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

Campos Terrestres: Marginais e Maduros

COMENTÁRIO DO BLOGUEIRO: Para leigos,

- Campos Marginais são aqueles descobertos ainda não explorados e com pequeno potencial econômico (volume de óleo recuperável), em geral próximos a outros campos já em exploração. Exigem para explorar um trabalho minucioso de sísmica e de exploração com perfuração de poços de extensão para melhor avaliar o reservatório(s)

- Campos Maduros são aqueles que já foram explotados (explorado e produzidos) e cuja produção declinou a ponto de não ser mais economicamente viável com as tecnologias disponíveis à época da avaliação para a empresa grande (Petrobras)

Em terra há ainda áreas pouco exploradas (Bacias inteiras) com sísmica e perfurações e cujo potencial ainda não foi muito definido. No entanto, é consenso por conhecimento geológico que as possibilidades de se encontrar grandes campos com reservatórios importantes em águas profundas é maior pelo passado geológico do solo brasileiro.

 

-------------------------------------------------------------

Produtor independente de petróleo quer mais espaço para o setor
Por Redação
Fonte: Agência Brasil
Data: 07/06/2010 08:45

Os produtores independentes de petróleo e gás natural querem aumentar a sua participação na exploração de campos terrestres. Eles defendem uma participação menos agressiva da Petrobras nessa área, já que a estatal tem seu foco nos campos em águas profundas e ultraprofundas.
 
A posição foi defendida na última semana pelo presidente da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP), Oswaldo Pedrosa, em entrevista no Rio.
 
Ele manifestou o temor dos produtores independentes de que com o novo marco regulatório do pré-sal, em tramitação no Senado, a Petrobras – ao ter a participação nos campos do pré-sal garantida por lei – volte sua atenção para as disputas dos blocos terrestres nos futuros leilões realizados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
Para a ABPIP, como a estatal não disputará os blocos mais valorizados do pré-sal (uma vez que terá participação de 30% garantida em todas as áreas) terá ainda mais recursos para aumentar a participação nos blocos em terra, reduzindo a presença dos produtores independentes.
 
"Nós não queremos a Petrobras fora do negócio, mas seria interessante que a estatal mantivesse uma postura mais contida nas rodadas que envolvam os campos terrestres. Se ela decidir entrar com muito dinheiro, oferecendo o triplo dos bônus exigidos e também com compromissos exploratórios muito elevados, acaba não sobrando nada para ninguém. Não há como nós, pequenos produtores, competirmos com a estatal", alertou.
 
O diretor lembrou que o pequeno produtor de petróleo e gás surgiu no Brasil com o objetivo de diversificar a indústria desses produtos, criando um novo mercado na atividade de exploração e, paralelamente, promovendo maior geração de emprego e renda nas regiões onde atua – principalmente no interior do país.
 
"O objetivo da ANP, ao criar as chamadas rodadinhas (licitações de blocos em bacias maduras – já exploradas – cujas jazidas encontravam-se em declínio) foi o de promover políticas públicas que garantissem a produção nas bacias sedimentares terrestres por empresas de pequeno e médio portes", disse.
 
Para Pedrosa, agora é fundamental que o setor possa avançar, adquirir novos poços e aumentar o ganho de escala para poder se manter na atividade. "Como a maioria das bacias produtoras, cujas reservas condizem com o perfil do segmento independente, está localizada na Região Nordeste, ao incentivar a atuação dessas novas empresas de petróleo e gás, ocorre também o desenvolvimento das economias regionais de pequenos municípios", defende a associação

--------------------

Produção independente de óleo e gás beneficia economias regionais
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

DESCOBRINDO RESERVAS DE PRÉ-SAL NOS CAMPOS JÁ EXISTENTES NA BACIA DE CAMPOS - considera-se reservatórios mais profundos

Petrobras: nova descoberta no Campo de Caratinga
Por Redação
Fonte: Agencia Petrobras
Data: 26/05/2010 08:03

A  Petrobras comunicou,no fim da tarde de ontem (25), a descoberta de duas novas acumulações de petróleo leve (29o API) em reservatórios do pós e do pré-sal em águas profundas da Bacia de Campos, resultante da perfuração do poço 6-CRT-43-RJS, conhecido como Carimbé, localizado no Campo de Caratinga, a cerca de 106 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em local onde a profundidade d'água é de 1.027 metros.
 
A acumulação descoberta nos reservatórios do pós-sal está a 3.950 metros de profundidade no subsolo marinho. Estimativas preliminares indicam volumes recuperáveis de aproximadamente 105 milhões de barris de óleo equivalente.
 
A outra acumulação, confirmada pelo mesmo poço, encontra-se em reservatórios do pré-sal. Esses reservatórios, posicionados a 4.275 metros de profundidade, estão possivelmente relacionados à acumulação identificada anteriormente pelo poço 6-BR-63A-RJS (anunciada pela Companhia em 25/02/2010), na área do Campo de Barracuda. Naquela ocasião, os volumes de óleo recuperável apontavam para cerca de 40 milhões de barris de óleo equivalente. Caso a ligação entre essas duas acumulações se confirme, dados preliminares do novo poço indicam o volume conjunto recuperável potencial de 360 milhões de barris de óleo equivalente.
 
Está prevista a realização de testes para avaliar a produtividade desses reservatórios, e a análise da interligação do poço à plataforma P-48, atualmente em operação no Campo de Caratinga, aproveitando a infraestrutura de produção e escoamento instalada na área.
 
Essas acumulações deverão ser objeto de Plano de Avaliação, a ser apresentado brevemente à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
 

OGX nas águas rasas da BC

Empresa de Eike faz a maior descoberta em águas rasas

Por Redação

Fonte: Folha de S. Paulo

Data: 14/05/2010 09:06

A OGX, empresa de petróleo do grupo EBX, do empresário Eike Batista, informou que o bloco BM-C-41, na bacia de Campos (RJ), tem reservas recuperáveis de até 3,7 bilhões de barris. É o maior volume descoberto em águas rasas no país. A petrolífera concluiu a perfuração de dois poços no bloco, do qual detém 100% de participação.

 Na quarta-feira, a ANP (Agência Nacional do Petróleo) anunciara ter identificado 4,5 bilhões de barris em um poço do pré-sal da bacia de Santos. A descoberta da OGX é próxima desse potencial, mas envolve a soma de quatro poços.

A estimativa da OGX foi feita a partir das perfurações das sondas Ocean Quest e Ocean Star. Ambas já foram deslocadas para a bacia de Santos para explorações nos blocos BM-S-57 e BM-S-59, também em águas rasas.

 

A descoberta na bacia de Campos já havia sido comunicada anteriormente.
Pesquisas mais detalhadas do bloco permitiram que fosse feita a projeção, que varia de 2 bilhões a 3,7 bilhões de barris -de 1,4 bilhão a 2,6 bilhões de barris em dois poços; e de 600 milhões a 1,1 bilhão de barris em outros dois prospectos do bloco.

Ao todo, a OGX detém participação em 29 blocos exploratórios nas bacias de Campos, Santos, Espírito Santo, Pará-Maranhão e Parnaíba. A companhia prevê investir US$ 4 bilhões na exploração dessas áreas.

 Fonte: Folha de S.Paulo/DA SUCURSAL DO RIO