os desafios da exploração de petróleo no brasil e o perfil da participação norueguesa no setor

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Os DesafiOs Da explOraçãO De petróleO nO Brasil e O perfil Da participaçãO nOrueguesa nO setOr:

Questões Relevantes para a Sociedade Civil

©Greenpeace/Rodrigo Paiva

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ÍnDice:introdução – pg.4

parte 1: Desafios da exploração petrolífera no Brasil – pg 5parte 2: participação norueguesa no setor petrolífero Brasileiro – pg 21

Equipe do Programa Brasil da Ajuda da Igreja Norueguesa (AIN):Arne Dale

Christian SchøienFernando Mathias

Moisés Pangoni

Colaboradores:Nilo D’Ávila

Helge Ryggvik

Edição e tradução:Fernando Mathias

Revisão:Vinicius de Castro Soares

Formatação gráfica: Martin Berge/NCA

©Greenpeace/Rodrigo Paiva

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No amplo debate sobre a importância da matriz energética na crise climática, o petróleo é uma pedra no sapato. Está claro que é um recurso finito, e que é preciso reduzir a sua exploração para garantir um aquecimento global dentro de limites cientificamente aceitáveis. Ao mesmo tempo, está claro que não se pode viver sem ele, e que, pelo contrário é preciso ao máximo intensificar sua busca e aumentar sua exploração a qualquer custo, para garantir a produção dos bens e serviços para a sociedade. No Brasil, que experimenta uma nova onda de investimentos no setor, esse dilema se torna particularmente atual, e se desdobra em diferentes faces.

Há uma discussão climática que envolve as emissões de carbono do petróleo, e qual a responsabilidade dessa indústria na conta geral da crise climática. No Brasil, apesar do maior potencial energético limpo do mundo, concentra-se energia e política para aprofundar essa dependência. Há nuances e firulas nesse debate, como por exemplo como fazer a contabilidade do carbono potencial existente nas reservas petrolíferas brasileiras, ou quem seria o “responsável” pelo carbono correspondente ao petróleo extraído. Ao mesmo tempo, incomoda o fato de que hoje a Noruega, acertadamente, investe na redução de emissões por desmatamento, enquanto sua petroleira estatal extrai mais de 70 mil barris de petróleo por dia operando o campo Peregrino, no Rio de Janeiro. Como conciliar esses fatos?

Outra discussão diz respeito aos riscos ambientais da exploração petrolífera offshore. Acidentes de grandes proporções vêm se repetindo com certa frequência, como sinal do frenesi acelerado da prospecção petrolífera. Por outro lado, áreas ambientalmente vulneráveis estão cada vez mais sob a mira da indústria de petróleo, por serem promissoras (Abrolhos no Brasil, e Lofoten na Noruega, p.ex.). Isso levanta uma série de questões: quais os limites ambientais para se explorar petróleo? Quais os equipamentos em uso hoje? Quais os padrões de segurança utilizados? Qual a responsabilidade perante os pescadores? Quais as informações disponíveis ao público? De que forma a experiência norueguesa contribui para esse debate?

Outra discussão derivada da acima diz respeito ao impactos em terra da cadeia petrolífera. Grandes refinarias e outras plantas e instalações que processam petróleo e derivados geralmente carregam consigo um rastro de impactos ambientais, especialmente contaminação, e consequentemente sociais, como problemas de saúde pública, exclusão e conflito social entre outros. Qual a responsabilidade socioambiental dessas empresas junto

às comunidades afetadas? De que forma a atividade industrial beneficia seu entorno para além de pequenos projetos assistencialistas localizados?

Essa discussão leva a outra que tem a ver com a chamada “maldição do petróleo”. Normalmente, a exploração de petróleo traz mais miséria do que riqueza para a sociedade que vive acima dele. Há inúmeros exemplos que mostram como a cadeia de exploração do petróleo pode levar a problemas sociais como concentração de renda, autoritarismo, violência. O Brasil tem se inspirado na Noruega para buscar construir políticas para evitar isso. Mas de que forma se pode garantir que os benefícios advindos do uso de um recurso precioso e finito sejam de fato revertidos à sociedade brasileira? Como as políticas de conteúdo local vêm se implementando? De que forma a indústria brasileira se situará dentro da cadeia de valor tecnológico da produção petrolífera? Como os royalties a estados e municípios podem ser bem aproveitados?

O modelo norueguês serve de inspiração para muitas das políticas estabelecidas pelo Brasil recentemente, particularmente nas áreas de conteúdo local, segurança e direitos trabalhistas. Ao mesmo tempo, há um aumento do interesse do empresariado norueguês em se posicionar no mercado brasileiro. O sucesso dessas hoje grandes empresas é fruto de um longo investimento em políticas protecionistas estabelecidas para o setor na Noruega em décadas passadas. Hoje, instaladas no Brasil, como elas podem contribuir para que políticas brasileiras similares sejam bem sucedidas? Ou como tais políticas podem eventualmente afetar negativamente seus desempenhos?

Todas as faces da discussão mencionadas acima têm uma coisa em comum: a falta de informação. Não há informação qualificada e ordenada disponível para a sociedade. Hoje não temos como saber ao certo o que acontece em acidentes que ocorrem em plataformas distantes centenas de quilômetros da costa. Dados são mal gerados, dispersos, exigem esforço incomum para sua interpretação e refinação. Isso nos impede de ter uma melhor visão do que acontece de relevante para cada campo da sociedade civil envolvido neste tema.

Comprometida em apoiar a mobilização da sociedade civil, a AIN quer contribuir para reunir diferentes campos, melhor intercambiar posições, mapear divergências e consensos, trazendo ao mesmo tempo uma perspectiva norueguesa para o tema, visando identificar potenciais agendas comuns de cooperação para o aumento de transparência no setor de petróleo. Este relatório é uma contribuição neste sentido.

Nilo D’ÁvilaCoordenador de PesquisaGreenpeace Brasil

1.1 – Histórico da indústria petrolífera no Brasil e o papel do governo na estruturação e expansão do setor

O primeiro sistema de exploração de petróleo, consagrado pela Constituição de 1824, foi o regaliano. Na época, cada concessão era diretamente solicitada à autoridade imperial, que, discricionariamente, dava a autorização ou não. Datam de 1858 as primeiras concessões para extração de petróleo no Brasil, ocorridas na Bahia. Com a promulgação da Constituição de 1891, consagrou-se o sistema fundiário ou de acessão, em que o Estado “defere ao proprietário do solo também a propriedade do subsolo”. Em 1938 foi instituído o Código de Minas e, por meio do Decreto Lei nº 395/38, o Conselho Nacional do Petróleo, que define as diretrizes e políticas da indústria petrolífera. Em 1953, com a Lei Federal nº 2004, o regime mudou novamente. A exploração do petróleo passou a ser monopólio do Estado. Esta mesma lei também estabeleceu que a União Federal estava autorizada a constituir a Petróleo Brasileiro S. A. - Petrobras, como empresa estatal de petróleo, para execução do monopólio, incluindo o cumprimento de atividades correspondentes ou afins àquelas monopolizadas. A Petrobras foi constituída por intermédio do Decreto nº 35.308, de 2 de abril de 1954. Durante seus primeiros anos, a exploração realizada pela Petrobras era muito incipiente. A empresa não possuía experiência técnica na área, e no mundo não existia ainda a expertise de exploração e produção para importação. Durante muito tempo, isso fez com que a exploração de petróleo no Brasil enfrentasse problemas para se desenvolver. Com a crise mundial e do petróleo na década de 70, constatou-se a vulnerabilidade da indústria nacional, bem como a necessidade de aumentar a nossa produção e criar uma independência maior do mercado externo. Os contratos de risco foram instituídos nessa época, em que a Petrobras mantinha o monopólio da

atividade, mas contratava empresas para desenvolver as atividades exploratórias em seu lugar. A Constituição Federal de 1988, porém, vedou os contratos de risco, retomando o antigo regime de monopólio do exercício da atividade da Petrobras. Entre 1994 e 1995 foram muitos os questionamentos sobre o modelo do monopólio e a impossibilidade da empresa atingir a sonhada autonomia de petróleo e gás. O resultado disso foi a Emenda Constitucional nº 09/95, que abriu o mercado de petróleo no Brasil (art. 176, §1º da Constituição Federal). Foi o fim do monopólio de exploração e produção da Petrobras. O petróleo passou a ter a configuração de bem da União (art. 20, IX e §1º da Constituição Federal), embora ela pudesse conceder o exercício da atividade a particulares. Essa decisão é alterada com a Lei 9.478/ 1997, também conhecida como “Nova Lei do Petróleo”, sancionada pelo então presidente Fernando Henrique Cardoso, revogando a Lei 2.004/1953. Já a Lei 9.478/97 reafirma o monopólio estatal do petróleo da União nas atividades relacionadas à exploração, produção, refino e transporte do petróleo no Brasil. No entanto, passa a permitir que, além da Petrobras, outras empresas

constituídas sob as leis brasileiras e com sede no Brasil passem a atuar em toda a cadeia do petróleo. Ou seja, atuando do poço ao posto, em regime de concessão, ou mediante autorização do poder concedente, no caso a União. Foi esta mesma lei que instituiu o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Completando a reforma do setor, em 1997 foi instituída a Agência Nacional do Petróleo (ANP), cabendo-lhe a regulação, contratação e fiscalização das atividades da indústria do petróleo, assim como atuar na regulação e fiscalização

do segmento de distribuição e revenda de derivados de petróleo e álcool combustível. A ANP foi implantada através do Decreto nº 2.455, de 14 de janeiro de 1998, como uma autarquia federal, ou seja, funcionando em regime autárquico especial, independente e autônomo. Em decorrência dessas significativas mudanças, foi iniciado um processo de atração de investimentos externos. O regime de concessão passou a constituir o único meio legal para o exercício das atividades de exploração, desenvolvimento e produção (E&P) de petróleo e gás natural no Brasil. No regime de concessão, a União, sempre mediante

O contrato de risco constitui no “ajuste” pelo qual uma empresa internacional de petróleo, ou uma empresa privada brasileira, prestava serviços técnicos opera-cionais e financeiros à Petro-bras, sendo remunerada pelos serviços realizados de acordo com condições preestabelecidas. (...)

As mudanças para a indústria do petróleo introduzidas pela Emenda Constitucional nº 09/95 foram:Alteração do parágrafo 1º do Art. 177 da CF, ficando estabelecido que a União poderá contratar empresas estatais ou privadas para a realização de todas as atividades da indústria do petróleo. Com isso, a Petrobras passou a trabalhar em um ambiente concorrencial, perdendo o privilégio de desenvolver, com exclusividade, os negócios do petróleo no país;Inclusão do parágrafo 2º, incisos I, II e III, no Art. 177 do texto constitucional, ficando estabelecido que uma lei específica iria dispor sobre: (1) a garantia do abastecimento interno de derivados de petróleo, (2) as condições de contratação pela União das atividades da indústria e (3) a estrutura e atribuições do novo órgão regulador.

parte 1: Desafios da exploração petrolífera no Brasilcapítulo 1 – a atividade de exploração e produção (e&p) de petróleo no Brasil

introdução

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licitação, contrata com empresas, estatais e/ou privadas, a realização das atividades de E&P. Compete à ANP promover os estudos para definir a delimitação dos blocos e realizar as licitações para conceder o direito de exploração. Concluídas as licitações, a ANP é responsável pela assinatura e pela fiscalização dos contratos de concessão. Os contratos preveem, através das empresas concessionárias, o pagamento de compensações financeiras pela exploração do petróleo e gás natural. Esses recursos são denominados participações governamentais e são assim classificados:

• Bônus de assinatura: valor pago para a obtenção da concessão da área;• Royalties: percentual sobre o valor da produção a ser dividido entre a União, Estados e Municípios;• Participações Especiais: valor devido em campos de alta rentabilidade, cujo cálculo incide sobre o lucro do petróleo produzido;• Pagamentos pela ocupação ou retenção de área: valor devido pela utilização das áreas em concessão. Os contratos também preveem que, em caso de risco de desabastecimento de combustíveis no país, as concessionárias atendam prioritariamente às necessidades do mercado interno. O julgamento das ofertas apresentadas pelas empresas nas licitações é baseado no valor oferecido a título de bônus de assinatura e ainda nos seguintes critérios:• Programa exploratório mínimo: compromisso assumido pela empresa concessionária de realização de investimentos mínimos na atividade de exploração;• Conteúdo local: percentual mínimo de participação de empresas brasileiras fornecedoras de bens, serviços e sistemas nas atividades econômicas relacionadas àquelas do contrato de concessão.

Em agosto de 1998, realizou-se a denominada Rodada Zero. Esta rodada não foi feita por licitação, somente ratificou os direitos da Petrobras. Isso se deu sob a forma de contratos de concessão sobre os blocos exploratórios e áreas em desenvolvimento em que a empresa houvesse realizado investimentos até aquela data. Nesse novo regime, foram então realizadas 10 rodadas entre 1999 e 2010 (página 12), o que gerou uma arrecadação de R$ 5,5 bilhões como bônus de assinatura.

O regime de concessão permitiu o Brasil a chegar à autosuficiência na produção de petróleo. O setor passou por grandes transformações que foram, por um lado, altamente benéficas para o país, pois permitiu a entrada de novas empresas – nacionais e estrangeiras – na exploração e produção de petróleo, o que permitiu um enorme dinamismo à Petrobras.

Com as descobertas do pré-sal, uma nova mudança acontece. Em 2010 temos a edição da Lei nº 12.351/10, que instituiu o regime de partilha. Com ela passa então a vigorar um regime regulador misto para a exploração e produção de petróleo e gás natural: para o polígono do pré-sal e outras áreas estratégicas, o regime de partilha da produção; e, para todo o restante do território – que corresponde a cerca de 98% da área total das bacias sedimentares brasileiras –, continua em vigor o regime de

concessão. Outras duas leis complementaram a nova regulação do setor. A Lei nº 12.276/2010, que autorizou a União a ceder onerosamente à Petrobras uma área com o equivalente a 5 bilhões de barris de petróleo. Em contrapartida, a União obteve mais ações da Petrobras. Depois de um processo de venda de ações (capitalização) no mercado, em setembro de 2010, a participação total do Estado brasileiro (União federal, BNDESPar, BNDES, Fundo de Participação Social e Fundo Soberano somados) aumentou de pouco menos de 40% para 47,8% do capital social da companhia. A Lei nº 12.304, de 2/8/2010, criou a empresa estatal Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA), destinada a representar a União nos consórcios para exploração e produção no pré-sal. Com isso a PPSA terá, de forma obrigatória, a metade dos membros do comitê operacional de cada consórcio. A outra metade do comitê então será dividida entre a operadora (a Petrobras, por determinação legal) e outras empresas vencedoras de licitações para partilha.

No regime de concessão, a empresa ou consórcio contratado pela União assume o risco exploratório. No caso brasileiro, as empresas são contratadas por meio de licitações públicas. É da empresa também concessionária o risco de investir e não encontrar petróleo ou gás natural. Em compensação, ela tem a propriedade de todo o óleo e gás descoberto e produzido na área concedida. Por esse modelo de contrato, a empresa concessionária paga as participações governamentais.

Os esforços de exploração offshore no Brasil produziram grandes descobertas na região geológica denominada pré-sal. Em 2007 um consórcio da Petrobras, BG Group e Petrogal descobriu o campo de Tupi, que contém reservas substanciais em uma zona 6 mil metros abaixo da superfície do oceano, sob uma espessa camada de sal. Após Tupi, muitas descobertas foram anuncia-das na Bacia de Santos - Iracema, Carioca, Iara, Libra, Franco e Guará. Outras descobertas também foram anunciadas nas Bacias de Campos e Espírito Santo. As estimativas para o total de recursos do pré-sal variam. Analistas de mercado estimam que o Brasil pode superar a marca de 70 bilhões de barris em reservas, quase cinco vezes o valor atual, apenas com o volume que poderá ser produzido nesta região.

Na partilha da produção, a União e a empresa contratada para explorar uma área dividem (partilham) o petróleo e o gás natural extraídos daquela área. Do total de óleo produzido pela empresa contratada, ela desconta os custos da exploração, do desenvolvimento do campo e da extração (custo em óleo). O volume de petróleo e/ou gás restante, depois de descontados os custos, é o excedente em óleo. Este excedente é dividido entre União e contratada. Sobre a sua parcela da produção, ela ainda paga royalties e participação especial.

No regime de partilha também pode haver licitações de áreas. O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidirá se, numa determinada área do polígono do pré-sal vai ocorrer licitação ou contratação direta da Petrobras, visando a preservação do interesse nacional e o atendimento dos demais objetivos da política energética. As áreas e a data das licitações para partilha, tal como no regime de concessão, também serão definidas em resolução do CNPE, do mesmo modo como as licitações serão promovidas pela ANP. As empresas interessadas em explorar e produzir no pré-sal participarão dessa licitação, vencendo aquela que oferecer ao Estado brasileiro a maior parcela do excedente em óleo.

De acordo com a Lei 12.351/2010, todos os consórcios (grupos de empresas associadas para aquele fim específico) que explorarão o pré-sal serão compostos pela PPSA, com 50% de participação em representação da União. Os outros 50% do consórcio terão, necessariamente, a participação da Petrobras como operadora. A Petrobras terá, pela lei, sempre participação mínima de 30% na composição dos consórcios. Diferente da norma do regime de concessão, na partilha os contratos serão assinados, em nome da União, pelo Ministério de Minas e Energia.

A maior parte das receitas obtidas pela União com o pré-sal (venda do óleo e do gás, parcela dos royalties, a totalidade da participação especial, bônus de assinatura e rendimentos financeiros) será destinada ao Fundo Social, também criado pela Lei 12.351/2010. O fundo administrará estes recursos de modo a investir em programas e projetos de desenvolvimento social e regional e combate à pobreza. No novo cenário da regulação de petróleo e gás no Brasil, a ANP mantém as atribuições estabelecidas pela Lei 9.478/97 e assume novas missões na exploração e produção. Todas as áreas fora do polígono do pré-sal, definido pela Lei 12.351/10 e localizadas em 27 bacias sedimentares, continuam sob o regime de concessão.

A questão da distribuição federativa regional dos royalties ainda não foi completamente definida, e pode ter seu último capitulo em fevereiro de 2013. Em 2010, parlamentares de Estados não produtores sugeriram mudar as regras de distribuição dos royalties. Atualmente, a receita da produção de petróleo é revertida para os governos estaduais e municipais de Estados produtores de petróleo do Rio de Janeiro, São Paulo e Espírito Santo. O texto aprovado pelo Congresso determinava a redistribuição dos royalties e a participação especial do petróleo entre a União, os estados e os municípios. A proposta dividia os royalties de maneira universal. A presidente Dilma Rousseff vetou o artigo que estendia a nova partilha aos contratos de exploração que já haviam sido firmados. Por

meio de uma medida provisória, a presidente vinculou também todos os ganhos obtidos com a renda de contratos de concessão futuros a despesas com educação. Pelo texto sancionado, os Estados produtores, que hoje recebem 26,25% dos royalties, passarão para 20% deles. A parcela dos municípios que produzem petróleo, que hoje é de 26% dos royalties, passará a ser de 15% já em 2013 e de 4% em 2020. Já a participação das cidades não produtoras vai saltar de 1,75% para 21%. Nessas mudanças, os Estados não produtores teriam aumento de 7% para 21%. Tudo isso seria válido apenas para os novos blocos de exploração, que ainda serão licitados após o veto da presidente Dilma. Assim, formou-se uma grande articulação de parlamentares dos Estados não produtores, na tentativa de derrubar os vetos presidenciais. Uma decisão do Supremo Tribuna Federal impediu que estes vetos, especificamente, fossem analisados antes de cerca de 3000, outros vetos em uma fila de 12 anos.

TabX: Como deve ficar a divisão dos royalties e participações especiais entre os entes federativos no novo regime de exploração brasileiro

A disputa acabou interferindo em um importante instrumento para financiar projetos de mitigação e adaptação às mudanças climáticas. O fundo clima, anunciado em 2009 pelo presidente Lula, tinha como sua principal fonte de financiamento os royalties do petróleo. Apesar de ter sido lançado no final de 2009, o fundo começou a funcionar na prática só em 2011, embora viesse crescendo rapidamente. Com recursos vinculados, o fundo começou em 2011 com R$ 230 milhões, saltou para R$ 500 milhões em 2012, e poderia chegar a R$ 700 milhões em 2013. No entanto, nesta nova configuração, o mesmo recurso agora passa a ser disputado com outras áreas de maior influência política, como educação e ciência e tecnologia, o que pode indicar um possível esvaziamento do Fundo Clima.

Fundo Nacional sobre Mudança do Clima (Fundo Clima) foi criado pela Lei n° 12.114/2009 e regulamentado peloDecreto n° 7.343/2010. O Fundo é um instrumento da Política Nacional sobre Mudança do Clima (PNMC), instituída pela Lei n° 12.187/2009. Ele tem por finalidade financiar projetos, estudos e empreendimentos que visem à mitigação (ou seja, à redução dos impactos) da mudança do clima e à adaptação a seus efeitos.

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1.2 Os rounds de concessões

Desde 1999 até hoje, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) promoveu dez rodadas de licitações de blocos de exploração e produção de petróleo e gás no país. A oitava rodada, marcada para novembro de 2006, foi parcialmente realizada. Em função de ações judiciais, a ANP resolveu cancelá-la. Já a nona rodada de licitações, que ocorreu no dia 27 de setembro de 2007, foi alvo de polêmicas. Inicialmente, seriam licitados 312 blocos, mas, por determinação do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), 41 blocos foram retirados do leilão. A justificativa era de que essas áreas, localizadas na camada pré-sal nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, eram estratégicas para o país. No início de novembro de 2007, a Petrobras anunciou a existência de indícios de um grande volume de reservas de petróleo e gás

na camada pré-sal, que tem 800 quilômetros de extensão entre o litoral do Espírito Santo e o de Santa Catarina. A nona rodada de licitações ofertou 271 blocos em nove bacias sedimentares (Campos, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Rio do Peixe e Santos), totalizando 73.079 km² em áreas de elevado potencial, novas fronteiras e bacias maduras. Deste total, 117 foram arrematados. Apesar da retirada dos 41 blocos ao redor do campo gigante de Tupi, a rodada teve arrecadação recorde de R$ 2,1 bilhões, superando os R$ 1,08 bilhão da sétima rodada. No entanto, o volume ficou abaixo dos 3 a 4 bilhões de reais estimados pela ANP. A agência habilitou 67 das 72 empresas (número recorde), que manifestaram interesse em participar da nova rodada. Não participaram do leilão gigantes como Shell, Exxon e Chevron.

Mapa dos rounds de concessão feitos até agora.

Tab1 – resumo dos rounds de oferta de áreas para exploração de petróleo e gás natural (ANP/MME)

ROUND 0

Em 6 de agosto de 1998, conforme previsto no artigo 33 da Lei 9.478/97, foram assinados 397 Contratos de Concessão entre a ANP e a Petrobras. Estes contratos estavam assim distribuídos: 115 Blocos em exploração; 51 campos em desenvolvimento e 231 campos em produção

ROUND 1

A realização da primeira rodada de licitações, em junho de 1999, entrou para a história da exploração de petróleo e gás natural no Bra-sil, sendo o marco da flexibilização, de fato, do monopólio da União sobre as atividades de exploração e produção. Apesar de fatores conjunturais desfavoráveis, como o preço do óleo em seu nível mais baixo, em termos reais, desde o início da década de 70, a primeira rodada teve 58 empresas interessadas, das quais 42 pagaram taxa de participação e 11 foram vencedoras.

ROUND 2

A segunda rodada de licitações, realizada em junho de 2000, marcou a consolidação do processo de entrada de novos agentes no cenário exploratório brasileiro. Ao contrário do ocorrido na primeira rodada de licitações, quando as vencedoras foram, em sua maioria, empresas de grande porte, a lista de 16 empresas vencedoras incluiu diversas empresas médias ou independentes. Cinco empresas brasileiras foram vencedoras e tornaram-se concessionárias da ANP na Segunda Rodada de Licitações.

ROUND 3

Em junho de 2001, seguindo a tendência de reduzir o tamanho dos blocos e oferecer oportunidades a empresas de todos os portes e perfis, 54 blocos foram colocados em oferta na terceira rodada de licitações, englobando desde áreas em águas ultra-profundas a blocos terrestres em bacias maduras. Vinte e duas empresas, das 26 que apresentam ofertas, foram vencedoras, proporcionando uma arrecadação de quase R$ 600 milhões em bônus de assinatura.

ROUND 4Apesar da conjuntura econômica internacional desfavorável, a Quarta Rodada de Licitações, em junho de 2002, encerrou-se com saldo extremamente positivo – 14 empresas vencedoras, incluindo 4 que não possuíam, à época, qualquer atividade no Brasil.

ROUND 5

As principais modificações foram: 1)Divisão das bacias em setores, divididos em um grid de tamanho pré-definido. O tamanho médio dos blocos, variável de acordo com a latitude, é como segue: » Bacias maduras terrestres: 30 km2 » Bacias marítimas, em lâmina d´água inferior a 400 m: 180 km2 » Bacias marítimas, em lâmina d´água superior a 400m: 720 km2 2) Eliminação do Programa Exploratório Mínimo pré-defindo pela ANP. O Programa Exploratório passou a ser proposto pelas empre-sas, como parte das ofertas.

ROUND 6 Na sexta rodada de licitações, foram oferecidos blocos, de acordo com três Modelos exploratórios:

> Bacias Maduras - retomada dos Investimentos em bacias maduras terrestres, predominantemente as pequenas empresas

> Bacias de Novas Fronteiras - para prospecção de possíveis novas áreas petrolíferas;

> Bacias e / ou áreas de Elevado Potencial

ROUND 7

A Sétima rodada pode ser avaliada pelo grande interesse nos blocos com risco exploratório localizados nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo – principais focos em gás natural -; por outro, pelo número expressivo de pequenas e médias empresas novas e mesmo sem experiência no setor concentrando esforços nas oportunidades criadas nas áreas inativas com acumulações marginais.

No total, foram arrematados 251 dos 1.134 blocos com risco exploratório ofertado, e 16 das 17 áreas com acumulações marginais.

Das 118 empresas habilitadas, 77 apresentaram ofertas isoladamente ou em consórcio, sendo que 41 tiveram êxito.

O total de Bônus de Assinatura ofertado foi quase um bilhão e oitenta e nove milhões de reais (R$ 1.088.848.604,00), sendo quase um bilhão e oitenta e seis milhões de reais (R$ 1.085.802.800,00) nos Blocos com Risco Exploratório e três milhões de reais (R$ 3.045.804,00) para as Áreas Inativas com Acumulações Marginais.

O Programa Exploratório Mínimo para a fase de exploração em Blocos com Risco Exploratório totalizou 195.741 Unidades de Tra-balho; podendo-se estimar quase um bilhão e oitocentos milhões de reais (R$ 1.796.511.000,00) de investimentos mínimos na fase de Exploração.

ROUND 8

Agendada para os dias 28 e 29 de novembro de 2006, a oitava rodada com oferta de áreas para exploração de petróleo e gás natural foi suspensa em seu primeiro dia, por força de duas medidas liminares. Encontrava-se prevista a oferta de 284 blocos distribuídos por sete bacias sedimentares (Pará-Maranhão, Barreirinhas, Sergipe-Alagoas, Tucano Sul, Espírito Santo, Santos e Pelotas), totalizando uma área aproximada de 101 mil km2. Com relação aos modelos exploratórios tradicionalmente adotados, 1,4% da área ofertada cor-respondeu à de Bacia Madura, 15,7% à de Elevado Potencial e a maioria expressiva (82,9%) à de Nova Fronteira. Visto sob outro ângulo, 90,2% da área ofertada encontra-se em mar e 9,8% em terra.

ROUND 9

Concluída em 27 de novembro de 2007, a nona rodada colocou em oferta 271 blocos, distribuídos em 14 setores, totalizando cerca de 73 mil km2. O total reflete a retirada de 41 blocos determinada pela Resolução CNPE 06/2007. As áreas em oferta abrangeram as seguintes bacias sedimentares: Campos, Espírito Santo, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Santos, Recôn-cavo e Rio do Peixe.

Das 67 empresas inicialmente qualificadas (32 brasileiras e 35 de origem estrangeira), 42 participaram do leilão, seja em lances individuais seja como partícipes de consórcios. Foram arrematados 117 blocos por 24 empresas operadoras. Outras 12 empresas participaram de consórcios vencedores.

O valor agregado de bônus de assinatura alcançou o recorde de R$ 2,1 bilhões enquanto que a soma dos programas exploratórios mínimos vencedores alcançou 169.436 unidades de trabalho, o que pode ser convertido para uma estimativa em reais no valor aproxi-mado de R$ 1,4 bilhão.

ROUND 10

A décima rodada de Licitações de Blocos para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural foi realizada no dia 18 de dezembro de 2008, no Rio de Janeiro. Com a oferta de 130 blocos, todos localizados em bacias terrestres, o leilão alcançou o objetivo de atrair em-presas de pequeno e médio porte, além das grandes companhias petrolíferas. Dezessete empresas foram vencedoras – 11 brasileiras e seis estrangeiras – tendo arrematado blocos nos oito setores das sete bacias oferecidas. Foram arrematados 54 blocos numa área total de 48 mil km², extensão territorial que corresponde a 68% dos 70 mil km² ofertados nesta Rodada. A seleção das áreas oferecidas buscou o equilíbrio entre bacias maduras e bacias de nova fronteira, com o intuito de contemplar tanto as atividades de prospecção como as de produção de petróleo e gás natural, assim como estimular a interiorização geográfica da indústria petrolífera. A décima rodada de licitações movimentou cerca de R$ 700 milhões, dos quais R$ 89,4 milhões em arrecadação de bônus de assi-natura para a União e R$ 611 milhões de investimentos mínimos previstos para a exploração. O valor superou as expectativas para uma rodada sem oferta de blocos marítimos.

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EMPRESAS Blocos km2 % Participação

PETROBRAS 190 105.499 32,9

PENTA ENERGIA 31 76.832 23,99

HRT O&G 21 48.486 15,144

OGX 30 21.467 6,7

SHELL 13 12 3,8

IMETAME 11 4.960 1,55

PERTOGAL 24 4.730 1,4

BP 9 4.466 1,3

CODEMIG 7 4.059 1,268

CISCO 1 2.918 0,911

STATOIL 10 2.636 0,823

OUTRAS 44.080 10,21

TOTAL 320.163 100

A presidente Dilma Rousseff assinou, em janeiro deste ano, as autorização para realização da 11.ª rodada de licitações de blocos exploratórios que devem acontecer em maio de 2013. Serão 289 áreas distribuídas em 11 Bacias Sedimentares: Barreirinhas, Ceará, Espírito Santo, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Parnaíba, Pernambuco-Paraíba, Potiguar, Recôncavo, Sergipe-Alagoas e Tucano. Destes 117 novos blocos, 65 estão localizados na Bacia Foz do Amazonas (09 blocos no Setor SFZA-AP1 e 56 no SFZA-AR1), 36 na Bacia de Tucano (Setor STUC-S), 10 na Bacia de Pernambuco-Paraíba (05 blocos no Setor SPEPB-AP2 e 05 no SPEPB-AP3) e 06 na Bacia do Espírito Santo (Setor SES-AP2).

Somente para o governo federal esta rodada pode gerar uma receita de R$ 6,7 bilhões. Nos vários cenários elaborados pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), a perspectiva mais otimista prevê que o leilão consiga um ágio de até 500%, num total de R$ 3,7 bilhões em bônus de assinatura, contra a previsão de arrecadação mínima de R$ 627 milhões, isto na hipótese de que todos os blocos sejam arrematados pelo menor valor exigido. Outros R$ 3 bilhões referem-se aos investimentos mínimos que os vencedores serão obrigados a fazer num período de cinco a oito anos.

1.3 O estado da arte da e&p no Brasil

A maior parte da produção brasileira está concentrada no Sudeste do país, com destaque para os Estados do Rio de Janeiro, São Paulo e do Espírito Santo. Cerca de 90% da produção de petróleo do Brasil é offshore em águas muito profundas e consiste, sobretudo, de óleo pesado. Seis campos na Bacia de Campos (Marlim, Marlim Sul, Marlim Leste, Roncador, Jubarte, e Barracuda) respondem por mais da metade da produção bruta de petróleo. Cada um destes campos, operados pela Petrobras, produz, em média, entre 100.000 e 350.000 barris/dia.

No fim de 2012, estavam em vigor no Brasil 316 concessões, operadas por 27 empresas. Destas, 81 são concessões marítimas e 235 terrestres. No ano passado, a produção de petróleo e gás natural no Brasil foi oriunda de 9.027 poços, sendo 771 marítimos e 8.256 terrestres, apresentando reservas totais e provadas de 30 bilhões de barris.

Tabela 3 – Reservas totais1 de petróleo, por localização (terra e mar), segundo Unidades da Federação – 2002-2011Unidades da Federação Localização 11/out

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 %

Brasil 16.132,30 18.174,90 20.380,40 20.854,50 21.134,40 28.467,40 30.081,80 5,67

Subtotal Terra 1.354,70 1.569,30 1.458,00 1.456,10 1.468,90 1.492,00 1.576,30 5,65

Mar 14.777,60 16.605,60 18.922,40 19.398,40 19.665,50 26.975,40 28.505,50 5,67

Amazonas Terra 115,7 121,2 156,4 164,2 200,5 211,4 192,3 -9,03

Ceará Terra 16,8 14,9 27,5 23,1 20,6 19,7 17,6 -10,87

Mar 79,4 79,6 74,4 77,6 82,7 111,8 92,7 -17,06

Rio Grande do Norte Terra 328,2 371,9 357,4 349,5 357,6 333,9 351,3 5,22

Mar 138,6 131 169,6 197,5 187,7 185,7 197,8 6,51

Alagoas Terra 23,3 20,3 19,7 15,9 14,2 14,5 21,2 46,31

Mar 1,4 1,3 0,9 0,8 0,9 0,8 0,7 -15,37

Sergipe Terra 356,8 334,7 338,9 342,6 295,9 331,5 319,4 -3,65

Mar 110,9 128,8 133,4 137,4 133,9 126,8 116,5 -8,1

Bahia Terra 424,4 511,9 473,1 475,6 505,6 501,3 597,2 19,14

Mar 20,2 35,1 120,3 143 116,9 140,3 127,7 -8,98

Espírito Santo Terra 89,5 194,3 85,1 85,1 83,7 79,8 77,3 -3,14

Mar 1.422,90 1.893,30 2.390,10 2.380,90 2.617,40 2.627,30 2.851,90 8,55

Rio de Janeiro Mar 12.915,50 14.218,30 15.909,90 16.372,10 16.337,90 23.580,30 23.081,50 -2,12

São Paulo Mar 23,8 42,4 37,7 28,8 116,5 117,6 1.949,30 1.556,94

Paraná Terra - - 0 0 0 0 0 -2,74

Mar 31,4 27,7 54,3 27,4 35,9 38,4 39,6 3,1

Santa Catarina Mar 33,2 48 31,8 33,1 46,1 46,2 47,8 3,33

Fonte: ANP

Notas: 1. Reservas em 31/12 dos anos de eferência.

2. Inclui condensado.

1Incluindo as reservas dos campos cujos Planos de Desenvolvimento estão em análise.

Do total das concessões produtoras, sete delas se encontram em atividades exploratórias, produzindo através de Testes de Longa Duração (TLD), e outras doze são relativas a contratos de áreas, contendo Acumulações Marginais. A produção de petróleo e gás natural no Brasil foi de aproximadamente 2.011 Mbbl/d (mil barris por dia) e 73,0 MMm³/d (milhões de m³ por dia), respectivamente, totalizando em torno de 2.470 Mboe/d (mil barris de óleo equivalente por dia), o que dá, aproximadamente, a 90,0% da produção de petróleo e 76,7% da produção de gás natural do Brasil que foram explorados de campos marítimos.

Resumos dos resultados dos rounds de oferta de áreas para exploração

12 13

O ciclo da exploração e produção offshore envolve as atividades de exploração, desenvolvimento e produção, amparadas por uma extensa cadeia produtiva, contendo três etapas principais: exploração, desenvolvimento e produção.

O operador, responsável pela transformação das reservas em óleo, é quem define as especificações, os equipamentos e serviços exigidos e os requisitos de serviço para a cadeia como um todo. O quadro abaixo expressa graficamente a cadeia de bens e serviços offshore. À medida que essa cadeia se distancia das camadas mais centrais, ela reduz sua especificidade, passando a envolver um universo crescente de atividades industriais de aplicação comum a diferentes setores até atingir insumos básicos.

A Petrobras é, sem duvidas, o principal operador no setor de petróleo do Brasil. A empresa detinha o monopólio sobre atividades ligadas ao petróleo no país até 1997, quando o governo abriu a concorrência no setor. A Royal Dutch Shell vem sendo o primeiro produtor de petróleo bruto estrangeiro no país. E na sequência aparecem, nesta ordem, Chevron, Repsol, BP, Anadarko, El Paso, Galp Energia, Repsol, Statoil, BG Group, Sinopec, ONGC e TNK-BO. A concorrência no setor não é apenas de empresas estrangeiras: a petrolífera brasileira OGX, de Eike Batista, que é composta em grande parte por ex-funcionários da Petrobras, em 2011 começou a produzir petróleo na Bacia de Campos. Formada também por ex funcionários da Petrobras, a HRT, em associação com TNK-BO, é a segunda em número de blocos na Amazônia brasileira.

Após a abertura, um total de 43 empresas produziram petróleo em alguma quantidade no Brasil. As primeiras companhias privadas a produzir petróleo no país foram as companhias norte-americanas Devon Energy e UP (subsidiária da norte-americana Anadarko), que chegaram a produzir quantidades muito pequenas de petróleo, mas que não mais produzem. A Shell foi a primeira grande a produzir no Brasil. Em agosto de 2003, a companhia começou, na Bacia de Campos, a extração de petróleo no campo de Bijupirá-Salema. A empresa começou a produção extraindo 10 mil barris diários. A Shell entrou no projeto após comprar a britânica Enterprise Oil, que era sócia da Petrobras no projeto, com 80% de participação neste investimento. Isto garantiu 80% do petróleo produzido à Shell. Segundo ela própria, a Shell teria investido cerca de US$ 1 bilhão (incluindo US$ 700 milhões gastos com a aquisição de Bijupirá-Salema e ativos da Enterprise no Brasil), o que a tornaria a empresa entrante no país com maior volume de investimentos em E&P.

A Petrobras tem a liderança absoluta, com uma produção na casa dos 2 milhões de barris diários. A norueguesa Statoil, seguida pela Shell, e produzindo abaixo de 100 mil barris/dia, ocupam a segunda e terceira posição. (quadro abaixo):

1.4– principais atores

Fonte : onip

1.5– Os principais investimentos econômicos do setor

O financiamento do setor petrolífero brasileiro, em particular da Petrobras, tem sido feito por diversos mecanismos, entre os quais: créditos de instituições financeiras privadas e públicas, nacionais e internacionais, incluindo o BNDES; project finance; títulos de dívida interna e externa; securitização de recebíveis, entre outros. O BNDES tem tido um papel importante como credor da Petrobras: atualmente, 12% da dívida da empresa pertence a esse banco. O mais recente exemplo é a linha de crédito de R$ 528 milhões concedidos à Petrobras em dezembro de 2008 para financiar a construção de uma plataforma no campo Mexilhão. Bancos de crédito à exportação têm participado do financiamento de projetos, como, por exemplo, o Banco K-Exim, da Coréia do Sul, que financiou a produção de duas plataformas de petróleo. O mesmo pode ser dito de instituições internacionais multilaterais, como é o caso da MIGA, subsidiária do Banco Mundial, que participou do project finance de Barracuda.

Uma vez que a Petrobras é a principal receptora de financiamentos para projetos de E&P no Brasil, sua dívida é um bom indicador para estimar a participação de recursos domésticos e estrangeiros nos mecanismos de financiamento no país. Atualmente, cerca de 70% das

fontes de financiamento da estatal baseiam-se fora do Brasil. Esta estratégia pode ser vantajosa do ponto de vista de custo de capital, tendo em vista as altas taxas de juros praticadas no mercado brasileiro. Entretanto, envolve risco cambial, com o qual a Petrobras lida com o uso de operações de hedge, além da proteção natural fornecida por suas receitas de exportações, em moeda estrangeira. Além disso, no Brasil, a maior participação de empresas internacionais em projetos de E&P tem aumentado a parcela de financiamentos feitos com recursos estrangeiros. Também deve ser levada em consideração a entrada de empresas nacionais neste segmento, como é o caso da OGX, que estimulou o financiamento através de equity, obtido de investidores nacionais e internacionais. Em suma, pode-se afirmar que o financiamento de E&P no Brasil é, predominantemente, feito com recursos externos. Com a abertura do setor, uma grande quantidade de recursos foi direcionada a estes projetos. Este foi um dos fatores que possibilitaram que o investimento da Petrobras em E&P no país fosse multiplicado por 5 entre 2000 e 2007. Nesse período, o resultado destes investimentos foi o aumento de 50% da produção da empresa. Grande parte desse investimento acabou por beneficiar a indústria internacional de fornecimento da industria de petróleo. Evidência disso é que o BNDES procura aumentar a competitividade da indústria do petróleo brasileira para evitar que empresas estrangeiras sejam majoritárias no fornecimento de bens e serviços.

Nº Operador Petróleo (bbl/d) Gás Natural (Mm³/d) Produção Total (boe/d1 Petrobras 1.958.658 75.171,4 2.431.4862 Statoil Brasil 73.549 96,3 74.1543 Shell Brasil 48.499 738,0 53.1414 BP Energy 11.000 38,3 11.2415 OGX 9.819 51,0 10.1396 Gran Tierra 952 16,9 1.0597 Petrosynergy 602 19,0 7218 Sonangol Starfish 565 6,4 6069 Partex Brasil 265 0,4 267 10 Petrogal Brasil 234 4,8 264 11 W. Petróleo 227 1,2 23512 Panergy 0 28,7 18013 Recôncavo E&P 131 0,5 13414 UTC Óleo e Gás 67 3,3 8815 Alvopetro 42 0,5 4516 Santana 30 0,4 3217 Central Resources 22 0,02 2218 Severo Villares 18 0,5 2119 UTC Engenharia 12 0,6 1620 OGX Maranhão 0 2,4 1521 UP Petróleo Brasil 12 0,2 1322 Cheim 10 0,3 1323 Egesa 6 0,01 624 Chevron Frade 0 0,6 425 Genesis 2000 2 0,003 226 Ral 0,2 0,001 0,227 Arclima 0,002 0,0 0,002 total geral 2.104.723 76.182 2.583.905

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É fato que no período recente não houve falta de recursos para a realização de projetos. Entretanto, a descoberta das reservas na camada pré-sal elevará a necessidade de financiamento a um novo patamar. Em 2013, o setor de petróleo e gás do Brasil investirá aproximadamente US$ 45 bilhões. A Petrobras responderá pela maior parte do investimento. Pelo seu Plano de Negócios, aprovado em meados de 2012, a Petrobras prevê investir US$ 236,5 bilhões entre 2012 e 2016, aumentando em 5,25% os investimentos em relação ao plano anterior (2011 a 2015), de US$ 224,7 bilhões.

capítulo 2 - segurança ambiental no setor petrolífero no Brasil

2.1 – O sistema de controle das atividades petrolíferas

A definição das atribuições de cada agência no ordenamento da indústria do petróleo é dado pela Lei 9.966/00, conhecida como Lei do Óleo. É nela que conhecemos as atribuições da ANP, do IBAMA e da Marinha. Além disso, a lei determina a construção de um Plano Nacional de Contingência em caso de acidentes. A lei determina que qualquer incidente ocorrido em portos organizados, instalações portuárias, dutos, navios, plataformas e suas instalações de apoio, que possa provocar poluição das águas sob jurisdição nacional, deverá ser imediatamente comunicado ao órgão ambiental competente, à Capitania dos Portos e ao órgão regulador da indústria do petróleo.

2.2 – O papel das agências e demais autarquias A Agência Nacional do Petróleo, Gás natural e Biocombustíveis (ANP), o Instituto de Meio Ambiente e Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e a Diretoria de Portos e Costas da Marinha do Brasil (DPC/Marinha) são os responsáveis em prevenir, detectar e responder, com rapidez, a eventuais desastres ambientais decorrentes da exploração de óleo e gás. Cabe à Marinha fiscalizar navios, plataformas e suas instalações de apoio, como também apurar as responsabilidades sobre os incidentes com embarcações afetadas e suas instalações de apoio que tenham provocado danos ambientais. Ao IBAMA, além do licenciamento, cabe realizar o controle ambiental, a fiscalização e o controle das exigências previstas no licenciamento. Cabe ainda avaliar

os danos ambientais causados por incidentes e consolidar os planos de contingência locais e regionais na forma do Plano Nacional de Contingência, em articulação com os órgãos de defesa civil. À ANP, enquanto órgão regulador da indústria do petróleo, cabe fiscalizar as plataformas e suas instalações de apoio, os dutos e as instalações portuárias, no que diz respeito às atividades de pesquisa, perfuração, produção, tratamento, armazenamento e movimentação de carga, além de levantar dados e apurar responsabilidades sobre incidentes que possam causar danos ambientais. Os três entes federados são responsáveis também pela gestão e organização do Plano Nacional de Contingência (PNC). No entanto, em 2013 o Brasil ainda não tem um plano. Em 2000, o Ministério de Meio Ambiente, conforme estabelecido na Lei 9.966/00, assumiu a coordenação do GTI (Grupo de Trabalho Interministerial) para a elaboração do Decreto do PNC. Em abril de 2010, com o acidente no Golfo do México, a Presidência da República determina a conclusão do Decreto do PNC até o final daquele ano. Após o acidente no Campo do Frade, novamente por determinação da Presidente, o Ministério das Minas e Energia assume a coordenação do GTI, com a função de finalizar e implementar o decreto. Três anos depois, o Plano Nacional de Contingência não se encontra concluído, e o Brasil continua sem um plano que faça a integração dos diversos planos de emergência setoriais, bem como sem a definição dos recursos humanos, materiais e equipamentos complementares para a prevenção, controle e combate de vazamentos de

Plano Nacional de Contingência Conjunto de procedimentos e ações que visam à integração dos diversos planos de emergência setoriais, bem como a definição dos recursos humanos, materiais e equipamentos complementares para a prevenção, controle e combate da po-luição das águas

Histórico do plano nacional de contingência1998 - Ministério de Minas e Energia (MME), fundamentado na OPRC-90, tomou iniciativa para criar um Grupo de Tra-balho Interministerial (GTI) para elaboração do Decreto do PNC – a Marinha do Brasil assumiu a coordenação do GTI; 2000 - Ministério de Meio Ambiente, conforme estabelecido na Lei nº 9.966/2000, assumiu a coordenação do GTI; 2004 - minuta de Decreto do PNC foi concluída, mas não foi analisada pela Casa Civil; 2007 - retomada das discussões sobre a mesma minuta de 2004, com alterações, mas também não foi analisada pela Casa Civil; 2008/2009 - realizadas diversas reuniões entre o MMA e Marinha, com discussões pautadas na definição da abrangência geográfica e da responsabilidade da Autori-dade Nacional do PNC; 2010 - Abril - incidente no Golfo do México. Governo Fed-eral determina a conclusão do Decreto do PNC até o final daquele ano; 2010 - Dezembro: minuta do Decreto do PNC concluída. MMA encaminhou à Casa Civil, sendo devolvida por questões administrativas; 2011 - Novembro: incidente no Campo do Frade. Por de-terminação da Presidência da República, MME assumiu a coordenação do GTI; 2011/2012 - Novembro a Março: GTI reuniu-se diversas vezes e em decorrência das ações conjuntas tomadas pela Marinha, IBAMA e ANP, no incidente do Campo do Frade, foram efetuadas diversas alterações na minuta de Decreto do PNC. 2012 - Abril– GTI reuniu-se com os representantes do Com-itê de Suporte, com vista a dar conhecimento da minuta de Decreto e receber sugestões de alterações, se for o caso. 2012 - Maio – GTI analisa e discute as sugestões apresenta-das pelos representantes do Comitê de Suporte com vista à elaboração minuta final do Decreto.

grande proporções em águas nacionais.A Lei 9.966/00 prevê três tipos de planos para o combate à poluição causada por lançamento de óleo em águas brasileiras, que devem ser acionados de forma complementar:

• Plano de Emergência Individual – PEI é obrigatório para cada instalação, sendo exigido e aprovado no âmbito do licenciamento ambiental do empreendimento;

• Plano de Área – PA é a consolidação de diversos Planos de Emergência Individuais de empreendimentos localizados em uma determinada área geográfica (ex. Bacia de Campos) – aprovado pelo órgão de licenciamento ambiental;

• Plano Nacional de Contingência – PNC é um plano adotado em acidentes de maiores proporções, onde a ação individualizada dos agentes não se mostra suficiente para a solução do problema.

2.3 licenciamento ambiental de atividades petrolíferas

O licenciamento ambiental das atividades marítimas de exploração e produção de petróleo e gás é de responsabilidade do Ibama, conforme divisão de competências estabelecida pela Lei Complementar n°140/2011. Esse licenciamento é conduzido pela Coordenação Geral de Licenciamento de Petróleo e Gás (CGPEG), e os procedimentos para o licenciamento estão regulamentados pelas Resoluções CONAMA nº 237/97 e nº 350/04 e pela Portaria MMA nº 422/2011. A CGPEG é constituída por duas coordenações, sendo uma de exploração, responsável pelo licenciamento das atividades de sísmica e perfuração, e outra de produção. Com a mudança do antigo Escritório de Licenciamento das Atividades de Petróleo e Nuclear – ELPN – para a CGPEG, esta nova coordenação geral passou a ter maior destaque e importância dentro da estrutura organizacional do IBAMA. O licenciamento ambiental é uma obrigação legal prévia à instalação de qualquer empreendimento ou atividade potencialmente poluidora ou que degrade o meio ambiente e possui, como uma de suas mais expressivas características, a participação social na tomada de decisão por meio da realização de audiências públicas como parte do processo de análise da licença de operação - LO. A Resolução CONAMA, número 237, de 07 de dezembro de 1994, define como atividade petroleira a perfuração de poços para identificação das jazidas e de suas extensões, bem como a produção para pesquisa sobre viabilidade econômica, ou para fins comerciais.

As licenças, exigências e autorizações das atividades de exploração e produção de petróleo e gás natural são de cinco tipos diferentes. São elas: licença prévia para perfuração, licença prévia de produção para pesquisa, licença de instalação, licença de operação para atividade de exploração e produção marítima e para atividade sísmica. A seguir, a definição de cada uma segundo a ANP:• (a) Licença prévia para perfuração – Lpper: para sua

concessão é exigida a elaboração do Relatório de Controle Ambiental – RCA e, após a aprovação do RCA,

é autorizada a atividade de perfuração.• b) Licença prévia de produção para pesquisa – LPpro:

para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo de Viabilidade Ambiental – EVA e, após a aprovação do EVA, é autorizada a atividade de produção para pesquisa da viabilidade econômica da jazida.

• (c) Licença de instalação – LI: para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo de Impacto Ambiental e respectivo Relatório de Impacto Ambiental. Após a aprovação do Estudo de Impacto Ambiental – EIA com a respectiva realização de Audiência Pública, é autorizada a instalação de novos empreendimentos de produção e escoamento, ou, para sua concessão, é exigida a elaboração do Relatório de Avaliação Ambiental – RAA; e, após a aprovação do RAA, são autorizadas novas instalações de produção e escoamento, onde já se encontra implantada a atividade.

• (d) Licença de operação – LO: destinada à atividade de exploração e produção marítima, sua concessão depende de elaboração do Projeto de Controle Ambiental – PCA, e, após a aprovação do PCA, é autorizado o início da operação de produção.

• (e) Licença de Operação – LO para atividade sísmica: para sua concessão é exigida a elaboração do Estudo Ambiental – EA, e, após a aprovação do EA, é autorizada a atividade de levantamento de dados sísmicos marítimos.

As licenças possuem como parte integrante

as condicionantes. Estas são divididas em dois grupos: condicionantes gerais, que compreendem o conjunto de exigências legais relacionadas ao licenciamento ambiental, e condicionantes específicas, que compreendem um conjunto de restrições e exigências técnicas associadas, particularmente, à atividade que está sendo licenciada. A Portaria nº 422, de 26 de outubro de 2011, do Ministério do Meio Ambiente, trata dos procedimentos para o licenciamento ambiental federal de atividades e empreendimentos de exploração e produção de petróleo e gás natural no ambiente marinho e em zona de transição terra-mar. As normas da Portaria 422/2011 aplicam-se aos empreendimentos que ainda não tiveram seu licenciamento ambiental iniciado, sem prejuízo da sua adoção para aqueles em andamento, desde que haja comum acordo entre o IBAMA e o empreendedor. O artigo 10 da Portaria permite ao IBAMA licenciar as atividades de perfuração de forma integrada, sob a forma de polígonos de perfuração. A delimitação do polígono será proposta pelo empreendedor e estabelecida pelo IBAMA, com base na localização e na extensão da área geográfica, bem como o número estimado, a densidade e a localização prevista dos poços. A Portaria ressalva que, sem prejuízo dos meios convencionais de apresentação, os documentos referentes aos estudos ambientais, suas complementações e revisões deverão ser apresentados ao IBAMA, em meio digital, de modo a possibilitar o lançamento das informações na internet. Até o momento, não existe espaço específico, como indicado na portaria, para divulgação dos dados de licenciamento do setor na página do IBAMA na internet. A Portaria nº 422/2011 foi editada, buscando maior velocidade no processo de licenciamento ambiental, com ampliação do raio geográfico a ser licenciado. Com isso, há maior probabilidade de que acidentes como os do campo

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de Frade aconteçam. Na risca da norma, cada vez mais perfurações podem acontecer sem o prévio conhecimento do terreno a ser perfurado. Esta portaria foi editada no momento em que a lei do petróleo americana era mudada, em decorrência do acidente com a Depwater Horizon. Foi então que o governo proibiu a licenciamento por área geográfica e passou a exigir ao licenciamento poço a poço.

2.4 – as principais falhas no atual sistema de segurança

É urgente a necessidade de um sistema nacional de prevenção e combate a acidentes em plataformas offshore. É necessário evoluir rapidamente em práticas de segurança e controle social para acompanhar o avanço da produção de petróleo e gás no mar. A cultura da falta de transparência no controle das operações de E&P dificulta qualquer tipo de controle social. Não existe, mesmo previsto em lei, qualquer espaço dedicado à informação sobre as operações, vistorias e pareceres sobre acidentes e falhas. A transparência é muito menor comparada à de outros sistemas de informação de acidentes como o americano, inglês e norueguês. O Tribunal de Contas da União (TCU) realizou auditoria com objetivo de averiguar a capacidade de resposta das agências públicas a possíveis acidentes em estruturas de exploração de petróleo em águas profundas. Ao analisar planilhas referentes aos incidentes comunicados à ANP no período de 2007 a 2011, e processos de investigação de acidentes conduzidos pela ANP de 2009 a 2011, foi constatado que, dos 671 incidentes comunicados no período de 2009 a 2011 pelas operadas, somente 23 deles foram investigados. Segundo o TCU, a ANP não realiza a investigação de todos os casos de incidentes como deveria, uma vez que a Coordenação de Segurança Operacional (CSO) dispõe de apenas um servidor para realizar esta atividade com regularidade. Além disso, outro fatores contribuem para a precariedade do controle das operações de E&P:Existem plataformas com autorização de operação pela ANP que nunca foram submetidas a inspeções a bordo. São plataformas petrolíferas autorizadas a funcionar com base em documentos declaratórios oriundos das concessionárias, denominados Documentação de Segurança Operacional (DSO);A falta de critérios técnicos mínimos que permitam a padronização da análise pela ANP das informações prestadas pelos concessionários na DSO dá margem a diferenças de interpretação entre os especialistas da agência, prejudicando, ao longo do tempo, a criação de uma cultura de conhecimento;O IBAMA não estabelece critérios para orientar suas vistorias nas plataformas petrolíferas. Assim, não define os itens de verificação obrigatória, nem o período entre inspeções.O IBAMA não fiscaliza regularmente a disponibilidade de equipamentos e materiais de resposta a emergências estabelecidos nos Planos de Emergência Individuais (PEI). O Plano é apenas definido no âmbito do licenciamento. A somatória desses fatos e a falta do Plano Nacional de Contingência (PNC) e de implementação dos Planos de Área (PAs) prejudicam a cooperação entre as entidades envolvidas em possíveis acidentes, além de dificultar a resposta rápida a acidentes.

Transparência não é o forte das agências governamentais. IBAMA e ANP não divulgam os resultados das apurações realizadas. Somente os concessionários têm acesso a essas informações, por meio de solicitação por eles encaminhada à agência. Surpreendentemente, é a partir da Marinha que se tem acesso a um número maior de informações. Pelo site da corporação é possível saber a localização das plataformas, o status das inspeções e o resultado das fiscalizações. Esta situação eleva os riscos das operações de E&P. Um exemplo claro é o da plataforma GSF Arctic. Em abril de 2012, a plataforma de perfuração, com 30 anos de idade, pertencente a Transocean e operando no Brasil pela Vanco, teve de ser evacuada quando a estrutura adernou. Na ocasião, a Transocean informou à Capitania dos Portos que a inclinação ocorreu porque uma quantidade de água entrou em uma das pernas da plataforma. Um mês depois, fiscais do Ministério do Trabalho e Emprego (MTE) interditaram a mesma plataforma após constatarem grave e iminente risco à integridade física dos trabalhadores a bordo. O grupo identificou cerca de 50 irregularidades. De acordo com o laudo de interdição, a estrutura encontrava-se em reparo no Arsenal de Marinha do Rio na Baía de Guanabara, quando foram descumpridos diversos pontos da legislação, relacionados a trabalho em altura, rotas de fuga, iluminação, instalações elétricas, combate a incêndio, espaços confinados, testes de estanqueidade. Mesmo assim, a plataforma foi liberada para perfuração. Outro exemplo ocorreu em novembro, com a GSF Artic l, ao causar um vazamento de fluido de perfuração no momento que trabalhava no poço Jandaia 1-x, no bloco BM-S-71, Bacia de Santos. A falta de transparência, como vista nesses casos, impossibilita uma discussão sobre a segurança das operações da indústria de petróleo. A sociedade não tem conhecimento sobre que tipo de embarcação está operando hoje em águas brasileiras; e, se casos como o da GSF Artic continuarem acontecendo sem o menor controle social, serão colocados em risco tanto os trabalhadores como o meio ambiente.

Em um trabalho conjunto com a ANP, o IBAMA vem organi-zando informações sobre as áreas ambientalmente sensíveis, como forma de orientação aos empreendedores em relação ao licenciamento das atividades previstas nas Rodadas de Licitações (Brasil Rounds), onde são assinados contratos de concessão de blocos para exploração e produção de gás natural e petróleo, onshore e offshore, no território brasileiro. Este pode ser considerado o único avanço na política de meio ambiente para E&P no Brasil nos últimos anos

3.0 garimpando dados no setor

Pesquisar dados sobre a E&P de petróleo no Brasil não é uma tarefa fácil. Não existem bases de dados que facilitem o cruzamento e a interpretação de dados. Para fazer uma radiografia do setor, é necessário consultar diversas base de dados e realizar cruzamento de informações, geralmente escondidas. No site da ANP é possível obter, de forma difusa, uma grande quantidade de informações. É possível saber onde estão, quantos são e quantos estão produzindo os poços em atividade. Também é possível de se obter dados sobre as operações de perfuração; dados sobre as sondas de perfuração, profundidade perfurada, lâmina d’água e status da operação. No site da ANP também são extraídas informações sobre produção e reservas de petróleo, assim como sobre a evolução do setor a partir dos boletins, resoluções e anuários. Chegar a estas informações, porém, requer tempo e bom conhecimento em banco de dados. Um bom exemplo disso é a busca por informações sobre descobertas de petróleo e gás por poço. Ao abrir a página da ANP, existe uma janela que pede a “identidade do poço”. Para se obter a identidade, é necessário buscar em outras abas dentro do próprio site da ANP. No entanto, utilizando-se de sigmas de busca em banco de dados (o sinal %, neste caso), é possível obter essa informação, pois o banco de dados da ANP vai responder como uma varredura de tudo, montando/disponibilizando uma tabela com todos os resultados desde a criação da agência. Com esta tabela é possível fazer o recorte temporal. Para quem possui maior conhecimento sobre banco de dados, aplicativos como o PANDA (http://pandaproject.net/) apresentam resultados de forma bem mais rápida, além de serem ricos em análises dos dados brutos. Um grande desafio para monitorar o setor são as plataformas de perfuração. Dos acidentes que acontecem na indústria do petróleo, 51% acontecem na fase de perfuração. Em janeiro de 2013, com 33 sondas em operação no Brasil, perfazendo um total de 95% do tempo de utilização contratado, muito pouco tempo tem sobrado para a devida manutenção. Acompanhar estas estruturas móveis não é um trabalho fácil, primeiro porque é necessário identificar onde as plataformas estão baseadas. O www.rigzone.com dá esta informação. É possível identificar pelo site o país que a plataforma está operando, o contratante (http://migre.me/daQZA) e o status da plataforma (http://migre.me/daR1s). O rigzone é uma poderosa base de informação sobre o mercado de plataformas de perfuração, oferecendo notícias, cotações, movimentações de plataformas. Para georreferenciar as plataformas, existem duas ferramentas muito eficientes. A primeira é a http://www.marinetraffic.com: sistema baseado no AIS (Automatic Identification System), um transponde que transmite informações de embarcações, como posição, velocidade, nome do navio, as dimensões e detalhes de viagem. Possibilita visualizar as embarcações e realizar busca por palavra. O uso de lista geradas com o Rigzone e buscas usando o Marinetraffic torna possível localizar um grande número de plataformas e gerar mapas. Para os menos familiarizados com ferramentas de georreferenciamento ou webmapping, uma opção é utilizar

o http://www.mapcite.com/excel-addin.aspx, ferramenta associada ao Excel e de fácil utilização, com resultados muito satisfatórios.

Para quem possui maior habilidade com técnicas de garimpagem de dados e geodabase, o http://www.infield.com/ é uma ótima possibilidade, com uma base de GIS muito ampla, atualizada e com cenários futuros. O acesso livre custa cerca de US$ 1.500/ano. Mas, a partir de uma licença de visitante, é possível extrair, de forma trabalhosa, a grande maioria das informações de seu poderoso arquivo. Também é possível monitorar a movimentação das plataformas a partir do site da ANP. Iniciando uma pesquisa na página de poços exploratórios em atividade (http://www.anp.gov.br/?id=792), a página gera uma tabela com inúmeros campos. Utilizando somente os campos “data de início”, “data do fim” e “nome da plataforma” é possível mapear os movimentos das plataformas. Nesse caso, de acordo com prazo estabelecido no catálogo de E&P da ANP, é bom lembrar que a data de conclusão é atualizada em até 60 dias após sua efetiva ocorrência para envio do relatório final de poço exploratório. O mais seguro é baixar todas as bases e afunilar a informação para chegar a uma localização da plataforma. No caso das plataformas fixas, o http://www.infield.com/ é, de longe, a melhor para geolocalizar as plataformas. Como mencionado, monitorar os acidentes do setor de petróleo no Brasil é uma atividade complexa devido à falta de acesso a informações. Quando acontecem acidentes, as informações são liberadas de forma incompleta, sem rotina, e sem uma padronização previamente definida. Na maioria dos casos, o fato é narrado sem informações sobre local, embarcação, quantidade. Comparando os meios de notificação do IBAMA com os do National Response Center (exemplo: http://migre.me/dbbsk) do Departamento de Defesa Interna do governo norte-americano, vê-se a diferença:

Janela de pesquisa do site www.marinetraffic.com

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O fato de não existir um centro público de acompanhamento por imagem de satélite onde estejam concentradas as informações sobre as plataformas, impede o real dimensionamento dos derrames, tanto pela sociedade quanto pelos órgãos de controle. Um bom exemplo disso é o derrame da Chevron, no campo de Frade. O primeiro avistamento foi feito por petroleiros de outra plataforma, a 20 km do local do derrame. Duas são as possibilidades para se conseguir algum resultado para acompanhamento independente das operações de exploração em alto mar. A primeira é o uso das imagens da NASA, a Moderate Resolution Imaging Spectroradiometer (MODIS). Com suas duas passagens diárias, cobrindo o litoral, dá a possibilidade de se obter dados, quase em tempo real e de forma gratuita. Na presença de contaminação, o sensor localiza o vazamento de petróleo apenas como uma anomalia de rugosidade da superfície do mar, exigindo uma confirmação. Mas também pode ser bem utilizado como base de dados de plataformas georeferrenciadas. O mecanismo de detecção de óleo por trás do MODIS, bem como o tipo de informação que pode ser recuperada, depende estritamente das condições de iluminação, o que limita a eficiência da sua observação em 1/3 dos dias do ano (média de número de dias com pouca ou nenhuma cobertura de nuvens na região da bacia de campo). A segunda possibilidade de monitoramento são as imagens de radar (instrumento abertura sintética (SAR)) embarcado nos satélites da Agência Espacial Europeia (ESA) http://goo.gl/Yls48 e da Agência Espacial Canadense (CSA), que podem coletar dados independente do tempo e condições de luz. É uma excelente ferramenta para monitorar e detectar óleo na superfície da água. Este instrumento oferece os meios mais eficazes de identificação e monitoramento de derrames de óleo, onde as manchas de petróleo aparecem como manchas escuras nas imagens SAR por causa do efeito de amortecimento do óleo sobre os sinais retroespalhados do instrumento radar. Os preços

Notificação de derrame de petróleo no site do IBAMA

são altos, mas é possível conseguir imagens gratuitas a partir de colaboração. O ideal seria que o governo tivesse uma política de transparência que permitisse o acesso a estas ferramentas para programas independentes de monitoramento. É estratégico para a sociedade civil construir fóruns que possibilitem gestar metodologias alternativas de monitoramento, buscando provocar mudanças nas formas de fiscalização e comunicação dos setores públicos envolvido no controle das operações de petróleo no Brasil.

4. O carbono emitido pela exploração de petróleo no Brasil

É possível quantificar as emissões de CO2 derivadas da exploração de petróleo no Brasil, independentemente de onde no mundo a queima ou processamento do mesmo ocorre, através da metodologia adotada pela Agência de Proteção Ambiental dos Estados Unidos (EPA - Environmental Protection Agency), amplamente utilizada por várias instituições, inclusive a COPPE/UFRJ (Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia). O método para calcular o conteúdo de carbono por barril de petróleo pode ser resumindo em:O conteúdo de calor médio de petróleo bruto é 5,81 mmbtu por barril (EPA 2010). Coeficiente de carbono médio de petróleo bruto é 20,17 kg de carbono por mmbtu (EPA 2010). Fração oxidada é 100 por cento (IPCC 2006).Emissões de dióxido de carbono por barril de petróleo bruto são determinadas ao se multiplicar o conteúdo de calor pelo coeficiente de carbono, vezes a fração oxidada, vezes a razão entre o peso molecular de dióxido de carbono (44) e o de carbono (12), ou seja, (44/12).

O ponto de partida do cálculo está na seguinte fórmula:5,81 mmbtu/barril X 20,17 kg C/mmbtu X 44g CO2/12g C X 1 ton métrica/1000 kg = 0,43 tonelada métrica de CO2 / barril Dessa maneira, temos a produção em terra e no mar apresentada na Tabela 01 e representada em toneladas de Co2:

A produção nacional pode ser encontrada nos boletins da ANP ou pela somatória da produção nos poços.

4.1. O carbono do pré-sal

Pode-se estimar a o carbono do pré-sal considerando as emissões mínimas da exploração, refino e utilização de combustíveis derivados do pré-sal, tomando-se por premissa apenas o volume de petróleo anunciado nas áreas de Tupi, Iara, Guará e Jubarte, cuja produção é estimada em 1,8 bilhões de barris até 2020. Considerando a capacidade de refino do pré-sal em 2020 de 1,8 milhões de barris/dia (Petrobrás, 2009), as emissões de refino deste óleo serão de 14,95 milhões de toneladas de CO2eq/ano neste ano. Já as emissões de abastecimento deste óleo serão de 16,9 milhões de toneladas de CO2eq/ano. Para a queima do combustível utilizado no pré-sal, adotamos o índice de emissão de 0,3 toneladas de CO2eq por barril de petróleo, atingindo 197,1 milhões de toneladas de CO2 equivalente por ano em 2020. As emissões anuais desta cadeia seriam, a partir de 2020, da ordem de 229 milhões de toneladas de CO2 equivalente. Este número mínimo considera a captura completa de todo o CO2 contido nos reservatórios do pré-sal, cujas potenciais emissões são incorporadas aos valores máximos, calculados a seguir. As emissões máximas de exploração, refino e utilização de combustíveis derivados do pré-sal tomam por premissa o volume total de petróleo das reservas do pré-sal, estimado entre 50 e 80 bilhões de barris. Em um primeiro cenário mais conservador, considera-se em 50 bilhões as reservas de pré-sal, em 20% a participação do gás natural – menos poluente – nessas reservas e um índice de emissões da queima dos derivados do petróleo em 300 kg CO2/ barril. As emissões de gás natural são avaliadas em 4,74 kg CO2 por m3, o que, para 20% das reservas (ou 10 bilhões de barris), resulta em emissões de 7,5 milhões de toneladas de CO2. Os restantes 40 bilhões de barris de petróleo emitiriam um total de 12 bilhões de toneladas de CO2. As emissões referentes a refino e abastecimento acrescentam outros 1,94 bilhões. Assim, o resultado conservador das emissões da cadeia do pré-sal é de 13,95 bilhões de toneladas de CO2 ou 349 milhões de toneladas de CO2 anuais durante 40 anos. Em um cenário mais pessimista, considera-se em 80 bilhões as reservas de pré-sal, em apenas 11% a participação do gás natural nessas reservas e um índice de emissões da queima dos combustíveis derivados do petróleo em 450 kg CO2/ barril. As emissões de gás natural são avaliadas em 4,74 kg CO2 por m3, o que para 11% das reservas (ou 8,8 bilhões de barris) resulta em emissões de 6,63 milhões de toneladas de CO2. Os restantes 71,2 bilhões de barris de petróleo emitiriam um total de 32 bilhões de toneladas de CO2. As emissões referentes a refino e abastecimento acrescentam outros 3,45 bilhões. O resultado pessimista das emissões da cadeia do pré-sal é de 35,49 bilhões de toneladas de CO2, ou 887 milhões de toneladas de CO2 anuais durante 40 anos. Isto indica que, ainda que o desmatamento da floresta tropical, hoje a maior fonte emissora do Brasil, consiga ser zerado até 2020, é provável que as emissões decorrentes do pré-sal venham a superar as do desmatamento, mantendo o Brasil entre os maiores emissores de gases de efeito estufa do planeta. No pior cenário, com emissões de 1,4 bilhões de toneladas por ano, as emissões nacionais – de 1,5 bilhão de toneladas por ano, de acordo com o inventário do Ministério de Ciência e Tecnologia (MCT) de 2004 – seriam praticamente dobradas. Este acréscimo poderia posicionar o país entre os três maiores emissores de CO2 do mundo, superando a Indonésia.

bbl (Setembro 2010-Agosto 2011) Total Emissões CO2 (ton)Poços Terra 65.595.010,46 28.205.854,49Poços Mar 682.018.730,61 293.268.054,16Total 747.613.741,08 321.473.908,66

Notificação de derrame de petróleo no site do National Response Center

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Anexo I. Nova legislação relacionada à exploração e produção de petróleo (E&P) no Brasil • Lei 12.276/ 2010: “Autoriza a União a ceder onerosamente à Petróleo Brasileiro S.A. – PETROBRAS o exercício das

atividades de pesquisa e lavra de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos de que trata o inciso I do art. 177 da Constituição Federal, e dá outras providências”. <http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12276.htm>

• Lei 12.304/ 2010. “Autoriza o Poder Executivo a criar a empresa pública denominada Empresa Brasileira de Administração de Petróleo e Gás Natural S.A. – Pré-Sal Petróleo S.A. (PPSA) e dá outras providências”. http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12304.htm

• Lei 12.351/ 2010. “Dispõe sobre a exploração e a produção de petróleo de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de produção, em áreas do pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social – FS e dispõe sobre sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997; e dá outras providências. http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-2010/2010/Lei/L12351.htm

BibliografiaSEVÁ FILHO, A. (1997). Riscos Técnicos Coletivos e Desorganização do Trabalho: alarmes e emergências na indústria petrolífera brasileira em seu transe de mundialização. Relatório de pesquisa de pós-doutorado. Rio de Janeiro:COPPE/UFRJ.SINDIPETRO NF (1997a). Os Subterrâneos da Bacia: as mortes, os riscos, e a ilegalidade na exploração e produção de petróleo da Bacia de Campos: Macaé._______________ (1997b). Documentos relatando acidentes/incidentes nas instalações da Petrobrás na região Norte Fluminense: Macaé.VIDAL, M. (1989). A Evolução Conceitual da Noção de Acidentes do Trabalho e Consequências Metodológicas sobre o Diagnóstico de Segurança. Cadernos do DEP, ano V, n° 3. São Carlos: UFSCar.WISNER, A. (1994). A Inteligência no Trabalho: textos selecionados de ergonomia. São Paulo: Fundacentro.WOOLFSON et alii (1996). Paying For the Piper: capital and labour in Britain’s offshore oil industry. London: Mansell.WYNNE, B. (1988). Unruly Technology: pratical rules, impratical discourses and public understanding. Social Studies of Science, vol. 18: 147-167

Sites Consultados:− Agência Nacional do Petróleo (ANP). Disponível em <http://www.anp.gov.br> e <http://www.brasil-rounds.gov.br>._ BANCO DE DADOS DE EXPLORAÇÃO E PRODUÇÃO – BDEP. Disponível em < http://www.anp.gov.br/?pg=49526&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1361906054125>−Banco Central do Brasil. Informações Estatísticas. Disponível em <http://www.bcb.gov.br>. − Boletim Infopetro. Disponível em <http://www.ie.ufrj.br/ infopetro.htm>.. − British Petroleum (BP). Disponível em <http://www.bp.com>.− Douglas Westwood. Disponível em <http://www.dw-1.com>. − EFEI Energy News. Disponível em <http://www.energynews.efei.br>.. − IEA- International Energy Agency. Disponível em <http://www.iea.org>.− Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Disponível em <http://www.ibge.gov.br>.− Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP). Disponível em <http://www.ibp.org.br − Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (IE-UFRJ). Disponível em <http://www.ie.ufrj.br>.. − Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (IPEA). Dados Macroeconômicos e Regionais. Disponível em <http://www.ipeadata.gov.br>.. − Oil & Gas Journal On Line.. Disponível em <http://ogj.pennnet.com/>. − Organização Nacional da Indústria de Petróleo. Disponível em http://www.onip.org.br− Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS). Disponível em <http://www.petrobras.com.br−Presidência da República Federativa do Brasil. Disponível em <http://www.planalto.gov.br>.− Boletim Infopetro. Disponível em <http://www.ie.ufrj.br/ infopetro.htm>.. − British Petroleum (BP). Disponível em <http://www.bp.com>. − Douglas Westwood. Disponível em <http://www.dw-1.com>. Acesso em 02 out. 2003. − EFEI Energy News. Disponível em <http://www.energynews.efei.br>.. − IEA- International Energy Agency. Disponível em <http://www.iea.org>.− Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Disponível em <http://www.ibge.gov.br>. − Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP). Disponível em <http://www.ibp.org.br− Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (IE-UFRJ). Disponível em <http://www.ie.ufrj.br>.. − Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (IPEA). Dados Macroeconômicos e Regionais. Disponível em <http://www.ipeadata.gov.br>.. − Oil & Gas Journal On Line.. Disponível em <http://ogj.pennnet.com/>. − Organização Nacional da Indústria de Petróleo. Disponível em <http://www.onip.org.br>. − Petróleo Brasileiro S.A. (PETROBRAS). Disponível em <http://www.petrobras.com.br>. − Presidência da República Federativa do Brasil. Disponível em <http://www.planalto.gov.br>. Acesso em 14 mar. 2003.

Helge RyggvikCentro de Tecnologia, Inovação e Cultura

Universidade de Oslo

A indústria offshore de petróleo no Brasil há tempos é considerada uma área prioritária, tanto para empresas petroleiras norueguesas, como para a indústria de fornecimento do setor de petróleo e gas. Embora a produção brasileira no início dos anos 2000 ainda não tivesse alcançado metade do nível de produção na Noruega, o Brasil já era considerado importante pela facilidade de transferir tecnologia desenvolvida na plataforma continental norueguesa1. No Brasil, depois que a potencial abrangência das reservas do pré-sal tornaram-se conhecidas, em 2005, o interesse de empresas norueguesas explodiu. (As reservas do pré-sal encontram-se em camadas geológicas extremamente profundas, abaixo de uma camada de sal, dividindo os campos recém descobertos da produção anterior, que se encontra mais acima). Em 2010, o Brasil, pela primeira vez, ultrapassou a Noruega como produtor de petróleo, com uma produção média de 2.700.000 barris diários. Fato que se deu antes do início da produção de áreas potenciais no pré-sal. Portanto, são grandes as expectativas de um crescimento ainda maior dos interesses noruegueses no Brasil. Esta introdução tem por objetivo dar uma visão geral das atividades da indústria petrolífera norueguesa no Brasil. Ênfase que será dada à indústria de fornecimento, na medida em que esta é a maior em termos de faturamento e a mais difícil de monitorar. Também apresentaremos um perfil em linhas gerais da atuação no Brasil da companhia petroleira norueguesa Statoil. O relatório se divide em capítulos baseados na localização das diferentes empresas dentro da cadeia de produção. Para cada um destes capítulos, um item com «pontos de atenção» abordará temas que podem ser relevantes para as organizações não governamentais que pretendem monitorar até que ponto as empresas de fato atuam dentro dos mesmos padrões éticos dela esperados na Noruega.

conteúdo local A ênfase do relatório na ampla categoria de empresas fornecedoras ou prestadoras de serviço justifica-se pelo fato de que é neste campo que o Brasil ainda tem um longo caminho a percorrer, isto se comparado ao setor petrolífero na Noruega. Do lado das empresas, a semi-estatal brasileira Petrobras tem um papel dominante como operadora. No entanto, com os novos desafios tecnológicos, a participação de empresas estrangeiras vem crescendo cada vez mais. Uma boa parte da tecnologia necessária para desenvolver campos de petróleo offshore sob condições desafiadoras se encontra atualmente nas mãos de grandes empresas internacionais dominantes (das quais muitas norueguesas), fornecedoras ou prestadoras de serviços. Apesar do tremendo esforço para aumentar

1 BP Statistical Review 2012, p. 8.

o percentual de «conteúdo local», o Brasil ainda tem um longo caminho a percorrer, até que possa alcançar o nível encontrado entre fornecedores no Mar do Norte e outras regiões marítimas ao longo da costa norueguesa e Golfo do México. Apesar do interesse norueguês no Brasil, a Coréia do Sul foi o país onde fornecedores do setor de petróleo e gás tiveram o maior faturamento internacional em 2011, de cerca de US$ 4,2 bilhões. Pode parecer paradoxal, na medida em que a Coréia do Sul não produz petróleo. Mas a explicação é que a Coréia do Sul, juntamente com outros países asiáticos, atualmente é responsável pela maior parte da construção de novas plataformas e navios de produção para o mercado offshore. Trata-se de uma clara mudança em relação ao período entre o final da década de 1970 e a década de 1990, quando a maioria das instalações era construída na Noruega. Por outro lado, empresas norueguesas prestam, atualmente, uma boa parte dos serviços de engenharia avançada e pacotes de equipamentos para as instalações que são construídas nos estaleiros asiáticos. Na medida em que uma grande parte deste equipamento é construída sob encomenda de empresas que operam offshore no Brasil, trata-se de equipamento que será utilizado no Brasil e que, em última instância, é financiado pelo petróleo produzido no Brasil. Com um faturamento de cerca de US$ 3,35 bilhões em 2011, o Brasil foi o segundo colocado na lista de países onde fornecedores do setor de petróleo e gás são mais ativos2. O Brasil é claramente o maior país se considerarmos, ao invés da construção de equipamentos, os serviços específicos offshore, como sísmica, perfuração, manutenção, serviços especializados de navios de suprimento, operações submarinas, serviços de poço, etc. Em função das perspectivas futuras ligadas às reservas do pré-sal, há uma compreensão geral, por parte da indústria, de que o Brasil logo se tornará o país mais importante para a exportação norueguesa de tecnologia e serviços para petróleo. A indústria petrolífera norueguesa conseguiu estabelecer o papel de um ator competente e competitivo no setor offshore no Brasil, em parte por conta de um passado onde essas empresas estiveram empenhadas em superar barreiras tecnológicas. Desde meados da década de 1970, os desafios de se produzir petróleo e gás em alto mar, sob condições climáticas extremas e em grandes profundidades (para os padrões da época), eram tão grandes que a plataforma continental norueguesa se tornou um laboratório para novas soluções. Empresas norueguesas conseguiram garantir uma considerável parcela desse desenvolvimento tecnológico, em virtude de uma estratégia deliberada de assegurar o máximo possível de «conteúdo local» norueguês. Hoje, a plataforma continental brasileira, juntamente com os blocos profundos na parte americana do Golfo do México, desempenha um papel semelhante. Centenas de empresas norueguesas estabeleceram escritórios em São Paulo, Rio de Janeiro e outras cidades costeiras

2 Idem.

parte 2: a participação norueguesa no setor petrolífero brasileiro

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próximas às regiões petrolíferas offshore, em função não apenas do tamanho do mercado atual, mas também pela importante estratégia de participar do desenvolvimento tecnológico que se espera do Brasil futuramente. Se o país for bem sucedido em uma «estratégia de conteúdo local», é possível que seja executada no Brasil uma parcela maior dos contratos de construção que no início dos anos 2000 eram desempenhados na Ásia. Uma questão central para o Brasil, sob uma perspectiva de desenvolvimento, consiste em saber, naturalmente, até que ponto a participação norueguesa contribuirá para alavancar a competência local, de forma que o Brasil não apenas possa usufruir das riquezas do petróleo na forma de renda, mas também na forma de uma elevação geral da competência tecnológica do país. O grande interesse norueguês pelo Brasil representa um paradoxo. Quando a indústria petrolífera chegou à Noruega nos fins da década de 1960, a maior parte da competência industrial mais desenvolvida do mundo em petróleo offshore encontrava-se nos EUA. Através de uma política deliberadamente protecionista, com o esforço do próprio setor privado e engajamento de sindicalistas noruegueses, a Noruega então conseguiu consolidar uma indústria de fornecimento internacional competitiva3. Mas, a partir do início dos anos 1990, boa parte dessa indústria norueguesa passou a ter como prioridade principal estabelecer-se com sucesso em mercados internacionais. No Brasil, esta indústria encontra uma nação que considera a política de petróleo norueguesa como um modelo. As reiteradas tentativas do Brasil, nos anos 2000, de garantir o máximo possível de participação local tem muitas similaridades com a política protecionista estabelecida na Noruega nos anos 1970 e 1980. A nova política de petróleo brasileira representou uma quebra na política de petróleo com orientação neoliberal promovida por instituições como a OMC (Gatt), FMI e Banco Mundial após a crise da dívida no início dos anos 1980. A base conceitual central dessa orientação estava na teoria da «vantagem comparativa». Isso significava que era melhor deixar a exploração de petróleo a empresas que já detinham a maior capacidade para tanto. O país produtor era então aconselhado a se limitar a garantir sua parcela de renda das reservas petrolíferas na forma de tributos, royalties e, eventualmente, na participação nos maiores campos petrolíferos. Com a estatal petrolífera Petrobras, criada ainda em 1953, o Brasil tinha, desde cedo, uma empresa que poderia ter tido o mesmo papel da Statoil na plataforma continental norueguesa. Enquanto as atividades offshore na Noruega se expandiram nas décadas de 1970 e 1980, o Brasil pouco fez para garantir o desenvolvimento de competência local entre os fornecedores. A política para uma maior participação local só ganhou força pela primeira vez no fim da década de 1990, sob o governo de Fernando Herique Cardoso, sendo efetivamente implementada sob os governos Lula de 2003 a 2011. Um bom indicador de que o Brasil até agora tem tido pouco sucesso é justamente o fato de que o fornecimento de empresas «norueguesas» tem sido muito grande e parece estar crescendo ainda mais. Quando «globalização» e «internacionalização» eram as palavras de ordem na formulação das estratégias de futuro das empresas no início da década de 1990, a

3 Helge Ryggvik, Building a skilled national offshore Oil Industry. The Norwegian Experience. Report NHO 2013.

indústria petrolífera norueguesa olhava para o mercado offshore norte-americano como a mais importante área de crescimento potencial. Desde o início dos anos 1990, o nível de atividade no Golfo do México tem sido bem maior do que nas plataformas continentais norueguesa, britânica e brasileira. Mas a despeito do intenso investimento ao longo de muitos anos, o faturamento norueguês nos EUA em 2011 não superou cerca US$ 1 bilhão, ou seja, apenas um terço do faturamento no Brasil. Isto devido ao fato de os EUA, contrariamente ao Brasil, ainda deter uma forte indústria de fornecimento tanto internacional como local. É mais difícil entrar em uma área onde já existe uma indústria local forte, e se o Brasil tivesse algo correspondente, teria sido também mais difícil para as empresas norueguesas. Os principais concorrentes de empresas norueguesas no Brasil são justamente empresas norte-americanas com experiência no setor petrolífero dos EUA. A questão sobre até que ponto empresas norueguesas contribuem para um desenvolvimento no Brasil depende, naturalmente, da questão sobre até que ponto é bem sucedida a política brasileira para o setor. Depende também de como as empresas estrangeiras que operam na plataforma continental brasieira se relacionam com a competência e participação locais. Muitas empresas têm aumentado seu conteúdo local como parte de seus valores fundamentais em estratégias de responsabilidade corporativa. Para as ONGs norueguesas que trabalham para o desenvolvimento econômico e social em países do Sul global, é legítimo estabelecer exigências sobre como empresas norueguesas se comportam. Isso se aplica também à Noruega, que se tornou rica através do recolhimento de rendas nacionais do petróleo, em parte porque foi bem sucedida em construir uma indústria local.

O que é uma empresa norueguesa? Para discutirmos a participação de empresas norueguesas na indústria petrolífera brasileira, é preciso primeiro definir o que realmente é uma empresa norueguesa. Isto não é mais uma questão que comporta uma simples resposta.Na década de 1970, quando a Noruega estabeleceu, através de várias decisões políticas centrais, que o objetivo era desenvolver uma forte indústria nacional de fornecimento, e assegurar que a parcela norueguesa dos fornecimentos para a plataforma continental fosse a maior possível, estava implícito que se tratava de empresas de capital norueguês, onde a maior parte do valor agregado se dava na Noruega, principalmente com o uso de mão-de-obra norueguesa. Até o fim da década de 1980, esse processo se deu justamente nessa direção: empresas de capital norueguês desenvolveram maior competência e portanto puderam conquistar maiores fatias de mercado tanto de empresas estrangeiras que exportavam bens e serviços para a Noruega, como de empresas de capital estrangeiro com filiais ou subsidiárias na Noruega. Do lado das empresas petroleiras, a Statoil ainda é inequivocamente uma empresa norueguesa. A empresa mantém suas sedes em Stavanger e Oslo. Com uma participação acionária estatal de cerca de 70%, não há dúvidas de sua afiliação nacional. Por outro lado, desde a década de 1990, tem havido muita discussão sobre até que ponto o departamento internacional da Statoil deveria estabelecer uma sede no exterior. Isso até agora

não aconteceu. Se vir a acontecer, pode ser que o caráter nacional da empresa seja afetado, na medida em que parte de suas operações estaria sob outra jurisdição e sujeita a outros regulamentos que não os noruegueses. A derrubada das barreiras protecionistas, desde o início dos anos 1990 até agora, influenciou fortemente a indústria de fornecimento norueguesa. A indústria mudou seu perfil de muitas formas. O fato de a indústria norueguesa de fornecimento ter se tornado a segunda maior exportadora de bens e serviços, depois da venda de petróleo, é um sinal de que a indústria ainda vai bem. Mas com a globalização e internacionalização que ocorreu desde o início dos anos 1990, a indústria norueguesa também foi envolvida em um processo de aquisições, fusões e reestruturações, onde constelações se alteravam continuamente, e onde não mais foi tão fácil definir a nacionalidade da corporação resultante. Apenas para algumas poucas empresas de fornecimento do setor de petróleo e gás com histórico na plataforma norueguesa é possível de se estabelecer uma história retilínea desde quando foram fundadas com capital norueguês até o que se tornaram hoje em dia. Uma série das maiores empresas que operam na plataforma norueguesa hoje é de capital estrangeiro. No entanto, elas são definidas como norueguesas quando acontece na Noruega a maior parte da agregação de valor. Com relação às empresas de capital estrangeiro, o critério relevante para definir as atividades de empresas «norueguesas» no Brasil deve ser em que medida as atividades efetivamente são lideradas desde a Noruega, e até que ponto o fornecimento de bens e serviços onde parte relevante da agregação de valor acontece na Noruega está contemplado. Um exemplo ilustrativo do que isso representa é a diferença entre Halliburton e FMC Kongsberg. A Halliburton tem uma subdivisão significativa que opera com serviços de poço, baseada em Stavanger. A maioria dos funcionários é da Noruega, e o trabalho é principalmente dirigido a atividades na plataforma norueguesa. Quando a Halliburton opera no Brasil, quem comanda é a controladora americana. A ligação norueguesa é mínima. A FMC, da mesma forma que a Halliburton, é uma grande empresa multinacional americana. Por outro lado, a divisão norueguesa é relativamente autônoma dentro de sua área de atuação. Nesta autonomia estão incluídas também operações internacionais. Isso significa que, no âmbito de determinadas áreas tecnológicas, a divisão norueguesa é quem desempenha as atividades no Brasil. Na medida em que a contratante brasileira paga a parte norueguesa da empresa pelo serviço, define-se tal situação como exportação norueguesa. Pode haver também outras variantes nesse meio. Para grandes empresas estrangeiras prestadoras de serviço no setor de petróleo, como Schlumberger e Baker Hughes, o foco principal de suas atividades na Noruega é servir o mercado norueguês. Por outro lado, por diferentes razões, essas empresas podem adquirir outras empresas norueguesas menores, ou desenvolver internamente tecnologia ou serviços adequados para «exportação». Portanto, também essas empresas podem conter traços «noruegueses» quando operam em países como o Brasil. Visto de uma perspectiva da sociedade civil norueguesa, preocupada com justiça social, seria natural agrupar diferentes tipos de empresas, a partir da forma como se dão os atores na Noruega que podem ser

cobrados de modo razoável por suas atividades no exterior (no caso Brasil). Quanto maior a ligação norueguesa, maior é a possibilidade (e a responsabilidade) de influenciar a empresa, caso algo seja considerado errado. Escolhemos agrupar esta medida sobre o que pode ser considerado «norueguês» nos quatro grupos seguintes:

1. Empresas de capital norueguês com sede na Noruega que operam no Brasil, seja como meras exportadoras de bens e serviços, ou mediante filiais ou subsidiárias brasileiras. Exemplos são Statoil, Aker Solution, Petroleum Geo Services (PGS) e Aibel (anteriormente uma subsidiária da ABB, Odfjell);

2. Empresas de capital estrangeiro onde uma parte central da agregação de valor acontece na Noruega, e onde a divisão norueguesa na realidade é sede de atividade internacional. (National Oilwell Varco, FMC Kongsberg, Roll-Royce Marine);

3. Empresas cujo capital é norueguês, mas cuja sede se encontra fora da Noruega, embora suas ações sejam negociadas na Bolsa de Oslo (Subsea 7 [anteriormente Acergy], Seadrill, Siem Offshore);

4. Empresas estrangeiras que têm sua origem histórica na Noruega, mas que atualmente não têm capital norueguês nem liderança norueguesa, mas que ocasionalmente podem utilizar funcionários noruegueses em suas operações internacionais (Transocean, Technip).

cadeia de produção do petróleo A produção de petróleo e gás offshore consiste em uma série de tecnologias diferentes, integradas ao longo de diversas áreas e fases. Muitas pessoas associam a indústria de petróleo principalmente com as conhecidas grandes petroleiras. Desde a Standard Oil de Rockefeller, nos anos 1800, as grandes petroleiras são vistas como o protótipo de uma indústria onde uma mesma empresa é ativa em toda a cadeia de produção, desde a própria produção nos campos petrolíferos até o transporte, refinaria e venda de produtos derivados de petróleo. Mas na produção de petróleo e gás offshore, uma empresa petroleira desempenha, relativamente, apenas uma pequena parte do trabalho efetivo. As petroleiras são atores dominantes na medida em que assumem o papel de operadoras. Até 80% do trabalho em si é realizado por diversas empresas contratadas. Várias petroleiras estrangeiras detêm participação em campos na plataforma continental brasileira. O ator dominante, por outro lado, é a empresa petroleira estatal Petrobras. A Petrobras tem, portanto, um papel chave na adjudicação de contratos. O trabalho que é desempenhado pelas várias empresas contratadas pode, por outro lado, ser definido como uma cadeia de produção própria. Alguns dos elos da cadeia em conexão com a indústria de fornecimento offshore são mais específicos para a atividade petroleira do que outros. Estes podem ser portanto definidos como tecnologias centrais. As grandes e pequenas empresas que se fazem presentes nessa indústria têm seus focos em um ou mais elos adjacentes da cadeia. A tendência internacional durante as últimas décadas aponta para o controle de empresas dominantes sobre um espectro cada vez maior de tecnologias. Elas têm um perfil internacional mais acentuado, em parte em

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consequência de um faturamento claramente maior. Por outro lado, existem áreas claramente definíveis, que têm suas composições específicas de empresas concorrentes. Se tomarmos como ponto de partida o ciclo de vida de um campo individual de petróleo, podemos definir as seguintes áreas: 1. Sísmica e serviços geológicos e geofísicos. 2. Poços e serviços de perfuração. 3. Serviços de engenharia ligados a desenho e planejamento de instalações. 4. Aquisição, construção e instalação de plataformas ou navios de produção. 5. Topside e equipamentos de processamento. 6. Equipamento e instalação submarinos. 7. Serviços de poço e equipamento especializado de perfuração. 8. Operação de instalações de produção. 9. Serviços de suprimentos. 10. Serviços de manutenção e modificação. 11. Transporte de tubulações. 12. Fechamento e desmonte de instalações e equipamentos. Quando a Noruega desenvolveu uma indústria local offshore, o processo de «norueguização» se iniciou basicamente em três áreas interrelacionadas: 1) Armadores noruegueses se estabeleceram rapidamente como proprietários da maioria das embarcações de perfuração semi-submersíveis; 2) Os mesmos armadores rapidamente se tornaram grandes no mercado para navios de suprimentos especializados; 3) Muitos dos primeiros navios e plataformas foram encomendados junto a estaleiros noruegueses. A maioria das primeiras instalações de produção nos campos Ekofisk e Friggfeltet (de 1971/1972) foram, por outro lado, construídas no exterior. Mas, a partir da construção das primeiras plataformas do campo Statfjord (1975/1976), pernas de plataforma (estruturas de concreto) e conveses de plataforma passaram a ser também construídos na Noruega. Por outro lado, na produção dessas primeiras plataformas de exploração e instalações de produção, apenas as plataformas em si eram construídas por empresas norueguesas, excluindo-se o equipamento avançado necessário para encontrar e produzir petróleo. Muitos anos se passaram até que empresas e segmentos de tecnologia noruegueses dominassem o conjunto das áreas listadas acima. A partir dos anos 1990 já era possível encontrar empresas norueguesas em todos os segmentos. A partir dos anos 2000 aconteceu uma certa especialização, mais focada nos elos mais avançados da cadeia de produção4. Uma parcela cada vez maior de sondas de perfuração e instalações de produção passaram a ser construídas no exterior. Além da manutenção e operação de instalações na plataforma continental norueguesa, uma parcela cada vez maior da expertise offshore norueguesa passa a ser relacionada a diversas formas de serviços avançados de engenharia. Depois de ter subido, e num certo momento dominado todos os elos da cadeia de produção, há hoje uma tendência da indústria norueguesa de abandonar vários dos elos inferiores da cadeia. O ponto de partida do Brasil a partir da redefinição da política petrolífera no fim da década de 1990 tem muito em comum com a situação da Noruega nos anos 1970, no sentido de estarmos diante de vários segmentos da atividade que precisavam ser conquistados das empresas internacionais. A situação era e ainda é diferente, na medida em que quando uma parte tão grande da construção de equipamento pesado, como plataformas de prospecção, plataformas de produção e navios de produção, passa cada vez mais a ser produzida em estaleiros na Ásia, não

4 Ryggvik, 2013

estamos tratando de uma «indústria doméstica» ligada às grandes empresas petroleiras, com as quais a indústria norueguesa de petróleo tinha que se relacionar nos anos 1970. A forte concentração da produção em estaleiros asiáticos (a maioria na Coréia do Sul, mas também China, Singapura, Malásia, Indonésia) foi o resultado de uma estratégia consciente de terceirização por parte das empresas petroleiras. Explorou-se a combinação especial que empresas asiáticas podiam oferecer, na forma de estaleiros grandes e modernos combinados com mão-de-obra de produção barata, mas competente e qualificada. Se tomarmos como modelo o desenvolvimento da competência norueguesa em petróleo, torna-se decisivo que o Brasil domine o segmento estratégico de construção, para que o país possa continuar subindo na cadeia de produção.

empresas norueguesas no Brasil

1.empresa petroleira A Statoil foi criada como uma empresa 100% estatal norueguesa em 1972. A transição de uma empresa que basicamente era direcionada a atividades de operação na plataforma continental norueguesa para a prospecção internacional de petróleo e gás iniciou-se de verdade em 1990, quando a empresa celebrou uma aliança estratégica com a BP. BP e Statoil estabeleceram uma corporação internacional em parceria, onde os funcionários das duas empresas procurariam se estabelecer conjuntamente em várias das áreas que se abriam após a desintegração do bloco Soviético. A aliança foi desfeita logo após a fusão da BP com Amoco em 1998. A esta altura, a Statoil, por iniciativa própria, já estava envolvida em vários projetos internacionais de prospecção e produção, inclusive em países como Venezuela. No início dos anos 2000, a Statoil e a outra grande empresa petroleira norueguesa, a Norsk Hydro, passaram a avaliar a possibilidade de se estabelecerem no Brasil. A Norsk Hydro, com metade do seu capital sendo estatal, era originalmente uma empresa de produção de energia, produzindo, entre outras coisas, fertilizantes e alumínio. Em 2007, houve a fusão do braço petrolífero da Norsk Hydro com a Statoil. A Statoil expandiu significativamente a sua organização no Brasil quando a empresa conseguiu, durante a 6ª rodada de concessões, em 2004, os direitos de exploração de quatro blocos de prospecção5. Em um dos blocos, a Statoil detinha 100% da participação. Nos três outros sua participação era de 60%. O campo de Peregrino, o maior projeto operacional no Brasil em 2013, é uma herança das atividades da Norsk Hydro. Logo antes da fusão, em 2006, a Hydro havia adquirido uma participação de 50% do já comprovado campo da empresa canadense EnCana6. A construção do campo, que se localiza na porção sudeste da bacia de Campos, iniciou-se por completo em 2007. Embora o campo não se encontrasse em águas profundas ou na área do pré-sal, ainda assim, um campo desafiador, com custos de investimento relativamente altos, na medida em que se tratava de petróleo pesado. Foi preciso até mesmo usar bombas submarinas e tratamento de aquecimento para aumentar a fluidez do óleo. Mas, com reservas estimadas

5 Dn.no Statoil fikk operatørskap i Brasil 17. august 2004. 6 Dn.no, Hydro satser i Brasil 31. november 2006.

de 2,3 bilhões de barris de petróleo, e uma produção diária esperada de cerca de 100.000 barris/dia, tratava-se de um campo relativamente grande. Em 2008, a Statoil expandiu sua participação através da aquisição da participação no campo da empresa norte-americana Anadarco pelo valor de 1,8 bilhão de dólares. Em 2010, a Statoil novamente vendeu parte de seus ativos, quando a empresa chinesa Sinochem Group adquiriu uma participação de 40%. Esta produção se dá através de um navio de produção FPSO, adquirido pela Statoil, originalmente construído pelas empresas Mærsk e ABB. Por outro lado, a maioria da atividade operacional no campo propriamente dito é desempenhada por diferentes fornecedores contratados. A organização Statoil no país cresceu de 38 funcionários, em meados de 2007, a 212 no início de 20127. Em 2012, havia 182 os funcionários locais no escritório central da Statoil, enquanto 30 eram os chamados «expatriados». Os projetos offshore da empresa empregavam 700 funcionários8. A maioria destes trabalhava, por outro lado, em diversas empresas fornecedoras. Quando a produção em 2012 alcançou cerca de 73.000 barris/dia, a Statoil, em termos de produção, podia se gabar de ser a maior operadora estrangeira na plataforma continental brasileira, em termos de produção9. Até que ponto a Statoil é de fato a maior empresa estrangeira no Brasil depende de como se define seu engajamento. Em 2011, logo após o início da produção da Statoil, tanto Shell como Chevron tinham maior produção do que a petroleira norueguesa.10 Outras empresas como British Gas (BG), a espanhola Repsol e a portuguesa Petrogal também investiram grandes somas para se posicionarem no Brasil. Nenhuma das empresas estava sequer perto de alcançar a posição dominante da Petrobras. Em 2011, a Petrobras operava 68 poços, enquanto a Statoil operava 2 poços. Entre as empresas estrangeiras, apenas a Petrogal operava mais, com 3 poços. Embora Peregrino seja um projeto individual importante, o maior objetivo estratégico da Statoil é garantir participação em descobertas gigantescas na exigente área do pré-sal. Paralelamente à operação do projeto de petróleo pesado, a empresa também se envolveu em uma série de projetos de prospecção. A Statoil esteve envolvida em prospeção nas bacias de Campos, Espírito Santo, Jequitinhonha e Camamu-Almada. Em vários dos blocos a perfuração se iniciou em águas extremamente profundas, até 2.800 metros. Em 2011, foi encontrado petróleo no campo Pão de Açúcar, onde a Statoil detém participação de 35%. Estima-se que o campo contenha 700 milhões de barris de óleo leve e 3 Tcf (trilhões de pés cúbicos) de gás. Em dezembro de 2012, a Statoil adquiriu uma participação de 25% de uma licença de prospeção na bacia de Espírito Santo, onde se localiza também a descoberta de Indra11, da qual a Statoil detém 40% de participação.

7 Thore E. Kristiansen, Statoil in Brazil. The Brazilian-Norwegian Chambre of Commerce 2012.8 Aftenposten 11. april 2011. Statoil starter produksjon i Brasil.9 27. desember 2012. Statoil kjøper seg inn i mulig brasiliansk oljefunn.10 Business network Switzerland,The Brazilin Oil and Gas Sector, September 201111 e24, Statoil satser i Brasil. 27. desember 2012.

pontos de atenção Na primeira fase de construção na plataforma continental norueguesa, entre os anos 1970 e 1980, a Statoil operava com um mandato político em que se esperava que a empresa viesse a contribuir para facilitar o desenvolvimento de uma indústria de fornecimento local norueguesa. Embora o Estado norueguês ainda detenha cerca de 70% das ações da Statoil, é importante clarificar que a empresa, em 2013, opera unicamente a partir de critérios puramente comerciais. Na época da privatização parcial da empresa em 2001, ficou estabelecido em uma cláusula específica de que as autoridades governamentais não deveriam interferir na operação da empresa. Na prática, isso implica que ela é dirigida a partir dos sinais emitidos pela bolsa de valores, através dos 30% de proprietários privados (o maior volume de negócios da Bolsa de Valores de Nova Iorque). O objetivo da Statoil, ao se estabelecer em outros países, é o mesmo do objetivo das outras grandes petroleiras: garantir participação nos maiores campos de petróleo possíveis, e com isso buscar garantir não apenas as rendas correspondentes a um rendimento normal em outras indústrias (lucro), mas também uma parte da renda específica que se extrai de depósitos de minérios especialmente ricos por natureza (renda extrativa/economic rent). Uma das razões para a criação da Statoil foi o objetivo de garantir que a maior parcela possível da renda do petróleo ficasse na Noruega. Portanto, é de certa forma paradoxal que a Statoil hoje se encontre em uma posição onde um dos objetivos é garantir participação na renda extrativa advinda de petróleo pertencente a outros países. Mas, da mesma forma como a Noruega precisou da competência tecnológica da indústria petrolífera estrangeira, hoje o Brasil se encontra na mesma situação. Sem dúvida, o país é uma das regiões no mundo onde a Statoil mais pode se beneficiar das capacidades tecnológicas e organizacionais que adquiriu com base na experiência advinda da plataforma continental norueguesa. Uma Statoil 100% estatal, sem ambições de ser proprietária de petróleo brasileiro, poderia assumir um papel de pura assessoria e de base de fornecimento de tecnologias para o Brasil e a Petrobras. Embora não seja segredo de parte da Statoil, é importante ter clareza sobre o fato de que a maioria de suas posições no Brasil tem, como objetivo principal, garantir participação ou, eventualmente, status de operador em possíveis grandes desenvolvimentos futuros na região do pré-sal. Isso significa, por exemplo, que, embora indivíduos que estejam envolvidos em diversos projetos de responsabilidade social corporativa (RSC) tenham as melhores intenções, estes e tantos outros projetos devem ser vistos à luz de um plano maior, a partir de um posicionamento estratégico. Desde fins da década de 1990, a Statoil tem tido um programa de RSC parecido com os programas correspondentes aos da Shell e BP. No programa, há formulações gerais, como o de que a empresa terá de operar com um alto nível de segurança, de que garantirá a prevenção de vazamentos desnecessários e danosos ao meio ambiente, de que não se envolverá em corrupção, etc. A empresa se compromete, ademais, a garantir que os fornecedores contratados pela empresa operarão baseados em padrões correspondentes. Nos fins de 1990 e início dos anos 2000, quando as grandes petroleiras

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estabeleceram critérios semelhantes de RSC, a Statoil se destacava das demais por ser mais concreta em relação ao seu compromisso em aceitar as convenções da OIT12 e os direitos dos trabalhadores a se organizarem. Desde 2001, a Statoil vem produzindo relatórios anuais de sustentabilidade13. Os relatórios foram elaborados, em todo o período, em colaboração com a empresa de consultoria e auditoria multinacional Ernst & Young. Apesar dos relatórios de sustentabilidade da Statoil, há razão para organizações não governamentais monitorarem em que medida a Statoil opera baseada em seus próprios bons critérios gerais, e eventualmente detectar outras circunstâncias negativas que não são abrangidas pelos critérios. Os padrões desenvolvidos pela Statoil na plataforma continental norueguesa tornaram-se realidade como consequência de um constante acompanhamento e pressão de sindicatos, organizações ambientalistas, organizações de pescadores e outros tipos de organização não-governamental. Assim como acontece com outras petroleiras nacionais ou internacionais, a Statoil também deve ser constantemente monitorada pela sociedade civil no Brasil. O escopo das atividades da Statoil no Brasil está se tornando tão amplo que as atividades da empresa mereceriam um relatório específico e independente. Seguem abaixo algumas questões que naturalmente se colocam e são baseadas nas controvérsias e discussões na indústria norueguesa de petróleo. Vimos que a Statoil tem uma parcela alta de funcionários locais no escritório central no Rio de Janeiro. Para estabelecer números fidedignos de «conteúdo local», é preciso ter conhecimento sobre quanto do trabalho de engenharia, avaliação de prospectos geológicos e outros tipos de monitoramento relacionados aos atuais projetos é feito internamente na Statoil na Noruega e eventualmente em outras partes da empresa. Também é importante analisar os fornecedores do projeto, bem como os fornecedores dos fornecedores. Na plataforma continental norueguesa, uma das constantes exigências dos trabalhadores sindicalizados é que a maior parte possível de trabalhadores do petróleo envolvidos na operação em si da produção de petróleo offshore esteja empregada na empresa petroleira. Em parte por questões de segurança (é importante ter uma organização clara, em que funcionários com funções centrais de segurança não devem ser empregados em empresas que receiam a todo momento perder seus contratos). Os trabalhadores sindicalizados sabem, ademais, que é mais fácil garantir um nível salarial razoável quando estão empregados em uma empresa petroleira do que em uma empresa contratada com contratos de curto prazo. Parece que a Statoil, na operação do campo Peregrino, até agora tem se utilizado muito mais de fornecedores ligados à operação do que ela teria feito na plataforma continental norueguesa. Um alto nível de segurança é decisivo para os grandes desenvolvimentos relativos às reservas do pré-sal no Brasil. Uma parte central de um sistema de segurança na plataforma continental norueguesa é a combinação de uma agência governamental de petróleo forte, com autoridade significativa para intervir, e um envolvimento significativo de trabalhadores, através de um esquema de supervisores de segurança do trabalho. A evolução

12 Organização Internacional do Trabalho13 www.statoil.com/no/Environmentsociety

do sistema de segurança offshore norueguês baseou-se na filosofia de que a tecnologia é que deveria se adaptar ao trabalhador, com todas as suas fraquezas, e não o contrário. No entanto, na década anterior ao acidente da Deepwater Horizon, a Statoil, bem como como várias outras grandes petroleiras estiveram focadas em sistemas de segurança que transferem a responsabilidade ao trabalhador individual14. Foram estabelecidos mecanismos que levaram a um número subestimado de relatos de danos. A alternativa são sistemas tecnológicos robustos com base no amplo uso de barreiras, combinado com o envolvimento dos funcionários. É importante saber até que ponto a Statoil busca no Brasil orientar seu sistema na direção do sistema norueguês, ou até que ponto a empresa se adaptou aos mecanismos baseados em comportamento, que têm caracterizado várias outras petroleiras internacionais. Em relação ao meio ambiente, é importante melhor avaliar o tamanho das emissões de carbono relacionadas à produção de petróleo pesado offshore no campo Peregrino. Ademais, recomenda-se monitorar até que ponto a Statoil opera com os mesmos padrões em relação à queima de gás (flare) que se aplicam à Noruega. Na plataforma continental norueguesa, uma taxa de carbono tem contribuído para a redução de emissões relacionadas à própria produção de petróleo.

2. empresas de perfuração de petróleo Muitos dos maiores contratos noruegueses ligados à expansão da atividade petrolífera offshore no Brasil após 2005 estão ancorados em dois dos três segmentos onde empresas norueguesas tiveram sucesso na plataforma continental norueguesa, ainda na década de 1970. Empresas como Seadrill, Odfjell, Ocean Rig e outras se estabeleceram como grandes fornecedoras na área de serviços de perfuração. Ao mesmo tempo, um outro grupo correspondente de empresas ficou estabelecido como grandes fornecedores de serviços de suprimentos no Brasil. Ambos pertencem à parte mais marítima da atividade petroleira. A conexão dessas empresas com o transporte marítimo tradicional é significativa, já que estamos falando de embarcações marítimas flutuantes. Ademais, muitas dessas embarcações são registradas sob bandeiras de conveniência, estando, portanto, sujeitas aos regimes regulatórios desses países quanto aos padrões técnicos e de segurança. No entanto, as empresas norueguesas que operavam no Brasil nos anos 2000 foram marcadamente diferentes dos primeiros proprietários noruegueses de plataforma que conquistaram partes do mercado na plataforma continental norueguesa nos anos 1970. Naquela época, os armadores noruegueses eram basicamente proprietários dos equipamentos, como os equipamentos de perfuração e competência operacional para perfuração, que foram todos adquiridos e contratados de empresas norte-americanas. Nos anos 2000, as empresas de perfuração norueguesas dominavam todo o espectro de competências tecnológicas necessárias para realizar perfurações sob condições difíceis. As empresas possuíam uma significativa competência em engenharia, no sentido de que havia participação de engenheiros no desenvolvimento do equipamento que era encomendado na forma de plataformas, equipamentos de perfuração e

14 Helge Ryggvik, Dypt vann i Horisonten, Regulering av sikkerhet i Norge og USA i lys av Deepwater Horizont-ulykken. Oslo 2012.

embarcações. Em fevereiro de 2012, quando a Petrobras anunciou um contrato para fornecimento de plataforma que incluía 21 plataformas, durante 15 anos, estavam envolvidas tanto a Seadrill como a Odfjell, e a empresa norueguesa/cipriota Ocean Rig15. As negociações estavam baseadas na constituição de um consórcio, onde várias empresas estrangeiras entravam com plataformas já existentes, ao mesmo tempo que estava prevista a construção de novas plataformas em estaleiros no Brasil. Tanto Seadrill como Odfjell tinham, nessa época, contratos anteriores com a Petrobras que eram significativos. Estes eram, no entanto, baseados em plataformas construídas fora do Brasil. Para melhor compreender a entrada das empresas de perfuração norueguesas no Brasil, é importante situar, resumidamente, a história deste ramo. Embora a indústria de plataformas tenha sido a primeira em que empresas norueguesas se estabeleceram em posição dominante na plataforma continental norueguesa, tratava-se da parte da atividade petrolífera mais sujeita a flutuações e onde os atores estavam mais sujeitos a fusões e aquisições. Após um intenso período de construção nos anos 1970, a indústria internacional nos anos 1980 repousava sobre uma capacidade muito grande em relação à demanda total de perfuração offshore. No início dos anos 1990, houve uma ampla onda de fusões, em que uma série de empresas de perfuração menores foram compradas ou fundidas a outras. Os atores se tornaram maiores. O maior ator na plataforma continental norueguesa foi a Aker Drilling. Como consequência da onda de globalização e queda de barreiras protecionistas entre os mercados norueguês e britânico, a Aker procurou se estabelecer internacionalmente. A empresa adquiriu a britânica Transocean Ltd, à época um tanto menor. Na medida em que o nome «Transocean» era mais adequado para a expansão internacional, a Aker Drilling mudou de nome. Sob o novo nome «Transocean» a empresa se expandiu ainda mais. Enfim, a maior empresa atual do mundo de perfuração, Transocean, que em 2009 operava a malfadada plataforma Deepwater Horizon, e que por causa de um acidente no Brasil teve suas operações suspensas no país, tem origem norueguesa. No entanto, em 1996 a Transocean foi comprada por uma empresa norte-americana. A empresa manteve uma divisão na Noruega. As plataformas da empresa eram, no entanto, distribuídas globalmente. Todas as funções de sede da empresa migraram da Noruega. Em um curto período de tempo, a maioria dos noruegueses estava fora da liderança da empresa. Nos anos 2000, a sede da empresa se mudou para a Suíça. As duas empresas remanescentes no setor de plataformas eram a Smedvig e a Odfjell. A Smedvig seguiu a tendência dos anos 1990 e se envolveu em uma série de aquisições no exterior. A Odfjell adotou uma estratégia mais cautelosa. Na medida em que a empresa permaneceu como propriedade familiar, não havia risco de ser adquirida por outros atores noruegueses ou estrangeiros. Ao invés de expandir-se internacionalmente, a empresa se restringiu à plataforma continental norueguesa. Conseguia, com regularidade, contratos relativamente longos com a Statoil. A queda no preço do petróleo no fim dos anos 1990 levou a uma nova recessão na indústria de plataforma. Nos anos 2000 inicia-se um novo ciclo de crescimento. O preço do petróleo aumentava. Com crescimento tanto em águas

15 Offshore.no, Booker 26 rigger i 15 år, 10. februar 2012.

profundas no Golfo do México como em novas regiões como Brasil, Angola, entre outros, o mercado offshore tornou-se ainda maior. Ademais, muitos dos equipamentos produzidos nos períodos de expansão anteriores eram demasiado obsoletos ou pequenos em relação aos novos desafios da indústria. Para perfurar a 1000 metros de profundidade ou mais, até estruturas geológicas a 10.000 metros abaixo do nível do mar, exigia-se plataformas mais poderosas. Em 2005, vários dos mais ricos investidores noruegueses se lançaram com tudo na crescente indústria de plataforma. Um deles era Kjell Inge Røkke, que ressuscitou o velho nome Aker Drilling. Ele encomendou duas grandes plataformas junto a um estaleiro norueguês (Stord). Mas, após a operação das plataformas por duas temporadas de perfuração, as mesmas e a empresa foram vendidas à Transocean. O maior investimento é de John Fredriksen, que tinha o controle acionário sobre a maior frota de navios de petróleo do mundo, a Frontline. Em 2005, ele adquiriu a Smedvig. Junto à fusão de outras empresas, ele levou a Seadrill a se tornar uma das maiores empresas de perfuração offshore do mundo. Fredriksen era norueguês nascido e criado na Noruega. No entanto, ele mantinha suas embarcações registradas sob bandeiras de conveniência, assim como tantos outros armadores noruegueses. Por razões fiscais, ele se mudou para o exterior e adquiriu cidadania cipriota. Mas a Seadrill foi originalmente fundada como uma empresa norueguesa, cotada na Bolsa de Valores de Oslo e com sede em Stavanger. Como tantas outras empresas de perfuração, a Seadrill via o Brasil como um de seus mercados potenciais mais interessantes. Em 2008, a empresa conseguiu um contrato de longo prazo com a Petrobras para perfuração em águas profundas na plataforma continental brasileira. O contrato foi referido como «o maior contrato de todos os tempos» pelo jornal Dagens Næringsliv16. Foi uma descrição um tanto acurada. Jamais uma empresa de perfuração norueguesa conseguira celebrar um contrato desse valor, na plataforma norueguesa ou fora dela. A Seadrill operaria três plataformas de águas profundas a uma taxa diária média de 624.000 dólares norte-americanos durante o período de 2009 a 2015. O potencial de renda em todo o período chegou a um total de 3,6 bilhões de dólares norte-americanos. O contrato estava baseado no uso das três plataformas West Eminence, West Orion e West Taurus, que a Seadrill já tinha encomendado junto a um estaleiro asiático. Duas das plataformas seriam construídas no estaleiro Jurong, na Indonésia, enquanto a terceira seria construída no estaleiro Samsung, na Coréia do Norte. As plataformas foram despachadas para o outro lado do globo terrestre, para o Brasil, assim que prontas nos estaleiros na Ásia. A escolha da Seadrill em produzir plataformas na Ásia, e não nos estaleiros noruegueses, como era o comum quando os armadores noruegueses encomendavam plataformas nos anos 1970, estava em sintonia com o desenvolvimento geral da indústria petrolífera. Grandes trabalhos de construção tornavam-se cada vez mais realizados com ajuda de mão de obra barata, mas competente, nos modernos estaleiros asiáticos. Porém, assim como as plataformas produzidas na Noruega nos anos 1970, em que a maior parte do equipamento era americano, boa parte da tecnologia-chave nas três

16 Dagens Næringsliv, 14. april 2008.

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plataformas da Seadrill foi fornecida por empresas norueguesas. A Aker Solution forneceu equipamentos de perfuração, enquanto a Kongsberg Maritime entrou com os equipamento de posicionamento dinâmico17. A maior concorrente norueguesa da Seadrill, a Odfjell Drilling, garantiu seu primeiro contrato no Brasil em 2011. A empresa iria operar o navio-sonda Deep Sea Metro 2, em que detinha uma participação de 40%. Os outros 60% eram detidos pelo grupo de navegação grego Metrostar Group. Em agosto de 2012, a Odfjell celebrou um contrato potencialmente importante com os parceiros brasileiros Galvão Óleo&Gas e SETE Brasil. Juntas, essas empresas encomendaram três novos navios-sonda a serem construídos no Brasil18. A Odfjell deteria uma participação de 20% nos três navios, e a empresa então operaria os navios através de uma joint-venture com a Galvão no primeiro período de operação, durante 5 anos.

pontos de atenção: prospecção de petróleo sob as perspectivas socioambiental e econômica Do ponto de vista puramente econômico, a prospecção não é o maior elo da cadeia de valor das atividades petrolíferas offshore, mas ainda assim é um elo extremamente importante. É justamente na perfuração que reside o maior risco de acidentes na forma de blow-outs com possíveis explosões, potenciais acidentes de grandes proporções, com mortes e vazamentos descontrolados. A segurança, portanto, é de extrema importância. Nos anos 1970, na Noruega era justamente na área de perfuração que se encontravam as culturas de trabalho que mais se opunham à abordagem coletivista, que constituía a base da cooperação tripartite.19 Enfim, era nesta área onde a mudança na cultura de trabalho foi a mais marcante, quando os sindicatos de trabalhadores do petróleo assumiram seriamente uma posição forte nos anos 1980. Ao mesmo tempo, os primeiros trabalhos de construção associados primeiro à plataforma Ocean Viking, da Odeco, em Aker, Oslo, e depois às chamadas plataformas Aker H3 foram decisivos para que os trabalhadores nos estaleiros e os engenheiros noruegueses aprendessem a conviver com a tecnologia petrolífera de perto.

1. Deve existir um foco contínuo sobre até que ponto os atores noruegueses seguem os mesmos padrões de segurança com os quais eles operam na Noruega quando suas plataformas operam no Brasil.

2. Empresas norueguesas devem aceitar os trabalhadores sindicalizados brasileiros não apenas como contraparte legítima em negociações de salário, tempo de trabalho e outros benefícios sociais. Representantes democraticamente eleitos pelos funcionários devem ser envolvidos como parceiros reais de cooperação também no esforço de aumentar a segurança. Maior segurança entre trabalhadores leva também a um menor risco de

17 www.seadrill.com. Third quarter and nine months 2012 results18 www.Odfjelldrilling.com. Odfjell Drilling takes part in Brazilian drilling program19 O modelo tripartite consiste na cooperação entre empregados e empregadores, sob a coordenação de um órgão governamental. Representantes do Ministério do Trabalho participam com trabalhadores indicados pelas centrais sindicais e empregadores indicados pelos sindicatos patronais.

vazamento.3. Mesmo onde empresas norueguesas

operam plataformas de perfuração e navios-sonda diretamente, deve-se dar ênfase no desenvolvimento de empresas locais de operação. Funcionários locais devem predominar tanto em nível de supervisão como entre trabalhadores técnicos. Um critério importante para alcançar um maior controle local na empresa também internamente é o uso do português como língua de trabalho.

4. Até agora, apenas uma minúscula parcela do equipamento utilizado offshore no Brasil é produzida localmente. O desenvolvimento do tipo de joint venture que a Odfjell celebrou e a iniciativa de fortalecer uma indústria brasileira de estaleiros capazes de produzir plataformas de perfuração e navios-sonda são estratégias importantes para dar o primeiro passo dos vários degraus da «escada de valor» da indústria offshore. Empresas norueguesas devem reconhecer sua própria história e aportar como bons parceiros de trabalho junto a interesses industriais locais que, em muitas áreas, podem vir ao longo do tempo a reduzir a parcela de participação estrangeira.

3. armadores de suprimentos Uma outra área similar, onde empresas norueguesas entraram com peso no mercado offshore brasileiro é a de navios de suprimentos. Esta também foi uma área em que empresas norueguesas obtiveram sucesso relativamente rápido na plataforma continental norueguesa. Os maiores atores noruegueses que até agora têm contratos garantidos são: DOF ASA, Farstad Shipping, Solstad Offshore, Siem Offshore e Eidesvik Shipping. Eidsvik Shipping não tinha mais nenhum contrato no Brasil em 2012. De acordo com uma pesquisa realizada pela Farstad Shipping, as empresas norueguesas operavam em 2012 com um total de 41 diferentes tipos de embarcações ativamente na plataforma continental brasileira20. A Siem Offshore operava, por outro lado, 22 embarcações offshore diversas em atividade fora do Brasil21. O número total chega, assim, a mais de 50. Os maiores armadores de suprimentos estrangeiros na plataforma brasileira foram a norte-americana Edison Chouest e a dinamarquesa Mærsk. Empresas norte-americanas com experiência no Golfo do México constituiem o maior grupo individual de empresas estrangeiras no mercado de suprimentos brasileiro. O segundo maior grupo são as empresas norueguesas, que também detêm uma parcela significativa do mercado. DOF e Farstad estão, respectivamente, em terceiro e quinto lugares. Com os últimos números divulgados pela Siem Offshore, esta agora se torna a maior norueguesa, com quase tantas embarcações como a Mærsk. A maior empresa brasileira é a Companhia Brasileira de Offshore (CBO), em quarto lugar, com um total de 13 embarcações. A empresa é uma filial do Grupo Fisher, um grande produtor de laranjas. A empresa operava no transporte marítimo de laranjas22, sendo esta a parte da empresa que agora se

20 www.farstad.no Karl-Johan Bakken og Torstein L. Stavseng, Presentation – Aug 22.nd 2012. s. 27. 21 Siem Offshore Annual Report, www.siemoffhsorereports.no22 http://www.shipsandoil.com/

diversificou para a área de suprimentos offshore. Embarcações de suprimentos offshore podem ser classificadas em três grupos principais: Navio de Apoio a Plataforma (PSV), Navios de Reboque e Manuseio (AHTS), e navios de apoio para atividades submarinas. Do ponto de vista tecnológico, o grupo mais primitivo corresponde aos navios de abastecimento, que levam contêineres às plataformas. Os navios de reboque e manuseio são mais bem equipados e demandam capacidade de motor bem maior. Navios de apoio para diversas formas de trabalho submarino são, geralmente, os maiores e mais complexos tecnologicamente. O equipamento a bordo pode ser diferente, dependendo se operam avançados ROVs ou estão envolvidos na instalação de tubulações ou outros equipamentos. Embora a empresa brasileira CBO tivesse uma quantidade significativa de navios, a maioria destes era do tipo mais simples de embarcação. Os armadores de suprimentos noruegueses têm uma história um pouco diferente dos grandes armadores que operavam rotas de navegação internacionais e navios petroleiros. Com exceção da Siem Offshore, que foi fundada a partir de uma frota de navios que foi destacada do fornecedor submarino Subsea7, todas surgiram a partir da atividade de transporte costeiro local na Noruega. A DOF tem sua sede em Austevold, ao sul de Hordaland. A Eidsvik tem origem em Bømlo, mais ao norte de Hordaland. A Solstad tem sede em Karmøy23, enquanto a Farstad Shipping tem sede em Ålesund. Os armadores de suprimentos cresceram na esteira da atividade petrolífera na plataforma continental norueguesa. À medida que surgiam mais instalações de produção offshore, era preciso um aumento correspondente no número de embarcações de abastecimento. Quando mercados internacionais se abriram nos anos 1990 e 2000, essas empresas expandiram sua frota também para obter contratos internacionais. O crescimento foi grande, especialmente a partir de 2005. Em 2012, todas as empresas mencionadas acima ainda tinham navios encomendados, e a Farstad Shipping era a maior delas.24 Contando as encomendas, a empresa tinha cerca de 60 embarcações. O Brasil perfaz uma parte importante do volume de negócios da empresa. As atividades no Brasil cresceram de 16% do faturamento total, em 2007, para 27,9%, em 2011. Nesse ano, o faturamento no Brasil alcançou cerca de US$ 44 milhões. A empresa tem escritórios no Rio e em Macaé, e em agosto de 2012 tinha um total de 13 embarcações operando no Brasil. Os armadores de suprimentos noruegueses têm uma forte ancoragem norueguesa, na medida em que um número significativo dos navios é construído na Noruega, em estaleiros especializados em Ulsteinvik.25 No entanto, apesar de suas raízes norueguesas, os armadores de navios de abastecimento também aprenderam a se

23 Tore Jørgen Hanisch og Gunnar Nerheim, Fra vantro til overmot, Norsks Oljehistorie Bind 1, Oslo 1992, s. 230. Stavanger Aftenblad, 11. november 2011, - Rådyr oljeproduksjon i Brasil. Stavanger Aftenblad, 11. november 2011, - Rådyr oljeproduksjon i Brasil.24 Karl-Johan Bakken og Torstein L. Stavseng, Presentation – Aug 22.nd 2012. p. 27.25 www.klevenmaritime.no/referanser. www.ulstein.com. As empresas mencionadas tinham desde 2004 encomendas prontas de 24 navios de suprimentos na Kleven Maritime, em Ulsteinvik, que é a maior construtora de navios de suprimentos da Noruega. As mesmas empresas também tinham várias encomendas do Grupo Ulstein.

aproveitar das vantagens existentes em poder navegar sob bandeiras estrangeiras e estabelecer diversas subsidiárias adaptadas a esta operação no exterior. Quanto mais internacional se torna o perfil das empresa, mais complexa fica a sua estrutura. A gestão da Siem Offshore, assim como de outras empresas, é norueguesa. A sede fica em Kristiansand. Quando a empresa se separou da Subsea7, em 2005, Kristian Siem manteve uma participação majoritária. Mas a empresa passou a ser cotada na Bolsa de Valores de Oslo, também como as outras. A Farstad Holding detém o controle acionário da Farstad Shipping. A família Solstad, que também é proprietária da Rem Offshore, tem também participação majoritária na Solstad Offshore. A Siem Offshore, por outro lado, é registrada através de uma série de subsidiárias estrangeiras. Os navios são registrados nas Ilhas Cayman, o que significa que os navios, ao operam fora do mar continental norueguês, estão sujeitos praticamente apenas à legislação societária e demais regulamentos das Ilhas Cayman. Sua cotação na Bolsa de Valores de Oslo, no entanto, implica em alguns fatores que também seguem os navios quando operam no exterior. No momento em que os armadores se utilizam da possibilidade de se registrar sob as chamadas «bandeiras de conveniência», é porque estão adotando uma forma de escapar de impostos e de regulamentos custosos, na forma de limitações ao tempo de trabalho e regras de segurança. Hoje, em qualquer lugar do mundo, as autoridades podem estabelecer regulamentos próprios que, em áreas centrais, se sobrepõem aos regulamentos gerais no Estado da bandeira. Como um país de tradição marítima, a Noruega sempre teve como política trabalhar contra o fato de os Estados-nação poderem se sobrepôr aos Estados de bandeira. A razão disso era porque se tornaria mais difícil para a frota internacional norueguesa operar se todos os países estabelecessem regulamentos próprios. Esta foi, entre outras, também a razão pela qual empresas de mergulho registradas no exterior podiam operar com regras diferentes de tempo de trabalho do que as que se aplicavam às embarcações registradas na Noruega. Com isso, empresas de mergulho norueguesas tornaram-se mais caras do que suas concorrentes estrangeiras. Nos anos 1990, as autoridades decidiram exigir que a legislação trabalhista se aplicasse a todas as instalações flutuantes na plataforma continental norueguesa. Dessa forma, foi derrogado o princípio do Estado da bandeira. Quando o Brasil estabeleceu a exigência de 2/3 de trabalhadores brasileiros a bordo de embarcações operando na plataforma continental brasileira, isso representou uma similar revisão do princípio do Estado da bandeira. Nos últimos anos, como parte da política de conteúdo local, o Brasil vem pressionando para garantir que armadores de suprimentos cada vez mais construam barcos no Brasil. A política parece ter sucesso. Em dezembro de 2012, a Siem Offshore tinha encomendas de 4 embarcações em estaleiros brasileiros. A relação com a exigência de aumento de conteúdo local, no entanto, tem sido distinta para as várias empresas norueguesas. Quando a Eidsvik Offshore, que tinha contrato com a Petrobras até 2012, sinalizou a possibilidade de se retirar do Brasil, a razão era que a exigência de contratação local de marinheiros brasileiros aumentava seus custos. Foi demonstrado que os custos com o uso de funcionários locais era até 20% maior do que os custos com marinheiros noruegueses26.

26 Stavanger Aftenblad 28. februar 2012.

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pontos de atenção Sem uma frota de suprimentos eficiente não é possível operar offshore. Mas, com exceção de embarcações especializadas em atividades submarinas, não se trata de tecnologia central na indústria de petróleo. Embarcações de suprimento modernas podem ter muito equipamento tecnologicamente avançado de navegação a bordo. Mas, justamente porque se trata de uma tecnologia relativamente simples e padronizada, esta é uma área onde deveria ser relativamente fácil a empresas locais se estabelecerem. Um bom indicador de que a presença brasileira neste novo mercado crescente é fraca é o fato de que empresas norueguesas tiveram muito mais sucesso em garantir contratos no Brasil do que no Golfo do México. Isso apesar do fato de a atividade global petrolífera no Golfo do México ser maior do que no Brasil. Embora o Brasil, em boa medida, tenha até agora abandonado as atividades de suprimentos à frota internacional, há ampla evidência de que o mercado continuará crescendo ainda por um bom tempo. Portanto, uma estratégia sensata é garantir que funcionários locais tenham empregos, que empresas brasileiras cumpram um papel maior e que novas construções sejam cada vez mais realizadas no Brasil. Tudo isso são iniciativas que contribuem para criar a rede e a competência básica que foram decisivas para que empresas norueguesas cumprissem um papel semelhante na plataforma continental norueguesa. Assim, é importante garantir que empresas norueguesas contribuam positivamente no caminho de desenvolvimento escolhido pelo Brasil. Na medida em que empresas norueguesas já atuam largamente como operadoras, é preciso exigir que essas empresas operem sob os mesmos pressupostos aplicáveis à plataforma continental norueguesa. Neste cenário, a questão da segurança é especialmente importante. Carga e descarga de equipamentos em instalações offshore é uma das operações mais vulneráveis a acidentes. Embarcações sem controle representam ainda um risco para instalações em operação devido a colisões. É, portanto, especialmente importante que as empresas operem no mínimo com padrões de segurança tão bons quanto aqueles que se aplicam na Noruega. Que as empresas mostrem consciência ambiental de forma similar. E também que as empresas não se oponham aos direitos de funcionários locais a criar sindicatos para poderem assim apresentar reivindicações coletivas.

4. estaleiros e fornecedores noruegueses de equipamentos Na fase inicial da história norueguesa do petróleo, todas as atenções estavam voltadas ao desenvolvimento da participação e da competência norueguesa local, em boa parte focadas na construção de plataformas em estaleiros de navios noruegueses. O grau de participação norueguesa na construção das plataformas para os campos de Ekofisk, Frigg e Statfjord foi o mais importante indicador de sucesso no processo de «norueguização» da indústria. Se considerarmos as aquisições feitas pelas petroleiras, vê-se que a parcela de investimento relativa à construção de novas instalações é menor do que se poderia pensar. Dependendo um pouco de como se define as várias

categorias, é de menos de 25% dos investimentos27. O nível de aquisições de uma petroleira expressa os custos relativos à toda vida útil de um campo petrolífero. Trata-se de categorias como manutenção e modificação, custos de operação, serviços de poço, equipamentos e serviços de perfuração downhole, equipamento submarino, bem como prospeção e transporte.O desenvolvimento de competência de construção e, ainda mais importante, de engenharia necessárias para construir instalações de petróleo da mesma forma foram extremamente importantes para o desenvolvimento da competência petrolífera norueguesa. O Brasil tinha, assim como a Noruega, uma indústria significativa de estaleiros local quando as primeiras perfurações offshore se iniciaram. Em 1979, essa parte da indústria brasileira alcançou seu apogeu, empregando cerca de 39 mil trabalhadores.28 Era mais ou menos o mesmo número da indústria de estaleiros norueguesa. Entretanto, nos anos 1980 e 1990 a indústria de estaleiros brasileira caiu em uma crise que quase levou ao seu colapso. Em 2000, apenas 1.900 trabalhadores estavam registrados nos estaleiros brasileiros. Internacionalmente, tanto os estaleiros tradicionais como a construção de plataformas de perfuração, navios de produção e outras grandes instalações offshore concentravam-se quase que exclusivamente nos estaleiros asiáticos. Em 2012, a Coréia do Sul é responsável sozinha por cerca de 40% da indústria de estaleiros do mundo todo. A Coréia do Sul assumiu, ademais, uma significativa parte da construção de instalações para a plataforma continental norueguesa. A indústria offshore norueguesa se deslocou em direção a uma especialização no fornecimento de equipamento especializado, que é montado nas instalações em construção nos referidos estaleiros. Mas a nova onda de investimentos na indústria offshore brasileira, combinada com uma nova política que exige conteúdo local, tem levado a uma revitalização da indústria de estaleiros do país. A recuperação iniciou-se de fato quando a Petrobras lançou, em 2001, um programa para revitalização de sua frota de abastecimento. Um dos objetivos expressos era de que uma maior parcela da frota fosse contruída localmente. Os tipos mais simples de navios de abastecimento estão entre os tipos de equipamento mais simples da indústria offshore tecnologicamente. Nos anos seguintes, surgiram várias iniciativas de construção local de navios petroleiros, plataformas de perfuração e navios-sonda, plataformas de produção e navios de produção (FPSO). Uma série de estaleiros antigos foi renovada e expandida. Novos estaleiros foram construídos. Muitos dos estaleiros foram construídos com assistência justamente de empresas sul-coreanas e outras asiáticas. É o caso, por exemplo, do maior estaleiro, Atlântico Sul Shipyard (EAS), que foi construído com equipamento licenciado da Samsung Heavy Industries.29 Hoje, a expansão da indústria petrolífera brasileira é tão grande que a maior parte do equipamento utilizado ainda assim é produzida no exterior, principalmente em estaleiros asiáticos. Contudo o crescimento na construção

27 Rystad Energy, Internasjonal omsetning fra norske oljeserviceselskaper, Relatório ao Olje- og Energidepartementet 21. August, 2012, p. 14.28 SINAVAL, Brazil Offshore and Shipbuilding Industry Overview, January 2012.29 INTSOK, Shipyards in Brazil, june 2010, p. 28

local foi significativo. Entre 2000 e 2011 o número de trabalhadores em estaleiros se expandiu de 1.900 para 59.000, sendo a grande maioria do trabalho relacionado a projetos offshore. As empresas norueguesas não estiveram envolvidas, nem como investidoras nem como parceiras, na expansão da capacidade dos estaleiros que ocorreu no Brasil após 2000. A Aker Mekaniske Verksted, antecessora da atual Aker Solutions, tinha um passado no Brasil um tanto diferente, entre fins de 1970 e início de 1980. Em 1979, a Aker adquiriu participação de 75% de um estaleiro para a construção de plataformas auto-elevatórias (jackup) em Aracaju30. O estaleiro tinha, nessa época, cerca de 600 trabalhadores. Em 1983, a Aker se retirou do Brasil31. Nem a Aker, nem outras empresas norueguesas se envolveram na área de estaleiros no novo mercado brasileiro emergente, nos anos 2000, devido, primeiramente, ao fato de que esta era uma área em que os investimentos já vinham caindo em geral na indústria norueguesa offshore. No caso da Aker Solutions, isso se expressou claramente quando os tradicionais estaleiros noruegueses em Verdal e Stord foram separados do grupo e reestruturados como uma empresa própria, em 2011. Juntamente com os estaleiros relativamente pequenos na região de Ulsteinvik (Kleven e Ulsteingruppen), foi mantido um meio industrial de construção, no Estaleiro Stord e Vedal, agora sob o antigo nome Kværner. Também no antigo Estaleiro Haugesund a empresa norueguesa Aibel tinha uma certa capacidade de construção. Mas a maioria das empresas offshore estavam no entanto prestes a se especializar em áreas localizadas mais acima na cadeia de produção. Isso significa que, quando a construção se iniciou de fato nos estaleiros brasileiros, o foco principal das empresas norueguesas era o fornecimento de equipamento especializado. Nesse ponto, houve uma certa interação entre empresas de plataformas norueguesas e armadores de suprimentos envolvidos, respectivamente, em encomendas de plataformas e navios aos estaleiros brasileiros. As encomendas podiam conter restrições que também influenciavam quais empresas forneciam equipamentos essenciais.

fornecimentos noruegueses a estaleiros brasileiros Embora uma parte maior da construção de plataformas de perfuração e navios-sonda, bem como plataformas e navios de produção, ocorrida nos anos 2000, tenha se dado no Brasil, ainda existe um enorme mercado de fornecimento de diversos tipos de equipamentos especializados, onde empresas estrangeiras ainda detêm uma boa parte do mercado. Este mercado pode ser classificado em uma série de sub-segmentos. Diversos tipos de equipamentos de navegação são importantes para qualquer embarcação que se locomova, em que todos os tipos de instalação dependem de diversas classes de equipamentos de carga e descarga. Tanto instalações de perfuração como de produção devem ser aparelhadas com diversos tipos de equipamento de perfuração antes de serem transportadas a alto-mar para áreas de prospecção e produção. Em instalações de produção, ademais, existem diferentes tipos de equipamento de processamento. Uma empresa como a Aker Solution

30 Akergruppen A/S Aker Mek. Verskted, Årsrapport 197931 Akergruppen A/S Aker Mek. Verksted, Årsrapport 1983

mantém atividades relacionadas a vários desses sub-segmentos simultaneamente. Outras empresas são direcionadas a áreas mais limitadas. A área específica onde os fornecimentos noruegueses mais dominaram nos anos 2000 é o fornecimento dos chamados «pacotes tecnológicos de prospecção». Mencionamos aqui como a Coréia do Sul e a Indonésia produziram plataformas que a Seadrill implementou no Brasil em 2008, contendo pacotes de prospecção da Aker. A maior concorrente da Aker no fornecimento de pacotes de prospecção é a National Oilwell Varco (NOV), uma grande empresa norte-americana. O trabalho e o desenvolvimento tecnológico relacionado aos pacotes de prospecção são feitos na Noruega, sendo que a maior divisão norueguesa da NOV fica em Kristiansand, quase vizinha da divisão correspondente da Aker Solutions. A divisão norueguesa da NOV tem sido uma das maiores empresas norueguesas de exportação dos últimos anos. Portanto, o escritório brasileiro da NOV deverá, em larga medida, promover tecnologia e serviços noruegueses. Assim como em outras partes do mundo, a NOV e a Aker Solution assumiram um papel dominante no fornecimento de pacotes de prospecção e instalações construídas em estaleiros brasileiros. Em 2012, 35 das instalações de perfuração operando offshore no Brasil tinham equipamento de perfuração da Aker Solution.32 A maioria delas foi construída em estaleiros asiáticos. No entanto, não foi apenas coincidência que a Aker, em agosto de 2012, garantiu um enorme contrato para fornecimento justamente de pacotes de prospecção para seis navios-sonda a serem construídos no Estaleiro Jurong Aracruz33. Os navios deveriam ser entregues entre 2015 e 2019. O acordo fazia parte de um pacote maior, onde a recém criada Sete Brasil, empresa privada brasileira de plataformas de perfuração, juntamente com Odfjell e Seadrill entre outras, garantira um significativo contrato com a Petrobras para a operação de plataformas. Na prática, a Seadrill e a Odfjell entrariam com a formação e treinamento da Sete Brasil. Com equipamento de perfuração da Aker, as empresas norueguesas estavam lidando com tecnologia conhecida. A Aker declara em seu website que seus produtos têm um percentual de conteúdo local entre 20% e 50%34. É uma parcela relativamente pequena, considerando-se o percentual equivalente na Noruega e os objetivos políticos do Brasil. Por outro lado, trata-se de equipamento relativamente avançado. O especial, nesse contrato, sob a perspectiva de conteúdo local, é que boa parte do equipamento seria produzido em uma recém instalada fábrica para manutenção e produção de equipamento em Macaé (RJ). Como outras empresas com um certo número de contratos no Brasil, a Aker Solution estabeleceu várias bases, ligadas a diferentes atividades da empresa. Antes de seu estabelecimento em Macaé, a empresa tinha escritório no Rio, uma base em Curitiba (PR) e outra em Rio das Ostras (RJ). Essas bases em si já garantem uma certa atividade local, e a aquisição do complexo industrial, bem como a construção e manutenção dessas fábricas deve levar, normalmente, a um certo número de empregos locais. Sob uma perspectiva brasileira, o

32 www.akersolution.com Press Release 22. juni 2012, Aker Solution bygger ny fabrikk for boreutstyr i Brasil.33 www.akersolution.com Press Releases 27. August 2012.34 Idem.

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número de empregos locais gerados na operação da base é importante. Mas bases locais não necessitam ser mais do que meros armazéns para equipamentos produzidos em outros lugares no mundo. A partir de 2008, a Aker estabeleceu capacidade para construção dos chamados «risers de perfuração» em uma base em Rio das Ostras.35 Risers de perfuração são um tipo especial de tubulação que envolve a coluna de perfuração e que se estende da plataforma até o buraco do poço, no fundo do mar. Em relação à Aker Solution, as bases em Macaé serão algo mais do que apenas um armazém de depósito36. A empresa deve investir cerca de US$ 100 milhões em uma área de cerca de 335 mil metros quadrados. De acordo com os planos, será feito ali tanto a fabricação como a montagem e teste de equipamentos de perfuração. A base também contará com simuladores de perfuração para treinamento no uso de equipamentos de perfuração. Quando a fábrica estiver pronta, será bem maior do que as fábricas que a Aker tinha no Brasil antigamente. Entre outros fornecedores mais especializados que se aliaram no novo mercado brasileiro de construção naval, encontramos a Kongsberg Maritime e a Rolls-Royce Marine, ambas empresas que fornecem sistemas avançados de navegação offshore. A Kongsberg Maritime é parte do Kongsberggruppe, decorrente do tradicional produtor de armas Kongsberg Våpen. A empresa foi registrada como sociedade por ações, com 50% das ações controladas pelo Estado norueguês. A Rolls-Royce Marine é uma subsidiária controlada da tradicional empresa automobilística britânica. No entanto, boa parte das atividades offshore da empresa é operada a partir de divisões em Ulsteinvik e Bergen. A empresa é uma produtora especializada de hélices avançadas, posicionamento dinâmico e desenho de navios. Assim, a divisão da Rolls-Royce no Brasil também promoverá bens e serviços noruegueses. Em 2009, a Kongsberg Maritime fundou uma subsidiária brasileira. Ao longo de um período de cinco anos, o número de navios e plataformas com equipamentos de posicionamento dinâmico da Kongsberg Maritime já atingia 25037. Tratava-se de equipamento basicamente produzido na Noruega e geralmente montado na Ásia. Mas o equipamento necessita manutenção, e novas tripulações requerem treinamento. E com a nova atividade nos estaleiros brasileiros, a Kongsberg podia vender o equipamento diretamente a produtores no Brasil. Neste ponto há uma particularidade relativa à legislação de conteúdo local. Empresas de capital brasileiro tinham isenção fiscal para importação. Assim, o mais lucrativo era importar o equipamento diretamente da divisão norueguesa, ao invés de tratar com a subsidiária norueguesa no Brasil38. Apesar dos extensos fornecimentos, a divisão brasileira da Kongsberg Maritime não tinha mais do que 35 funcionários. A Rolls-Royce Marine Offshore tinha uma parcela de mercado para sistemas de navegação semelhante à Kongsberg Maritime. A empresa detinha, em 2012, de acordo com seus próprios números, uma parcela de 35% dos sistemas de navegação para navios de suprimentos

35 www.akersolution.com Aker Solution in Brazil, apresentação de PowerPoint, Marcelo Taulois 2010.36 www.akersolution.com Press Release 22. juni 2012, Aker Solution bygger ny fabrikk for boreutstyr i Brasil.37 www.km.kongsberg.com38 Idem.

de diversos tipos que operavam no Brasil39. A parcela de navios em construção no Brasil gira em torno de 40%, e a empresa opera a partir de uma base de serviços em Niterói, com cerca de 100 pessoas.

pontos de atenção Baseado na experiência petrolífera norueguesa, afigura-se como uma prioridade correta do Brasil o estabelecimento de uma indústria de fornecimento local e independente, dirigida ao mercado de construção de navios de suprimentos, plataformas de perfuração e instalações de produção. Para dominar os estágios ainda mais «altos» na cadeia de produção, é decisivo conhecer os elementos necessários para a própria construção do equipamento usado offshore. Quando empresas norueguesas contribuem com o fornecimento de equipamento especializado e serviços de engenharia a fábricas brasileiras, é importante que os próprios brasileiros sejam envolvidos ao máximo grau, possibilitando, assim, aprender as competências básicas. A responsabilidade social das empresas norueguesas deve, necessariamente e em primeiro lugar, estar ligada ao seu papel de empregador, onde o equipamento será produzido. Na medida em que o equipamento é produzido na Noruega, um país caracterizado por excelentes direitos trabalhistas e um alto nível salarial, isso não representa um problema, além do fato de ser desejável um maior conteúdo local sob a perspectiva brasileira. Mas, com a cadeia de produção global que existe na atividade petrolífera, o «dumping social» também se aplica a um país recentemente industrializado como o Brasil. Com sua integração global, empresas norueguesas podem optar por fornecedores na Ásia, não apenas porque o nível tecnológico é alto, mas também porque os direitos trabalhistas são frágeis. Embora seja desejável, sob uma perspectiva brasileira de conteúdo local, que equipamentos especializados fornecidos por empresas norueguesas também sejam produzidos no Brasil no maior grau possível, o papel de empregador local demanda maiores exigências do ponto de vista da sua responsabilidade corporativa. Como empregador em bases grandes e pequenas, fábricas médias e grandes, que produzem equipamento especializado, seu papel corporativo é exigente. Uma empresa norueguesa que mantém uma unidade de produção no Brasil envolve-se em seu contexto social local. Em tais circunstâncias, pode-se afirmar que organizações não governamentais norueguesas e sindicatos têm especial responsabilidade de exigir que as empresas operem no mesmo nível de direitos trabalhistas e sociais, e mesmos padrões ambientais e de segurança daqueles por elas praticados na plataforma continental norueguesa. Vê-se que, com a Aker, Kongsberg Maritime e outras empresas norueguesas de fornecimento de equipamento especializado para a indústria petrolífera, a responsabilidade de empregadores noruegueses no país vem aumentando. E Isso se aplica não apenas para fornecimentos relativos a plataformas ou navios de suprimentos, mas também a equipamentos avançados utilizados embaixo d’água.

39 Rolls-Royce, Challenges & Experiences in Brazil, Jørn Heltne, Oslo 13 September 2012.

5. fornecedores noruegueses de equipamentos submarinos Com o tipo de tecnologia utilizada na prospecção e produção de petróleo e gás em águas profundas, diferentes tipos de instalações submarinas e equipamentos associados perfazem uma parcela tão grande do mercado como a de embarcações visíveis e instalações de produção na superfície. Do ponto de vista do conteúdo local, esse tipo de equipamento é diferente na medida em que o equipamento não está ligado a instalações montadas em estaleiros em terra, podendo ser montado diretamente em alto-mar. Assim, o país produtor não alcança o mesmo tipo de vantagens locais específicas do que com equipamentos conectados às instalações antes delas saírem dos estaleiros. Pode-se tratar, por exemplo, das chamadas «árvores de natal», ou «árvores submarinas», que são uma combinação de vários sistemas de válvulas que estão localizados no topo de um poço de produção submarino. Assim como pode se tratar também de vários tipos de sistemas de processamento submarinos, pianos de válvulas, sistemas de modelagem do fundo do mar e diversos sistemas de controle. Ademais, todos os sistemas de tubulação que conectam as instalações submarinas são interligados, conectando também instalações na superfície diretamente a fábricas de processamento em terra. Na Noruega, a tecnologia submarina foi desenvolvida, a ponto de se tornar um setor à parte da indústria de fornecimento offshore nos anos 1980. Na medida em que as instalações eram menores e mais tecnologicamente compactas do que plataformas e sondas, as empresas que forneciam esses equipamentos estavam constituídas muito mais por engenheiros do que pelos trabalhadores em construção, como nos estaleiros tradicionais. As unidades produzidas podiam ser grandes, mas não eram tão grandes a ponto de se tornar uma vantagem decisiva produzi-las em estaleiros próximos ao mar. Ao longo dos anos 1990, havia três grandes fornecedores noruegueses de equipamento submarino que haviam garantido os chamados contratos EPC (de Engenharia, Aquisição e Construção) junto a grandes operadoras na plataforma continental norueguesa: ABB, FMC Kongsberg Offshore e Kværner. A ABB, uma empresa sueco-suíça, entrou na atividade offshore norueguesa no fim dos anos 1980, com o objetivo de se tornar um grande fornecedor de equipamento submarino. A empresa conseguiu uma grande parte do mercado, e, a partir da divisão norueguesa, adquiriu mais operações offshore internacionais, em que as funções de engenharia e tecnologia mais centrais foram transferidas para o exterior. Quando a ABB, no início dos anos 2000, vendeu sua participação na atividade petrolífera, aquilo que havia sido um grande investimento da Noruega acabou por se tornar uma empresa britânica/norte-americana chamada Vecto Grey. A Vecto Gray opera atualmente no Brasil, mas sua ligação com a Noruega pode ser considerada quase inexistente. A FMC Kongsberg, por sua vez, tem origem, assim como a Kongsberg Maritime e o Kongsberggruppe, na antiga indústria de armamento Kongsberg Våpen. A empresa produzia «árvores de natal» mediante licença já nos idos de 1980. Como consequência de uma crise e uma subsequente reestruturação do ramo de armas na Kongsberg Våpen, a parte offshore foi vendida ao exterior. A

empresa acabou por se juntar à empresa norte-americana FMC. E, contrariamente à ABB, mas da mesma forma como a NOV em Kristiansand, o meio de engenharia era quem dominava o desenvolvimento da empresa. Desde que a FMC passou a operar como fornecedora de equipamento submarino no Brasil, quem a dirige hoje, na realidade, é a divisão norueguesa. Quando a Aker assumiu o controle da Kværner, a empresa tornou-se também um dos maiores atores noruegueses na área submarina no mercado offshore brasileiro. A Kværner entregou suas primeiras árvores de natal para a Petrobras ainda em 1997. Em 1999, a empresa entregou seu primeiro piano de válvulas avançado. A divisão de tecnologia submarina da Kværner produziu uma série de árvores de natal submarinas no início dos anos 2000.40 O maior contrato de fornecimento de equipamento submarino foi o da Aker, após ela ter adquirido a Kværner em 2008. Também nesse ano a Aker garantiu um contrato de fornecimento de 45 árvores submarinas e equipamentos de controle associados para a Petrobras41. O equipamento seria montado no campo de Tupi, na bacia de Santos, a uma profundidade de 2.500 metros. O contrato correspondia a cerca de US$ 80 milhões. A esta altura, a Aker já havia estabelecido uma base própria para suas atividades submarinas em Curitiba. O contrato estabelecia que uma boa parte do equipamento seria produzida nesta fábrica. O grande fornecimento de árvores de natal para a Petrobras veio a se tornar o calcanhar de Aquiles da aventura brasileira da Aker. A empresa não conseguiu desenvolver a tempo uma capacidade de produção local competente. O atraso no fornecimento levou também a uma demora no desenvolvimento do campo da Petrobras. Em 2012, a empresa amargou uma perda como consequência desse projeto de cerca de US$ 106 milhões, uma quantia maior do que o contrato original de 200842. O ponto de partida do contrato com a Petrobras foi a determinação de que uma parte do equipamento deveria ser produzida localmente. A Aker, no entanto, não havia conseguido desenvolver capacidade local suficiente tão rapidamente como havia prometido. Os problemas da Aker fortaleceram naturalmente a posição de seus concorrentes. Um deles era justamente a FMC Kongsberg. A FMC havia atuado no fornecimento de equipamento submarino no Brasil desde os anos 1990. Em março de 2012, a empresa conseguiu um dos maiores contratos de sua história. A FMC havia conseguido um contrato de quatro anos para o fornecimento de 78 árvores submarinas43. O contrato correspondia a um valor global de US$ 1,5 bilhão, e previa que o equipamento seria utilizado em vários campos. Assim como nos contratos anteriores da Aker, tratava-se de águas profundas, em profundidades de até 2.500 metros. De acordo com o contrato, o equipamento deveria ser produzido na fábrica da FMC, no Rio de Janeiro. No entanto, contrariamente à FMC, que possui uma organização focada em equipamento submarino, a Aker tem outras pernas para se sustentar no Brasil, além do já mencionado investimento em pacotes de prospecção. Trata-se de atividades com origem em diferentes áreas do grupo Aker. Enquanto a parte submarina da empresa

40 www.n24.no Ny Kværnerkontrakt i Brasil. 30. juli 2004.41 offshore.no Aker Solutions første dypdykk på Brasilianske Tupi. 18. desember 2008. 42 offshore.no Aker tapte 600 millioner i Brasil43 offshore.no Gigantkontrakt til FMC. 19. mars 2012.

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está fortemente ligada ao meio de engenharia da antiga Kværner, e os pacotes de prospecção são administrados desde Kristiansand, ainda assim a empresa garantiu outros contratos com a Petrobras para a venda de sistemas de rebocamento e carregamento de cargas44 - estes são equipamentos produzidos no antigo estaleiro de Pusnes, em Arendal. Ademais, a Aker tem divisões que atuam com diversos tipos de manutenção e modificação. Nesse campo, porém, a Aker concorre com outras empresas norueguesas.

pontos de atenção O desenvolvimento de instalações submarinas offshore é uma das partes mais altamente tecnológicas da atividade petrolífera. É uma atividade que não apenas exige que o Brasil forme engenheiros competentes. Vimos que os meios técnicos na Noruega com forte ligação com as instituições de pesquisa são aqueles mais bem sucedidos. Tecnologicamente, um passo decisivo foi dado no fim dos anos 1980, quando se desenvolveu o equipamento que poderia ser montado e operado desde a superfície. Pode parecer que houve uma certa padronização do equipamento, mas o desenvolvimento em águas profundas e na amplitude planejada no Brasil deverá provavelmente exigir novas inovações tecnológicas. Vimos que algumas empresas estabeleceram localmente uma parte da fabricação do equipamento. Sob uma perspectiva de conteúdo local, é importante também que uma maior parte da atividade de engenharia relativa ao desenvolvimento tecnológico também aconteça no Brasil. A qualidade do tipo de instalações a que nos referimos será decisiva para o nível de segurança da atividade petrolífera offshore. Um problema para organizações não governamentais que desejam acompanhar o desenvolvimento da atividade é que se trata de tecnologia pouco disponível, na medida em que a produção de peças centrais do equipamento é feita no exterior, e o uso do equipamento é submarino. Trata-se de uma espécie de «caixa-preta», onde não se sabe o que há dentro, mas se é obrigado a lidar com a forma como ela funciona. Para combater tal alienação em relação às soluções tecnológicas essenciais, é importante que tanto os fornecedores estrangeiros como as autoridades reguladoras locais operem com uma transparência em que seja possível, através da internet, facilmente conseguir conhecimento sobre quais são os equipamentos e sub-fornecedores utilizados, e que tipo de especificações existem para o equipamento. E esta forma de transparência de fácil acesso deve se aplicar a todos os principais segmentos da indústria.

6. Manutenção submarina e de superfície Plataformas, embarcações, instalações submarinas e tubulações são investimentos caros, mas feitos uma única vez, relacionados ao desenvolvimento de um campo de petróleo. Por outro lado, em campos onde a fase de produção se estende por 20, 30, 40 anos ou mais, os investimentos ligados a manutenção e modificação ao longo do tempo são, no mínimo, tão grandes ou maiores do

44 Offshore.no To Brasil-kontrakter til Aker Solution. 22. november 2010.

que os investimentos iniciais em equipamento. O tamanho relativo do mercado de manutenção depende largamente de onde uma região petrolífera se encontra em sua curva histórica de desenvolvimento. Em uma fase inicial, como no Mar do Norte nos anos 1970, os investimentos em construção de novas instalações tinham o maior peso. Mais tarde, em um período em que muitas instalações produtoras de petróleo e gás de campos encontram-se em fase final de produção, o perfil de investimentos se altera, com maior peso em manutenção e modificação, o que influencia a estrutura da indústria de fornecimento associada. O Brasil encontra-se em uma situação especial. A trajetória de desenvolvimento do antigo setor offshore não é muito diferente da norueguesa, em que o mercado para manutenção é grande. Mas, ao mesmo tempo, os investimentos ligados aos grandes campos do pré-sal criaram uma nova onda de construções de novas instalações. O trabalho de manutenção de instalações inclui atividades de um amplo espectro, desde trabalhos com andaimes e pinturas, até consertos extremamente complexos e modificações que exigem alta competência das empresas envolvidas. Para os serviços mais avançados, é uma vantagem que as empresas envolvidas conheçam bem o equipamento utilizado. As duas maiores empresas nos ramos de manutenção e modificação na Noruega são a Aker e a Aibel. Ambas são empresas com uma forte ligação com os antigos estaleiros que tradicionalmente produziam equipamento offshore, como os estaleiros de Rosenberg, Stord e Haugesund. A Aibel é uma das grandes empresas na plataforma continental norueguesa que investiu menos em se estabelecer no Brasil. Isso foi devido ao fato de a empresa ser o «remanescente» norueguês do investimento offshore da ABB. Ao mesmo tempo, a Aibel conseguiu contratos grandes, todos ligados a atividades offshore no Brasil. A Aibel tem fornecido equipamento para instalações produzidas na Ásia e depois enviadas ao Brasil, onde a empresa trabalha também com modificações de navios de produção (FPSO)45. O trabalho de manutenção submarina é feito geralmente pelo mesmo tipo de empreendedor submarino especializado que é utilizado para a montagem do equipamento. Quando a atividade se localizava em águas rasas, este era um trabalho originalmente desempenhado por mergulhadores. Muitos dos grandes empreendedores submarinos internacionais têm, portanto, um histórico como empresas de mergulho. Atualmente, no entanto, este é um trabalho que representa apenas uma pequena parte da atividade. Nos blocos de águas profundas no Brasil, todo o trabalho submarino deve ser feito com uso de embarcações submarinas avançadas, chamadas Veículos Submarinos Operados Remotamente (ROV), que são operados por outras embarcações avançadas de apoio. Mas, além das embarcações avançadas de mergulho e uma série de ROV avançados, as grandes empresas de tecnologia submarina detêm hoje uma série de outras embarcações, como navios de lançamento de tubulação (pipelay), embarcações com poderosos guindastes para diversos tipos de trabalho de construção, entre outros.Até 2010, a Acergy e a Subsea7 figuravam na lista das empresas norueguesas com atividades relevantes no Brasil. Em 2011, as duas empresas se fundiram em uma

45 www.offshsore.no Aibel skal modifisere fem FPSO-er 15. desember 2009.

sob o nome Subsea7. Tanto a Acergy como a Subsea7 têm um passado complexo que envolve várias constelações de empresas norueguesas46. A atividade de mergulho na plataforma continental norueguesa foi dominada por muito tempo por empresas norte-americanas e pela empresa francesa Comex. O maior investimento norueguês neste campo foi a Stolt Nielsen Seaway, empresa com capital advindo de armadores e competência marítima norueguesa, e com grandes contratos com a Statoil ao longo dos anos 1980. A empresa tornou-se um grande ator no ramo de tecnologia submarina. No início dos anos 1990, os proprietários noruegueses da Seaway conseguiram adquirir a Comex, e na fusão que se seguiu, uma boa parte da atividade de mergulho e de desenvolvimento de tecnologia foi transferida para Aberdeen, Escócia, enquanto os proprietários noruegueses controladores da empresa também se mudaram para o exterior. A Subsea7 também tem um passado complexo. A empresa era o resultado de uma série de fusões e aquisições, lideradas pelo acionista controlador norueguês Kristian Siem. O próprio Siem, assim como Stolt Nielsen, se mudou da Noruega. Após a fusão entre Acergy e Subsea7 em 2011, nem Siem nem Stolt Nielsen tinham mais o controle acionário. Siem continuava, no entanto, como presidente do conselho da empresa. A sua sede está em Londres, e a sua maior conexão norueguesa é o fato de a empresa estar cotada na Bolsa de Valores de Oslo. A Subsea7, fusionada à antiga Acergy, está há muitos anos entre as maiores empresas estrangeiras na plataforma continental brasileira. A empresa tinha, em 2011, cerca de 50 embarcações avançadas offshore e cerca de 150 ROVs em operação47. No mesmo ano, a empresa alcançou um faturamento total de US$ 687 milhões no Brasil48. No início de 2012, a empresa tinha um chamado «backlog» (contratos celebrados a serem executados no futuro) de US$ 2,584 bilhões. Isso perfaz 30% de todos os contratos pendentes da empresa. Muitos dos contratos futuros estão relacionados ao lançamento de novos dutos e inspeção de dutos existentes. O maior contrato individual foi um contrato EPIC (engenharia, aquisição, instalação e comissionamento) para os campos do pré-sal Guará e Lula, na bacia de Santos. O contrato implica, na prática, que a empresa deverá montar todo o equipamento submarino relevante relacionado ao projeto. O valor do contrato é de US$ 1 bilhão. Três das embarcações a serem utilizadas são norueguesas (Seven Oceans, Seven Seas e Skandi Seven)49. A última, Skandi Seven, deve ser contratada junto ao armador offshore DOF. A Subsea7 tem, além de um escritório no Rio de Janeiro, várias outras bases no Brasil. Em Macaé e Rio das Ostras, a empresa mantém bases que servem tanto como armazém de depósito para equipamentos como oficina para reparos50. Da mesma forma que outras empresas envolvidas em lançamento de tubos na plataforma norueguesa, a empresa mantém bases de spooling, onde os tubos são interligados antes de serem carregados em navios de lançamento de tubos. Essas bases de spooling

46 Kristin Øye Gjerde og Helge Ryggvik, Nordsjødykkerne, Stavanger 2009.47 www.subsea7.com, Frota.48 Subsea 7, Annual Report, p. 14.49 Stavanger Aftenblad 7. april 2011, Kjempekontrakt til Subsea 7 i Brasil50 www.subsea7.com/brazil.html

requerem uma área extensa. A planta de Ubu da Subsea7, no Espírito Santo, tem um comprimento de 2.225 metros e requer uma área total de 88 mil metros quadrados. De acordo com a página da própria Subsea7, a empresa emprega diretamente cerca de 2.000 pessoas ligadas a suas bases e escritórios em terra no Brasil. Além disso, há também os funcionários dos navios especiais offshore da empresa. Internacionalmente, apenas a subsidiária da italiana Eni, Saipem, e a francesa Technip são concorrentes da Subsea7 na corrida por grandes contratos EPIC offshore. Tanto a Saipem como a Technip têm divisões na Noruega. Na medida em que são empresas globais, elas não raro se utilizam de mão de obra norueguesa para contratos especiais no Brasil e em outras partes do mundo. Mas sua conexão norueguesa é bem menor do que a da Subsea7. Existem também fornecedores offshore com perfil de construção e engenharia que migraram para o mercado de serviços para instalações submarinas. Quando a Aker Solution, em março de 2010, garantiu um contrato junto à Petrobras para manutenção de sistemas de controle submarinos, a empresa concorria com a Subsea7, que tinha um perfil bastante diferente51.

pontos de atenção A atividade submarina offshore é uma parte da atividade petrolífera pouco específica do país, no sentido de que se trata de empresas que operam uma quantidade significativa de equipamentos avançados que podem ser transportados facilmente através de fronteiras nacionais. Trata-se de um segmento onde a globalização contribuiu para uma estrutura acionária das empresas com poucas entidades controladoras. Isso significa que, para que uma novo país como o Brasil garanta uma posição nesse meio, é necessário ter grandes reservas de capital, competência especial e, provavelmente, mecanismos de apoio governamental (financeiro) ofensivos. Na medida em que a atividade é desempenhada por ROVs e outros tipos de equipamentos automatizados, não há um grande risco de acidentes para os funcionários a bordo dos navios, além do risco inerente, sempre presente, de se encontrar em uma embarcação em alto-mar. Mas ainda que a tecnologia ROV automatizada tenha se desenvolvido bastante, em muitos casos a indústria ainda prefere se utilizar de mergulhadores, quando isso é possível. A atividade de mergulho relacionada à atividade petrolífera sempre foi considerada de alto risco. Na plataforma norueguesa há um histórico de muitos acidentes. Após um escândalo trabalhista em que se demonstrou que vários mergulhadores apresentavam sérios danos retardados à saude, foi proibida, na prática, toda atividade de mergulho abaixo de 180 metros de profundidade. A partir de meados dos anos 1990, as operadoras norueguesas Statoil e Norsk Hydro já expressavam o objetivo de eliminar totalmente o mergulho, também em águas mais rasas, objetivo que foi abandonado nos anos 2000. No entanto, o mergulho que ainda existe é feito sob estritas restrições. Na indústria, aqueles que desejam ainda usar mergulhadores na Noruega argumentam, frequentemente, que no Brasil é permitido operar com mergulhadores em profundidades até 300 metros ou mais, sem que os mergulhadores tenham experimentado danos

51 www.offshore.no 100 millioner til Aker Solution. 30. mars 2010.

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à saúde. À luz da experiência norueguesa, no entanto, há razão de sobra para se questionar quais são os critérios que orientam as empresas estrangeiras que se utilizam de mergulhadores offshore na costa brasileira. Também há razão para se questionar como o regime de segurança nesta área especialmente vulnerável funciona.

7. geologia, geofísica e sísmica Assim como prospecção de petróleo em terra, o conhecimento sobre as estruturas geológicas onde se procura ou eventualmente se encontra petróleo e gás é determinante para qualquer nação produtora. Na Noruega, a competência geológica está disseminada entre as autoridades de concessão na Agência Norueguesa de Petróleo (Oljedirektoratet), empresas petroleiras e diversos tipos de empresas prestadoras de serviços. Baseado na legislação de concessões e no acesso a amostras do conjunto de poços na plataforma continental norueguesa, a Agência Norueguesa de Petróleo mantém um banco de dados único sobre as condições geológicas da plataforma norueguesa. Este conhecimento é decisivo para a distribuição de concessões. Competência geológica também é, naturalmente, uma tecnologia central para empresas petroleiras. Existe uma indústria de fornecimento específica para serviços de geologia e geofísica (G&G). Trata-se dos chamados serviços de poço, que são serviços dirigidos a reservatórios já confirmados, em que o essencial é garantir, com base no maior conhecimento possível das qualidades do campo, que se extraia o máximo possível dali. Existe grande competência em serviço de poço nas empresas norueguesas. Tanto a Aker Well Service como a Seadrill Well Service concorrem, nesta área, com as grandes empresas norte-americanas. A Seadrill Well Service foi separada da Seadrill em 2012 e estabelecida como uma empresa própria de serviço de poço sob o nome Archer. A empresa não tinha um faturamento grande no Brasil até 201052, mas, no entanto, a empresa vem investindo fortemente para garantir uma posição no crescente mercado brasileiro. Ao longo de 2011, a empresa estabeleceu três escritórios brasileiros em Catu, Parnamirim e Rio de Janeiro.53. As empresas norueguesas no ramo de serviços de poço, no entanto, são relativamente pequenas se comparadas às empresas norte-americanas como Schlumberger, Baker Hughes e Halliburton. A maior delas, Schlumberger, que foi fundada por dois franceses e hoje tem sua sede em Houston, Texas, tem mais de 100 mil funcionários espalhados no mundo todo. Essas empresas dominam também o mercado de serviços de poço no Brasil. Mas em relação a serviços de sísmica offshore, um segmento específico da área de G&G, a Noruega tem uma empresa que concorre com as maiores no mercado offshore mundial; a empresa Petroleum Geoservices (PGS), que foi fundada no início dos anos 1990, e desde o início foi dirigida ao mercado internacional. Sua sede fica em Lysaker, Oslo. Com modernos navios de sísmica e acesso a uma enorme capacidade de armazenamento de dados, a empresa tornou-se líder mundial em sua área há muitos anos. A empresa conseguiu seus primeiros contratos na

52 Archer Annual Report 2011, p. 57.53 www.archerwell.com Find us – Brasil.

plataforma continental brasileira ainda em 199454, e com o aumento da atividade offshore no Brasil nos anos 2000, o faturamento da PGS também vem aumentando. Entre 2009 e 2011, a empresa faturou no Brasil cerca de US$ 200 milhões anualmente55, cerca de 15% a 20% de seu faturamento total.

pontos de atenção Em um artigo datado de 2009 em sua página, a PGS se gaba de ser a empresa de sísmica internacional com a maior parcela de conteúdo local. Assim como para outros segmentos da indústria offshore, os dados usados para medir conteúdo local dependem do que se mede e quais os critérios em que isso é fundamentado. A chave parar um conteúdo local alto na área de G&G é, primeiramente, a operação das embarcações avançadas. Em segundo lugar, onde se situam os sistemas de dados onde a enorme quantidade de informação que se coleta dessas embarcações é analisada. Por fim, as análises qualitativas dos dados são decisivas para mostrar até que ponto as pesquisas podem ser um instrumento efetivo para comprovar acumulações de petróleo e gás. Um desenvolvimento eficiente de competência nacional em G&G depende, talvez ainda mais do que em outros segmentos, de um alto nível de formação entre funcionários locais. Por outro lado, trata-se também de um tipo de competência baseada em experiência, em que conhecimento geral sobre estruturas geológicas em outras partes do mundo pode ajudar na melhor avaliação das possibilidades.

7. Outras empresas Os pontos principais acima cobrem as áreas onde a participação norueguesa no Brasil é maior. Os 20 maiores fornecedores offshore noruegueses, em 2011, representavam cerca de 75% do faturamento total da indústria norueguesa offshore no mundo todo56. A tendência é a mesma no Brasil. Mas, ao mesmo tempo, existem também sub-fornecedores especializados, que buscam cada vez mais se estabelecer no Brasil, sem, no entanto, se relacionar com os fornecedores maiores já estabelecidos no Brasil, junto a quem fornecem equipamento na Noruega. Muitos destes sub-fornecedores fornecem diferentes tipos de equipamento. Alguns deles têm um faturamento tão grande que justificaria o estabelecimento de uma sede no Brasil. Frequentemente, um endereço de escritório pode servir exclusivamente como agente para outras empresas. Trata-se, pois, de diferentes tipos de empresa. Em 2010, o jornal Stavanger Aftenblad realizou uma pesquisa que busca contar as empresas ativas no Brasil. Esta lista mostra a amplitude da atividade e é ainda hoje é importante.

54 www.pgs.com Another Valiant Performance in Brazil. 16. april 2009.55 PGS Annual Report 2011, p. 86.56 Rystad 2012, p. 17.

Acergy: empresa de tecnologia submarinaAGR Group: serviços de perfuraçãoAeron: aquecimento, refrigeração e ventilaçãoAker Solutions: fornecedor de equipamento e empreendedorAllmaritim: equipamentos de navios e derramamento de óleoAutronica Fire and Security: prevenção e proteção contra incêndiosFarstad/Petroserv através de BOS Navegação: operação de embarcaçõesBrazilship/Scanbrasil: Agentes marítimosBrunvoll: HélicesBW Offshore: navios-tanque e navios de produçãoContech: acessórios de habitação em alto-marNorac: interior de naviosDeepOcean: empresa de tecnologia submarinaDet norske Veritas: classificação de navios e plataformas, e certificação de qualidadeDnBNOR: banco e financiamentoDetector Electronics: equipamento e soluções para segurança industrialEitzen Bulk: ShippingEltek Valere: Energia para telecomunicaçõesFireSec: soluções de segurançaFMC Kongsberg Subsea: empresa de tecnologia submarinaFrank Mohn: bombas e acessóriosFrontier Drilling: serviços de perfuraçãoGearbulk: ShippingGlamox: iluminação e aquecimentoGrieg Star Shipping: ShippingIMS: hidráulica, eletrônica e portas à prova d’água no marJets Vacuum: dispositivos sanitáriosJotron Phontech: comunicação interna offshore e em alto-marGranel Quimica: terminais da OdfjellJotun: pinturaK Lund Offshore: compressores e equipamentos de elevação para a indústria petrolíferaKongsberg Maritime: equipamento de navegação, treinamento e monitoramento no marMarintek: soluções técnicas para navegação offshoreNorse Energy: petroleira que tem participação em campos no BrasilNorskan Offshore: armador com cerca de 25 navios de propriedade da DOFO.L. Naval: equipamento de navegaçãoØglænd System: sistemas de fixação e instalação para navios e embarcações petrolíferasOmicron: medição de gasesPGS (petroleum Geo Services): sísmica

Rapp Bomek: equipamentos para naviosSaga Forest Carriers: ShippingScana Volda: sistemas de hélicesSeabrokers: agentes marítimosSeadrill: perfuraçãoSevan Marine: soluções em plataformas para produção de petróleoSiem Consub: serviços petrolíferos e tecnologia submarinaSolstad Offshore: serviço de armadores de petróleo com cerca de 8 navios no BrasilSperre Industri: equipamentos de compressãoStatoil: exploração de petróleo e desenvolvimento de camposStolt Nielsen: navios-tanque e terminais de petróleoSubsea7: empresa de tecnologia submarinaTCO: tecnologia de poçosTeam Tec: equipamento para navios e instalações de petróleoTechno Dive: serviços petrolíferos submarinosTechnor: equipamentos e soluções eletrônicasUlstein Belga Marine: eletrônica de naviosUnitor: equipamentos e serviços para naviosWallenius Wilhelmsen: Shipping, transporte e operação de terminaisEpcon Offshore: tecnologia multifásicaGEO do Brasil: (DOF Subsea): tecnologia submarinaWavefield: (CGGVeritas) sísmicaRoxar: gestão de reservatóriosPetrojarl: perfuração e produção em navios (FPSO)PSI (Plugging Specialist Int): equipamentos e soluções eletrônicasTranberg: iluminação e aquecimento no marOctio Group: equipamento e soluções para monitoramento do fluxo de poçosResman: pintura e interpretação de dados de poçosIKM Testing: amplo espectro de serviços petrolíferosImproved Solutions: soluções para uso eficiente de equipamentos de perfuraçãoNoreq: equipamentos de resgate offshoreWestshore: agentes marítimosDevico: equipamento e soluções para perfuração eficientePetroleum Technology Company: válvulas e tecnologia de poçosGrenland Group: serviços petrolíferos, manutenção e construção de módulosProsafe: afretamento de plataformasBjorge Steinco Moland: equipamento de prevenção contra incêndio e monitoramento de gases offshoreHydramarine: sistema de carga e descarga offshoreJMC: serviços petrolíferos, parte da empresa OdimMaritime Partner: equipamento para navios

lista do jornal stavanger aftenblad, de 21 de agosto de 2010:

os desafios da exploração de petróleo no brasil e o perfil da participação norueguesa no setor

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