Produção independente de óleo e gás beneficia economias regionais

Pequenos produtores locais (LPC - Local Private Companies) são importantes economicamente para as economicas locais

Por Redação  Fonte: Redação/ Agências  Data: 04/06/2010 09:05

A atividade independente de petróleo e gás natural, destinada exclusivamente ao segmento de exploração e produção, vem gerando impacto positivo na região Nordeste do País. Estudo elaborado pelo Instituto de Geociências (IGEO) da Universidade Federal da Bahia (UFBA) revela que a produção em pequenos campos com acumulações marginais, no município de Mata de São João, na Bahia, responde por cerca de 40% do Produto Interno Bruto (PIB) da cidade.
 
 O trabalho utiliza o município baiano como estudo de caso, já que naquela área o petróleo é produzido por um único pequeno operador. Nos próximos meses, a pesquisa será estendida para toda a região onde atuam as independentes, no Nordeste e Espírito Santo.
 

 Segundo o responsável pelo estudo, o professor Doneivan Ferreira, Doutor em Economia do Petróleo, os dados são preliminares e ainda não é possível quantificar o benefício da atuação desse grupo de petroleiras além do registrado em Mata de São João. Mas, um modelo conceitual já permite ensaios que apontam para resultados ainda mais expressivos em outros municípios, como em Catu e São Sebastião do Passé, no Recôncavo Baiano.

 "A  participação de produtores independentes nesse nascente nicho de mercado faz algumas pequenas economias girarem. Os indicadores sociais ainda estão sendo trabalhados e apontam para correlações interessantes. No momento, estamos estabelecendo correlações com emprego e renda municipal", diz o especialista.

 A atuação da PetroRecôncavo em Mata de São João sozinha respondeu por  14,4% do total de Imposto sobre Serviço (ISS) arrecadado pelo município em 2009, enquanto as empresas fornecedoras contratadas por ela movimentaram 3,4% do ISS. Dessa forma, ao todo, a atuação da petroleira foi capaz de responder por 18% da tributação, aproximadamente R$ 3 milhões.

 Entre as contratações diretas e indiretas de um independente, é possível destacar os serviços de transporte, básicos (como energia), comércio varejista, construção civil, hospedagem, alimentação, além da compra de produtos industrializados. A chegada das petroleiras de pequeno e médio portes ainda geram investimento em infraestrutura e serviços públicos, a exemplo da construção e reforma de estradas, acesso à telefonia,  ampliação das instalações e da capacidade da rede de energia elétrica e saneamento básico. Em alguns casos, a perspectiva de firmar contratos de longo prazo promoveu a formalização de algumas atividades.

 A pesquisa da UFBA identificou, particularmente, em Mata de São João, a presença de 20 segmentos fornecedores: diretamente para a exploração e produção de óleo e gás (20 empresas);  materiais de construção (cinco); materiais e acessórios industriais (45); outros metalúrgicos (oito); informática (18); material elétrico (12); consultorias e assessorias (seis); construção civil (oito); equipamento eletroeletrônico (seis); veículos e peças (22); produtos químicos (nove); artigos plásticos (três); treinamentos empresariais (sete); comércio e serviços básicos (29); transporte (17); instituições financeiras (cinco); serviços de saúde (quatro); outros serviços técnicos (oito); máquinas e equipamentos (15); e outros (32).

 Segundo a UFBA, as pequenas petroleiras apresentam vantagem socioeconômica sobre as empresas de maior porte por vários aspectos, como a contratação de bens e serviços localmente, próximo de onde atuam, e o incentivo à cadeia produtiva. Devido à escala de seus negócios, as grandes operadoras promovem concorrências globais ou contratam nos grandes centros urbanos, onde estão suas sedes, enquanto as independentes são obrigadas a desenvolver uma rede de fornecimento regional.

 A presença de petroleiras de pequeno e médio portes em bacias terrestres brasileiras foi idealizada pelo governo exatamente como um fator de desenvolvimento regional, a partir da abertura de mercado, em 1997, tomando como exemplo o sucesso de outros países.

 No entanto, a manutenção do segmento esbarra na escassez de oferta de áreas para exploração e produção. Este tem sido um tema de intenso debate estimulado pela Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP) no Congresso. Aproveitando a discussão sobre um novo marco regulatório para o setor, esse grupo de petroleiras espera garantir o desenvolvimento de políticas públicas que permitam ampliar seus investimentos. Os gestores municipais começam a perceber que poços parados e campos subutilizados representam oportunidades latentes ou desperdiçadas para suas economias locais.

 "Apenas a iniciativa política permitirá que áreas cujas reservas condizem com o perfil do segmento independente sejam repassadas para as petroleiras de menor porte, seja via contratação das independentes como operadoras, seja pela liberação direta dessas áreas para que sejam leiloadas", afirma o presidente da ABPIP, Oswaldo Pedrosa.
 
 

Segmento independente em números:
- Dezoito associadas;
- Produção média de 1,5 mil barris por dia;
- Atuação em bacias terrestres dos estados de Alagoas, Bahia, Espírito Santo, Sergipe e Rio Grande do Norte;
- De 2005 a 2009, já investiram R$ 2 bilhões, além do comprometido com a ANP na assinatura do contrato de concessão

BP no Brasil: Devon

Devon anuncia indício de petróleo em Campos

Fonte: Redação/ Agências  Data: 19/07/2010 09:17

A americana Devon informou à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ter encontrado indícios de petróleo a 2.484 metros no bloco C-M-471, na Bacia de Campos. O bloco é operado pela Devon em parceria com a Petrobras (50%). A companhia americana havia anunciado a venda de seus ativos no Brasil à BP, mas a transação ainda não foi efetivada porque aguarda autorização da ANP. Há inclusive rumores de que a transação pode não sair depois do acidente da BP no Golfo do México.

 

O bloco C-M-471 foi adquirido pela Devon e pela Petrobras em 2005, na sétima rodada da ANP e faz parte do bloco de nome BM-C-34.

Bacia do Paraná (será??)

ANP "caça" petróleo no Paraná Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Dom, 18 de Julho de 2010 23:44

Técnicos procuram há dois meses indícios de óleo e gás no Sudoeste do Paraná. Levantamento vai ajudar a definir blocos que poderão ser ofertados nos próximos leilões Quase 200 homens percorrem, desde maio, áreas rurais do Sudoeste do Paraná em busca de vestígios da existência de petróleo e gás no subsolo da região. A centenas de quilômetros da costa brasileira, que há três décadas concentra as principais descobertas do setor, esses trabalhadores passam o dia abrindo picadas e detonando pequenas explosões em sítios e fazendas de municípios como Salto do Lontra, Itapejara do Oeste e Honório Serpa. Funcionários de uma empresa contratada pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), eles estão fazendo o mapeamento sísmico da região, espécie de "ecografia" das camadas subterrâneas, para saber se elas têm condições de acumular hidrocarbonetos. Dependendo do diagnóstico, essas áreas podem, no futuro, se transformar em verdadeiros campos produtores de petróleo e gás. O estudo exploratório da Bacia Sedimentar do Paraná – formação geológica que abrange quase todo o Sul do país e parte das regiões Sudeste e Centro-Oeste – faz parte do Plano Plurianual de Geologia e Geofísica da ANP. Incluído no Programa de Aceleração do Crescimento (PAC), ele receberá recursos de R$ 62,4 milhões até abril de 2011. Os trabalhos da equipe sul da Georadar, empresa mineira que venceu a licitação da agência reguladora, começaram em São José dos Ausentes, no nordeste gaúcho, em novembro do ano passado. A companhia chegou ao Paraná há dois meses, montando sua base em Coronel Vivida, e em agosto deve se mudar para Roncador, no Centro-Oeste do estado. Lá, os 280 trabalhadores da equipe sul vão se juntar aos 380 da equipe norte, que partiu de Mato Grosso do Sul. Ao todo, o programa sísmico vai mapear uma extensão de 2.155 quilômetros, em 129 municípios de cinco estados. O Paraná concentra a maior parte dos estudos, com testes ao longo de 922 quilômetros em 55 municípios. O trabalho dará subsídios para a ANP decidir se vale a pena incluir áreas da bacia nos próximos leilões de concessão de óleo e gás. Inexplorada / Detonação em sítio de Itapejara do Oeste: propagação do som ajuda a desvendar o subsolo Ampliar imagem Detonação em sítio de Itapejara do Oeste: propagação do som ajuda a desvendar o subsolo Exploração Dificuldades inibiram prospecção Pelo menos dois fatores desestimularam a prospecção de petróleo e gás na Bacia do Paraná. Um deles foi a descoberta, a partir da década de 1970, de grandes reservas na Bacia de Campos – região que passou a concentrar esforços e recursos do governo. Outra razão é de caráter técnico. Boa parte da Bacia do Paraná tem no seu "recheio" uma grossa camada de basalto, rocha bastante rígida derivada da intensa atividade vulcânica ocorrida na região há centenas de milhões de anos. Com espessura de até 1,6 quilômetro, essa camada dificulta a "visualização" e a interpretação das rochas sedimentares que ficam abaixo dela. As bacias sedimentares são terrenos propícios à acumulação de petróleo e gás, mas a do Paraná é praticamente inexplorada. Desde o fim do século 19, quando um fazendeiro de Bofete (SP) contratou uma equipe norte-americana para explorar suas terras, foram perfurados apenas 124 poços na bacia, que tem 1,12 milhão de quilômetros quadrados. Em comparação, o Recôncavo Baiano tem cerca de 5,7 mil poços perfurados em seus 10 mil quilômetros quadrados, conta o especialista em geologia e geofísica do petróleo Raphael Ranna. Funcionário da superintendência de definição de blocos da ANP, Ranna é o responsável pela fiscalização dos trabalhos da Georadar. Segundo ele, embora haja motivos para crer na existência de riquezas minerais na região, dificuldades técnicas e econômicas desestimularam sua exploração. Curiosamente, quem mais investiu foi a Paulipetro, estatal paulista criada pelo então governador Paulo Maluf – ela perfurou 69 poços entre 1980 e 1982, sem encontrar jazidas economicamente viáveis. A escassez de informações sobre o potencial da bacia explica o baixo interesse das empresas petrolíferas. De 11 blocos ofertados pela ANP entre 1998 e 2008, oito nem sequer foram alvo de lances, e nenhum dos demais resultou em produção comercial. A norte-americana El Paso chegou a prospectar no Paraná, mas desistiu. Por enquanto, apenas o campo de gás da Petrobras em Pitanga, no centro do estado, tem chances de entrar em operação. Após vários adiamentos, o início de sua produção está marcado para 2011. Forasteiros À exceção de 29 motoristas contratados no Paraná, quase toda a equipe da Georadar é formada por nordestinos. O quadro administrativo está hospedado em hotéis e o pessoal de campo ocupa um alojamento alugado pela empresa. Se não chega a revolucionar a economia de Coronel Vivida, a presença de tantos "forasteiros" anima segmentos do comércio, que já lamentam a despedida prevista para o mês que vem. No Restaurante Ferraza, por exemplo, o movimento cresceu quase 50% no almoço e duplicou no jantar. "Toda noite, pelo menos 100 pessoas jantam aqui", conta o proprietário, Gilmar Ferraza. "Não só restaurantes, mas panificadoras, postos de combustíveis, oficinas mecânicas e prestadores de serviços têm incremento em suas receitas", diz o prefeito de Coronel Vivida, Fernando Gugik. A intensa circulação de trabalhadores de campo, topógrafos, geofísicos e geólogos mexe com a imaginação dos pouco mais de 20 mil habitantes do município. Que, aliás, é visitado por profissionais da área desde 2004, quando se comprovou que a depressão existente no distrito de Vista Alegre foi provocada pela queda de um meteorito, há centenas de milhões de anos. "Com certeza tem tudo o que é minério aqui. O problema é que os colonizadores do município, italianos, muito tímidos, nunca deram muita bola, queriam saber mais da roça. Isso segurou o progresso", opina o auxiliar de motorista Roque Ferreira. Não faltam interessados nos dividendos desse esperado progresso. Segundo o chefe da equipe sul da Georadar, Bruno Henrique Martins, é co­­mum agricultores insistirem para que suas áreas sejam visitadas – a legislação assegura aos donos de terras royalties de até 1% sobre a produção de campos terrestres. Fonte: A Gazeta do Povo (PR)/Fernando Jasper

Petrobras inicia produção no campo de Uruguá

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qua, 14 de Julho de 2010 22:29

SÃO PAULO - A Petrobras informou que a plataforma Cidade de Santos iniciou as operações no campo de Uruguá, por meio do poço Uruguá-6. Também foram interligados à plataforma os poços Uruguá-8 e Uruguá-10, que devem iniciar a produção ainda esta semana, elevando a produção do campo a 25 mil barris por dia. Segundo a estatal, Uruguá deverá atingir sua plena capacidade, de 35 mil barris por dia, até o final deste ano, com a interligação de um quarto poço de petróleo em dezembro. A plataforma será a primeira a ser responsável pelo desenvolvimento simultâneo de dois campos. Além de Uruguá, a Cidade de Santos atenderá o campo de Tambaú. A plataforma, do tipo FPSO (flutuante, produtora, de armazenamento e para transferência), está ancorada a 160 quilômetros da costa, em lâmina d´água de 1.300 metros, e tem capacidade para produzir 10 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural e 35 mil barris por dia de óleo, além da capacidade de armazenar até 740 mil barris de óleo. O campo de Uruguá possui reservatórios de óleo leve, com 33 graus API, e de gás não-associado. O seu plano de desenvolvimento contempla quatro poços horizontais de óleo e cinco poços produtores de gás, que serão conectados diretamente à plataforma. Já o campo de Tambaú possuirá três poços horizontais de gás não-associado que serão interligados a um manifold (tubo de distribuição) submarino de produção, que será conectado à plataforma Cidade de Santos. O escoamento da produção de óleo dos campos será por meio de navios aliviadores, enquanto o escoamento do gás será através de um gasoduto de 18 polegadas e 174 quilômetros de extensão, já lançado, que interligará a FPSO à plataforma PMXL-1, no campo de Mexilhão. Posteriormente, o gás seguirá até a Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato (UTGCA), localizada em Caraguatatuba (SP), onde ocorrerá a especificação do gás natural para inserção na malha de transporte. Ainda segundo a Petrobras, as obras na PMXL-1 e na UTGCA estão em fase final, com conclusão esperada para o segundo semestre de 2010. A expectativa é que até o final de 2012 todos os poços de gás de Uruguá e Tambaú estejam interligados, permitindo que a plataforma atinja sua plena capacidade de produção de gás, a depender da demanda requerida pelo mercado. O Projeto Uruguá-Tambaú recebeu ontem a Licença de Operação do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) e a infraestrutura criada para o projeto deverá ser aproveitada para viabilizar outros projetos em campos adjacentes, como Pirapitanga e Tambuatá. (Fonte: | Valor Econômico/Téo Takar)

Parque das Baleias e o Pré-sal: Bacia de Campos

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Qui, 15 de Julho de 2010 08:22

Descoberta em dezembro de 2008, a reserva de petróleo do campo de Baleia Franca, localizada no Litoral Sul do Espírito Santo, começará efetivamente a produção na camada de pré-sal hoje, com a presença do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. O primeiro poço nesse campo produzirá 13 mil barris por dia de óleo leve (29º API). Mais dois poços no pré-sal estão programados, além de um poço no pós-sal. Lula chega a Vitória às 9h30 e vai se reunir com o governador Paulo Hartung no Aeroporto Eurico Sales antes de embarcar, em helicóptero, para a plataforma FPSO Capixaba, às 11 horas. Acompanham Lula e Hartung o presidente da Petrobras, José Sérgio Gabrielli. Com capacidade para produzir 100 mil barris por dia, essa plataforma é do tipo que produz, armazena e transfere. Até meados de 2009 estava produzindo no campo de Golfinho, no Litoral Norte do Estado, quando foi retirada e levada para Cingapura para passar por adaptações. Os investimentos programados pela Petrobras para o Estado no período 2010-2014, um total de US$ 17 bilhões, deve elevar a produção a 500 mil barris por dia até 2015, sendo que boa parte desse volume virá da região do Parque das Baleias, onde estão sete dos campos em produção ou que começarão a produzir nos próximos anos, segundo informou o gerente-geral da Unidade de Operação da Petrobras no Espírito Santo, Luiz Robério Ramos. Durante entrevista coletiva, concedida ontem à tarde, Ramos destacou que hoje é um dia muito importante para a Petrobras no Espírito Santo. "O presidente Lula dará início à produção efetiva em Baleia Franca. No campo de Cachalote, já estamos produzindo no pré-sal desde 1º de maio deste ano. Nos dois campos serão seis poços em produção", explicou Ramos. Mais plataformas No final de novembro deste ano deverá entrar em operação, no campo de Jubarte, a P-57, que está em obras no estaleiro Brasfels, em Angra dos Reis (RJ). A plataforma tem capacidade para produzir 180 mil barris por dia de óleo pesado na camada de pós-sal. Inicialmente, a P-57 começaria a produzir só em 2011. "Mesmo com a greve no estaleiro, nós devemos conseguir antecipar para este ano a produção com a P-57", destacou Ramos. O Parque das Baleias, província petrolífera que desde 2008 recebeu mais dois campos – Caraxéu e Pirambu – totalizando agora sete campos e uma reserva estimada em 1,2 bilhão de barris de óleo no pós-sal e 1,2 bilhão de barris no pré-sal, deverá receber outras plataformas nos próximos anos. Segundo Ramos, a plataforma Cidade de Anchieta, com capacidade para produzir 100 mil barris por dia, começará a produzir em 2012 no campos de Baleia Azul e a P-58 produzirá na parte Norte do Parque das Baleias, em 2014. A P-34, que está hoje em Jubarte, será deslocada em 2015 para produzir óleo do pós-sal em Baleia Azul. Primeiro teste no Parque das Baleias A reserva do Parque das Baleias, onde está localizado o campo de Baleia Franca, foi descoberta em 2002 e representou um grande desafio para a Petrobras, em função da profundidade dos reservatórios de óleo pesado. A descoberta de petróleo na camada do pré-sal, em 2008, colocou a província petrolífera em nova perspectiva, já que foi na região que a Petrobras decidiu iniciar o primeiro teste de longa duração do primeiro poço no pré-sal. A produção no Litoral Sul do Estado, onde estão os sete campos com nomes de baleias, começou em 2006 com a plataforma P-34. No campo de Baleia Franca, Lula dará início à produção efetiva na camada do pré-sal brasileiro, explicou o gerente do ativo de Cachalote e Baleia Franca, Gilvan D'Amorim. As estimativas da Petrobras são de que a reserva na camada do pós-sal, no Parque das Baleias, deve representar cerca de 50% do volume de óleo e gás recuperável, ou seja, cerca de 1,2 bilhão de barris. O mesmo volume é estimado para a camada do pré-sal, o que significa dizer que a reserva nos sete campos, estimada, é de 2,4 bilhões de barris. Além do Parque das Baleias, o Espírito Santo tem produção de petróleo e gás em terra e no Litoral Norte. Segundo Ramos, a empresa tem esperança de encontrar reservas do pré-sal também nessa região, que fica fora da área definida pelo governo federal como área do pré-sal. Ainda não há poços perfurados, mas a companhia analisa alguns prospectos abaixo da camada de sal mais ao Norte do Estado. FPSO Capixaba Capacidade de produção de 100 mil bpd. Capacidade de compressão de gás de 3,2 milhões de m3/dia. Capacidade de armazenamento de 1,6 milhão de barris. Capacidade de injeção de água de 22.000 m3/dia. Capacidade de operar em local onde a profundidade é de até 1.500 metros. 345 metros de comprimento, o equivalente a três campos de futebol. Peso total carregado de 254.444 toneladas (corresponde ao peso de 300 mil carros populares). Acomodações para 96 trabalhadores embarcados. Área de produção no pré-sal, no campo de Baleia Franca, localizado a cerca de 85 km da cidade de Anchieta, no Parque das Baleias, Litoral Sul do Espírito Santo (Fonte: A Gazeta/Vitória,ES/Denise Zandonadi)

SERVIÇOS NACIONAIS: Os 28 dias que mudaram a Lupatech

Noticiário cotidiano - Indústria naval e Offshore

Seg, 12 de Julho de 2010 20:27

Com contratos de R$ 1,7 bi com Petrobrás, metalúrgica gaúcha ganha novo patamar Os últimos dias entraram para a história da gaúcha Lupatech, fundada há 30 anos por Nestor Perini. Em menos de um mês - entre 7 de junho e 5 de julho -, a empresa com sede em Caxias do Sul (RS) anunciou a assinatura de quatro contratos de fornecimento de equipamentos e serviços para a Petrobrás no valor de R$ 1,7 bilhão e avisou ao mercado que outros, decorrentes de licitações com resultados favoráveis, estão a caminho. É um feito considerável no fechado setor de petróleo, que qualifica a companhia como fornecedora mundial de gigantes petrolíferas como Shell e Exxon. De olho nessa oportunidade, a Lupatech já estuda parcerias na Ásia e nos Estados Unidos. "Com esses contratos, a Lupatech atingiu a maioridade no setor, que é dominado por multinacionais. Poucas companhias nacionais têm contratos dessa envergadura com a Petrobrás", diz Clóvis Meurer, conselheiro da Lupatech e diretor-superintendente da CRP, gestora de fundos de private equity e uma das primeiras a apostar na Lupatech - em 1987, o primeiro fundo da CRP comprou 30% do capital da empresa. Mais do que elevar o volume de pedidos firmes para R$ 2,5 bilhões, os novos negócios são vistos pela companhia como o marco de uma nova fase. Dessa carteira, R$ 466 milhões serão convertidos em receita nos próximos 12 meses. O valor é só um pouco menor que todo o faturamento da Lupatech no ano passado, que foi de R$ 555,1 milhões. Por 30 anos a empresa fez o esforço da ampliação, da diversificação e da consolidação, recorrendo a lances ousados e pioneiros. No começo da década de 90, começou a vislumbrar o potencial do mercado de óleo e gás - até então, atendia indústrias de alimentos, armamentos, química e automobilística. "Chegamos agora ao tempo de começar a colher os frutos", comemora o presidente Nestor Perini, sem perder a disposição de sempre buscar o crescimento. A Lupatech hoje é um grupo com sede em Caxias do Sul e cinco unidades industriais no Rio Grande do Sul, cinco no Rio de Janeiro, três em São Paulo, seis na Argentina e uma na Colômbia. De suas fábricas saem equipamentos para exploração de petróleo, como cabos de ancoragem de plataformas marítimas, válvulas e revestimentos anticorrosivos para tubos, válvulas industriais e peças para veículos. A companhia também é prestadora de serviços especializados para a indústria petrolífera. Os contratos recentes com a Petrobrás são uma amostra do diversificado portfólio da Lupatech. Dois deles, de R$ 695,6 milhões e de R$ 745,5 milhões, preveem serviços de manutenção e melhorias em poços de petróleo, incluindo desinstalação e instalação de válvulas em lâminas d"água de até 2,5 mil metros. O terceiro, de R$ 123 milhões, é para reparos e preservação de equipamentos destinados à complementação de poços. E o quarto, de R$ 140 milhões, é de fornecimento de cabos de ancoragem de plataformas marítimas. A perspectiva de mais contratos não exigirá novos investimentos da Lupatech. "Hoje operamos com metade da capacidade instalada. Estamos prontos para absorver novas demandas", afirma Perini. Tempos difíceis. A trajetória da companhia começou em 1980, quando Perini e seu amigo Gercino Schmitt se associaram para fundar a Microinox, uma pequena fundição de precisão, reunindo os conhecimentos administrativos do primeiro com os técnicos do segundo. Com a ameaça da hiperinflação, o início foi difícil. "A empresa quebrava todas as tardes e ressuscitava à noite", recorda Perini, referindo-se à prática de emitir cheques depois do expediente bancário e correr para cobri-los antes da compensação, que, à época, era feita no dia seguinte. A luz no fim do túnel surgiu em 1984, com o aumento de demanda pelos produtos. Naquele ano, a dupla ampliou as atividades criando a Valmicro, produtora de válvulas industriais que incorporaria a Microinox em 1993, quando passou a ter o nome de Lupatech. Em 1987, Schmitt deixou a empresa. Perini viu-se em apuros para comprar o capital do sócio e manter o negócio. Mas, recorda hoje, a emergência acabaria abrindo caminhos. O fundo de capital de risco CRP, que já havia feito sondagens, decidiu apostar na empresa, numa das primeiras operações do gênero no Brasil. Outras três se repetiriam, com diferentes fundos, em 1995, 2003 e 2005. A convivência com profissionais dos fundos é considerada por Perini como peça fundamental na formação da cultura da empresa. "Eu nunca fui centralizador, mas ficou mais fácil dividir decisões e ter meu desempenho monitorado", avalia. Além de tomar recursos dos fundos, a Lupatech não teve medo de se endividar para crescer. Em 2001 e 2003 emitiu debêntures. Em 2007 e 2008 captou recursos de longo prazo com emissão de bônus perpétuos. "Isso não nos tirou o sono", assegura Perini. "Nosso projeto foi consciente. Sempre procuramos buscar recursos com visão de longo prazo e não ficar pressionados pela liquidez." Desde 2006 a Lupatech é empresa de capital aberto com participação no Novo Mercado da Bovespa, no qual compromete-se com as boas práticas corporativas e a transparência exigida. Atualmente, os principais acionistas da Lupatech são a Lupapar (da família Perini), com 25,1%, Fundação Petros (15%) e BNDESPar (11,5%). Apesar de frequentemente citada como uma das "emergentes" da área, a Lupatech já navega na onda do petróleo desde 1993, quando comprou a argentina Esferomatic, produtora de válvulas. As aquisições ganharam velocidade entre 2006 e 2008, quando o grupo incorporou 16 empresas, a maioria voltada para a produção de componentes e oferta de serviços para a exploração de óleo e gás. "As aquisições não foram aleatórias. Queríamos ter produtos e serviços com valor diferenciado, importância estratégica e complementaridade", revela Perini. São exemplos disso as incorporações da Cordoaria São Leopoldo, fabricante de cabos para ancoragem de plataformas, em abril de 2007, e da argentina Norpatagonica, prestadora de serviços de intervenção em poços, em dezembro de 2008. Novas compras sempre serão avaliadas, mas Perini admite que o ritmo ficou mais lento. "Agora seremos mais seletivos." Perdas. Os lances ousados nem sempre deram certo. A própria operação na Argentina, que ajudou a Lupatech a crescer, teve suas idas e vindas. Depois de seis anos no país, a companhia fechou as portas e só voltou algum tempo depois - com a estratégia de comprar empresas locais. A criação da subsidiária em Portugal, também nos anos 90, não se mostrou uma boa ideia. A empresa abriu uma fábrica de válvulas, mas teve de recuar. As perdas deixaram traumas e lições. "Desde então, estamos mais prudentes", relata o presidente. Pelos dados do último balanço, a dívida líquida da Lupatech no fim de 2009 era de R$ 1,04 bilhão, dividida entre compromissos de curto prazo, (R$ 56,7 milhões), de longo prazo (R$ 174,3 milhões), debêntures (R$ 340,2 milhões) e bônus perpétuos (R$ 475,0 milhões). No exercício encerrado em dezembro, o lucro líquido foi de R$ 15,4 milhões, depois do prejuízo de R$ 29,5 milhões em 2008, provocado pelo pagamento de ágio das aquisições de empresas. Perini é cauteloso ao fazer projeções, mas espera que, depois dos recuos provocados pela crise financeira em 2009, a receita volte ao patamar de 2008, o melhor ano da empresa. "O ano de 2010 está se caracterizando como o de maior número de fechamento de contratos", diz. "São receitas para o futuro." Crescimento Fundada há 30 anos, a Lupatech teve faturamento de R$ 555,1 mi no ano passado 20 é o número atual de unidades industriais dentro e fora do País, além da sede em Caxias do Sul Fonte: O Estado de S.Paulo/Elder Ogliari

Devolvidas áreas do 1º leilão da ANP

 

Noticiário cotidiano - Geral

Sex, 09 de Julho de 2010 07:32

Último bloco da primeira rodada de licitações após o fim do monopólio no Brasil foi devolvido ontem pelo consórcio ENI/Vale RIO - A devolução do bloco exploratório BM-S-4 pela italiana ENI e pela Vale encerrou de forma melancólica o ciclo da primeira rodada de licitações feita no Brasil após o fim do monopólio estatal. Dos 12 blocos licitados naquele primeiro leilão, em 1999, houve apenas uma pequena descoberta de petróleo na Bacia de Santos, batizada de Guaiamá. As outras 11 concessões foram devolvidas integralmente à Agência Nacional do Petróleo (ANP). A constatação, segundo analistas, reforça a necessidade de realização de leilões frequentes de petróleo no País. "Isso comprova que a atividade exploratória tem grande risco, ninguém pode antecipar onde se encontrará petróleo", comenta o consultor Luiz Carlos Costamillan, que já teve passagem pela Petrobrás e pela britânica BG. O Brasil não tem rodadas de licitações desde 2008, quando licitou apenas blocos em terra. Realizada apenas um ano após a fundação da ANP, a primeira rodada de licitações teve a oferta de 27 blocos, dos quais 12 foram arrematados com uma arrecadação total de R$ 321,6 milhões. O leilão marcava a estreia no Brasil de gigantes mundiais do setor, como a americana Exxon e a britânica BP. Naquele ano, o Brasil liderou o ranking dos países mais atrativos, segundo as petrolíferas, elaborado pela consultoria britânica Fugro Robertson. Apenas três anos depois, porém, começaram a surgir resultados adversos: seis blocos foram devolvidos ao final do primeiro período exploratório, em um sinal de que não houve indícios de reservas que justificassem investimentos na perfuração de poços. "Era um período de preço do petróleo em baixa e a tecnologia era bem menos avançado do que a de hoje", argumenta David Zylbersztajn, que na época dirigia a ANP. Ponto final. A última concessão exploratória da época foi devolvida este ano, pelo consórcio formado entre ENI e Vale. A companhia italiana chegou a comunicar à ANP uma série de descobertas no bloco BM-S-4, que ganhou o nome de Belmonte. Após análises feitas este ano, porém, as companhias decidiram que não vale à pena gastar dinheiro com novos poços. Próximo ao campo de gás de Mexilhão, BM-S-4 teve o maior lance do leilão, de R$ 134,1 milhões. Especialistas consultados pelo Estado dizem que o fracasso da primeira rodada não terá grande efeito prático no abastecimento brasileiro, diante das descobertas gigantes do pré-sal, feitas em blocos da segunda e terceira rodadas de licitações. A única descoberta do primeiro leilão, Guaiamá, é da Petrobrás e só entra em produção em 2014. "Por ter maior conhecimento, a Petrobrás sempre sairá em vantagem", diz o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura, Adriano Pires, que também fez parte da primeira gestão da agência. Para Zylbersztajn, os trabalhos exploratórios nas concessões da primeira rodada tiveram o aspecto positivo de garantir maior volume de dados sísmicos sobre o subsolo brasileiro. Fonte: O Estado de S.Paulo/Nicola Pamplona e Kelly Lima