção e do preço internacional do petróleo e à desvalorização
cambial. O crescimento foi influenciado também pelas mudanças que
ocorreram na legislação, pois estas possibitaram o aumento das receitas
repassadas aos Estados e prefeituras locais.
Gráfico III.3.2.2- Distribuição dos royalties aos Estados no Brasil
Reais
(em reais)
900000
600000
Brasil
Estado RJ
300000
0
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
Anos
Elaboração própria, a partir de dados do Anuário ANP 2001
Adicionalmente à distribuição dos royalties, os Estados brasileiros podem
receber participação especial em casos de grandes volumes de produção ou
rentabilidade nos Campos de Produção de petróleo e/ou gás natural.
A distribuição especial foi regulamentada através da Lei que instituiu o fim
do monopólio do petróleo, sendo os recursos pagos trimestralmente, nos casos
de grande volume de produção ou de grande rentabilidade de um campo. O
percentual de participação especial será aplicado sobre a receita bruta da
produção, deduzidos os royalties, os investimentos na exploração, os custos
operacionais e a depreciação.
Até 2001, somente quatro Estados receberam participação especial no Brasil:
Rio de Janeiro, Amazonas, Espírito Santo e Rio Grande do Norte. Observa-se
uma concentração de recursos mais elevada na distribuição dessa quantia do
que no repasse dos royalties. Como se pode observar, através da tabela
III.3.2.2, o Estado do Rio de Janeiro tem concentrado quase a totalidade desses
recursos distribuídos às Unidades de Federação. Além disso, verifica-se que os
recursos
distribuídos
em
2001
apresentaram
um
crescimento
proporcionalmente mais elevado do que o observado em 2000.
41
Tabela III.3.2.2-Distribuição da participação especial no Brasil / 20002001
Total distribuído (R$)
Unidades de
Federação
2000
2001
Rio de Janeiro
415.495.233
682.945.848
Amazonas
5
4.987.151
Espírito Santo
-
97.445
Rio Grande do Norte
-
788.500
415.495.238
Total
Participação (%) do RJ
100,00
no total repassado aos
Estados
Elaboração própria, a partir de dados do Anuário ANP 2001
688.818.943
99,15
Cabe ressaltar que o Estado do Rio de Janeiro foi o único Estado que recebeu
participação especial em 2000, pois, neste ano, tais recursos eram pagos
somente nos Campos de Albacora e Marlim que fazem parte da Bacia de
Campos.
Embora a legislação defina que os recursos dessas participações
governamentais – na forma de royalties e participações especiais – devam ser
aplicados em investimentos e proíba seu uso para pagamento de pessoal e
contas, isso não é seguido à risca. Recentemente foram utilizadas para
equacionar a crise fiscal e previdenciária do Estado do Rio de Janeiro através
do empenho dessa receita durante os próximos 21 anos.
III.3.3.Projetos aprovados a partir do fundo setorial de petróleo e gás
CTPETRO-Fundo setorial de Petróleo e Gás para P&D
O CT-Petro foi criado a partir da inclusão dos "royalties" no mecanismo de
"participações governamentais" da Lei nº 9.478, de 6 de agosto de 1997, que
destina 25% que exceder os 5% dos royalties de petróleo para o MCTMinistério da Ciência e Tecnologia. O Ministério da Ciência e Tecnologia,
com a provisão de recursos para financiar programas de amparo à pesquisa
científica e ao desenvolvimento tecnológico na indústria do petróleo e gás
42
natural possibilitaram o surgimento de uma nova etapa científica e tecnológica
no Brasil.
O CT-Petro estimula todos os elos do processo de inovação, da pesquisa
básica até a incorporação de inovações ao processo produtivo. Em todas essas
fases faz-se necessária a preparação de profissionais habilitados ao
desenvolvimento da inovação, tanto na universidade como na empresa. O CTPetro participa desse esforço de várias maneiras, por meio do CNPq que
financia bolsas para pesquisadores envolvidos em projetos de desenvolvimento
científico e tecnológico, que realiza seu trabalho tanto na instituição de
pesquisa quanto na empresa. Financia-se também a participação de
profissionais em eventos nacionais e internacionais e bolsas de estudo para
estudantes da Graduação, do Mestrado e do Doutorado em áreas estratégicas
para o setor petróleo e gás.
É necessário ressaltar que em apenas quatro anos de operação o CT-Petro não
deveria ainda apresentar resultados concretos pois o prazo de maturação destes
investimentos é bem maior. Contudo, já se observa vários resultados
alcançados nos mais de cinco mil convênios assinados, representando o apoio a
mais de mil projetos de pesquisa em mais de cem instituições apoiadas em todo
o Brasil.
Tabela III.3.2.3-Distribuição dos projetos CT-Petro - 1999 / 2000
Área de Aplicação
Quant.
Valor Total
%
Contratos
R$ milhões
Águas Profundas
40
44,2
18
Infra-estrutura
35
31,3
13
Bolsas e Auxílios
2
31,3
13
Engenharia de Poço
19
28,3
12
Novas Fronteiras
31
26,8
11
Exploratórias
Instrumentação, Controle e
31
21,4
9
Metodologia de Detecção
Dutos
14
15,5
6
Monitoramento e
31
14,5
6
Conservação do Meio
Ambiente
OUTRAS
77
29,0
12
TOTAL
280
243,2
100,0
Fonte: CT-Petro
Através do estímulo às pesquisas, o CT-Petro procura preparar e habilitar
profissionais nas próprias Universidades, financiando bolsas para projetos que
também podem ser feitos nas empresas. A capacitação profissional é muito
43
importante para o desenvolvimento do programa setorial pioneiro da instituição
que, a partir de um plano de ação estruturado, pode prever resultados
crescentes na formação de recursos humanos.
Na área de capacitação tecnológica, a ANP continuou atuando como cogestora do CTPetro, fundo especial a cargo da Financiadora de Estudos e
Projetos (Finep), orgão do Ministério da Ciência e Tecnologia, com recursos
originados dos royalties do petróleo e do gás. No período 1999/2001, o
CTPetro liberou financiamentos para 800 projetos de capacitação tecnológica,
com recursos da ordem de R$350 milhões.
Tabela III.3.2.4-Participação do RJ/Brasil no total de projetos CT-PETRO
TOTAL DE
PROJETOS
RJ
(%) Participação
do RJ
1o PERIODO-2001
235
62
26,38
2oPERIODO-2001
35
17
48,57
CT-PETRO
Elaboração própria, a partir de dados do CT-Petro
O aperfeiçoamento do CT-Petro nos métodos de sua gestão e na priorização
dos grandes temas nacionais no setor de Petróleo e Gás é um processo
contínuo. Sua implantação promoveu um desenvolvimento tecnológico e
inovador no Brasil, que tende a crescer cada vez mais.
Como exemplos, podem-se citar como projetos executados, o Núcleo de
Desenvolvimento Tecnológico em gás natural organizado pelo INT (Instituto
Nacional de Tecnologia) e também pelas universidades como a PUC-RJ,
sobre tecnologia de inspeção de dutos-Ceduc, simulação e visualização gráfica
de reservatórios e monitoriamento e desenvolvimento de novas metodologias
para análise de combustíveis; a UENF, sobre no desenvolvimento de
instrumento Analítico com sensores; o IMPA, sobre recuperação de petróleo
por injeção de vapor e óleo leve/solvente; a UFRJ, sobre implantação do
tanque oceânico8 e tecnologias de exploração offshore, engenharia processos
8
Vide figura III.3.2
44
químicos, aquisição, processamento e interpretação de dados geofísicos,
macromoléculas e colóides e banco de dados ambientais para a indústria de
Petróleo (Banpetro); a UFF, sobre novas estratégias tecnológicas de qualidade
de produtos derivados de petróleo; a UERJ, sobre a remoção de compostos
nitogenados de correntes de diesel.
Inaugurado em 2003 pelo Presidente da República Luiz Inácio Lula da Silva
o Parque Tecnológico do Rio de Janeiro no Fundão.
Figura III.3.2-Laboratório de Tecnologia Oceânica da COPPE
Fonte: COPPE
Características do LabOceano :
- 40 metros de comprimento;
- 30 metros de largura;
- 15 metros de profundidade (Marintek / Noruega:10m e Marin /
Holanda:10,5m);
- Simula fenômenos que ocorrem na natureza em lâminas d’água superiores a
2000 metros;
- Gera ondas multiderecionais de até 0,5 metro de altura;
- Ventos de até 12 metros por segundo;
- Correntes marinhas
45
IV. FORNECEDORES DE E&P
Empresas ligadas à exploração e produção do petróleo, termelétricas e um
grande número de empresas fornecedoras da cadeia de petróleo e gás têm se
instalado na região de Macaé, somando-se às já estabelecidas. Trata-se de um
local geograficamente estratégico para as empresas nacionais e/ou estrangeiras
que pretendam aumentar sua participação no fornecimento de bens e serviços
para o setor.
Com o fim do monopólio estatal, é vislumbrado, o crescimento do mercado
brasileiro de petróleo e de produtos derivados, acompanhado de uma
concorrência crescente entre empresas nacionais e estrangeiras. Em paralelo,
nos mercados de fornecimento de equipamentos e prestação de serviços,
incluindo fabricantes de equipamentos para processamento de petróleo e gás,
construtores de plataformas, construtores navais, operadoras de perfuração e
outros serviços petrolíferos, empresas nacionais e estangeiras também deverão
dividir o espaço concorrencial e disputar as carteiras de projetos a serem
contratadas pelas companhias petroleiras nacionais e estrangeiras.
Figura IV.4.1-Estrutura organizacional
S IS
T E
M A
F I
N A N
C E I
R O
E M P R E S A S
P E T R O L ÍF E R A S
F O R N E C E D O R E S D E
B E N S E S E R V IÇ O S
G
O
V
E
R
N
O
fonte: IBP
Desde a sua criação, a indústria do petróleo apresentou uma particularidade
importante em relação às demais: o surgimento e desenvolvimento de um
indústria fornecedora de produtos e serviços especializados no setor petrolífero,
46
a Indústria Parapetrolífera. O desenvolvimento desta indústria se explica
basicamente por dois fatores:
i) a existência de grandes riquezas minerais, que induz a concentração dos
esforços das empresas de petróleo no negócio de exploração e produção de
petróleo;
ii) a grande complexidade tecnológica do setor que cria oportunidades para
empresas especializadas.
Um dos traços marcantes do processo de desenvolvimento da indústria
parapetrolífera foi a concentração industrial. Poucas empresas inovadoras
dominaram segmentos de negócio importantes como a prospecção geofísica
(Schlumberger), o fornecimento de equipamentos de sondagem (Smith,
Hughes, Reed e Dresser) e perfilagem (Schlumberger) e instrumentação
(Macculough). Entretanto, esta estrutura industrial que até os anos 1960 era
caracterizada por oligopólios de empresas especializadas em segmentos da
indústria parapetrolífera, vem sofrendo uma grande transformação, com o
desenvolvimento de um oligopólio de empresas integradas, capazes de oferecer
serviços e produtos para praticamente toda a cadeia de produção do petróleo.
Esta concentração industrial nos induz a duas questões principais: as forças
motoras deste processo, e os impactos do processo para as práticas de
contratação no setor petrolífero. A análise da dinâmica industrial recente no
setor leva a crer que as razões para o processo de concentração são múltiplas.
Primeiramente, é importante salientar que uma das principais características do
negócio do suprimento à indústria de petróleo é o fato desta depender
diretamente dos investimentos no setor. Estes, por sua vez, dependem da
evolução dos preços do petróleo. Como é sabido por todos, os preços do
petróleo são caracterizados por uma grande volatilidade ao longo da história da
indústria, estando sujeitos a uma enorme variedade de fatores internos e
externos à indústria de petróleo. A volatilidade dos preços do petróleo implica
na volatilidade do volume de negócios para a indústria parapetrolífera.
Foi para se proteger desta imprevisibilidade dos negócios que a indústria de
fornecedores buscou historicamente a concentração industrial e a escala de
produção. O reforço do processo de concentração da indústria parapetrolífera
através das fusões e aquisições surgiu a partir da recessão da década de 80 e do
contra-choque do petróleo de 1986, que resultaram na redução significativa dos
preços do petróleo e dos investimentos em exploração e produção.
Outro aspecto não menos importante para a concentração industrial foi o
aumento da complexidade tecnológica do setor petrolífero resultante da
necessidade de exploração de fronteiras geológicas cada vez mais difíceis. A
incorporação de novas tecnologias (perfuração direcionada, sísmica 3D e 4D,
exploração offshore) exigiu das empresas fornecedoras um grande
investimento nas atividades de P&D. A concentração industrial constitui uma
forma para viabilizar o aumento da escala e o aproveitamento das economias
47
de escopo nas atividades de P&D, minimizando assim os riscos destes
investimentos.
A reestruturação do setor, que inicialmente consistia no redirecionamento ou
consolidação de atividades, mas recentemente vem sendo marcado pelo esforço
de ampliação da gama de serviços oferecidos com intuito de possibilitar a
oferta de serviços integrados face ao aumento da subcontratação por parte das
“oil companies”. Tal mudança foi possível através de fusões de filiais
concorrentes ou complementares, acordos de pesquisa, joint-ventures e
aquisições de participações acionárias cruzadas. A principal característica do
crescimento destas companhias, contudo, é aquela que o define como
crescimento externo, consistindo basicamente na aquisição de ativos,
possibilitando crescimento rápido de capacidade de produção e do estoque de
conhecimento, assim como a captura do mercado.
Finalmente, é importante ressaltar que a tendência de fusões e aquisições
entre as oil companies e o aparecimento das Super-majors também
contribuíram para a concentração da indústria parapetrolífera. As empresas
fornecedoras buscam manter seu poder de mercado diante da redução no
número de grandes clientes.
O resultado do processo de concentração foi o surgimento de um oligopólio
internacional de empresas integradas, que concorrem entre si para o suprimento
de serviços ao longo da cadeia do petróleo. Atualmente, três empresas
dominam aproximadamente 50% do mercado: Halliburton, Schlumberger e
Baker Hughes. Estas três empresas concorrem apenas no segmento de
perfuração. Apesar de contar com a presença das três companhias, o mercado
de perfuração não é dominado pelo oligopólio e não tem sido palco de compras
ou vendas de ativos em grande volume, ainda que se espere que a tendência,
assim como nos outros segmentos, seja de concentração. Apenas a
Schlumberger e a Baker-Hughes operam no segmento da geofísica. Por outro
lado, a Halliburton impera no segmento de operações offshore.
A transformação da estrutura das indústrias petrolíferas e parapetrolíferas têm
implicações importantes para o padrão de concorrência no setor. Em particular,
para o papel na concorrência da contratação de produtos e serviços. Por um
lado, é importante salientar-se que a exploração de petróleo em regiões cada
vez mais difíceis (offshore profundo) faz com que a diferenciação competitiva
esteja associada ao custo de descobrimento e desenvolvimento de reservas. A
capacitação tecnológica, por um lado, e a competitividade da contratação de
produtos e serviços, por outro lado, tornam-se os principais fatores de
diferenciação entre as empresas de petróleo.
É importante ressaltar ainda a tendência das empresas de petróleo de se
concentrarem no seu core-business (atividades de produção, refino e
distribuição) enquanto que as atividades relacionadas à exploração (geofísica,
perfuração e engenharia) são cada vez mais subcontratadas. Neste contexto, é
de se esperar as empresas de petróleo busquem cada vez mais contratar
48
produtos e serviços de forma competitiva, ou seja, pelo menor preço, de forma
a aumentar sua competitividade, principalmente no caso de em regiões como o
offshore da Bacia de Campos.
Em apenas uma semana do mês de maio de 2001, cinco fornecedores de
equipamentos e serviços às petrolíferas anunciaram a abertura de novas
fábricas e a ampliação das suas instalações no Rio de Janeiro. A mineira Delp
Engenharia Mecânica, das áreas de caldeiraria, usinagem pesada e projetos de
engenharia, e a Poland, fabricante de químicos para os setores de exploração e
produção de óleo e gás, empregarão juntas R$ 15 milhões em duas fábricas, no
Norte Fluminense e em Duque de Caxias, respectivamente. A também mineira
Orteng, do setor de instalações elétricas, ampliará sua atuação no município de
Macaé. O Grupo GP, especialista em tratamento de superfícies, atuará em
metalização com alumínio em plataformas. E a Cordoaria São Leopoldo abrirá
uma fábrica próxima à Bacia de Campos para a produção de cabos de poliéster
usados na ancoragem de plataformas em águas profundas.
49
V-ESTRUTURA ORGANIZACIONAL DO SETOR
PETRÓLEO NO RJ
V.5.1. CENTROS LOCALIZADOS NO RJ
PETROBRAS-A estatal petrolífera brasileira
Criada em 1953, a Petrobras é uma Companhia controlada pelo governo
federal, que é legalmente obrigado a manter 50% mais uma das ações
ordinárias. Conforme afirma a Lei 9.478/97, a “Petróleo Brasileira S.A
(Petrobras) é uma sociedade de economia mista vinculada ao Ministério de
Minas e Energia, que tem como objetivo a pesquisa, a lavra, a refinação, o
processamento e o transporte de petróleo proveniente do poço, de xisto e de
outras rochas, de seus derivados, de gás natural e de outros hidrocarbonetos
fluidos, bem como quaisquer outras atividades correlatas ou afins, conforme
definidas em lei”.
A estatal opera como uma empresa integrada e está presente nos diversos
segmentos da Indústria Petrolífera, diretamente ou por meio de subsidiárias.
Para se ter uma posição da importância do Sistema Petrobras no Brasil, a
estatal foi a empresa que apresentou maior Lucro Líquido (US$ 2.311 bilhões)
em 2002, sendo considerado o maior lucro da história da Companhia.
CENPES
A Petrobras, localizada no RJ desde a sua fundação, possui um centro de
pesquisas dedicado – Centro de Pesquisas e Desenvolvimento Leopoldo A.
Miguel de Mello (Cenpes) criado em 1966, na Ilha do Fundão (RJ), tendo
1.149 profissionais, sendo 273 bacharéis, 251 mestres e 81 doutores.
Os investimentos em pesquisa e desenvolvimento e engenharia básica (P&D,
E) somaram R$ 335 milhões em 2001, que correspondem a 0,75% do
faturamento líquido no ano anterior.
Foram desenvolvidos projetos em parceria com outras empresas petrolíferas e
centros de P&D, e no exterior, destinando-se US$ 424 mil a 33 projetos
multiclientes. Com 52 instituições e universidades brasileiras, foram
despendidos R$ 33,5 milhões com recursos do CT-Petro, o fundo setorial
mantido com os royalties do petróleo.
50
Atualmente três projetos estratégicos estão sendo coordenados pelo Cenpes:
Inovação tecnológica e desenvolvimento avançado em águas profundas e
ultraprofundas-Procap, Recuperação avançada de petróleo-Pravap, que tem
como objetivo aumentar o volume de petróleo que pode ser extraído pelos
métodos convencionais e o Desenvolvimento de tecnologias estratégicas de
refino-Proter.
ANP (ligada ao governo)
A Agência Nacional de Petróleo (ANP) tem a missão de regular a indústria
do petróleo e gás natural. A Lei 9.478/97 – Lei do Petróleo – estabelece como
finalidade da Agência promover a regulação, contratação e fiscalização do
setor, incentivando a livre concorrência e o desenvolvimento nacional, com
responsabilidade pela preservação do interesse público e do meio ambiente.
FINEP (empresa pública)
A Financiadora de Estudos e Projetos – FINEP é empresa pública vinculada
ao Ministério da Ciência e Tecnologia, criada em 24 de julho de 1967 pelo
Decreto nº 61.056, com o objetivo de fomentar técnica e financeiramente
estudos, pesquisas, programas e projetos econômico, social, científico e
tecnológico do País, de acordo com as metas e prioridades setoriais fixadas
pelo Governo Federal.
Promove e financia a inovação e a pesquisa científica e tecnológica em
empresas, universidades, centros de pesquisa, governo e entidades do terceiro
setor, mobilizando recursos financeiros e integrando instrumentos para o
desenvolvimento econômico e social do Brasil, contribuindo para:
• expandir e aperfeiçoar o Sistema Nacional de C,T&I, incentivando o aumento
da produção do conhecimento e da capacitação científica e tecnológica do país;
• induzir e estimular atividades que promovam a ampliação da capacidade de
inovação, de geração e incorporação de conhecimento científico e tecnológico
na produção de bens e serviços;
• colaborar para o sucesso das metas definidas pelas políticas públicas do
Governo Federal.
51
Projeto de Sucesso no Estado do Rio de Janeiro
LabOceano - É o mais profundo tanque oceânico do mundo para simulação de
exploração de petróleo, além de ser o maior da América Latina. Inaugurado em
abril de 2003, o projeto custou R$ 16 milhões, sendo que 94% do valor foi
financiado pela FINEP, com recursos do CT-Petro. Hoje o Brasil é líder
mundial na exploração de petróleo em águas profundas.
PROGRAMA
ANP
UNIVERSIDADES
DE
RECURSOS
HUMANOS
PARA
O Programa PRH-ANP/MCT-Programa de Recursos Humanos para o Setor
de Petróleo e Gás Natural visa qualificar os profissionais que irão atender pela
demanda das empresas e pelo desenvolvimento de novas tecnologias.
Considerando estes aspectos, a ANP assumiu a indução na capacitação e
especialização de graduandos, mestrandos e doutorandos interessados em atuar
no Setor, por meio de um programa que oferece recursos financeiros para
cursos com ênfase em especialidades dos diversos segmentos da cadeia
produtiva na indústria de petróleo e gás natural.
Foram concedidas 2.027 bolsas no período 1999/2002, sendo que 672 para
técnicos de nível médio, 776 para graduação, 423 para mestrado e 156 para
doutorado.
Através da figura V.5.1, pode-se verificar que o Estado do Rio de Janeiro é o
único Estado dos dezesseis que participam do Programa, que tem sete
instituições de ensino, sendo duas federais (UFRJ e UFF).
52
Figura V.5.1- Universidades que fazem parte do Programa PRH-ANP
Fonte: ANP
ONIP (fórum)
A Organização Nacional da Indústria de Petróleo (ONIP), com sede no RJ, é
um fórum nacional de articulação e cooperação entre os principais “players” do
negócio de petróleo:
Companhias petrolíferas e operadoras, fornecedores de bens e serviços, agentes
governamentais e agências de financiamento com finalidade de simplificar e
facilitar o relacionamento mútuo, promovendo a indústria do Petróleo e Gás e
contribuindo para o aumento da competitividade do setor em termos
internacionais.
A missão da ONIP é ampliar a participação nacional no fornecimento de bens
e serviços para o Setor de Petróleo e Gás, em bases competitivas e estimular
novos investimentos de forma a promover a maximização dos benefícios
53
decorrentes da expansão da indústria Petrolífera para toda a sociedade
brasileira, com ênfase na geração de renda e emprego no país.
IBP (sociedade civil)
Fundado em 1957, o IBP é uma sociedade civil sem fins lucrativos, cujo
objetivo é promover o desenvolvimento da indústria nacional de petróleo e
petroquímica.
Conta hoje com 187 empresas associadas, compreendendo companhias que
atuam em ramos da cadeia de petróleo, gás, bens, serviços e petroquímica.
Com o apoio de Comissões, que congregam cerca de 900 profissionais,
desenvolve atividades de natureza técnica e institucional, através de
projetos/estudos, cursos e eventos, sendo um importante fórum de interlocução
da indústria petrolífera com os órgãos governamentais, nas questões
relacionadas à nova regulamentação do setor.
Representa a indústria no Conselho Deliberativo da ONIP - Organização da
Indústria de Petróleo, e no Comitê de Coordenação do MICT, que administrará
os recursos dos royalties do petróleo em projetos de pesquisa cientifica e
tecnológica.
O staff do IBP é composto por 40 profissionais, sendo 15 de nível superior e 25
de suporte administrativo.
INT (orgão público federal)
Fundado em 1921, o Instituto Nacional de Tecnologia - INT é órgão público
federal da administração direta, pertencente à estrutura do Ministério da
Ciência e Tecnologia - MCT.
Com perfil multidisciplinar, o INT trabalha de forma integrada com o setor
empresarial, promovendo o desenvolvimento de pesquisas nas áreas de
Química, Tecnologia dos Materiais, Engenharia Industrial, Energia e Meio
Ambiente. Realiza consultoria tecnológica, serviços técnicos especializados
certificação de produtos e atua na formação e capacitação profissional, através
de programas de educação continuada e treinamento.
A infra-estrutura do INT conta com 20 laboratórios, sendo seis deles
credenciados pelo INMETRO.
54
Objetivos e atividades:
É uma Instituição de abrangência nacional e tem como missão participar
ativamente do desenvolvimento e modernização do país. Para tanto, incorpora
soluções tecnológicas criativas às atividades de produção e gestão de bens e
serviços, contribuindo para a melhoria da qualidade de vida da sociedade.
Entre os objetivos da instituição estão:
- enfatizar a geração e disseminação de novas tecnologias, especialmente
aquelas de baixo custo e elevado valor agregado;
- expandir a oferta de serviços técnicos especializados e soluções tecnológicas
diferenciadas, nas suas áreas de competência;
- promover a capacitação de recursos humanos, através de programas de
educação continuada em tecnologias industriais, informação tecnológica e
gestão de negócios.
As principais atividades técnicas e de pesquisa desenvolvidas pelo INT estão
concentradas nas Coordenações de Desenvolvimento Tecnológico e de
Tecnologias de Gestão e Infra-estrutura. Através da Coordenação de Negócios,
o Instituto cuida especialmente do relacionamento com as empresas,
gerenciando a formação e aprimoramento dos quadros técnicos e gerenciais das
empresas, a prestação de serviços técnicos e as parcerias tecnológicas.
55
VI-CONCLUSÕES E SUGESTÕES
O Estudo elaborado teve como finalidade destacar a importância do Rio de
Janeiro dentro da cadeia produtiva de petróleo.
Destaca-se que o Rio de Janeiro possui cerca de 90% das reservas provadas
de óleo do país, localizada na Bacia de Campos, deixando o Estado na
condição responsável por cerca de 80% da produção nacional de óleo. Este
diferencial torna o Rio de Janeiro o centro de referência para os investimentos
do setor, tanto da Petrobrás, como de outras companhias, nacionais ou
internacionais que vem instalando seus escritórios centrais no Estado.
A sede da Agência Nacional de Petróleo (ANP), responsável pela
regulamentação e fiscalização do setor, está localizada no Rio de Janeiro. A
cada nova rodada de licitação da ANP, novos blocos estão sendo ofertados para
exploração com perspectivas extremamente promissoras. Diversas companhias
de petróleo do mundo têm instalado seus escritórios centrais no Estado.
As análises realizadas sobre o setor mostraram que, mesmo após a
flexibilização do monopólio da União, a Petrobrás mantém a liderança em
diversificados segmentos da Indústria Petrolífera, seja na exploração,
produção, refino e distribuição.
Como foi mostrado, o Estado do Rio de Janeiro é o que mais recebe royalties
e participações especiais no país. Esses recursos deveriam estar sendo
utilizados para ampliar os investimentos, porém verifica-se que partes destas
receitas estão sendo utilizadas para financiar despesas correntes e equacionar a
crise fiscal. A dinâmica do setor petrolífero deve continuar intensificando a
economia do Estado do Rio de Janeiro, sobretudo na Região Norte,
particularmente nos municípios de Macaé e Campos, tornando necessário o
apoio contínuo à indústria local de bens e os prestadores de serviços
localizados no RJ.
Por fim, é importante destacar que este estudo indica possibilidades de
desenvolvimento de novas pesquisas, no que diz respeito as frequentes
descobertas de petróleo no Estado e possíveis mudanças na política de atuação
das empresas no setor nos próximos anos.
56
Referências Bibliográficas
1- Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo e do Gás Natural da ANP 2002.
2- Séries ANP, Número I. Regulação. Rio de Janeiro, 2001.
3- Relatório Anual da Agência Nacional de Petróleo, 2001.
4- Relatório Anual da Petrobras 2001.
5- Análise financeira e demonstrações contábeis. Petrobras, 2001.
6- ZAMITH. REGINA. A indústria para- petroleira nacional. Editora Selo
Universidade. São Paulo, 1999.
7- Revista BRASIL ENERGIA. Rio de Janeiro, Editora Brasil Energia LTDA.
8- Revista MACAE OFFSHORE. Macaé/RJ, G.C.Pinto Publicidade.
9- Petro & Química. São Paulo, Valete Editora Ténica Comercial.
10- Revista Gazeta mercantil Balanço Setorial – Petróleo & Gás- Análises,
Perfil de Empresas e Indicadores- Gazeta Mercantil, 2002.
11- ABADIE.ELIE– Curso-Processo de refinação – Instituto Brasileiro de
Petróleo e Gás, Rio de Janeiro, 2002.
12-RUMOS. A festa dos royalties e outras riquezas- no 208. ABDE Editorial.
Rio de Janeiro, 2003.
13-InfoPetro- Boletim mensal . Análise da conjuntura da indústria de Petróleo
e Gás.Grupo Energia do Instituto de Economia da UFRJ.
14-ANP – Agência Nacional de Petróleo
www.anp.gov.br
15- IBP- Instituto Brasileiro de Petróleo
www.ibp.org.br
16- ONIP – Organização Nacional da Indústria de Petróleo
www.onip.org.br
17- FINEP- Financiadora de Estudos e Projetos
www.finep.gov.brT
57
ANEXOS I
Gráfico 1- Consumo per capita de petróleo segundo países
Fonte:Work Bank 2002
Nota: População referente ao ano de 2000
58
Tabela 2- Pagamentos que serão realizados pelo Estado do Rio de Janeiro
à União, devido a antecipação dos royalties e participação especial / 19992021
Ano
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Total
Royalties
11.873
134.835
175.201
243.131
296.099
320.667
320.218
311.907
288.916
261.896
236.713
215.389
195.939
175.347
155.563
135.173
106.842
95.451
87.163
79.000
51.618
17.903
1.86
3.918.704
Participação especial
0
80.591
186.884
333.452
459.389
602.537
664.909
637.324
558.375
494.806
441.753
401.132
364.869
321.576
271.62
241.439
195.1
183.23
169.825
155.245
112.359
25.076
14.412
6.915.903
Total (Em R$ Mil)
11.873
215.426
362.085
576.583
755.488
923.204
985.127
949.231
847.291
756.702
678.466
616.521
560.808
496.923
427.183
376.612
301.942
278.681
256.988
234.245
163.977
42.979
16.272
10.834.607
Fonte: Quintella ( 2000 p. 43)
59
Tabela 3- Edital realizado pelo CT-Petro no Estado do Rio de Janeiro2000
VALOR
(em reais)
UFRJ/EQ SDVDUTO / Sistemas para Detecção de Vazamento em Redes 200798,66
de Escoamento Compressível
INT
292180
ELETRODOS - Proteção Catódica - calibração de eletrodos de
referência
UFRJ/EQ
403090
IETMCFN - Investigação do Envelhecimento de tubos de
materiais compósitos de fabricação nacional
UFRJ/NCE
439340
PPROBPETRO - Tecnologias de Processamento Paralelo e
Robótica Aplicadas ao Setor de Petróleo
LENEP /
148200
WCDP - Imageamento Sísmico em Tempo e Profundidade
UENF
através da Técnica WCDP
COPPE /
140000
VIBRA - Analise dinâmica não linear de comandos de
UFRJ
perfuração
COPPE /
250000
DASUFA - Analise Experimental do efeito de danos
UFRJ
superficiais na vida à fadiga de tubos de perfuração
COPPE/
285625
DIESEL - Eliminação dos particulados de diesel com
PEQNUCAT
catalisadores promovidos
COPPE /
311345
DAQPTA01 - Eletrônica Miniaturizada para a leitura de sinais
UFRJ
de pressão, temperatura, distancia e aceleração dentro de
dutos para o transporte de petróleo
COPPE /
226800
Revestimento para aplicação em interior de unidade de
UFRJ
destilação de petróleo
COPPE /
354000
SUPCON - Supervisão inteligente on-line da condição de
UFRJ
grandes maquinas de sistemas offshore e refinarias
UENF /
208500
SINCAMP - Síntese de novos materiais visando o
LCQUI
hidroprocessamento do petróleo da bacia de campos
ECOUFRJ
412740
ECONORFLU - Ecossistemas continentais na área de
influências das atividades petrolíferas da Bacia de Campos:
Bases ecológicas para prevenção e mitigação de riscos
ambientais
DQ
116800
CAPREV- Caracterização Profunda de Resíduos de Vácuo
EXECUTOR
PROJETOS
Fonte: CT-Petro
60
Tabela 4: Encomenda CT-Petro / Empresas: Finep 2001/
1PPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPP
PPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPP
PPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPP
PPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPPo Período
EXECUTOR
IEN
COPPE
PUC-RIO
DGEL_UFRJ
PROJETO
DESENVOLVIMENTO DE MEMBRANAS DE
DESSULFATAÇÃO
NOVAS TECNOLOGIAS PARA ISOLAMENTO TÉRMICO
DE DUTOS
AMBIENTE GRÁFICO PARA ANÁLISE E PROJETO DE
RISERS
EVOLUÇÃO DAS SEQUÊNCIAS SEDIMENTARES DO
SISTEMA DE BACIAS CENOZÓICAS DA SERRA DO MAR
PUC-RIO
ANÁLISE DA DISPERSÃO DE GÁS NATURAL
COPPE_UFRJ
ANÁLISE DE DRIVE-OFF EM RISERS DE
COMPLETAÇÃO
AVALIAÇÃO DO POTENCIAL DE PRECIPITAÇÃO
SALINA DEVIDO A ÁGUA CONATA
PUC RIO
VALOR
( em reais)
180000.00
160000.00
110000.00
337948.00
169600.00
25000.00
225000.00
COPPE_UFRJ
CONFIABILIDADE ESTRUTURAL DE RISERS
COPPE_UFRJ
METODOLOGIAS E ALGORITMOS NUMÉRICOS PARA
ANÁLISE E PROJETO DE RISERS
225000.00
AMBIENTES VIRTUAIS PARA O DESENV. DE PROJETOS
UPSTREAM & DOWNSTREAM
974400.00
PUC-RIO
COPPE
COPPE
IMPPG
UFF
DGL_UFRJ
DGEL
MAT
DEAR
FUJB
MODELAGEM E SIMULAÇÃO DO RETIFICADOR DE
CATALISADOR DE FCC
DESENVOLVIMENTO DE MISTURAS BETUMINOSAS
ESPECIAIS DE ALTA RESISTÊNCIA E ALTA
DURABILIDADE
CARACTERIZAÇÃO BIOQUÍMICA E GENÉTICA DE
ESTIRPES CAPAZES DE REALIZAR A
DESSULFURIZAÇÃO E DENITROGENAÇÃO DO
PETRÓLEO
METODOLOGIA PARA AVALIAÇÃO DINÂMICA DE
SISTEMAS DE TUBULAÇÃO INDUSTRIAL PARA
REDUÇÃO E CONTROLE DE VIBRAÇÃO
PALEOCLIMA E PALEOGEOGRAFIA DO CRETÁCEO NO
BRASIL
MODELAGEM DE ELETROFÁCIES, REFINAMENTO
ESTRATIGRÁFICO E DETECÇÃO DE INVASÃO EM
PERFIS DE POÇOS
SOFTWARE PARA MODELAGEM BOOLEANA DE
RESERVATÓRIOS - FASE IV
SIMULAÇÃO COMPUTACIONAL DE
REFRATURAMENTO
REMOÇÃO MICROBIOLÓGICA DE DANOS EM POÇOS
DE PETRÓLEO
46000.00
170000.00
213953.08
568500.00
200000.00
947850.00
250000.00
145350.00
275000.00
70000.00
61
LENEP-UENF
IMPA
PREVISÃO TEÓRICA DA PERDA DE INJETIVIDADE EM
POÇOS INJETORES DE ÁGUA
o
Encomenda CT-Petro / Empresas: Finep 2001/ 1 Período
(continuação)
SIMULADOR AVANÇADO DE INJETIVIDADE DE ÁGUA
175000.00
175000.00
PUC-RIO
INTEGRAÇÃO DE UNIDADES SISMOESTRATIGRÁFICAS
NO MODELO GEOLÓGICO PARA SIMULAÇÃO DE
FLUXOS
176700.00
LEARN
SUPDUT: SISTEMA SUPERVISÓRIO PARA TRANSPORTE
EM OLEODUTOS
CARACTERIZAÇÃO DE CATALISADORES E DE SEUS
COMPONENTES POR TÉCNICAS DE DIFRAÇÃO DE
RAIOS-X E MICROSCOPIA ELETRÔNICA
159974.00
OTIMIZAÇÃO APLICADA
LOGÍSTICA DA PRODUÇÃO DE DERIVADOS DE
PETRÓLEO
ESTUDO DO EFEITO DAS CARACTERÍSTICAS DE
DIFERENTES SOLOS NA ADEQUABILIDADE DO USO DE
ANTI-PÓ
240000.00
DESENVOLVIMENTO COMPUTACIONAL,
EXPERIMENTAL E APLICAÇÕES PARA INJEÇÃO DE
ÁGUA
SUBSTITUIÇÃO DE MOTORES DIESEL POR DIESELGAS: ESTUDO DE VIABILIDADE E DESENVOLVIMENTO
DE APLICAÇÕES
DESENVOLVIMENTO DE TÉCNICAS PARA AVALIAÇÃO
DE INTEGRIDADE DE EQUIPAMENTOS E TUBULAÇÕES
ATRAVÉS DE ENSAIO DE EMISSÃO ACÚSTICA
FALHAS EXTENSIONAIS ASSOCIADAS A RIFTES
CENOZÓICOS: CARACTERÍSTICAS DE CAMPO,
INTERPRETAÇÃO GEOFÍSICA E IDADE DO
TECTONISMO
ANÁLISE PETROFÍSICA INTEGRADA DE FOLHELHOS
213000.00
COPPE
ESTUDOS GEOTÉCNICOS DE DUTOS ENTERRADOS
SUBMETIDOS A EFEITOS TÉRMICOS
500000.00
PEQCOPPE
CONVERSÃO DE GÁS NATURAL A
HIDROCARBONETOS LÍQUIDOS POR ROTA
TRADICIONAL
ROTAS NÃO TRADICIONAIS DE GERAÇÃO DE
INSUMOS PETROQUÍMICOS E COMBUSTÍVEIS A
PARTIR DO GÁS NATURAL
762664.94
ANÁLISE DE VIABILIDADE DE INTRODUÇÃO DE GÁS
NATURAL EM SETORES SELECIONADOS
FRAGILIZAÇÃO POR HIDROGÊNIO EM RISERS DE AÇO
DE ALTA RESISTÊNCIA
INTERAÇÃO DE DEFEITOS EM DUTOS CORROÍDOS
79353.00
DCMM
COPPE-UFRJ
COPPE
DECPUCRIO
ITUC
COPPE UFRJ
UERJ-FGEL
DGEL
COPPE
COPPE
COPPE
COPPE
DECPUCRIO
ANÁLISE EXPERIMENTAL DA INTERAÇÃO FOLHELHOFLUIDO DE PERFURAÇÃO E MODELAGEM
COMPUTACIONAL PARA ESTUDOS DE CAMPO DE
ESTABILIDADE DE POÇOS.
250000.00
108332.16
600000.00
150000.00
299660.00
327032.36
397275.00
65000.00
300000.00
198400.00
62
COPPETEC
IMA
DEC
COPPE
ITUC
ESTRATEGIA DE OPERAÇÕES NA CADEIA PRODUTIVA
DO PETROLEO
Encomenda
CT-Petro / Empresas: Finep 2001/ 1o Período
COMPORTAMENTO DE FASES DE ASFALTENOS COM
(continuação)
OUTRAS FRAÇÕES ORGÂNICAS E INORGÂNICAS DO
PETRÓLEO
SISTEMA INTEGRADO PARA MONITORAMENTO DE
PROBLEMAS DE PERFURAÇÃO DE POÇOS
DOSAGEM DE MISTURAS ASFÁLTICAS PARA
RECICLAGEM A FRIO
AVALIAÇÃO DA INFLUÊNCIA DA COMPOSIÇÃO DAS
GASOLINAS NA DETERIORAÇÃO DO SISTEMA DE
CONTROLE DE EMISSÕES VEICULARES POR ENSAIOS
DE ACÚMULO DE RODAGEM
150000.00
125000.00
179700.00
150000.00
750000.00
UFF_DCC
SISTEMA INTELIGENTE PARA RECONHECIMENTO DE
NANOFÓSSEIS CALCÁRIOS EM IMAGENS DE LÂMINAS
74340.00
PUC-RIO
SENSOR DE POSIÇÃO A FIBRA ÓPTICA PARA
FERRAMENTA DE COMPLETAÇÃO
ESTUDO DE COMPORTAMENTO TÉRMICO-REACIONAL
RELEVANTE AO PROCESSAMENTO QUANTO A
EMISSÕES DE PRODUTOS DE PETRÓLEO
166699.00
IMPA
RECUPERAÇÃO DE PETRÓLEO POR INJEÇÃO DE
VAPOR E ÓLEO LEVE / SOLVENTE
150000.00
COPPE_UFRJ
CONFIGURAÇÕES ÓTIMAS DE RISERS RÍGIDOS EM
UNIDADES FLUTUANTES
ELABORAÇÃO DE PLANO DE APROVEITAMENTO DA
FONTES RENOVÁVEIS DE ENERGIA
58000.00
UFF
COPPE
IMA
187346.00
123650.00
MEMBRANAS POLIMERICAS PARA CELULAS
COMBUSTIVEIS
PIG PARA INSPEÇÃO DA CORROSÃO EM LINHAS
ESPECIAIS - FASE II
SISTEMA DE GERENCIAMENTO COMERCIAL DO
TRANSPORTE DE GÁS NATURAL
119900.20
PUC-RIO
ESCOAMENTO DE FLUIDOS EM ANULARES DE POÇOS
256800.00
UFRJ-IQ
O PAPEL DO GÁS NATURAL E SEU CONSUMO NA
PRODUÇÃO DE CATALISADORES BIOLÓGICOS DE
INTERESSE INDUSTRIAL
ENSAIOS EM ESCALA REAL DO EFEITO DE VÓRTICES
NA DEFLEXÃO LATERAL DE RISERS EM ÁGUAS
PROFUNDAS
78000.00
CETUC
PUC_RIO
COPPE_UFRJ
PUC-RIO
250900.00
100000.00
185000.00
SIMULAÇÃO NUMÉRICA PARA A AVALIAÇÃO DE
EQUIPAMENTOS ENVOLVENDO A COMBUSTÃO DE
GÁS NATURAL
DETERMINAÇÃO DE ESFORÇOS LATERAIS ENTRE A
COLUNA DE PERFURAÇÃO E MARINE RISER
195000.00
COPPETEC
VIABILIZAÇÃO DO USO DE BIODIESEL
300000.00
COPPE
DESENVOLVIMENTO DE CATALISADOR E PROCESSO
PARA A CONVERSÃO DIRETA DO GÁS NATURAL A
COMBUSTÍVEIS.
203070.60
COPPE
75000.00
63
DQ-PUC-RIO
ESTUDO DA INTERAÇÃO DE METAIS RELACIONADOS
INDÚSTRIA DO PETRÓLEO COM LIGANTES NATURAIS
175000.00
LEARN
RSB: ROTEADOR E SEQUENCIADOR DE BATELADAS
EM OLEODUTOS
150000.00
Gráfico 5- Número de convênios por Estado
200
180
160
As Instituições de Pesquisa dos 13
estados listados representam mais 90 %
140
dos convênios firmados pelo CTPETRO
120
100
80
60
40
20
0
RJ
SP
RS
BA
RN
PE
SC
CE
PR
AM
PB
MG
PA
64
Gráfico 6- Número de convênios por Instituição
90
80
As 10 Instituições listadas são aquelas que mais participaram
das parcerias com o Ct-Petro e representam 60% do número
total de convênios.
70
60
50
89
40
30
41
20
31
23
22
22
21
20
16
10
12
0
UFRJ
PUC-RIO
UFRGS
UNICAMP
UFRN
UFPE
USP
UFBA
UFSC
UNIFACS
Elaboração própria, a partir de dados da CT-Petro
65