Brazil's Equatorial Margin lags behind the country's environmental legislation

Rio de Janeiro (RJ) - Brazil's offshore potential has been largely known for its huge volume of oil reserves in its pre-salt layer. Yet for some other operators, the opportunities are beyond the ultra-deep waters situated in two important Brazilian bases - Santos and Campos. With an estimate of 30 billion barrels of oil in situ located in an area of 75,6 million square kilometers, the so-called Equatorial Margin, in Brazil's northern region, can be considered as a new highly profitable offshore frontier in the country.

In fact, after a recent and very successful exploratory campaign in the Guyana’s coast, which resulted in the discovery of two wells in Liza field, Exxon announced in February an investment plan to drill 1.4 billion barrel in Liza field by the end of 2017.  Those discoveries reinforced the previous expectation for great operations in the Brazilian region, mainly because the big geological similarities between the Guyana's coast and Brazil's north coast. The Guyana’s oil field is only 50 kilometers away from the Brazil’s Equatorial Margin area.

International majors such as Total, Exxon, BP as well as local independent operators like Queiroz Galvão E&P (QGEP) and PetroRio are among the companies that acquired 172 blocks offered in the 11^th Bidding Round in 2013.

“Considering the recent findings in Guianas and Suriname, other operators might also achieve success in their exploratory activities,” says QGEP CEO Lincoln Guardado.

QGEP CEO Lincoln Guardado

Delays in Licensing issuing

Although its potential is abound, many operators are facing problems to start their initial exploration plan. Most of those problems are related to the environmental licensing, which is issued by Brazil’s Federal Environmental Regulator, Ibama,  especially for the Foz do Amazonas blocks, which has a total area of 268 thousands square kilometers.

According to Brazil’s National Petroleum Agency ANP, from 172 blocs auctioned, 45 of them has not to obtain Ibama licensing yet to start their initial exploration plan. This the case of the French oil company Total.

The French company acquired in the 2013 11th Bid Round five blocks in the Foz do Amazonas basin - FZA-M-57, FZA-M-86, FZA-M-88, FZA-M-125 and FZA-M-127. 

At the same year of the acquisition, the French company formally requested Ibama environmental licensing for drilling up to nine wells. Four years later, the document has not been issued yet, although Total has already received the first equipment to be used in its exploration research, such as drill pipes, drill bits and containers. The equipment is stored in the Belém port, in the northern state of Pará.

Because of this licensing process endurance, ANP agreed to extend to 2020 the ending of the first exploratory period of Total's five blocks in Foz do Amazonas basin. Previously, the initial exploratory process was scheduled to be finished by 2018.

Total expects to start its oil drilling activities this year. The first wells will be drilled in ultra-deep waters at a depth of 1,900 meters off the northern state of Amapá’s coast in order to test deeper formations,” says the French operator in an official statement.

Brazilian independent operator Queiroz Galvao E&P is also facing the similar process as Total’s.  The company, which acquired Foz do Amazonas block FZA-M-90, is still waiting for the Ibama environmental licensing and expects to start its initial exploration plan in 2018.  


 

IBP president José Camargo

Those examples serve to show the importance of changing the current environmental licensing procedures in order to make them more efficient and faster, according to the Brazilian Institute of Petroleum, IBP. “The environmental licensing issuing process must be improved. Brazil’s government needs to establish legal safety with less subjective evaluation criteria and more predictability for licensing requirements,” says IBP president José Camargo.

For Brazil's government, the reasons rely on the fact that the Equatorial Margin is very close the Amazon Forest, one of the most diverse and delicate ecosystems in the world. Indeed, for decades local and world environmentalist groups such as WWF and Greenpeace, who claim fighting for its preservation, watch every move which is considered as a threat against the environment life of the giant rain forest.

Uma nova esperança para o onshore no Brasil?

Com o objetivo de impulsionar a indústria onshore, o governo brasileiro quer triplicar sua produção

Brunno Braga

Rio de Janeiro - Em um país onde a exploração e produção offshore (em alto-mar) responde por 95% da produção total de petróleo e gás, os projetos de E & P onshore (em terra) do Brasil sempre foram descartados em termos de investimentos e atenção de grandes operadores.

De fato, devido ao enorme volume de barris de petróleo encontrado na costa brasileira nos últimos

anos, principalmente na camada de pré-sal, todos os olhos estão voltados para as atividades offshore. No entanto, o governo brasileiro quer dar aos pequenos operadores locais mais oportunidades na indústria de exploração e produção de petróleo e gás em terra.

O objetivo é ambicioso. Segundo o secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia, Marcio Félix, o governo está trabalhando para criar condições que possam triplicar sua produção onshore até 2030.

Atualmente, o Brasil produz uma média de cerca de 143 mil barris de petróleo por dia e 26 milhões de milímetro cúbicos de gás por dia em oito estados brasileiros. Este volume representa um terço da produção da Argentina e do Equador, países que têm um território menor que o maior da América Latina.

"Nós estamos operando no limite econômico em algumas áreas. Assim, estamos trabalhando para implementar um conjunto de políticas, a fim de abrir uma nova fronteira oportunidade e oferecer mais áreas. Queremos atrair mais operadores e dar-lhes mais diversidade em termos de cadeia de fornecimento para que possamos transformar a indústria onshore do país em outra importante fonte de desenvolvimento", afirma Marcio Felix.

Para atingir esse objetivo, o Ministério da Energia lançou no dia 31 de janeiro o Plano Revitalização de Exploração e Produção em Terra (REATE). Este plano, que combina um conjunto de medidas de incentivo, pretende desenvolver programas de suporte para os pequenos produtores.

Secretário de O&G do MME, Marco Felix

Avanços

Uma dessas medidas de incentivo - a isenção de regras de conteúdo local - será implementada na 4ª rodada de licitaçao para áreas com acumulações marginais. A rodada, que está agendada para ser realizada no dia 11 de maio, vai leiloar 10 campos localizados nas bacias do Espírito Santo, Potiguar e Recôncavo.

Num momento em que grandes operadores offshore estão lutando para ter regras menos rígidas para o conteúdo local atual, gerando controvérsia e disputa judicial, este movimento pode ser visto como um passo positivo para a revitalização do segmento onshore no Brasil.

"Apesar de ainda esperar mais avanços no quadro regulatório, a isenção de conteúdo local é um bom exemplo de como o Ministério da Energia está mudando sua visão sobre a indústria onshore brasileira", diz o secretário-executivo da Associação Brasileira de Produtores Independentes de Petróleo e Gás (ABPIP)  Anabal Santos.

No entanto, Santos ressalta que as áreas a serem leiloadas têm uma produção muito baixa e não atrairão empresas que necessitem de melhores condições para operar.

"O nível muito baixo de produção, juntamente com dificuldades regulatórias e outros gargalos enfrentados pelo segmento onshore, vão causar a falta de interesse dos operadores", diz Santos.

A primeira rodada de licitação de áreas marginais foi realizada em 2015. Oito empresas adquiriram 10 campos localizados nas bacias de Barreirinhas, Espírito Santo, Paraná, Potiguar, Recôncavo e Tucano Sul.

Apesar dos problemas mencionados, o gerente da ABPIP diz que está confiante sobre o plano do governo revitalização onshore. "Depois de ter sido esquecido por mais de uma década, tenho certeza que esse plano mudará para melhor o humor dos investidores, uma vez que eles começam a ver essas políticas postas em prática".

Na verdade, atrair mais operadores é uma tarefa muito desafiadora. Apesar de 23 produtores atuarem em áreas terrestres, a Petrobras, empresa estatal brasileira, representa 96% da produção total.

Além da isenção de conteúdo local, a Secretaria de Petróleo e Gás do Brasil afirma que um importante corte de impostos está no caminho para atrair pequenos produtores a investir em campos terrestres. Segundo Marcio Felix, a intenção do governo é reduzir os impostos de royalties de 10% para 5% em áreas com baixa produção de petróleo e gás.

A legislação brasileira de petróleo e gás permite que o governo federal estabeleça a porcentagem de impostos para cada área. Mas essa política específica de incentivo precisa ser discutida no Congresso porque muitas cidades dependem das receitas de royalties do petróleo.

Petróleo barato: o fim de uma era?

Por mais de dois anos, o preço do petróleo se encontrava em queda livre. No entanto, com o aumento da demanda e queda na oferta,especialmente por conta da baixa no estoque e problemas nas operações em países como Canadá, Nigéria e Líbia, esse quadro começa a mudar. 

Recentemente, a Agência Internacional de Energia anunciou que espera que o mercado de petróleo vai encontrar um equilíbrio até o final de 2016, o que significa que o mundo vai experimentar tanto um impulso na produção como no consumo de petróleo. Na última semana de junho, o preço do barril de petróleo tipo Brent se manteve na faixa dos US$ 50, após atingir esse patamar em maio deste ano depois de sete meses. 

Demanda

Do lado da demanda, China, Estados e Unidos e India vão registrar aumento do consumo por petróleo para este e para os próximos anos, conforme previsões feitas pela própria AIE.

A China, por exemplo, vai demandar 340 mil barris de petróleo por dia a mais comparado a 2015. Apesar de não mais ostentar o ritmo de forte crescimento visto em anos anteriores, o aumento da demanda se dará em função de investimentos na indústria petroquímica e crescimento da venda de carros. Segundo dados da Associação de Fabricantes de Automóveis da China, nos três primeiros meses do ano registrou um avanço anualizado de 6,8%.

Além dos bons resultados nas vendas de carros, a China vem intensificando os investimentos estatais na sua indústria de petroquímica, que em 2015 registrou crescimento de 10% em relação a 2014. Este ano, este setor pode ter uma performance semelhante, mantendo o gigante asiático como o principal motor da indústria petroquímica mundial.

Já a Índia, que por conta do bom ritmo de crescimento da atividade econômica no país, pode ultrapassar a China no consumo de petróleo. Segundo dados da Agência Internacional de Energia (AIE), do planeta média de ritmo da atividade econômica para os próximos 25 anos será, em média, de 6,5%, índice superior um ponto percentual do crescimento da China para o mesmo período. E, segundo, a mesma agência, a India, que somente possui 1¢ das reservas provadas de petróleo do mundo, terá que importar petróleo para manter esse ritmo.


Por fim, os Estados Unidos que, mesmo com uma recuperação tímida, consegue ter grande peso para os índices de consumo de petróleo em escala global.  O país vem experimentando oscilações no estoque de petróleo, mas, também, registra queda na produção em função do corte de investimentos feito pelas empresas para fugirem dos preços baixos.  

Oferta

Desde meados de 2014, a grande oferta de petróleo puxou os preços para baixo, prejudicando os balancetes das empresas e causando danos aos orçamentos de países dependentes da exploração e produção de petróleo, como Rússia e Iraque.

Se o preço do petróleo está chegando perto de um ponto de equilíbrio entre oferta e demanda isso não se dá por causa dos principais membros da Opep, especialmente a Arábia Saudita, que manteve a produção mesmo com os preços em queda.

Ao invés disso, o mercado pode agradecer às interrupções das ofertas de petróleo, no qual chegou, em maio, ao seu maior nível em cinco anos.  Os declínios da produção ocorreram em grande parte por conta de incêndios no Canadá que derrubaram as atividades em alguns campos de sand oil na província de Alberta.

Outras regiões também apresentam problemas: uma nova geração de milicianos no Delta Niger, no sul da Nigéria, está mirando nas instalações de produção de petróleo no local. Enquanto isso, a Líbia continua em processo de desintegração política, o que faz com que a produção e exportação de petróleo do país fiquem apenas uma fração do que era antes da guerra civil que o país se encontra.

Outros importantes produtores de petróleo, com destaque para a Venezuela, enfrentam graves crises política e econômica. Muitos especialistas acreditam que as exportações de petróleo venezuelano vão ter forte queda este ano.

Juntos, a queda no estoque, ataques e incêndios derrubaram a produção em 3,7 milhões de barris de petróleo por dia.  Tudo isso ajudou a empurrar os preços do petróleo para sua maior alta em anos. Nos últimos dois anos, o mundo ficou então inundado em petróleo que o mercado podia dar de ombros ao virtual desaparecimento da indústria do petróleo na Líbia, por exemplo, ou assistir ao retorno de milícias rebeldes da Nigéria sem sobressaltos. Agora, contudo, a queda no estoque pode causar grandes ondulações num mercado cada vez mais comprimido.

Fato é que o mundo não est de volta à época na qual qualquer tropeço na oferta significava um aumento de  no preço, mas o mercado está bem acordado para os acontecimentos geopolíticos.

Enquanto os incêndios no Canadá, nos quais, em seu pior momento, foram responsáveis por reduzir a produção em mais de 1 milhão de barris de produção de petróleo por dia , estão diminuindo, as turbulências na Nigéria e na Líbia ainda estão longe de terminarem, segundo análises feitas por especialistas da AIE. 

O quadro geopolítico tem ajudado a dar maior estabilidade para os preços do petróleo e acelerando o equilíbrio global entre oferta e demanda.

A Nigéria tem importante papel nesse processo de turbulências, pois além das instalações serem alvo de vandalismo, o que contribuiu para a queda de 1 milhão de barris por dia, há também o surgimento de uma nova geração de rebeldes que parecem ser mais resistentes a qualquer tipo de negociação com o governo.

 

Correndo por fora, temos a Arábia Saudita e sua política de produção a todo vapor. O reino ainda continua produzindo próximo a níveis recorde 10,2 milhões de barris por dia. Isso significa que o país árabe tem muito menos capacidade de aumentar a produção de petróleo para atender às necessidades globais por esse combustível. Ou seja, quanto mais a Arábia Saudita produz, menos capacidade de estoque de reserva existe no seio da Opep.

E como a capacidade de estoque de reserva é essencial para absorver choques no mercado global de petróleo, o mundo pode estar em breve numa rota de turbulência. 

Redução de consumo de gás no Brasil vai influenciar produção em 2016, diz QGEP

A Queiroz Galvão Exploração e Produção (QGEP) anunciou, nesta segunda-feira (04/7), que a queda no consumo de gás no Brasil pode fazer com que a produção média de gás do Campo de Manati, onde a companhia tem operação, sofra uma queda de 10% em 2016 em relação ao ano anterior.

A afirmação foi feita pelo CEO da QGEP. Lincoln Guardado, que lembrou os dados anunciados recentemente pelo Ministério de Minas e Energia que atestam uma redução de 25% de demanda e consumo de gás nos últimos 12 meses. 

Contudo, Guardado afirmou que mesmo com a diminuição da produção, as operações no Campo de Manati, que que está localizado na Bacia de Camamu, no litoral da Bahia, eficientes e rentáveis. “Acreditamos que este fenômeno é conjuntural e brevemente teremos a retomada do consumo”, comentou o executivo.

No segundo trimestre, a produção média de gás em Manati foi de 5,0 milhões de m³/dia, sendo 6,0 milhões de m³/dia de produção em abril, seguida de um declínio na produção em maio e junho, em função da queda significativa no consumo de gás em todo o território nacional. 

Como resultado, a Companhia está revisando a estimativa da produção média anual para 5,1 milhões de m3/dia ao invés dos 5,7 anteriormente projetados para 2016, considerando um cenário de baixa demanda pelos próximos seis meses. Reafirmamos que o Campo de Manati continua com a capacidade de produção mantida em 6,0 milhões de m³/dia. A QGEP estima que a margem EBITDA do Campo de Manati se manterá entre 60% e 65%, mais que suficiente para sustentar as operações atuais.

“Vale destacar também a solidez do nosso balanço, com R$1,3 bilhão em caixa no final do primeiro trimestre, que aliado ao fluxo de caixa operacional esperado nos permitirá prosseguir com os compromissos planejados em nosso portfólio de desenvolvimento e de exploração para 2016 e 2017”, conclui Guardado.

Clariant adquire controle de unidade de fluidos no RJ para atender mercado offshore

A Clariant, empresa especializada em especialidades químicas, anunciou nesta sexta-feira (24/6), a aquisição de 50% da participação da Carboflex no consórcio que construiu e opera a planta localizada na Baía da Guanabara.

De acordo com comunicado feito pela empresa, a unidade, localizada no Rio de Janeiro, produz químicos usados em poços para exploração e produção de petróleo e gás. “A aquisição é parte da estratégia de investimentos da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant e permite à empresa assumir o controle total da planta para expandir sua oferta de produtos químicos para os clientes offshore, otimizando prazos de entrega”, informou a Clariant em nota à imprensa.

“Nossos planos para expandir ainda mais nosso portfólio e expertise técnica nos permitirão trabalhar com mais proximidade com os clientes no mercado brasileiro de petróleo e gás para atender seus desafios”, John Dunne, diretor Global da BU Oil & Mining Services da Clariant “

Além da produção de fluídos, que são críticos para as atividades de exploração e produção de petróleo, a infraestrutura da planta permite à Clariant armazenar e despachar as soluções químicas pelo terminal portuário para os clientes que desenvolvem operações offshore no país”, explica Carlos Tooge, Vice-Presidente para a América Latina da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant. A localização geográfica da unidade é estratégica, pois está próxima às três principais bacias – Santos, Campos e Espírito Santo –, responsáveis por mais de 90% da produção de petróleo no país. “Nosso objetivo é oferecer ao mercado brasileiro um portfólio completo de soluções para as operações offshore de exploração e produção de hidrocarbonetos”, conclui Tooge .

Carlos Tooge, vice-presidente para a América Latina da Unidade de Negócios Oil & Mining Services da Clariant


“

A localização geográfica da unidade é estratégica, pois está próxima às três principais bacias – Santos, Campos e Espírito Santo –, responsáveis por mais de 90% da produção de petróleo no país.

Parente e o desafio de tirar a Petrobras do fundo do poço

Com pesadas críticas à gestão anterior e com promessas de buscar recuperar a empresa por intermédio de uma política de eficiência operacional, o novo presidente da Petrobras, Pedro Parente, assumiu, oficialmente, o cargo nesta quinta-feira (2/6), A cerimônia de posse ocorreu no prédio sede da estatal no Rio de Janeiro.

Parente, que foi ministro Chefe da Civil durante gestão do ex-presidente Fernando Henrique Cardoso (1995-2002), e que ganhou notoriedade quando assumiu o cargo de coordenador  de um grupo de trabalho interministerial para gerenciar e unificar as ações de racionamento de energia, durante a crise do 'apagão' em 2001, tem pela frente a dura missão de recuperar uma empresa que se encontra na pior crise econômica e de credibilidade desde a sua fundação em 1953.

Durante discurso de posse, Parente classificou como quadrilha o grupo de funcionários envolvidos no maior escândalo de corrupção corporativa da história do país. Além disso, o novo presidente da empresa também creditou ao que considerou como erros dogmáticos políticas implementadas pelo governo Dilma Rousseff, causando sérios problemas financeiros à empresa. 

O blog ORB elencou alguns desafios a serem enfrentados por Parente:

Venda de ativos

 Antes do afastamento da presidente Dilma, o então presidente da Petrobras, Aldemir Bendine, já anunciava a abertura de capital da BR Distribuidora e venda da partipação da estatal na Braskem, a sétima maior petroquimica do mundo. Segundo Parente, essa política terá continuidade. No entanto, o poder de barganha de possíveis interessados é grande, uma vez que a empresa tem que correr contra o tempo para diminuir a sangria causada pelo forte endividamento (com grande parte da divida em dólar) num momento em que o mercado de petróleo e gás no mundo se encontra em grande baixa. Além disso, tentar convencer possíveis compradores que o controlador, no caso o governo, não terá políticas intervencionistas será um outra tarefa a ser encarada pelo novo presidente.

Problemas com empresas fornecedora de serviços

Outro grande problema a ser enfrentando será encontrar soluções e alternativas para empresas fornecedoras de serviços, sobretudo os de engenharia, uma vez que as principais empresas do setor estão envolvidas no escândalo do Lava-Jato. Como resolver esse impasse? 

Conteúdo Local

O novo presidente também teceu críticas à política de conteúdo local brasileira que, segundo ele, causa problemas relacionado a custo e prazo de entrega de encomendas. Apesar de ser uma agenda antiga que faz coro com as outras operadoras que atuam no país, a política de conteúdo local sempre foi uma bandeira das empresas brasileiras, que defendem a reserva de mercado com forte apelo à defesa da indústria nacional. No momento em que o setor industrial enfrenta uma das piores crises da sua história, com desemprego e quedas nas receitas, levar a frente uma proposta que garanta maior flexibilidade na aquisição de produtos trará duros embates entre representantes das indústrias locais e a estatal. 

Fim do status operador único do pré-sal

O projeto de lei do senador José Serra (PSDB-SP), que muda o marco regulatorio do petróleo também foi tema do discurso do novo presidente da empresa. Aprovado no Senado, mas, ainda, em tramitação na Câmara, o projeto tem como objetivo retirar a obrigatoriedade da empresa em ser a única operadora em campos do pré-sal a serem licitados pelo modelo de partiha de produção (caso do campo de Libra, na bacia de Santos).

É importante salientar que mesmo com a alta produtividade do pré-sal, que registrou, em maio, a marca de 1 milhão de barris por dia - 40% da produção nacional - as operaçoes nas áreas ultra-profundas têm custo alto e apresentam grande peso ao caixa da empresa. Prova disso, foi a decisão da empresa de se ausentar no último leilão de campos exploratórios para não comprometer ainda mais os custos que ela tem tido, sobretudo em Libra. Com a aprovação da lei, além de dar mais fôlego à Petobras, como, também, permitirá ao governo realizar mais leilões do pré-sal sem ter que, assim, onerar a petroleira brasleira.

Política de preços de combustiveis

A intervenção da gestão anterior no preço dos combustíveis, principal fonte e receita da Petrobras, fez com que a companhia tivesse sérios problemas de caixa. Segundo levantamento feito pelo professor do Instituto de Economia da Universidade Federal do Rio de Janeiro (UFRJ), Edimar de Almeida, a política de controle de preços do governo federal trouze impactos negativos do desalinhamento dos preços na Petrobras. 

" A dívida da Petrobras aumentou em mais de 70% de 2011 a 2013, sendo o aumento mais forte de 2012 para 2013 (36%). (...) crescimento da dívida líquida foi ainda maior (mais que dobrou). Em termos absolutos, entre 2011 e 2013 a dívida bruta e a líquida cresceram mais de R$ 100 bilhões" - O estudo pode ser acessado aqui .

Embate com petroleiros

O sindicato dos petroleiros se mostrou crítico às recentes gestões da Petrobras (tanto na era FHC como nos anos Lula e Dilma), sobretudo no que tange ao processo de terceirização da empresa. Além disso, o sindicato sempre foi contrário à ideia de venda de ativos e participação de empresas estrangeiras nas atividades de exploraçao e produção de petróleo no país. A mudança do regime de concessão para o de partilha e a obrigatoriedade de ter a Petrobras como a operadora única  para os futuros leilões do pré-sal atendeu, mesmo que de forma timida, as reinvidaçoes históricas da categoria. 

No entanto, com o afastamento da presidente Dilma Rousseff, cujo partido possui uma aliança histórica com a categoria, o sindicato ficará mais à vontade para promover fortes embates com a atual direção da Petrobras, que, segundo Parente, promoverá medidas de austeridade empresarial. Greves e paralisações podem dar o tom na relação entre petroleiros e os mandatários da estatal. 

Entrevista Matt Wood, UK Trade Brazil - "Temos hoje 200 empresas britânicas da cadeia produtiva de óleo e gás presentes no Brasil"

Para o diretor geral da UK Trade & Investments no RJ, Matt Wood, as similaridades entre Brasil e Reino Unido são muito grandes no segmento de óleo e gás offshore

Rio de Janeiro (Brasil) - O Reino Unido e Brasil sempre tiveram boas relações no segmento de óleo e gás. Esse relacionamento se intensificou em função do forte aquecimento vivido pela indústria nos últimos anos. Com objetivo de aumentar ainda mais a presença de empresas britânicas no mercado brasileiro, a UK Trade & Investment in Brazil, departamento de promoção comercial do governo do Reino Unido, promoveu em março um encontro entre empresários, membros dos governos brasileiro e britânico e acadêmicos para discutirem pautas que possam ajudar a impulsionar os negócios entre os dois países.

Em entrevista, Matt Woods, cônsul-Geral Adjunto e diretor do UK Trade & Investment no Rio de Janeiro, falou sobre o nível das oportunidades e os desafios existentes para realização de negócios entre os dois países. Leia, abaixo, os principais trechos da entrevista:

Qual é o peso do Brasil para o Reino Unido no segmento de óleo e gás? 

Matt Woods - O setor de energia, mais especificamente o de óleo e gás, é um dos mais exitosos dentre todas as nossas campanhas no Brasil. Inclusive o Brasil é atualmente o segundo mais bem sucedido parceiro global para companhias Britânicas do setor com o apoio do Governo Britânico. Apenas nos últimos três anos, ajudamos empresas do Reino Unido a fecharem negócios de cerca de R$ 12 bilhões no setor de petróleo e gás/ energia no Brasil. Temos hoje 200 empresas britânicas da cadeia produtiva de óleo e gás presentes no Brasil e nos últimos três anos foram organizadas 25 missões comerciais entre os dois países. Falando no futuro, não podemos esquecer que o pré-sal deve ser bastante explorado e traz excelentes perspectivas para a economia brasileira em longo prazo. Esta ainda é a maior descoberta de petróleo do hemisfério ocidental dos últimos 40 anos, estimada em 50 bilhões de barris de petróleo, e é também uma ótima oportunidade para as empresas britânicas, pois podemos ser valiosos parceiros para o Brasil na exploração do pré-sal, contribuindo com a expertise obtida no mar do norte e tecnologia de ponta.

Na sua opinião, quais são as grandes vantagens e desvantagens para empresas britânicas do segmento de óleo e gás atuarem no Brasil?

 M.W. - As similaridades entre o Brasil e o Reino Unido são muito grandes. A experiência de exploração e produção por mais de 50 anos no Mar do Norte levaram a indústria britânica a desenvolver uma forte cadeia de fornecedores que muito pode contribuir para os investimentos no Brasil em águas profundas, mais especificamente no pré-sal. Este ano tivemos a quarta edição do UK Energy in Brazil, um evento anual em que nós promovemos a troca de experiências entre empresas britânicas e brasileiras, além de apresentar novas tecnologias e debater os desafios do setor. Justamente pensando no potencial do Reino Unido e nas oportunidades no Brasil foi que definimos os 3 temas principais do UK energy In Brazil deste ano: Construção Naval e Offshore, Maximização da Produção e Subsea.

Quantas companhias de petróleo atuam atualmente no Brasil no segmento de óleo e gás? Há alguma expectativa de crescimento deste número?

M.W. - Temos grandes empresas como a Shell e BP, e grandes empresas fornecedoras como Rolls Royce, Wood Group e AMEC Foster Wheeler. Mas também existe um nú- mero significativo de empresas britâ- nicas de pequeno e médio porte. São mais de 200 empresas britânicas atuando nos segmentos de petróleo e gás e indústria naval no Brasil. Mesmo as empresas pequenas têm trazidos tecnologias inovadoras implementadas no Mar do Norte para o offshore brasileiro. Acreditamos que há espaço para muito mais. No campo da mineração, a Anglo American tem desenvolvido projetos em Minas Gerais e Goiás. Já no setor elétrico, a nossa participação tem sido mais tímida em termos, mas não pela falta de oportunidades no mercado - queremos aumentar nossa presenca neste segmento. Há também uma presen- ça significativa de empresas e investidores britânicos em outro setores, como no farmacêutico, de infraestrutura, automotivo e outros. Para o UK Energy in Brazil 2016 recebemos 18 empresas interessadas em negócios e parcerias com o Brasil.

       A Shell é uma das empresas britânicas que mais investe no mercado offshore brasileiro

O Brasil está passando atualmente por problemas sérios por conta de escândalos de corrupção na Petrobras, afetando negócios de muitas empresas que atuam no setor. Como a UK Trade está acompanhando esse problema?

M.W. - Em tempos de grandes desafios, as empresas e indústrias precisam inovar mais. E a inovação muitas vezes vem não só de ideias originais, mas a partir da evolução de ideias, tecnologias transportadas de uma realidade para outra, através do estreitamento das parcerias. E é justamente essa parceria fundamental, essa troca de ideias, tecnologias e experiências entre empresas brasileiras e do Reino Unido que o evento possibilita. A situação atual também possibilita com que empresas brasileiras de qualidade possam buscar mais sócios britânicos. É uma oportunidade para as empresas britânicas apostarem nos ganhos a longo prazo, pois essas maior feira offshore do mundo e a principal feira da Europa, realizada em Aberdeen, na Escócia, em uma mis - são organizada pelo UKTI, em parce - ria com a Confederação Nacional de Indústria (CNI).

Há algum acordo ou convênio entre empresas britânicas e empresas brasileiras coordenado pela UK Trade no campo da Pesquisa e Desenvolvimento e Inovação para o segmento de óleo e gás? Como elas podem aproveitar as oportunidades existentes no mercado britânico? 

M.W. - Nossas atividades e projetos têm nos ajudado a construir relacionamentos sólidos com o governo brasileiro e com isso implementar atividades fru - tíferas não só para o Brasil e o Reino Unido mas também no âmbito glo - bal. Investimos em projetos que pro - porcionam win-win, ou seja, oportu - nidades que apresentam uma boa troca de experiências para ambos os países e que sejam interessantes para o avanço ou aprimoramento de políticas públicas e que possivelmente gerarem oportunidades de negó cios também.

E a que o senbor atribui esse sucesso?

M.W.-O sucesso da parceria entre o Reino Unido e o Brasil no setor de energia se deve a um envolvimento integral que vai além das conhecidas parce - rias comerciais. Projetos que visam o compartilhamento de conhecimento têm ganhado cada vez mais espaço, potencializados pelo memorando de entendimento para a cooperação no setor de energia, assinado por ambos países em 2006. O interesse acadê - mico também é considerável - apenas em 2015, o Reino Unido recebeu 11 mil estudantes brasileiros pelo programa Ciências Sem Fronteiras, muitos deles ligados ao setor de Óleo e Gás. Por meio de dois fundos de finan - ciamento e cooperação bilateral – o Prosperity Fund, que apoia o desen - volvimento do Brasil em áreas estra - tégicas da economia, como logística e infraestrutura, e o Newton Fund, que dá suporte a iniciativas de ciê cia, tecnologia e inovação, temos au - mentado muito nossos investimen - tos no Brasil. Em janeiro Prosperity Fund anunciou um investimento glo bal de £1.3 bilhões (cerca de R$ 7.8 bilhões) em cooperação para os pró - ximos 5 anos, sendo o Brasil um país prioritário. Recebemos um número de projetos sem precedentes. Foram cerca de 800, número 6 vezes supe - rior ao do que o ano passado. Como a area de energia é prioritária para o Prosperity Fund no Brasil, certamente teremos excelente projetos que en - volvam o setor de O&G nos próximos 5 anos.

Como a atual crise de pe - tróleo atual, que apresenta preços bastante baixos, está afetando a indústria britânica de óleo e gás como um todo? O senhor poderia falar em número? 

M.W. - É um momento delicado para a indústria como um todo, e ocorrem, no momento, reduções de custos em todos os setores a nível mundial. A verdade é que as reservas petrolíferas na região do pré-sal garantem a atra - tividade do Brasil. Além disso, temos hoje uma libra esterlina muito mais forte do que há um ano, o que signi - fica um cenário melhor para investi - dores do Reino Unido. O intercâmbio pode diminuir o nú mero de negócios porque as empre - sas diminuem os investimentos com o preço de petróleo mais embaixo, mas por outro lado, em um cenário de crise há sempre mais espaço para colaboração. Pode diminuir os inves - timentos das empresas, mas há es - paço para continuar a ter colaboração e parcerias. Dentro dessa perspectiva, a combina - ção do estado da arte da tecnologia e do capital que as empresas britâ - nicas podem oferecer é bastante in - teressante para um bom número de empresas brasileiras, particularmente aquelas de pequeno e médio porte, menos capazes de suportar as pres - sões atuais sem a injeção de capital. Tudo isso – junto com a demanda de produtos e serviços – pode resultar em alianças que, de alguma forma, sejam uma boa maneira de capitali - zar durante esse período de crise.