A companhia Setor de Atuação
O Setor de Petróleo e Gás Natural
As Rodadas de Licitações e o Conteúdo Local
O petróleo é a fonte de energia mais importante do mundo para uso em transporte. Em 2006, o petróleo atingiu 38% da demanda de energia mundial negociada. Seus principais concorrentes, carvão e gás natural, atingiram 28% e 24% respectivamente. Na maioria das regiões do mundo, a representatividade do petróleo como fonte de energia é muito maior que isso, com apenas duas exceções: Ásia/Pacífico onde o carvão é a fonte de energia dominante representando 44%, e a antiga União Soviética, onde o gás natural lidera com 54%.
O petróleo e o gás são produzidos em todos os continentes com exceção da Antarctica. Recentemente, o rápido crescimento do consumo e capacidade ociosa minguante estimada em 2009 em apenas 6% equivalente a 1 ano de exaustão da produção, tem levado a volatilidade de preço, questões sobre a sustentabilidade dos recursos e crescentes discussões sobre possíveis alternativas. A economia global é criticamente dependente do petróleo, e a redução de sua utilização é extremamente desafiadora.
O Oriente Médio domina as reservas provadas de petróleo. Reservas provadas significam aquelas que foram descobertas e consideradas viáveis economicamente para produzir nos níveis de preços atuais, usando as tecnologias e custos atuais. Baseado nas estatísticas da BP Statistical Review, o Oriente Médio contém aproximadamente dois terços dos 1,15 trilhões de barris de reservas comprovadas mundialmente.
Existem três países produtores que estão bem acima dos demais: Arábia Saudita, Rússia e EUA. Estes três produzem cerca de um terço do petróleo cru e gás natural líquido e condensado do mundo. O restante da produção mundial é amplamente distribuído entre 60 países, sendo que nenhum deles representa mais que 5,5% do total.
O petróleo é uma mistura de hidrocarbonetos orgânicos, água, sais e minerais. A quantidade destes componentes varia de um depósito de petróleo para outro e também da profundidade em que se formou. Para diferenciar os diversos tipos de petróleo, a classificação é feita de acordo com o conteúdo de enxofre e da gravidade específica (peso) do petróleo:
Petróleo cru com quantidade de enxofre menor que 0,5% é classificado como "doce" enquanto o cru com alta quantidade de enxofre maior que 2,5% é classificado como "amargo".
Petróleo leve é mais valioso que o pesado pois contém hidrocarbonetos com moléculas mais leves que são mais fáceis de serem extraídas do cru e que podem ser vendidas a um valor maior que os componentes pesados do petróleo cru.
O método mais comum para diferenciar entre petróleo leve e pesado usa o índice API (American Petroleum Institute) de Gravidade. Petróleo cru com nível API maior que 34 é considerado leve enquanto petróleo cru com API menor que 32 é pesado (definição de leve/pesado varia entre regiões – petróleo com API de 32 pode ser classificado como pesado nos EUA mas leve no Oriente Médio).
Estas variações entre petróleo cru ocorrem em escala regional e um número de parâmetros regionais foram estabelecidos como base de comparação entre os tipos de petróleo cru (tabela 1). O petróleo cru do Mar do Norte (Brent) por exemplo é leve/doce onde o petróleo cru do Oriente Médio (Dubai) é pesado/amargo.
Principais parâmetros de petróleo cru
Enxofre API
Brent 0,36% 38,5
WTI 0,24% 39,6
Dubai 0,20% 31,0
Alguns dos principais usos do petróleo estão detalhados abaixo na tabela 2. Os produtos mais importantes derivados do petróleo cru são os combustíveis veiculares e combustíveis para geração de energia. Entretanto, o petróleo tem diversos outros usos em várias indústrias.
Retorno típico de um barril de petróleo cru
Percentual Produto Uso
46% Gasolina Veículos
27% Óleo Combustível Geração de energia
10% Combustível para jatos Aviação
5% Coque Indústria pesada
4% Gases liquefeitos Aquecimento/cozimento
3% Matérias-primas petroquímicas Indústria química
3% Asfalto Pavimentação
1% Lubrificantes Aplicações industriais
1% Querosene Aquecimento/Aviação
O volume de petróleo é medido em barris (bbl) e um barril equivale a 42 galões, que representa aproximadamente 159 litros.
Os produtos obtidos de um barril de petróleo encontram-se abaixo:
GLPs (10%): os gases liquefeitos de petróleo são a parte mais leve de um barril. Eles incluem butano e propano que são utilizados principalmente para aquecimento, cozimento e matéria-prima na indústria petroquímica.
Destilados leves (35%): incluem a gasolina e nafta que podem ser utilizados como combustíveis para veículos e matéria-prima para a indústria petroquímica.
Destilados médios (35%): contemplam o diesel, querosene para aviação e gás óleo. Estes produtos são utilizados como combustíveis para transporte e aquecimento.
Óleo residual (20%): é uma substância espessa e pesada de menor valor que resta após o processo de destilação. Inclui o betumem que é utilizado na construção de estradas e coque que é utilizado como combustível para fornos a combustão.
Desde os anos 70 tem havido uma mudança clara na demanda de petróleo alterando do residual pesado do barril (óleo combustível) para combustíveis de transporte (gasolina, diesel e querosene de aviação). Entretatno a demanda varia de região para região.
O comércio do petróleo acontece na New York Mercantile Exchange (NYMEX) e no International Petroleum Exchange (IPE) em Londres. Essas bolsas oferecem contratos spot (físicos) para entrega imediata assim como entregas futuras em outras datas.
Os dois parâmetros de preços mais comuns para o petróleo cru são o Brent e o West Texas Intermediate (WTI) e são sempre precificados em US$/bbl. O Brent é usado principalmente como referência fora dos EUA enquanto o WTI é a referência americana para petróleo cru. Ambos são petróleos crus leve/doce e o Brent historicamente negocia com um desconto de US$1,49(1) sobre o WTI resultante de qualidade e pontos mercadológicos.
Existem diferentes tipos de empresas no setor de petróleo e gás:
Exploração e Produção (E&P): descobrimento e extração de hidrocarbonetos.
Integradas: empresas globais ativas em cada parte do setor de petróleo e gás – exploração, produção, refino e distribuição.
Refino e Distribuição: são as refinarias que transformam o petróleo cru em produtos comercializáveis como a gasolina e o diesel. A distribuição é encarregada da venda dos produtos refinados ao consumidor final.
Equipamentos e Serviços: empresas especializadas em toda a cadeia de petróleo e gás incluindo empresas de leasing de equipamentos de perfuração de petróleo e project management (EPC).
A cadeia de valor da indústria de petróleo e gás é dividida entre Upstream, Midstream e Downstream.
O Upstream é relacionado com exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás. Este processo começa quando uma entidade governamental oferece uma área para exploração em troca de remuneração pecuniária. Entretanto, no ambiente atual de altos preços de petróleo, os processos de licitação para áreas de exploração são altamente competitivos. Via de regra, essas licitações requerem pagamentos antecipados a título da compra do direito de exploração e produção na área objeto do leilão.
Exploração: envolve estudos de todas as informações geológicas e geográficas disponíveis na localidade em questão. Este processo envolve empresas de oil services independentes assim como as gigantes integradas e é dividido em duas fases – pesquisa e perfuração preliminar para confirmação das descobertas na fase de pesquisa (3 em cada 4 poços exploratórios não se encontra quantidades suficientes de hidrocarbonetos que viabilizem a produção).
Desenvolvimento: se refere à instalação da infra-estrutura necessária para permitir completa escala de produção. É onde a Lupatech começa a ter exposição ao setor fornecendo equipamentos para a construção da infra-estrutura de produção.
Produção: se refere à contínua extração de hidrocarbonetos e sua preparação para transporte. Apesar de ser intensiva em capital, esta parte da indústria gera os maiores retornos sobre o ciclo, pois é por natureza, a única geradora de caixa. A Lupatech também tem exposição à produção, fornecendo serviços e equipamentos para reposição.
O Midstream é relacionado ao transporte do petróleo cru de onde ele foi extraído para a refinaria onde é processado. O petróleo cru pode ser transportado pelo mundo todo através de tubulações/dutos, caminhões e navios tanques até as refinarias.
O Downstream é relacionado ao refino e comercialização do petróleo. Refino refere-se ao processamento do petróleo cru enquanto a comercialização se refere à distribuição e venda do produto refinado.
A história do petróleo no Brasil se confunde com a história da Petrobras, criada em 3 de outubro de 1953 pelo presidente Getúlio Vargas. "Constituída com capital, técnica e trabalho exclusivamente brasileiros, a Petrobras resulta de uma firme política nacionalista no terreno econômico. É, portanto, com satisfação e orgulho patriótico que hoje sancionei o texto de lei aprovado pelo Poder Legislativo, que constitui novo marco da nossa independência econômica", afirma Vargas, durante discurso no dia da sanção da Lei 2004, que criou a Petróleo Brasileiro S.A. – Petrobras(2).
No início a empresa recebeu do Conselho Nacional do Petróleo (CNP) alguns campos de petróleo e possuía frota de 22 navios. A produção de petróleo era de 2.700 barris por dia. O parque de refino atendia a uma pequena fração do consumo nacional de derivados, que se situava em torno de 137 mil barris por dia, a maior parte importada. As opções iniciais foram pela construção de novas refinarias, buscando a redução dos custos de importação de derivados, e pela criação de infra-estrutura de abastecimento, com a melhoria da rede de transporte e instalação de terminais em pontos estratégicos do país. Ao final da década, a produção de petróleo já se elevava a 65 mil barris diários, as reservas somavam 617 milhões de barris, enquanto as obras em andamento no setor industrial prometiam, para a década seguinte, a auto-suficiência do parque de refino na produção de derivados básicos.
A Petrobras alcançou a auto-suficiência na produção dos principais derivados em 1961 com o início de funcionamento da Refinaria Duque de Caxias (Reduc), no Rio de Janeiro. Ao longo da década, outras unidades entraram em operação. A expansão do parque de refino mudou a estrutura das importações radicalmente. No início de sua criação, as compras de derivados correspondiam a 98% das compras externas e só 2% a óleo cru. Já em 1967, o perfil das importações passava a ser 8% de derivados e 92% de petróleo bruto.
Foi instituído em 1962 o monopólio da importação de petróleo e derivados para reduzir o custo das importações. Após atingir a marca de 100 mil barris diários de produção, em 1968 houve a primeira descoberta de petróleo no mar, um grande marco para o país. O campo de Guaricema, no litoral de Sergipe, representou um passo importante para que a companhia mergulhasse em direção à atividade offshore.
O consumo de derivados de petróleo duplicou no início dos anos 70 devido ao crescimento do PIB. Com isso, a Petrobras foi forçada a reformular sua estrutura de investimentos para atender à demanda interna de derivados. Algumas refinarias foram construídas, outras reformadas, e paralelamente cresceram os esforços para aumentar a participação do petróleo nacional no consumo brasileiro. Com isso, a plataforma continental passou a merecer atenção especial.
Depois da descoberta em 1968, foram realizadas mais de 20 descobertas de pequeno e médio porte no litoral de vários estados. Com isso, iniciou-se uma trajetória de sucesso na Bacia de Campos, que rapidamente se transformou na mais importante região produtora de petróleo do país.
As décadas de 70 e 80 trouxeram crises e alta volatilidade nos preços internacionais do petróleo. Com isso, o mercado tornou-se conturbado e marcado por incertezas não apenas quanto aos preços, como também quanto à garantia do suprimento. Para superar as dificuldades cambiais, o governo adotou medidas econômicas, algumas diretamente ligadas às atividades da Petrobras, como a redução do consumo de derivados e o aumento da oferta interna de petróleo. Outras iniciativas como o incentivo ao uso do álcool carburante como combustível automotivo, com a criação do Programa Nacional do Álcool foram colocadas em prática. Passou a ser dada prioridade aos investimentos em exploração e produção, ocasionando aumento da produção do petróleo nacional, que passou a ocupar espaço cada vez maior na carga das refinarias.
No final dos anos 80, a Petrobras se encontrava diante do desafio de produzir petróleo em águas abaixo de 500 metros, feito não conseguido então por nenhuma companhia no mundo. A petroleira decidiu, então, desenvolver no Brasil a tecnologia necessária para produzir em águas até mil metros. Menos de uma década depois, a Petrobras dispõe de tecnologia comprovada para produção de petróleo em águas muito profundas.
Em agosto de 1997, um novo cenário de competição na indústria petrolífera brasileira foi instituído pela Lei 9.478, que regulamentou a emenda constitucional de flexibilização do monopólio estatal do petróleo. A Lei do Petróleo estabeleceu um novo ambiente regulatório, permitindo a competição em todos os segmentos do setor de petróleo e gás no Brasil. Como resultado da emenda constitucional e da subseqüente implementação das mudanças previstas na Lei do Petróleo e respectivas regulamentações, a Petrobras tem operado em um ambiente de gradual liberalização e crescente competição.
A Lei do Petróleo também criou uma agência regulatória independente, a ANP. A função da ANP é regular o setor de petróleo e gás natural no Brasil. Uma das principais diretrizes da ANP é a criação de um ambiente competitivo para as atividades de petróleo e gás natural no Brasil, levando a menores preços e melhores serviços para os consumidores finais. Cabe também a ANP regular os termos relacionados à exploração e desenvolvimento de petróleo e gás natural e outorgar novas concessões para exploração.
A Lei do Petróleo outorgou à Petrobras direitos exclusivos de exploração das reservas de petróleo em todos os campos em que já havia iniciado a produção, de acordo com o contrato de concessão firmado com a ANP em 6 de agosto de 1998. Para cada área de concessão, o prazo da concessão é de 27 anos contados da data em que o campo for declarado comercialmente viável. A Lei do Petróleo também estabeleceu procedimentos para a Petrobras requerer direitos exclusivos de exploração e, em caso de sucesso na perfuração, desenvolvimento por até três anos das áreas em que a Petrobras demonstre ter realizado prospecção anteriormente à Lei do Petróleo.
Entre 1997 e 2003, a Petrobras dobrou sua produção e ultrapassou a marca de 1,8 milhões de barris de óleo e gás natural por dia. Em março de 2009 ultrapassou a marca de 2,0 milhões de barris de óleo e gás natural por dia.
Durante o período em que exerceu o monopólio das operações de petróleo e gás, a Petrobras deteve o direito de explorar todas as áreas de produção, exploração e desenvolvimento no Brasil. Quando o monopólio foi encerrado, o Governo Federal foi autorizado a contratar com quaisquer sociedades públicas ou privadas a execução das atividades relacionadas à exploração, produção, transporte, refino e distribuição de petróleo e gás natural. Antes de estabelecer rodadas de licitação para outorga de concessões, o Governo outorgou à Petrobras o direito exclusivo de explorar as reservas de petróleo onde as operações já haviam iniciado. Em 1998, a ANP iniciou a realização de licitações (leilões) para a outorga de concessões para áreas de produção, exploração e desenvolvimento, o que obrigou a Petrobras a passar a competir para adquirir 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 chamada camada pré-sal nas bacias do Espírito Santo, Campos e Santos, são 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. Analistas de mercado estimam que o Brasil possa superar a marca de 70 bilhões de barris em reservas, quase cinco vezes o nível atual, apenas com o volume que poderá ser produzido nesta região.
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 o R$1,08 bilhão da Sétima Rodada. No entanto, o volume ficou abaixo dos R$3 bilhões a R$4 bilhões estimados pela ANP. A agência habilitou 67 das 72 empresas (número recorde) que manifestaram interesse em participar da nova rodada. Não participaram do leilão gigantes como Shell, Exxon e Chevron.
A Décima Rodada foi realizada no dia 18 de dezembro de 2008, no Rio de Janeiro. Com a oferta de 130 blocos, todos localizados em bacias terrestres, o leilão alcançou o objetivo de atrair empresas de pequeno e médio porte, além das grandes companhias petrolíferas. Dezessete empresas foram vencedoras – 11 brasileiras e seis estrangeiras. Foram arrematados 54 blocos numa área total de 48 mil km², extensão territorial. A Décima Rodada de Licitações movimentou cerca de R$ 700 milhões, dos quais R$ 89,4 milhões em arrecadação de bônus de assinatura 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.
Empresas que mais arrematam blocos (sozinhas ou em consórcio)
Empresas Lances Arremates Valor do Bônus
OGX 25 21 R$1.567.873.282
Petrobras 56 27 R$296.523.906
Cia Vale do Rio Doce 16 9 R$88.426.900
Desde a primeira rodada de licitações dos blocos para execução de atividades de exploração, desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, em 1999, a ANP instituiu o compromisso de aquisição local de bens e serviços, os quais eram definidos e assumidos pelos licitantes, a partir de sua própria análise da viabilidade de suprimento nacional, e que contavam pontos para definição da melhor proposta.
Conteúdo Local é o que define, nos Contratos de Concessão firmados pela ANP com as empresas vencedoras nas Rodadas de Licitações, o percentual mínimo de participação das empresas brasileiras fornecedoras de bens, sistemas e serviços nas atividades econômicas relacionadas às atividades previstas no Contrato. Este percentual é determinado nos editais que precedem as Rodadas de Licitação e é detalhado nos Contratos de Concessão. Os Contratos de Concessão determinam que as concessionárias devem contratar fornecedores brasileiros sempre que suas ofertas apresentem condições de preço, prazo e qualidade equivalentes às de outros fornecedores.
Nas Rodadas de 1 a 4, entre 1999 e 2002, não houve exigência prévia mínima de conteúdo local, apenas limitando um valor máximo, para efeito de pontuação, em 70%. As empresas ofertaram um percentual para fase de exploração e outro para a etapa de desenvolvimento.
A partir de 2003, o Governo Federal passou a apoiar e incentivar o fortalecimento da indústria nacional de fornecedores de bens e serviços, em especial para os projetos da indústria de petróleo e gás.
Em julho de 2003, o Conselho Nacional de Política Energética emitiu a Resolução nº 8, de 21 de julho de 2003, estabelecendo que a ANP deveria fixar um percentual mínimo de conteúdo nacional para o fornecimento de bens e serviços utilizados na exploração e produção de petróleo e gás natural, ajustando-os permanentemente à evolução da capacidade de produção da indústria nacional e aos seus limites tecnológicos. A partir da quinta rodada de licitação, em 2003, o conteúdo local passou a ser obrigatório, com um percentual mínimo de conteúdo local diferenciados para blocos localizados em terra, blocos localizados em águas rasas e para blocos localizados em águas profundas estabelecido pela ANP. O peso do conteúdo local na nota da oferta para o bloco, subiu de 15% (rodadas 1 a 4) para 40%(3).
Nas Rodadas 7 e 8, em 2005 e 2006, novas mudanças foram introduzidas nas regras de conteúdo local. Além da exigência de percentuais mínimos globais passou-se a limitar as ofertas a valores máximos. Nessas rodadas passou-se a considerar a localização dos blocos segundo 4 critérios: em terra, águas rasas com lâmina até 100 metros, águas rasas com lâmina entre 100 e 400 metros e águas profundas com lâmina acima de 400 metros. Uma relação contendo itens e subitens tanto para a exploração como para o desenvolvimento constou de planilha, com percentual mínimo para cada um desses itens e subitens, sendo que a empresa ofertou valores de conteúdo local e atribuiu pesos para cada um deles. A pontuação de conteúdo local global tanto para exploração como para o desenvolvimento foi resultado da somatória da multiplicação das ofertas de percentuais de conteúdo local para itens e subitens pelos respectivos pesos. Outra novidade das rodadas foi a introdução da Cartilha de Conteúdo Local como ferramenta de medição do conteúdo local contratual. Para essas rodadas o peso do Conteúdo Local foi de 20%.
Os resultados consolidados indicam um Conteúdo Nacional de 65%, levando a uma média anual de US$12,6 bilhões colocados junto ao mercado fornecedor local no Brasil.
Área de Negócio Investimento Doméstico 2010-2014
(US$ bilhões) Colocação no Mercado Nacional
2010-2014 (US$ bilhões) Conteúdo Nacional
E&P 108,2 57,8 53%
Abastecimento 78,6 62,8 80%
G&E 17,6 14,4 82%
Distribuição 2,3 2,3 100%
Petrobras Biocombustível 2,3 2,3 100%
Áreas Corporativas 3,3 2,6 80%
Total 212,3 142,2 67%
A média de colocação no mercado nacional do Plano anterior era cerca de US$10 bilhões.
Ainda em 2003, o Governo Federal, por meio do Decreto nº 4.925, de 19 de dezembro de 2003, criou o PROMINP - Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás, com o objetivo de maximizar a participação da indústria nacional de bens e serviços, em bases competitivas e sustentáveis, na implantação de projetos de petróleo e gás no Brasil e no exterior. O PROMINP é coordenado pelo Ministério de Minas e Energia e pela Petrobras e reúne todas as entidades representativas do setor em um esforço conjunto para identificar a demanda de bens e serviços, mapear a capacidade produtiva local e promover a superação de barreiras ao pleno desenvolvimento do suprimento local.
A exigência de Conteúdo Local no processo de concessão de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural contribuiu para impulsionar o desenvolvimento da indústria nacional. A ANP criou o Sistema de Certificação de Conteúdo Local, cuja regulamentação foi publicada em 16 de novembro de 2007, depois de concluído o processo de consultas públicas. Esse Sistema estabelece a metodologia para a certificação e as regras para o credenciamento de entidades certificadoras junto à ANP. As entidades credenciadas serão responsáveis por medir e informar à ANP o conteúdo local de bens e serviços contratados pelas empresas concessionárias para as atividades de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo e gás natural.
Recentemente a certificação de conteúdo local se tornou mais restritiva, exigindo que todos os componentes dos produtos certificados como conteúdo local também fossem produzidos (e certificados) no Brasil. A partir de agora, o compromisso com o conteúdo local começa a virar realidade, com a emissão dos primeiros certificados de origem para bens e serviços contratados pelas operadoras. Até então, toda a aferição de conteúdo era baseada em atos declaratórios dos contratantes. Esta medida beneficiará os fabricantes nacionais que possuem toda sua cadeia produtiva baseada no Brasil.
Os objetivos e planejamentos estratégicos da Petrobras estão sujeitos à supervisão do Ministério do Planejamento, Orçamento e Administração. Suas atividades estão também sujeitas à regulamentação, entre outros, do Ministério da Fazenda e do Ministério de Minas e Energia.
O plano de negócios da Petrobras para os anos de 2011 a 2015 ("Plano de Negócios") previa investimentos da ordem de US$224,7 bilhões no período, sendo 87% do valor dos investimentos dedicado à área de E&P. Os investimentos são divididos em áreas de negócios, conforme abaixo:
Segmento de Negócio 2010 - 2014 2011 - 2015 Diferença
Exploração e Produção 118,8 127,5 7,32%
Downstream (RTC) 73,6 70,6 -4,08%
Gás e Energia 17,8 13,2 -25,84%
Petroquímica 5,1 3,8 -25,49%
Distribuição 2,4 3,1 29,17%
Biocombustíveis 3,5 4,1 17,14%
Corporativo 2,9 2,4 -17,24%
Total 224,0 224,7 0,31%
Fonte: Apresentação do Plano de Negócios, Petrobras
A meta de longo prazo apresentou significativo crescimento, passando de 5.382 mil boed para 6.418 mil boed em 2020 (4.910 mil bpd referente à produção de óleo no Brasil) devido basicamente ao aumento da participação da produção esperada do pré-sal e à introdução da produção nas áreas da Cessão Onerosa.
A Lupatech acredita que o crescimento dos investimentos da Petrobras e de outras empresas que exploram e produzem petróleo no Brasil, deverão aumentar a demanda por bens e serviços correspondentes, inclusive a compra de válvulas industriais, cabos de ancoragem de plataformas, equipamentos para exploração e produção de petróleo e gás, serviços, sensores, compressores, etc.
A Companhia também acredita que está bem posicionada para se beneficiar das crescentes oportunidades neste setor, dada a qualidade do portfólio de seus produtos assim como a penetração de suas marcas neste mercado.
O sucesso nesse setor depende em larga medida da capacidade dos fornecedores de atender aos rígidos padrões de qualidade e tecnologia impostos pelos agentes do setor, notadamente a Petrobras e suas contratadas nos Contratos de EPC (Engineering, Procurement and Contracting). A Lupatech acredita ser uma das poucas fornecedoras brasileiras de válvulas que se classifica no mais alto nível de qualidade no cadastro de fornecedores da Petrobras ("Nível A"). Seus produtos e processos produtivos contam também com certificações internacionais e incorporam tecnologia de última geração.
Além de sua liderança, a Lupatech se beneficia da credibilidade e do estreito relacionamento que mantém com seus clientes em decorrência do expressivo número de produtos que se encontram instalados em plataformas, gasodutos e plantas industriais. Também presta assistência técnica e possui uma das mais bem estruturada e tecnicamente capacitada equipe técnica e de vendas. A Companhia acredita que a política atual do Governo Federal no sentido de priorizar a aquisição de produtos manufaturados no Brasil, associado ao baixo número de competidores brasileiros capazes de realizar os investimentos necessários para atender as elevadas exigências dos agentes do setor, notadamente a Petrobras, contribuam adicionalmente para a sua perspectiva de crescimento acentuado nesse setor.
Como a Lupatech se beneficiará dos investimentos fruto deste plano de negócios
Inovação Tecnológica: seus produtos apresentam alto grau de engenharia e inovação tecnológica, posicionando a Companhia em um nicho específico de fornecedores de equipamentos e serviços para a indústria de petróleo e gás. Possui um centro de pesquisa e desenvolvimento (CPDL) que trabalha constantemente pesquisando inovações em seus produtos e processos, possibilitando a Companhia antecipar-se às tendências e demandas de mercado.
Track Record: em seu extenso e intenso relacionamento com a Petrobras, maior empresa mundial na exploração em águas profundas, foi possível construir um histórico de fornecimento de produtos e serviços de excelente qualidade e desempenho excepcional, o que naturalmente posicionou a Companhia como um dos principais fornecedores e é uma de suas principais vantagens competitivas atualmente.
Proximidade Física: atualmente as companhias de exploração e produção de petróleo e gás estão demandando alta quantidade de equipamentos e serviços com curto tempo de entrega ("delivery time"), já que a demanda cresce em velocidade maior que as descobertas de novas reservas e os poços produtores atuais sofrem de exaustão anual entre 10% a 15%. Como os investimentos em aumento da produção estão acontecendo em velocidade acelerada, a proximidade física dos fornecedores junto às empresas de exploração e produção de petróleo também é uma grande vantagem competitiva. A Lupatech, por estar próxima do principal mercado em águas profundas com unidades em Nova Odessa (SP) e Macaé (RJ), está bem posicionada para fornecer equipamentos e serviços com maior eficiência no tempo de entrega e execução.
Projetos Clones e Expansão de Refinarias: o fato de novos projetos serem clones de antigos projetos, no intuito de diminuir o tempo de desenvolvimento destes novos projetos, faz com que companhias que já forneceram para estes projetos antigos estejam melhores preparadas para fornecer novamente os mesmo equipamentos com as mesmas especificações técnicas. Também é importante citar o processo de ampliação da capacidade das refinarias no Brasil, que também utilizam os mesmos equipamentos fornecidos na construção das mesmas. A Lupatech está muito bem posicionada para suprir as duas demandas pois foi uma das principais fornecedoras de equipamentos na construção das últimas plataformas (P-51 e P-54) que serão utilizadas como projeto-base para as novas plataformas "clones" (P-56, P-55, P-57 e P-62). Além disso, fornece grande quantidade de válvulas utilizadas na construção das refinarias que estarão sendo ampliadas e modernizadas.
Conteúdo Local (nacional): Conteúdo Local é mais um fator positivo para a Lupatech, pois é uma das poucas empresas brasileiras com tecnologia e capacidade instalada para fornecer equipamentos e serviços para a indústria nacional. Além disso, possui estreito relacionamento com a Petrobras que a permite construir parcerias para desenvolvimento de novas tecnologias e antecipar-se ás necessidades do mercado.
Market Share: atualmente, com base no seu conehcimento do mercado, a Lupatech estima que com sua atual oferta de produtos e serviços, possui capacidade para fornecer equipamentos e serviços para a Petrobras que representam em torno de 10% do total do capex dela.Com levantamento feito por suas unidades junto ao mercado e a clientes, atualmente a Companhia estima possuir um market share entre 0,75% a 1,1% do capex total da Petrobras, o que a permite espaço para crescimento do percentual de mercado que possui junto a este cliente, sem considerar ue pode aumentar sua ferta de produtos e serviços de novas aquisições.
Novos Players: em parceria com Petrobras, novos players internacionais como Repsol, BG, Galp, Petrogal, Shell, Exxon e OGX estão adentrando o mercado brasileiro de exploração e produção de petróleo e gás. Com isso, estima-se uma maior exposição a uma nova gama de clientes que poderão se tornar potenciais clientes da Lupatech.