Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento de Óleo da Bacia de Campos RJ, usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade ABC Costing.

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1 José Lima da Silva Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento de Óleo da Bacia de Campos RJ, usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade ABC Costing. Dissertação de Mestrado Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Logística pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial da PUC-Rio. Orientador: Prof. Paulo Henrique Soto Costa Rio de Janeiro Dezembro de 2005

2 José Lima da Silva Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento de Óleo da Bacia de Campos RJ, usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade ABC Costing. Dissertação apresentada como requisito parcial para obtenção do título de Mestre em Logística pelo Programa de Pós-Graduação em Engenharia Industrial da PUC-Rio. Aprovada pela Comissão Examinadora abaixo assinada. Paulo Henrique Soto Costa Nélio Domingues Pizzolato Carlos Patrício Samanez Prof. José Eugênio Leal Coordenador Setorial do Centro Técnico Científico - PUC-Rio Departamento de Engenharia Industrial -PUC-Rio Rio de Janeiro, 15 de dezembro de 2005

3 Todos os direitos reservados. É proibida a reprodução total ou parcial do trabalho sem autorização da universidade, do autor e do orientador. José Lima da Silva Graduou-se em Engenharia Industrial Mecânica na Faculdade de Engenharia da Universidade Federal Fluminense em Iniciou as atividades profissionais na área de engenharia de fabricação na industria aeronáutica. Posteriormente, na Xerox do Brasil, atuou nas áreas de qualidade, procurement, administração e distribuição de materiais, gerenciamento de projetos / programas industriais e direção de fábricas. Atualmente é funcionário da Technip, contratado pela Petrobras e trabalhando em Engenharia de Custos. Ficha Catalográfica Silva, José Lima da Modelo de cálculo do custo de escoamento de óleo da Bacia de Campos - RJ, usando a técnica de custo baseado na atividade ABC Costing / José Lima da Silva; orientador: Paulo Henrique Soto Costa. Rio de Janeiro: PUC, Departamento de Engenharia Industrial, f.; 30 cm Dissertação (mestrado) Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro, Departamento de Engenharia Industrial. Inclui referências bibliográficas. 1. Engenharia industrial Teses. 2. Custo de Escoamento de óleo. 3. Custo Logístico. 4. Custo Baseado na Atividade. I. Costa, Paulo Henrique Soto. II. Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Departamento de Engenharia Industrial. III. Título. CDD: 658.5

4 Agradecimentos A minha família pelo apoio e pela compreensão nos momentos que estive ausente. Ao amigo Carlos Roberto Rosolem que me trouxe de volta a ativa. Ao meu gerente Elias Moyses pelo apoio. Aos amigos do 5 andar do EDIHB que me cercam no dia a dia, pela força e incentivo. Aos diversos funcionários da Petrobras pelas informações prestadas, pelos dados e pelas sugestões que me passaram. Aos Professores do Curso de Mestrado pelo conhecimento transmitido, e ao Prof. Paulo Henrique, pelo suporte e orientação.

5 Resumo Silva, José Lima da. Modelo de Cálculo do Custo de Escoamento do Óleo da Bacia de Campos- RJ usando a Técnica de Custo Baseado na Atividade ABC Costing. Rio de Janeiro, p. Dissertação de Mestrado - Departamento de Engenharia Industrial, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. Este trabalho apura os custos do escoamento de óleo na operação de exploração e produção da Petrobrás na Bacia de Campos. O desenvolvimento do tema está baseado na forma que a operação é executada, tanto por navios aliviadores quanto por dutos submarinos; e os custos são tratados ao longo da operação, alinhados com as estruturas das organizações envolvidas com o escoamento, também chamado offloading. O objetivo deste trabalho é propor uma metodologia de cálculo do custo de escoamento, relacionando as operações desenvolvidas com as várias parcelas no processo de escoamento, dentro da aplicação da técnica de Custo Baseado na Atividade - ABC Costing. Tal técnica propõe que as atividades sejam determinadas através da análise das etapas do processo e assim os componentes dos custos são identificados para se chegar ao todo. Não faz parte do escopo desse estudo a comparação entre os modais, embora, ao final do estudo, sejam apresentados os custos por volume de óleo transferido, tanto através de dutos como por navios. A opção de investimentos, por um ou outro modal de transporte, obedece, algumas vezes, a fatores intangíveis, contemplados dentro do plano estratégico da Petrobras, apenas mencionados por estarem fora do alcance e da proposta desse estudo. A expectativa é que, ao final, o leitor possa ter uma compreensão dos componentes de formação dos custos de escoamento, tanto através de dutos quanto por navios aliviadores, e a contribuição que a técnica de Custo Baseado na Atividade pode oferecer nos cálculos desses custos para avaliação de futuros projetos. Palavras-chave Custo de Escoamento de óleo, Custo Logístico, Custo Baseado na Atividade.

6 Abstract Silva, José Lima da. Model of Cost Calculation of Oil Off-loading from the Campos Basin RJ State, using the Activity Based Costing Technique. Rio de Janeiro, p. MSc Dissertation - Departamento de Engenharia Industrial, Pontifícia Universidade Católica do Rio de Janeiro. This study disserts about the costs of oil offloading in the exploration and production operation - E&P - of Petrobras in Campos' Basin. The development of the subject is based on the way the operation is performed, as much for shuttle tankers as for sub-sea pipelines; depicting the way costs were treated along the operation, aligned with the organizations structures involved in the offloading process. The core objective of this work is to offer a methodology to calculate the total offloading operation cost value, assigning each developed operation with its related cost components, using an Activity-Based Costing - ABC - approach. This approach considers that activities should be determined through the analysis of all stages. Once all activities are outlined, related cost components are assigned to each activity, calculating total oil offloading cost. It is not a target of this study to compare modals, though costs for volume of transferred oil, for pipelines and ships are presented at the end of the study. Sometimes, the choice for investments in one or another transport modal, might be based on intangible variables, or strategic decisions, contemplated on the Petrobras Strategic Plan. The expectation, at the end of this study, is to give the reader an understanding of the offloading costs and the contribution that the Activity Based Costing approach provides to calculate these costs for future projects evaluations. Keywords Off-loading Costing, Logistic Cost, Activity Based Costing.

7 Sumário Capítulo 1: Introdução Histórico 14 Capítulo 2: Custo Baseado na Atividade Fundamentos e definições Características Aplicação 37 Capítulo 3 Custos dos Sistemas de Escoamento Escopo Formas de Escoamento de Óleo Operação de Escoamento (Offloading) por Navios Aliviadores Navios Aliviadores Processo Premissas e padrões do escoamento Terminais Custo Operacional do Escoamento por Navio Aliviador Outros Custos da Operação Offloading através de Navio Aliviador Operação de Escoamento por Dutos Submarinos Processo Terminais Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Submarinos Inspeção Interna Inspeção Externa e Manutenção Custo de Operação dos Dutos Custo de Depreciação Custo de Estoque Óleo empacotado 82 Capítulo 4: Resultados dos custos Base de Dados Navios Aliviadores Base de Dados Malha de Dutos Apuração e Análise dos Custos Apuração dos Custos Navios Aliviadores Apuração dos Custos das Malhas de Dutos 97 Capítulo 5: Conclusão Considerações Estratégicas do Escoamento de Óleo Oportunidades e Próximos Passos 104 Bibliografia 107 APÊNDICE A 110 APÊNDICE B 113 APÊNDICE C 114 APÊNDICE D 115

8 Lista de figuras Figura 1 - Foto de uma CALM Buoy 15 Figura 2 - Plataformas Petrobras: P-25 (SS - Semi-submersível) e P-31 (FPSO) 19 Figura 3 - Diagrama de Fluxo de óleo e gás do Campo de Marlim 20 Figura 4 - Ilustração do Projeto de PRA-1 23 Figura 5 - Mapa de Localização dos Campos de Óleo na B. de Campos 24 Figura 6 - Fluxo com Principais Elementos do ABC 31 Figura 7 Representação Gráfica de Custo Fixo e Variável 33 Figura 8 Processo de Formação de Custos 35 Figura 9 - Mapa das Refinarias 40 Figura 10 Plataforma Semi-submersível e sistema de ancoragem 43 Figura 11 Curva de Comportamento do Estoque entre Transferências de Óleo 64 Figura 12 Fluxo da Malha Garoupa (PGP-1) Cabiúnas 70 Figura 13 Foto de Conector Mecânico para Reparo Trecho Avariado 76

9 Lista de Tabelas Tabela 1 - Quadro Resumo de Produção Média de Óleo e Produtos afins. 25 Tabela 2 - Quadro extraído do artigo "The Operational Experience of Petrobras in Offloading Operations with FPSOs Units" - Carlos F. Mastrangelo e Salomão Assayag 26 Tabela 3 Parcela de óleo escoado por Cabiúnas 27 Tabela 4 Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Navio Aliviador 39 Tabela 5 - Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Malha de Dutos 39 Tabela 6 - Tipos de Plataformas e formas de escoamento 44 Tabela 7 Relação dos Tipos de Navios Aliviadores 44 Tabela 8 Lista de Plataformas com Escoamento para Navios Aliviadores 47 Tabela 9 Quadro com Freqüência de Offloading 48 Tabela 10 Capacidade e Volumes Recebidos e Tabela 11 - Dados de atracação dos Terminais S. Sebastião e A. dos Reis 49 Tabela 12 - Capacidade e Taxas de Afretamento (valores de 2004) 50 Tabela 13 Relação de atividades da transferência de óleo 55 Tabela 14 - Taxas de Praticagem com base na GRT 60 Tabela 15 - Quantidades de Rebocadores por Porte de navios 61 Tabela 16 Valores da TRL (Tonelada registrada líquida) 61 Tabela 17 Valores da LPP (length perpendicular) 61 Tabela 18 Faixas de Aplicação da TUF (Taxas de Utilização de Farol) 62 Tabela 19 - Volume Recebidos por Cabiúnas em 2003 e Tabela 20 Simulação de taxas de depreciação 81 Tabela 21 Distância dos terminais marítimos à B.de Campos 84 Tabela 22 Dados dos Navios Aliviadores 84 Tabela 23 Tempos operacionais dos Navios Aliviadores 85 Tabela 24 Tempos de trajeto entre B. Campos e Terminais 85 Tabela 25 Dados das taxas nos terminais marítimos 86 Tabela 26 Dados aleatórios de um FPSO 87 Tabela 27 Dados de custos administrativos 87 Tabela 28 Taxas e fatores de participação / utilização de recursos 88 Tabela 29 Freqüência de alívios e porte dos navios 88 Tabela 30 Indicadores com valores de mercados 88 Tabela 31 Trecho da malha de dutos e respectivas taxas de depreciação 89

10 Tabela 32 Custos da administração da malha de dutos 90 Tabela 33- Dados operacionais da malha de dutos 90 Tabela 34 Fatores de participação de recursos 91 Tabela 35 Resumo do Custos Calculados 91 Tabela 36 -Parcelas de Custo e Participação (%) no Total 93 Tabela 37 Custos das operações com navios 94 Tabela 38 Custos do estoque de óleo 94 Tabela 39 Custos dos recursos de plataforma 95 Tabela 40 Custos nos terminais marítimos 96 Tabela 41 Comparação dos custos entre navios de diferentes portes 96 Tabela 42 Custos do Escoamento por Dutos 97 Tabela 43 Componentes do custo de escoamento por dutos 98

11 Capítulo 1: Introdução O desenvolvimento das atividades de exploração e produção - E&P - na Bacia de Campos tem levado a região a alcançar significativos volumes de produção, barris de óleo por dia, cerca 80% do total nacional de Naturalmente todo esse movimento ocorreu em função das primeiras descobertas de óleo, que suportadas por progressivos sucessos e pela grande dependência da importação. Essa dependência trazia preocupações estratégicas de caráter nacional e forte impacto na balança comercial, como por exemplo, déficits de 10 bilhões no início da década de 80, o que, na época, representou 4% do PIB. Todo o processo de E&P foi cercado de muitas dificuldades por tratar-se de operações dentro do mar. As dificuldades se acentuavam na medida em que aumentava a profundidade dos reservatórios descobertos e o afastamento da costa. Os primeiros reservatórios foram localizados a cerca de 80 km do litoral e lâminas d água um pouco acima de 100 metros. Os reservatórios descobertos mais recentemente estão situados em lâminas mais profundas, próximas de metros, e distantes mais de 120 km da costa. As primeiras produções, localizadas em lâminas mais rasas, eram inicialmente escoadas por navios, até um prazo suficiente para construção da rede de dutos, permitindo assim que os navios se deslocassem para atendimento a outras unidades de produção. Esse sucesso na exploração da Bacia de Campos tem levado a Petrobras a superar-se ano após ano, ampliando fortemente o número de projetos na região, caracterizando a alta prioridade que vem sendo aplicada em E&P. No período os investimentos em E&P alcançarão um total de US$ 32.1 bilhões, incluindo áreas internacionais, ficando os investimentos locais com cerca de US$ 26.2 bilhões. Como decorrência desse programa de investimentos o volume diário de produção alcançará, em 2010, o patamar dos de barris, passando pela obtenção da auto-suficiência em A Petrobras já vem cuidando de projetos que garantam o escoamento de óleo daquela região, como por exemplo, o projeto PDET Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo iniciado em Isso reforça a tese que o próximo desafio será o escoamento da Bacia de Campos através de uma logística

12 12 competitiva de forma a atender os interesses de consumo, localizados principalmente nas regiões sudeste e sul. O objetivo desse trabalho de dissertação é criar uma metodologia que possa calcular o custo de escoamento do óleo produzido na Bacia de Campos, via navio aliviador e dutos submarinos, considerando a complexidade desta malha e fatores de custo muitas vezes desprezados, seja por se apresentarem de forma intangível ou pelo pouco peso que, às vezes, aparentemente, se apresentam frente a outros custos, e deste modo, contribuir para otimização dessa operação. A proposta de abordar os custos do escoamento significa ter visibilidade sobre as parcelas dos custos das operações dos navios aliviadores que fazem o trajeto entre a Bacia de Campos e os Terminais de Angra dos Reis, São Sebastião e outros menos concorridos, e da operação da rede de dutos que chegam ao litoral, primeiramente em Barra do Furado e daí ao Terminal de Cabiúnas TECAB. Uma olhada no apêndice B - Fluxo de Escoamento Bacia de Campos - facilita a percepção do que representa o conjunto de operações dentro da Bacia de Campos. Naturalmente não há informações da Petrobras, relativas às alternativas estratégicas de escoamento do óleo, mas independente de qual seja, ter a formatação dos custos desses modais de escoamentos serve como parâmetro de suporte no processo de análise e tomada de decisão das futuras operações. Pela sua dimensão ou pela forma como está organizada, a Petrobras, dividida em empresas (subsidiárias) por setores de macro-atividades, aloca os custos da operação de escoamento a outras divisões, unidades ou a outras empresas do grupo e nesse processo os valores estão fechados e traduzem várias atividades dentro de um único número. Inicialmente o trabalho apresenta um histórico do desenvolvimento da Bacia de Campos de forma a criar um ambiente de entendimento dos acontecimentos, situar o leitor a respeito das condições desse desenvolvimento, bem como passar um ligeiro aprendizado sobre a operação logística de escoamento. Na segunda parte é abordada a técnica do sistema de Custo Baseado na Atividade, que é o instrumento usado no desenvolvimento desta dissertação. Ao desenvolver uma metodologia que use o custo baseado na atividade consegue-se expor as atividades efetivamente envolvidas no escoamento com seus respectivos ônus e assim ter a maioria dos custos visíveis e atrelados ao fato gerador. A

13 13 técnica de custeio através da atividade não é só uma forma de apuração dos custos com maior precisão, mas é também uma ferramenta que indica quais modificações e melhorias devem ser feitas nos processos em busca de produtividade e redução dos custos. Isso será mostrado tanto no escoamento via navio aliviador como através de dutos, porque um valor será vinculado a cada etapa do processo, sendo possível verificar como esse valor flutua na medida em que a atividade se altera, exercendo o papel de um indicador de desempenho do processo de trabalho. No capítulo 3 são abordados os custos dos dois modais de transporte. No início são tratados os processos operacionais dos modais e uma abordagem mais detalhada dos agentes que participam desses processos, de forma a identificar os recursos e atividades que estão presentes nos processos. No momento da identificação, os custos dos recursos são discutidos de modo que a participação de cada componente seja justificada, tanto conceitualmente como em termos da parcela de participação. Isso permitiu a montagem de equações cobrindo cada etapa das atividades relacionadas com a operação de escoamento, tanto através do transporte por navios como pela rede de oleodutos submarinos. No capítulo 4 são calculados os custos de escoamento com base nas equações criadas no capítulo anterior. Primeiramente são apresentados, através de tabelas, os dados coletados junto a Petrobras, por pesquisas e ou entrevistas, alinhados com os recursos identificados. De posse dos dados e das equações relacionadas a esses dados são então apurados as parcelas dos custos e assim os valores totais dos custos de escoamento. Observa-se que a simulação de cálculo realizada reflete determinada parte da malha de dutos e que o transporte por navio também se refere a um trecho específico. Na parte final do capítulo 4 os valores apurados são analisados, e são feitas considerações sobre a contribuição dos recursos dentro dos valores totais. No último capítulo são feitas as conclusões do estudo, com referências as duas formas de transporte e como devem ser encaradas suas diferenças. Por fim é mostrada a contribuição dessa dissertação e como tirar daí um maior proveito, na medida em que houver um maior aprofundamento sobre o tema em questão. A expectativa é que, a criação de uma metodologia de apuração que vincule custos a fatos geradores possibilite a elaboração de planos de melhorias contínuas num tema que se anuncia tão crítico como escoamento de óleo.

14 Histórico A exploração de petróleo em reservatórios situados em áreas offshore se iniciou em 1968, na Bacia de Sergipe, Campo de Guaricema, em lâmina de água de até 50 metros, na costa do Estado de Sergipe, mas foi na Bacia de Campos 1 que ocorreu o forte crescimento da atividade de exploração e produção em função das descobertas de grandes volumes de reservas, transformando a região oceânica do Estado do Rio de Janeiro na grande alternativa nacional, com forte contribuição na definição da matriz energética nacional e fundamental no estabelecimento de estratégias de desenvolvimento. As dificuldades iniciais de exploração e as que se apresentam diariamente ao longo de novas descobertas, têm sido os grandes desafios da Petrobras, razão de maior motivação e que tem servido, sobretudo, como bandeira da política de busca da auto-suficiência. Esta dissertação aborda os custos das operações de escoamento dentro da Bacia de Campos. Entende-se que, inicialmente, é importante historiar parte do desenvolvimento da Bacia de Campos, como uma forma de criar o ambiente de aprendizado e familiarização, onde se desdobrarão as atividades de exploração e produção, as operações secundárias, os agentes e os meios de produção, os quais serão relatados neste trabalho. É importante conhecer essa evolução e as mudanças dos processos de produção e escoamento do óleo, promovidos ao longo do tempo. Isso certamente facilita a estruturação do trabalho bem como a compreensão das propostas da dissertação, ao evidenciar o permanente estado de mudança e respectivas necessidades de novas soluções para enfrentar diferentes demandas. Os trechos colocados neste histórico foram retirados do site no artigo A Atividade Offshore no Brasil, tendo como fonte a Petrobras e do próprio site da Petrobras: Esses sites narram a história do desenvolvimento da Bacia de Campos e servem para evidenciar a questão de custo de escoamento, tema desse trabalho. Até 1977 as atividades de produção offshore no Brasil limitaram-se às áreas do Nordeste brasileiro em lâminas de água de até 50 metros. Em 1974 houve a primeira descoberta de petróleo na Bacia de Campos, entretanto, a atividade começou em agosto de 1977, na segunda 1 Trecho de mar situado entre os paralelos S e S, e entre ao meridianos W e W, abrangendo um raio de 240 km a partir do Cabo de São Tomé.

15 15 descoberta, com o campo de Enchova, em profundidade de 120 metros. Nessa época foi introduzido um novo conceito, em termos de explotação, denominado Sistema Antecipado de Produção (EPS Early Production System). Esse parágrafo fala de uma profundidade que atualmente é insignificante e já sinaliza um modelo estratégico da Petrobras, sempre preocupada em antecipar a produção desde que o projeto justifique os investimentos necessários, ao recorrer a um sistema que antecipe a produção. Figura 1 - Foto de uma CALM Buoy Fonte: SBM Single Buoy Mooring Na fase 1 do projeto de Enchova a plataforma de perfuração semi-submersível Sedco-135D foi equipada com uma planta de processamento simples. O óleo e o gás eram separados e o gás queimado. O óleo processado era então transferido através de uma mangueira flutuante para um navio tanque ancorado nas proximidades, ligado a um sistema de ancoragem de quatro pontos. Na segunda fase foi usada uma unidade de perfuração semi-submersível, Penrod-72, também parcialmente convertida em plataforma flutuante de produção. O óleo processado dos dois poços era transportado através de uma linha de escoamento e riser flexíveis até uma monobóia ancorada por um sistema de pernas em catenária, CALM - Catenary Anchor Leg Mooring. Uma segunda linha de escoamento e riser flexíveis era conectada entre a Penrod-72 e a Sedco-135D, o que proporcionava uma capacidade de produção contínua. E a ilustração do relato continua, agora já abordando as primeiras iniciativas de escoamento, ainda bem rudimentares, mas já associadas com a necessidade de se ter um regime de produção contínuo. Uma evolução natural deste sistema foi a conversão destas plataformas semi-submersíveis (SS Semi-submersible) de perfuração em unidades flutuantes de produção, o que tem sido mundialmente seguido, depois desta primeira experiência de sucesso. A nota acima serve para registrar como as plataformas semi-submersíveis começaram a ser usadas como unidades de produção, observando que este tipo de unidade de produção não permite estoque de óleo.

16 16 Logo em seguida outros campos foram descobertos; o campo de Garoupa, descoberto também em lâmina de água de 120 metros, que somente entrou em produção em 1979, juntamente com o de Namorado, este em lâmina de 160 metros. Embora as plataformas do tipo fixas estivessem sendo utilizadas no Nordeste, na costa de Sergipe, Alagoas, Rio Grande do Norte e Ceará devido ao aumento da atividade e as características dos campos, essa não foi a decisão aplicada a Bacia de Campos, mesmo tratando-se de campos com potencial superior aos campos marítimos do Nordeste, a utilização do sistema de produção com plataformas e tubulações rígidas, não era economicamente viável por serem isolados e muito distantes do litoral, cerca de 80 km. Optou-se então pelo conceito de sistema flutuante de produção utilizando navio. A concepção envolvia tecnologia pioneira e foi um marco na atividade offshore mundial. O sistema compreendia 8 poços de produção com completação seca, utilizando câmaras atmosféricas, manifold 2 atmosférico, navio para processamento da produção atracado a uma torre articulada e navio para carregamento de óleo atracado a outra torre articulada. Todo o sistema era interligado por tubulações flexíveis. Nesse trecho o relato destaca uma outra configuração de offloading, quando coloca dois navios dentro de um projeto, um servindo como planta de produção e o outro para armazenagem do óleo e todo o sistema interligado por tubulações flexíveis, mostrando a busca de soluções frente às demandas que apareciam. Paralelamente, um programa de implantação de um sistema definitivo de produção foi desenvolvido. O programa compreendeu o projeto, fabricação, transporte, instalação e montagem de 7 plataformas fixas de aço, de grande porte, e o projeto, fabricação e lançamento de aproximadamente de 500 km de dutos rígidos no mar e 500 km em terra, para escoamento de óleo e gás. As plataformas do Sistema Definitivo da Bacia de Campos, implantado em 1983, foram instaladas em lâminas de água, variando entre 110 e 175 metros e concebidas segundo dois tipos principais: Plataformas Centrais. Tipo fixa, de aço, cravadas por estacas, com 8 pernas, para perfuração e produção de poços, equipadas com plantas completas de processo da produção, sistema de tratamento e compressão de gás, sistemas de segurança e utilidades e acomodação de pessoal. A capacidade de produção dessas plataformas varia de a m3/dia de óleo ( a bpd). Plataformas Satélites. Semelhantes às plataformas centrais, porém a planta de processo da produção compreendendo apenas um estágio de separação primária de fluidos produzidos. A capacidade varia de a m3/dia de óleo ( a bpd barrels per day ou barris por dia). 2 Manifold é um equipamento de passagem do fluxo de óleo e de manobra da produção, onde o óleo oriundo de várias fontes é agrupado num mesmo coletor.

17 17 Nessa parte do histórico fica clara a opção definitiva por plataformas do tipo fixa, a relação que essa decisão tem com o desenvolvimento de uma malha de dutos na região, e com a profundidade d água. A denominação plataformas tipo fixa, também chamadas Jaquetas, se justifica porque a unidade de exploração e produção (UEP) é fixada ao fundo do mar, posicionada junto ao(s) poço(s). A derivação Jaqueta é proveniente do termo em inglês Jacket, nome dado a plataformas desse tipo, pela forma como é montada, se encaixando (vestindo), nas estacas cravadas no solo marinho. É oportuno ressaltar que 1m³ equivale a 6,2898 barris e que tradicionalmente a produção de óleo sempre se refere a unidade de volume por dia 3. A partir de 1984, a Bacia de Campos começou a mostrar seu completo potencial, com a descoberta de campos gigantes em águas profundas que, à época, variavam de 300 a mais de metros de lâmina d água. Enquanto a Petrobras analisava o desenvolvimento de tecnologia para produzir nesses campos, era realizado o desenvolvimento de uma área, chamada pela localização de Pólo Nordeste da Bacia de Campos, abrangendo os campos de Pargo, Carapeba e Vermelho. A partir de 1989, 7 plataformas fixas foram instaladas, todas utilizando bombas elétricas submersas. Fez parte dessas instalações o lançamento de 70 km de linhas de escoamento e 50 km de cabos elétricos de força submarinos, estes últimos para atender as bombas elétricas submersas. Mais uma vez é interessante destacar a referência no texto anterior do trecho histórico às linhas de escoamento (dutos) como parte da infra-estrutura criada em torno desses conjuntos de instalações. São instalados mais 70 km após o lançamento de 500 km. Nesse momento vale a pena resgatar parte do que foi relatado lá no início, quando o escoamento era feito por navios tanques, que embora em operações provisórias, era uma solução de transporte. No entanto, agora, com a operação mais definida, considerando a lâmina d água, a quantidade de poços e a proximidade entre eles, a opção foi por plataformas adequadas a essas condições e o duto como modal de transporte, que, uma vez instalada sua espinha dorsal, pudesse ser expandido e assim assegurar o escoamento do óleo. 3 O barril é a unidade de medida de petróleo líquido, geralmente petróleo cru, igual a 159,2 litros. Um barril é igual a 5,6 pés cúbicos (ou 0,159 metros cúbicos). Barril equivalente de petróleo- BEP é a unidade de uso comum nas medições de consumo de energia equivalente a 6,6 x 109 J, 1,45 x 109 cal, 1,68 x 103 kwh ou 0,14 TEP.

18 18 Em profundidades como essas, é possível fazer a completação seca, ou seja, a cabeça do poço é trazida para superfície e fica apoiada na plataforma fixa que, por sua vez, se apóia no fundo do mar. Em 1984, o campo de Albacora foi descoberto, seguido por: Marimbá (1985), Marlim (1985), Marlim Sul (1987), Marlim Leste (1987), Barracuda (1989), Caratinga (1989) e Roncador (1996). Esses campos estão situados em lâminas d água superiores a 300 metros (profundidades que apresentam sérias restrições no processo de instalação) e demandaram o desenvolvimento de tecnologia pioneira para serem postos em produção. O campo de Marimbá, numa profundidade que varia entre 350 e 650 metros, foi instalado em O sistema consiste de uma plataforma semi-submersível (P-15) situada em lâmina d água de 243 metros que recebe e processa a produção de 11 poços com completação submarina, ou molhada. O campo de Albacora ocupa uma área de 115 km2 em lâmina d água de 230 a metros; suas reservas totalizam 600 milhões de barris. Seu desenvolvimento foi dividido em três fases. Cada fase foi usada para fornecer informações, testar novos conceitos, e permitir fluxo de caixa inicial para financiar as fases seguintes: O início da produção aconteceu em outubro de 1987, com o poço 1- RJS-297. Este e mais cinco poços integraram a denominada Fase 1 de exploração do campo. Os poços produziam por manifold (MSP-1) para o navio FPSO (Floating Production Storage and Offloading) Pres. Prudente de Moraes. Os transbordos de óleo foram conduzidos através da monobóia SBS para um navio tanque ligado a uma segunda monobóia. Posteriormente, em 1989, com a instalação de mais um manifold de produção, foi possível interligar mais seis poços, dando início a Fase 1A que foi concluída em 1993, com a substituição do P.P. Moraes pela plataforma P-24 4 e a interligação de mais dois poços produtores. A Fase 2A compreendeu o desenvolvimento complementar da área norte do reservatório para a plataforma de produção P-25. O início da produção ocorreu em setembro de 1996 com 3 poços. Até o final de 1997 entraram em produção mais 25 poços. A Fase 2 B compreendeu o início da operação do FPSO P-31 que previu a interligação de 35 poços e mais 28 poços com a P-25. O pico de produção do Campo de Albacora ocorreu em dezembro de 1998 com a produção média de boe/d (barris de óleo equivalente por dia). Após o remanejamento dos poços produtores para a P-31, a P-24 encerrou a produção em 31/12/2000, ficando o campo produzindo apenas pela plataforma P-25 e FPSO P-31, ambas ilustradas na Figura 2. A entrada em produção do poço 9-AB-65, em maio de 2002, para a P-25, e do poço 9- AB-66-RJS, em junho de 2003, para a P-31, indica o início de uma nova fase de desenvolvimento do Campo de Albacora. A produção de óleo da P- 25 é escoada por duto para a P-31, se juntando ao volume produzido na P- 4 As plataformas Petrobras são representadas desta forma, ou seja, pela letra P maiúscula, abreviatura de Petrobras e pelo número indicando a seqüência do projeto. Em alguns casos os números são algarismos romanos

19 19 31 e transferido para navios aliviadores. O gás é bombeado para o continente através de gasoduto que passa pela Plataforma de Garoupa (PGP-1). Figura 2 - Plataformas Petrobras: P-25 (SS - Semi-submersível) e P-31 (FPSO) Fonte: Petrobras Mais recentemente, dois projetos foram desenvolvidos no Campo de Albacora. O primeiro elevando a produção de óleo em bpd, em agosto de 2004 e o segundo acrescentando mais bpd em No projeto Albacora, na verdade, três projetos distintos e desenvolvidos em momentos diferentes, em águas mais profundas, já se apresentavam alguns dos diversos recursos no processo de escoamento, com utilização de monobóias para ancoragem e suporte às linhas de escoamento, transferências via dutos do óleo produzido entre plataformas, armazenagem em FPSOs e escoamento através dos navios tanques com apoio das monobóias. Os navios tanques, também são chamados aliviadores, pois funcionam como alívio para o limite da capacidade dos tanques de carga dos FPSOs.

20 20 Figura 3 - Diagrama de Fluxo de óleo e gás do Campo de Marlim Fonte: Petrobras O Campo de Marlim, ilustrado na Figura 3, descoberto em 1985, está distante aproximadamente 110 Km do litoral do Rio de Janeiro. Devido ao vulto e à complexidade do projeto, o desenvolvimento deste campo foi planejado em 5 módulos com sete unidades de produção, quatro do tipo plataforma SS - e 3 do tipo FPSO e uma unidade de tratamento e estocagem do tipo FSO-(Floating, Storage and Offloading). O desenvolvimento definitivo do campo iniciou-se pelo Módulo 1, com a instalação das plataformas semi-submersíveis (P-18 e P-19) em maio de 1994, que compreende 2 sistemas flutuantes de produção, com capacidade para processar bpd de óleo e 4,2 milhões m³/dia de gás,, escoamento do óleo para a Estação de Tratamento de óleo em Cabiúnas e do gás para a plataforma PNA-1. O pico de produção de óleo foi de bpd em 2002, com a implantação do Módulo cinco (FPSO P-37). O óleo de Marlim é tratado nas suas unidades, e transferido para navios aliviadores que transportam a produção do campo para o continente. Todo o gás produzido associado ao óleo é comprimido nas plataformas/fpsos e escoado para o continente através da infra-estrutura de gasodutos da Bacia de Campos. Em 2005 será instalado mais um FSO com a planta (P-47). Essa unidade, além de ampliar a capacidade de tratamento de óleo de Marlim, irá especificar esse fluido no padrão internacional para exportação. A produção do Campo de

21 21 Marlim saltou de bpd em 2002 para uma produção média anual de bpd em No projeto de Marlim várias formas de escoamento são usadas. Nas três unidades FPSO o escoamento é através de navio aliviador. É também usada alternativa de escoamento pela malha de dutos. Conforme mostra a Figura 3, as plataformas semi-submersíveis P-18, P-19 e P-20 escoam a produção de óleo através de dutos para duas monobóias, e têm mais dois FSOs (P-32 e P-47) como alternativas, e a outra plataforma semi-submersível, a P-26 transfere sua produção para o FPSO P-33. As plataformas do tipo FPSO: P-33, P-35 e P-37 transferem o óleo produzido para navios aliviadores, sendo que a P-33 transfere também o óleo recebido da P-26. Num campo dessa dimensão fica fácil perceber que os fluxos de escoamento estão de acordo com as oportunidades que se apresentam, seja ela de proximidade, capacidade ou de tempo de instalação, principalmente esta última, no sentido de possibilitar retornos mais rápidos e girar os recursos investidos, decisões alinhadas com a estratégia da auto-suficiência para suporte de crescimento com equilíbrio da balança de pagamentos. Conforme se pode apurar junto a Petrobras, no período 1990/1999, o índice de sucesso médio para poços exploratórios foi de 35%, ou seja, para cada 100 poços perfurados, 35 mostraram a presença de óleo e/ou gás natural. Mundialmente, este índice é da ordem de 20%. Este tipo de resposta numa atividade como extração de petróleo afasta muitas análises que impliquem em situações de retorno mais demorado, num setor de atividade de longa maturação. No momento da implantação desse projeto, a decisão do custo de escoamento certamente não foi tomada em consideração por haver outros fatores determinantes na decisão. Ocorre que um projeto desse gênero tem uma vida aproximada de 25 anos, o que possibilita alterações do fluxo perante uma análise de custo de escoamento. No bloco de Marlim Sul foi instalado, em 1997, um sistema de produção antecipada composto pela unidade FPSO-II, em lâmina d água de metros. A concepção atual de desenvolvimento do campo abrange quatro etapas de produção, denominadas Módulos 1, 2, 3 e 4. O módulo 1 consiste de uma unidade semi-submersível (P-40), ancorada em lâmina d água de metros e uma produção de bpd de óleo e 6 milhões de m3/dia de gás. O óleo produzido e tratado na P-40 é transferido para um navio do tipo FSO denominado PETROBRAS-38 (P-38), ancorado em profundidade d água de metros. O óleo armazenado na

22 22 P-38 é transferido, periodicamente, para navios aliviadores, para transporte até os terminais localizados no continente. O Módulo 2 de Marlim Sul encontra-se em fase de estudos. Este módulo compreende a instalação de uma unidade de produção designada de PETROBRAS-51 (P-51), em profundidade d água de metros. O escoamento do óleo será realizado por oleoduto até uma plataforma fixa, em águas rasas, a Plataforma de Rebombeio Autônoma 1 (PRA-1). Os Módulos 3 e 4 encontram-se em fase de estudos de reservatório e de análise preliminar de viabilidade. O bloco de Marlim Sul tem duas unidades de produção semi-submersíveis, uma levando a produção para uma plataforma de estocagem e outro projeto com escoamento já definido, através de oleoduto, enviando o óleo para PRA-1. O Projeto PRA-1 consiste de uma plataforma fixa que tem como objetivo a coleta do óleo das plataformas dos Campos de Marlim Sul, Roncador e Marlim Leste, situadas entre 40 km e 60km de distância, para posterior coleta por navios aliviadores junto ao FSO que estará ancorado próximo, parte integrante do projeto. O Projeto PRA-1, em conformidade ao Plano Diretor de Escoamento e Tratamento de Óleo da Bacia de Campos PDET, já cria alternativas de escoamento que comportam operações simultâneas de offloading, tanto através de navio aliviador bem como pela malha de dutos, oferecendo a perspectiva de permanecer operando com o custo mais favorável mais adiante. O campo de Marlim Leste foi descoberto em janeiro de 1987 através do poço RJS-359, em lâmina d'água de 1.251m e distando aproximadamente 120 Km do litoral. Para o desenvolvimento do campo é prevista a instalação de um navio de produção (FPU Floating Production Unit) P- 53. Este sistema tem seu início de produção previsto para Após separação e pré-tratamento, o óleo produzido será escoado via oleodutos e plataforma de rebombeio (PRA-1) para a terra. O gás será exportado para P-26, no Campo de Marlim. Nota-se que os próximos projetos a entrar em operação estarão contando com o apoio de PRA-1, sendo que a unidade destacada para o projeto de Marlim Leste não disporá de armazenamento. Será uma plataforma somente de produção, com transferência do óleo diretamente para PRA-1. Os Campos de Barracuda e Caratinga estão localizados a sudoeste de Marlim, em lâmina d água variando de 600 a metros. O desenvolvimento consistiu de 3 fases: Sistema de Produção Antecipada, Sistema Definitivo de Barracuda e Sistema Definitivo de Caratinga. O Sistema de Produção Antecipada começou a produzir em 1997 através do FPSO P-34 em lâmina d água de 785 metros. O Sistema Definitivo se

23 23 iniciou com a instalação do FPSO-P-43 com capacidade para processar bpd de líquido, ancorado pelo Sistema SMS (Spread Mooring System), em lâmina d'água (LDA) de 800 metros. O óleo é estocado na unidade para posterior alívio em tandem 5. Já o sistema definitivo de Caratinga está composto de uma FPSO (P-48), onde será feita a estocagem do óleo para posterior alívio em tandem, ancorado a metros de LDA instalado em início de O sistema está capacitado a atender uma produção de bpd e 1,4 milhão m3/dia de gás. Figura 4 - Ilustração do Projeto de PRA-1 Fonte: Petrobras O projeto Barracuda-Caratinga, inicialmente, estava previsto exportar o gás através da plataforma fixa PNA-1 (Namorado 1) e o óleo através de PNA-2 (Namorado 2). Isso foi alterado ao longo do desenvolvimento do projeto e atualmente o óleo é escoado por navio aliviador, mostrando mais uma vez alterações em função de um conjunto de circunstâncias que caracterizam a longa maturidade de projetos na área de petróleo. O Campo de Roncador, localizado na área norte da Bacia de Campos, a cerca de 125 km do Cabo de São Tomé, possui uma área de 111 km², foi descoberto em outubro de 1996, com a perfuração do poço 1-RJS-436ª e está sob uma lâmina d'água que varia de a metros. Devido à extensão de sua área e ao grande volume de hidrocarbonetos existente, o desenvolvimento da produção de Roncador foi planejado para ocorrer em 4 módulos. Em maio de 2000 entrou em operação o Sistema de Produção do Módulo 1 de Roncador, composto pela unidade de produção semisubmersível (SS) P-36 e pelo navio de estocagem (FSO) P-47. Após o acidente com a plataforma P-36, em 15 de março de 2001, que resultou no 5 O navio aliviador está com a proa junto à popa do FPSO / FSO e alinhados segundo o eixo longitudinal.

24 24 seu afundamento, quatro dias depois, a concepção de desenvolvimento de Roncador foi revista e o Módulo 1 foi rebatizado como Módulo 1A, passando a ser dividido em 2 fases. A Fase 1, foi concebida como uma solução de curto prazo para a retomada da produção do campo, com uma unidade de produção do tipo FPSO, denominado FPSO BRASIL, fretado à empresa SBM - Single Buoy Moorings Inc, menos de 20 meses após o acidente ocorrido com a plataforma P-36. O óleo produzido é armazenado no FPSO e, periodicamente, é transferido para um navio aliviador. Um gasoduto escoa o gás para o continente, através da Plataforma de Namorado 1 (PNA-1). A Fase 2, etapa de conclusão do Módulo 1A, compreende a utilização de uma unidade do tipo semi-submersível (SS), denominada P-52. Essa unidade entrará em produção em 2007, será ancorada em LDA de metros. Terá capacidade para processar e tratar bpd de óleo e comprimir 9,3 milhões m3/d de gás. A exportação de óleo da P-52 será feita através de dutos submarinos a serem interligados a Plataforma de Rebombeio Autônomo (PRA-1). O gás será exportado para o continente através da Plataforma de Garoupa (PGP-1). O Módulo 2 consistirá na utilização de uma embarcação do tipo FPSO, denominada P-54, que iniciará produção no primeiro semestre de Esta UEP será ancorada em LDA de m, sendo dotada de facilidades de produção para processar e tratar bpd de óleo, e comprimir 6,0 milhões de m3/d de gás. O escoamento do óleo será em tandem, através de um navio aliviador, enquanto o gás será escoado através da Plataforma de Garoupa (PGP-1). Figura 5 - Mapa de Localização dos Campos de Óleo na B. de Campos Fonte: Petrobras Os Módulos 3 e 4 de Roncador encontram-se atualmente na fase de concepção de alternativas de seus sistemas de produção. A Petrobras estima que até 2015, Roncador ultrapasse a marca dos barris/dia de produção. O Campo de Roncador repete a história de desenvolvimento de outros campos. Os acontecimentos se sucedem numa velocidade muito grande e nem

25 25 sempre as expectativas se confirmam, provocando mudanças e adaptações na busca de uma solução final. Nesse campo em particular, o acidente com P-36 motivou muitas alterações no sistema de produção com reflexos naturais nos sistemas de escoamento. Uma outra razão para diversidade de sistemas está na dificuldade do mercado fornecedor e construtor atender as demandas, caso fossem os mesmos os sistemas escolhidos. No período de 1984 quando o Campo de Albacora foi descoberto, até 1989, ano do descobrimento de Barracuda - Caratinga o volume de óleo produzido na Bacia de Campos cresceu cerca de 42%, saiu de bbl/d para bbl/d. Considerando que a produção na região começou em 1977, com cerca de bbl/d, trata-se de um crescimento de % no período 1977 a 1989, o que exigiu um enorme esforço de infra-estrutura de logística para o escoamento desses volumes até o litoral e daí até as refinarias. Após 1996 outros campos foram descobertos, como o Campo de Espadarte e os campos já mencionados, que por força, ora da alteração do volume previsto do reservatório, ora por uma mudança da estratégia de exploração, foram divididos de outras formas, dando origem a projetos complementares de exploração e produção. Percebe-se que os campos já citados dão uma dimensão do desenvolvimento da região e das instalações e recursos associados a esse desempenho Produção Nacional de Óleo, Condensado e LGN - período 1977 / 2004 (em bbl/d) Óleo + Condensado+ LGN (Liquid Gas Natural) Bacia de Campos Ano Terra Mar LGN Total % do Crescimento Qtde Qtde % Qtde % Qtde Qtde Total Acumulado , ,8 0, , , ,3 0, ,8 923,5% , , ,6 1080,0% , , ,0 20,3% , , ,3 17,0% , , ,1 109,1% , , ,8 6,1% , , ,2 15,7% , , ,3 2,9% , , ,6-3,9%. Tabela 1 - Quadro Resumo de Produção Média de Óleo e Produtos afins. Fonte: Petrobras

26 26 O quadro na Tabela 1 resume alguns números de produção, do qual cabe breves comentários: Observa-se grandes percentuais de crescimentos iniciais, de 1977 a 1985, em função das dificuldades de localização e, por conseguinte, produção em outras regiões. Em 1980 a produção nacional era de aproximadamente 181 mil barris diários e a participação da Bacia de Campos era de 15,8 %. Em 1985 esse volume triplicou, ficando próximo de 560 mil barris diários, alterando a participação da região fluminense para cerca de 60% do volume nacional. Na década de 90 os números de produção da Bacia de Campos não se alteraram no mesmo ritmo, mas em 2000 se aproximaram de 1 milhão de barris por dia, com uma participação perto de 80% da produção nacional. No período a participação permaneceu no patamar de 80%. Num outro quadro, Tabela 2, extraída de um artigo publicado em 1999, verifica-se uma perspectiva da prevalência do modal navio aliviador sobre o modal dutoviário. O quadro na época mostrava a tendência de que a maioria do volume produzido na região em 2002, cerca de 85%, estaria sendo escoado através dos shuttle tankers e o restante através da malha de dutos até o Terminal de Cabiúnas, situado no litoral de Macaé, de onde é bombeado para as Refinarias através dos dutos terrestres. Importância dos Terminais Oceânicos (Monobóias+ FPSOs) na Bacia de Campos jun/98 jun/99 jun/00 jun/02 Sistemas de Offloading Produção Produção Produção Esperada (bbl/d) % (bbl/d) % (bbl/d) % (bbl/d) % Dutos Terminais Oceânicos Total da Produção Tabela 2 - Quadro extraído do artigo "The Operational Experience of Petrobras in Offloading Operations with FPSOs Units" - Carlos F. Mastrangelo e Salomão Assayag Observa-se que, de um lado, tem-se a produção crescente e de outro temse a opção de navios aliviadores assumindo a maioria das operações de escoamento. Esse fenômeno já havia sido observado nas instalações dos projetos mencionados anteriormente, embora alguma participação fosse encaminhada à

27 27 malha de dutos. Os dados da Tabela 3 ratificam essa direção. Entende-se que isso está alinhado com as circunstâncias de desenvolvimento dos projetos: rápido incremento da produção em busca de auto-suficiência com rápido retorno do investimento em função de uma balança de pagamentos desequilibrada e de uma perigosa dependência energética, sobretudo porque a Transpetro - Subsidiária da Petrobras - já possuía uma significativa frota de embarcações capazes de uma grande contribuição dentro dessa estratégia de transporte até os terminais marítimos. Escoamento pelo Terminal de Cabiúnas Total da Produção da B. de Campos (m³) Total por Dutos Percentual por Dutos 18,83% 19,27% Tabela 3 Parcela de óleo escoado por Cabiúnas Fonte: Petrobras Observa-se ainda que, dada às características de incertezas decorrentes das variações nas avaliações das reservas do campo e um processo natural de afastamento da costa com a descoberta de outras reservas em outros blocos, incluindo-se aí os novos campos nas águas do E. Santo, o sistema de escoamento através de navio aliviador apresenta uma melhor resposta, pela flexibilidade, e porque uma malha de dutos demanda tempo para ser instalada. Esses projetos adicionais, juntamente com a maturidade dos projetos já instalados, pode conduzir a uma estratégia de ligar as UEPSs - Unidades Estacionárias de Produção (Plataformas) à malha de dutos e deixar o escoamento dos novos projetos a cargo dos navios aliviadores, o que valorizaria a discussão dos custos de escoamento, escopo dessa dissertação.

28 Capítulo 2: Custo baseado na atividade Antes de se detalhar os processos de escoamento com a finalidade de se chegar às atividades e assim associá-las com os custos, é recomendável que se tenha um entendimento do que seja o Custo Baseado na Atividade. Assim, tornase mais claro o que representa uma melhor apuração dos custos de uma operação, como isso contribui para gerar operações mais produtivas, mudanças de processos e o alcance desse sistema de custeio. Este estudo, muitas vezes, recorre a estudiosos e especialistas para assegurar uma efetiva compreensão do tema. Como, por exemplo, a resposta de Robert Kaplan colocada abaixo, quando perguntado sobre os sistemas de determinação e gestão de custos utilizados atualmente por empresas no mundo todo, dada numa entrevista a revista HSM Management: Faz 15 anos que venho observando e criticando os sistemas de custos adotados pelas empresas industriais e de prestação de serviços. Eles costumam organizar os custos por departamentos, ignorando que atividades e processos cruzam com freqüência as fronteiras departamentais. Eles são falhos porque não possibilitam às empresas ter uma imagem final do custo de coisas como projetar produtos e desenvolver atividades ligadas ao atendimento dos clientes. E principalmente são falhos por não conseguirem definir com precisão a relação entre o custo dos diversos recursos existentes funcionários, equipamentos, instalações e os produtos fabricados e os clientes atendidos. São sistemas de determinação de custos altamente agregados: levam a distorções consideráveis na mensuração do custo de produtos e clientes Fundamentos e definições O Sistema de Custeio Baseado na Atividade, muitas vezes identificado como método ABC 1 (sigla do título na língua inglesa: Activity Based Costing) de custeio, é definido como um método de apuração de custos de produtos / serviços, que aloca valores a cada etapa do processo de composição do produto / serviço mediante o cálculo das respectivas parcelas de recursos despendidos para produção do produto / realização do serviço, atacando principalmente os custos indiretos. O objetivo do custeio ABC é quebrar a caixa-preta dos custos indiretos, incluindo os custos administrativos e os custos operacionais fixos, ou qualquer 1 Não confundir com Método ABC de controle de nível de estoque que trata dos itens em classes A, B e C.

29 29 tipo de custo que na maioria das vezes é rateado, ligando-os diretamente aos produtos e clientes. Numa operação comercial um cliente pode parecer lucrativo à primeira vista, mas uma vez melhor analisado, quando consideradas todas as despesas efetivamente ligadas a esse cliente, tais como, processamento de pedidos, estoque e distribuição, verifica-se que pode ser deficitário. Isso porque há muitas operações com particularidades que implicam em maiores custos, que ao ficarem diluídos no contexto geral, se tornam imperceptíveis. Da mesma forma, uma operação, que utiliza diferentes recursos, atende diversos clientes pode parecer produtiva, ou aparentemente não ter oportunidades de melhorias, mas uma vez custeada com base na atividade mostra alternativas mais produtivas em função da visibilidade que se tem das parcelas de custo ligadas a cada etapa do processo, proporcionada pelo método. É por esse motivo que as propostas de reduções de custo ou otimização de recursos giram em torno da melhoria dos processos. Robert S. Kaplan, certamente um dos autores que mais tem contribuído na divulgação do ABC, apresentou a seguinte definição num artigo publicado em fevereiro de 1990 através do The CPA Journal: Activity-based costing is not designed to trigger automatic decisions. It is designed to provide more accurate information about production and support activities and product costs so that management can focus its attention on the products and processes with the most leverage for increasing profits. It helps managers make better decisions about product design, pricing, marketing, and mix, and encourages continual operating improvement. O que traduzido fica desta forma: O Custo Baseado na Atividade não é projetado para provocar decisões automáticas. É projetado para fornecer informações mais exatas sobre a produção, suportar atividades e custos do produto de modo que a gerência possa focar sua atenção nos produtos e nos processos que mais contribuem para aumentar o lucro. Ajuda aos gerentes a em melhores decisões sobre o projeto de produto, fixar preços, o marketing e o portfólio de produtos, e incentiva a melhoria contínua na operação, enfatizando o auxílio que o método dá às decisões gerenciais. Naturalmente, esse método não se justifica em casos de negócios que têm somente um produto final, pelo simples fato de que, nestes casos, todo o custo é alocado a um único output. Ter um só produto final significa que esse bem de produção é único, processado da mesma forma, como por exemplo, a palha de

30 30 aço, popularmente conhecida como Bombril. Ou seja, todos os custos presentes na operação têm um só uma aplicação, desde o consumo de material até as alocações dos custos indiretos, todos os recursos são consumidos por um só item ou serviço. No caso deste trabalho há um serviço, transporte de óleo até o litoral em diferentes locais. O serviço é prestado para diferentes plataformas (usuários) por dois modais diferentes, que em algumas situações se complementam. Na operação há envolvimento de vários recursos, que por sua vez têm que ter seus custos corretamente alocados aos usuários na efetiva proporção em que são consumidos. Alguns dessas plataformas demandam uma maior freqüência de movimentação em função da produção e da capacidade de armazenagem, outras ficam mais distantes e assim exigem mais tempo na execução do escoamento, incluindo-se no item distância os diferentes pontos dos terminais marítimos de descarregamento do óleo no litoral. Mesmo trazendo bons resultados em curto espaço de tempo, permitindo focar as ações de produtividade, a implantação do ABC implica num grande trabalho prévio, o que inclui: a elaboração do processo de negócio para se relacionar todas as atividades, a hierarquização dessas atividades e finalmente os recursos consumidos. A técnica de cálculo do custo baseado na atividade busca identificar dentre o montante de recursos indiretos as parcelas relacionadas com as atividades desenvolvidas que contribuíram para formação do produto / serviço, e alocá-las ao respectivo produto / serviço. Os principais elementos do método ABC são os recursos, atividades e os objetos de custo (produtos e serviços). Os custos são alocados em dois passos: No primeiro passo os custos dos recursos disponíveis são associados às atividades, direcionados pelas parcelas de recursos absorvidas pelas atividades. Se, por exemplo, uma atividade consome 1 homem-hora, então o recurso identificado é pessoal e o direcionador é hora. No segundo passo o custo da atividade é ligado ao custo do objeto. O direcionador da atividade determina quanto da atividade é usada para se produzir o objeto. Número de quilômetros e toneladas, quantidade de embarques, quantidade de notas fiscais emitidas e volume de óleo embarcado são exemplos de direcionadores de atividades.

31 31 Recurso disponível Direcionador do recurso Parcela de custo do Recurso Transação / Comando Atividades Indicadores Direcionador da atividade Parcela de custo da atividade Objeto / Resultado Figura 6 - Fluxo com Principais Elementos do ABC Fonte: International Journal of Logistics Management 1999 Dick A. van Damme; Frank L. A. van der Zon Os direcionadores de custo são vistos como facilitadores do processo de alocação, são medidas de consumo dos recursos disponibilizados e das atividades no desempenho das operações. A figura 6 facilita o entendimento sobre as relações entre recursos e atividades e entre atividades e produtos / serviços, estes últimos objetos ou resultados do processo. A figura ainda contempla que as atividades são respostas a comandos em função de transações, e os indicadores de desempenho como resultado das atividades, nesse caso medidas associadas a parâmetros de custo decorrentes dos processos de trabalho. Embora o método de custeamento ABC demande tempo, exija pesquisas, observação, análise e discussão, uma vez que for implantado, haverá apenas a necessidade de monitoração e atualização, na medida em que os processos e produtos forem alterados. Mais uma vez recorre-se ao Prof. Robert S. Kaplan numa abordagem relativa à implantação, relatada no artigo Using Activity-Based Costing with Budgeted Expenses and Practical Capacity publicado na Harvard Business School sob o n em junho de 1999:

32 32 "This historical method is objective, and relatively simple to implement. To estimate activity cost driver rates with the historical method, analysts: 1. Trace the resource expenses to activities 2. Obtain the quantitative data on the activity cost driver for each activity, and 3. Obtain the quantity of each activity cost driver used by each product or customer during the historical period. Ou seja, este método histórico é objetivo e relativamente simples de implementar. Para estimar as taxas dos direcionadores de custo com o método histórico os analistas devem ligar os consumidores de recursos com as atividades, identificar as informações dos direcionadores de custo de cada atividade e obter a quantidade do direcionador de custo de cada atividade que é usada por cada produto ou cliente durante o período analisado. Nesse mesmo artigo é mencionada a limitação do método no processo de levantamento dos dados, ou dificuldades para as quais devemos estar atentos e como devem ser encaradas: The historical cost driver rates have two major limitations: First, the actual cost driver rate is not calculated until after the period is over. For ABC to be used as an on going system managers can not wait until the end of the period to obtain cost driver rates for calculating product and customer costs and profitability. Second, the accuracy of the cost driver rate is compromised if the capacity of the resources supplied to perform the activity were not fully used during the period. Both these limitations need to be overcome if ABC systems are to be used proactively, not reactively. Ideally, managers should use the ABC information to make better decisions about current and future processes, products, and customers, not just to reflect on the past. O artigo afirma que a utilização do ABC exige determinação de se buscar o melhor número que represente uma referência de custo ligada com uma atividade e ir ajustando esse valor à medida que mais informação possa ser obtida. Não há que ficar preso a critérios do passado, mas procurar associar consumo de recursos dentro do processo que se desenvolve o serviço ou se constrói o produto final. Numa situação de diversidade de produtos / serviços, o cálculo do custo através da contabilidade tradicional atende até o momento em que o recurso consumido está diretamente vinculado ao resultado final, casos dos materiais e mão de obra direta, ou resumidamente, dos custos diretamente aplicados e visíveis

33 33 com facilidade. Esse cálculo, no entanto, passa a dar margem a dúvidas ou imprecisões quando envolvem os recursos, tais como administração, locação, energia, etc, não têm uma relação direta com o objeto final. A utilização sistemática de estimativas e rateios para distribuição dos custos indiretos não têm atendido as exigências decorrentes do acirramento da competitividade e da busca da produtividade. Existe desconhecimento total dos verdadeiros custos de prestação de serviços para diferentes tipos de clientes / canais / segmentos de mercado (Christopher, 1997). Há necessidade de apurações mais precisas que possam suportar decisões entre alternativas que apresentam mínimas diferenças. Em muitos casos não há como fugir do rateio, o que pode ser minimizado pela escolha de um melhor direcionador de custo para se fazer o rateio. Muitas das análises de verificação de aplicação dos custos indiretos são excelentes oportunidades para se constatar que determinados custos não têm nenhuma relação com o produto final, e isso passa a representar ganhos que refletem num melhor resultado do negócio. Outro conceito de custo importante dentro do ABC, ou na aplicação do método ABC, refere-se ao custo fixo e variável. O custo fixo não se altera com a quantidade de produção, ou com o volume transportado. É um custo que por natureza é fixo e geralmente está referenciado a períodos de tempo, valores por semana ou mensais. O aluguel de uma frota representa bem o que seja o custo fixo, ou seja, independente do que é produzido ou do que é transportado o custo da frota é fixo. Já o custo variável só se manifesta quando a atividade é executada. Os custos da matéria prima assim como o material de embalagem são variáveis porque os consumos aumentam ou diminuem em linha com a variação da produção. Custo Custo variável Custo fixo Atividade Figura 7 Representação Gráfica de Custo Fixo e Variável

34 34 A Figura 7 ilustra bem o conceito de custo fixo e variável na composição de custo de um bem ou serviço. Há uma parcela fixa a partir da qual o custo variável incide num montante que depende do nível de atividade, formando o custo total Características O sistema ABC de custeio tem duas fortes características. A primeira se refere à ênfase que se dá ao processo e a segunda é relativa à precisão dos custos apurados. A estreita relação do custo baseado na atividade com o processo é facilmente explicada porque a elaboração do método passa necessariamente pela reconstituição e análise do processo de formação do produto ou pelas etapas de uma operação, e assim obter o custo do todo pelas partes e verificar que fatores contribuem para se chegar naqueles valores. Essa é uma grande vantagem do método, pois indica onde priorizar as ações de produtividade, principalmente dentro dos custos indiretos que têm atingido grande participação dentro do custo total, ao contrário dos custos diretos, por exemplo, materiais, transformados em commodities, e mão-de- obra, que vem sendo substituída por máquinas dentro do processo de automação. Segundo Miller e Vollmann (1985), considerando os dados que levantaram na indústria americana, o overhead alcança um valor médio de 35% dos custos. Como na atualidade, os negócios estão paulatinamente trocando pessoas por máquinas, em algumas companhias de alta tecnologia, a mão-de-obra direta pode representar não mais que 5 % dos custos.

35 35 Centros de formação de custo I II Recursos III IV Missão A Processo A Produto A Missão B Processo B Produto B Missão C Processo C Produto C Montante dos Recursos consumidos Figura 8 Processo de Formação de Custos Uma forma de assegurar que todo o processo esteja sendo coberto é visitar a toda a cadeia de produção do produto, desde a origem até a distribuição ao cliente final, ou percorrer todos os passos de determinada operação, desde seu início até a efetiva conclusão. Conforme colocação de Christopher, M. (1992) Logística e Gerenciamento da Cadeia de Suprimento, Editora Pioneira Thomson Learning Ltda, S. Paulo, SP., a operacionalização destes princípios de custeio exige uma orientação para resultados. Em outras palavras, primeiro há que se definir os produtos desejados do sistema logístico e depois procurar identificar os custos necessários para realização deles. Um conceito útil aqui é a idéia de missão. No contexto da logística, missão é um conjunto de metas de serviço ao cliente a serem alcançados pelo sistema, dentro de um contexto produto / mercado. As missões podem ser traduzidas como um conjunto de operações dentro de um processo, um empreendimento que ao final gera um produto / provê um serviço, que cruzam pelos recursos disponibilizados e assim vão consumindo parcelas daqueles recursos e gerando custos na medida em que agregam valores. A Figura 8 apresenta essa dinâmica, retratando os centros de formação de custo no cruzamento das linhas de etapas do processo com as colunas de recursos. Com relação à precisão, há uma ligação direta com a profundidade com que os custos indiretos são desmembrados e suas parcelas distribuídas ao produto

36 36 final / serviço. E aí deve-se estar alerta para não correr riscos de estabelecer controles sem objetivos concretos, apenas por verificação de resultados sem nenhuma utilidade prática e assim alterar o sentido de uso da ferramenta. As estruturas e objetivos de controles não podem ser, de modo algum, mais importantes que os recursos dedicados à operação. Deste modo, ao lidar com os custos indiretos, em algumas oportunidades, há possibilidade de se considerar alguns rateios e estimativas, que não impactam os resultados finais, para não se descer a níveis de detalhes que não acrescentam contribuição aos valores apurados. Diversos autores têm ressaltado o caráter preciso do cálculo do custo quando se utiliza a técnica de cálculo baseado na atividade. Nota-se que este é um ponto controvertido pela opção entre precisão e despesa. Requer conhecimento do processo e sensibilidade no alcance do método. Abaixo algumas colocações expressas por eminentes estudiosos do assunto: O sistema ABC de custeio baseado em atividades não só é a única forma de se medir as atividades que compõem os processos de negócios, como também permite que se calcule com precisão os custos dos produtos. Samuel Cogan na introdução do livro Activity Based Costing ABC - A Poderosa Estratégia Empresarial, Editora Pioneira A possibilidade de combinar custos com medidas de desempenho abre novas perspectivas, tanto para engenheiros como contabilistas, interessados em medidas acuradas do uso e da eficiência no consumo de recursos. Israel Brunstein na apresentação do livro de ABC Custeio Baseado em Atividades, Masayuki Nakagawa, Editora Atlas O objetivo de um sistema ABC corretamente desenvolvido não é o sistema de custeio mais preciso. Trecho da página 116 do livro Custo e Desempenho Administre Seus Custos Para Ser Mais Competitivo, autoria de Robert S. Kaplan e Robin Cooper, Editora Futura Um dos objetivos do método ABC é ir mais fundo na explicação da composição dos custos da empresa e da cadeia de suprimento. Trecho da pág. 227 do livro: Logística e Gerenciamento da Cadeia de Distribuição, Antônio G. Novaes, Editora Campus 2001.

37 37 O consenso, no entanto, é que a melhor abordagem sobre essa questão específica foi feita Robin Cooper no artigo You Need a New Cost System When, publicado pela Harvard Business Review em janeiro / fevereiro de 1989, a qual, após tradução informal, transcrito abaixo: Um sistema de custo não deveria necessariamente medir absolutamente tudo dentro do grau mais apurado. Buscar medidas infinitesimais de cada material e de cada segundo da mão-de-obra direta pode ser caro e consumir muito tempo. A despesa é necessária apenas quando as conseqüências de operar com dados imprecisos são piores. Quando, por exemplo, num mercado de margens estreitas e de rápidas alterações, decisões tomadas com base em dados não precisos colocam a empresa rapidamente fora dos negócios. Em outras situações, números altamente precisos são menos importantes, e as empresas não deveriam gastar tanto recursos para consegui-los. Um bom sistema de custo busca uma alternativa que reduza o custo total ao invés de incorrer em custos que busquem muita precisão e ou custos dos erros causados por uma apuração não muita precisa. Exatamente como diria um economista: um sistema ótimo atinge o ponto onde o custo marginal de melhoria da precisão do sistema se iguala aos benefícios. Um sistema de custo ótimo é um alvo móvel. As condições de competitividade são dinâmicas, logo o custo se altera. Similarmente, assim como a tecnologia de processamento da informação se altera, a apuração do custo também se modifica. É importante lembrar que a diversidade de produtos representa um grande desafio para a precisão. À medida que aumenta a diversidade - mix de alto volume e baixo volume, ou mix de produtos com grande participação de mão-de-obra e linhas de produção automatizadas os custos se tornam muito imprecisos. Para se atingir um bom nível de precisão, as empresas deveriam teriam que gastar mais na apuração quando os produtos forem mais homogêneos. Do contrário seus sistemas de custo se tornaram obsoletos Aplicação Como citado por Novaes no seu livro Logística e Gerenciamento da Cadeia de Produção, duas regras simples ajudam a buscar uma resposta sobre quando aplicar o método ABC (Kaplan e Cooper, 1998). Primeiramente, há necessidade de se verificar se a empresa ou negócio apresenta setores ou atividades com elevados gastos de recursos indiretos, e se esses gastos têm crescido ao longo do tempo. Isso certamente caracteriza que há oportunidades de reduções de custo a serem exploradas, e exatamente em cima dos custos indiretos, onde as alocações são feitas mediante rateios e outras formas de apropriações que dão margem a distorções na apuração final. Em segundo lugar, a recomendação é verificar se o empreendimento apresenta muita diversidade de produtos ou

38 38 serviços, cobrindo mercados segmentados em classes de clientes, ou simplesmente cobrindo vários clientes. A questão aqui é precisar que custo o produto deve receber dentro da cadeia de produção. Altos valores de custos indiretos em operações que envolvam diversos produtos endereçados a clientes diferenciados significam boas oportunidades de aplicação do ABC. Este trabalho se encaixa no segundo caso, onde se tem uma operação logística, composta por uma série de atividades com diferentes abordagens. As operações logísticas têm um perfil apropriado para utilização do método de custeio baseado na atividade pela diversidade de recursos e atividades. Nestes casos, a apuração de custo, através do método ABC, tem um caráter de tornar visíveis as várias partes da estrutura do custo e compor o valor final segundo um critério que facilite e oriente a análise gerencial. Desta forma, há alinhamento com o expresso também por Novaes no mesmo livro acima citado: Um dos objetivos do método ABC é ir mais fundo na explicação da composição dos custos da empresa e da cadeia de suprimento. A meta principal dessa técnica de custeio é alocar custos que reflitam ou espelhem a dinâmica físico-operacional da empresa (Ostrenga et al, 1993). Nesta dissertação são abordadas duas formas de transporte de óleo cru, explorado e processado por plataformas, e posteriormente transferido aos terminais marítimos. Na operação via navio aliviador trata-se de um serviço de coleta, transporte e entrega, com participação de vários recursos e atividades, e na operação por duto, visto como um só recurso, como se fosse uma fábrica com os principais custos: operação, depreciação e manutenção. São duas abordagens bem distintas colocadas para análise, mostrando assim a riqueza de possibilidades na utilização do método de cálculo de Custo Baseado na Atividade. As duas Tabelas, 4 e 5, mostram configurações dos sistemas de coleta do óleo da Bacia de Campos, relacionando as plataformas ligadas aos respectivos pontos de escoamento, já considerando algumas plataformas ainda em fase de construção, mas que em breve estarão em operação. Por exemplo, no modal marítimo há uma série de unidades conectadas às monobóias, onde os navios aliviadores atracam para operação de coleta do óleo. Ainda no modal marítimo, escoamento através dos navios aliviadores, há outras plataformas que estão ligadas aos FSOs (P-32, P-38, P-47 e PRA-1), os quais transferem o óleo para o navio aliviador, lembrando que PRA-1 é uma unidade fixa, mas estará operando acoplada a um FSO. No caso da Tabela 5 o sistema de coleta através da malha de dutos indica três unidades onde

39 39 se concentram as linhas antes de serem encaminhadas para o Terminal de Cabiúnas. Modal Navio Aliviador Locais de coleta Monobóias FSOs - Floating Storage Offloading Própria Unidade SBM 4 SBM 5 IMODCO 3 IMODCO 4 P-32 P-38 P-47 PRA-I * Vermelho I P-18 P-7 P-18 P-18 P-40 P-18 P-51 * FPSO Mrl Sul Vermelho II P-19 P-19 P-19 P-19 P-52 * FPSO Brasil Vermelho III P-20 P-20 P-20 P-20 P-53 * FPSO Fluminense Carapeba I / III P-27 P-54 * FPSO Espadarte Carapeba II P-55 * P-25 / P-31 Pargo IA / IB P-26 / P-33 P-35 P-37 P-43 P-48 * Futuras Plataformas P-50 * Tabela 4 Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Navio Aliviador Modal Malha de Dutos Caminho Plataforma de Garoupa Plataforma de Enchova Plataforma PRA-I * Vermelho I Pampo P-51 * Vermelho II P-7 P-52 * Vermelho III P-8 P-53 * Carapeba I / III P-12 P-54 * Carapeba II P-15 P-55 * Pargo IA / IB SS-06 Namorado II Namorado I Cherne II Cherne I P-9 * Futuras Plataformas Tabela 5 - Fluxo Logístico de Coleta de Óleo via Malha de Dutos

40 Capítulo 3 Custos dos Sistemas de Escoamento 3.1 Escopo Embora a proposta seja abordar o custo do escoamento do óleo da Bacia de Campos, é oportuno citar os outros agentes que atuam dentro dessa complexa e extensa malha logística, porque certamente esses agentes têm relação com o tema dentro do ciclo completo de exploração, produção, refino e distribuição, e isso ajuda a dimensionar e situar o escopo desta dissertação. A Petrobras está presente em toda a cadeia produtiva, o que no setor de petróleo significa atuar, em negócios upstream que trata de exploração e produção, midstream que envolve transporte do óleo até o ponto de refino e dowstream representado pelo refino e distribuição dos produtos ao mercado consumidor. Além das plataformas, acima de 50 unidades de produção (cerca de 40 na Bacia de Campos ao final de 2004) entre contratadas e próprias, o ciclo completo envolve uma frota com dezenas de navios aliviadores, centenas de embarcações de apoio, quilômetros de dutos submarinos e terrestres, 20 terminais marítimos, e 13 refinarias / unidades de processamento industrial, mostradas na Figura 9, e uma rede com milhares de postos de serviços, abastecida por frotas de caminhões. Figura 9 - Mapa das Refinarias Fonte: Petrobras

41 41 Não se pode ignorar que a Petrobras é uma empresa estatal 1 e assim sendo tem toda uma estratégia de assegurar fornecimento de combustível e demais derivados em todo território nacional, o que num país de dimensões continentais exige um enorme esforço logístico. No entanto, o fato do Brasil ter zonas de maior desenvolvimento industrial e riqueza, localizadas nas regiões sul-sudeste e no perímetro da costa, foi fator determinante para a instalação da grande maioria da refinarias nessas áreas (vide Mapa das Refinarias na Figura 9), pela relação estreita que o poder aquisitivo e o nível de desenvolvimento guardam com o nível de consumo de combustível e produtos derivados, admitindo a proximidade entre refino e ponto de venda como decisão estratégica. Esse desenho de distribuição cria um canal natural de escoamento de óleo entre a Bacia de Campos e os pontos de refino através do litoral dos estados do Rio de Janeiro e S. Paulo, áreas onde estão situados os principais terminais marítimos de desembarque de óleo: Terminal de Cabiúnas em Macaé, Terminal de Angra e de São Sebastião, nas localidades do mesmo nome Formas de Escoamento de Óleo A operação de escoamento conta com o envolvimento de três diferentes organizações da Petrobrás. A Divisão de Exploração e Produção (E&P), representada pelas plataformas, dutos submarinos e serviços relacionados com exploração e produção; a Divisão de Abastecimento, que cuida da logística de distribuição e transporte, e a Transpetro que administra os ativos de transporte: diversos tipos de embarcações, dutos terrestres, frotas de caminhão, transporte ferroviário e terminais. Desta forma é natural que diversos custos decorrentes da operação de escoamento sejam partilhados entre áreas e divisões sob forma de alocação, obedecendo a natureza contábil dos mesmos, mas, provavelmente, sem focar o montante, resultante de todas atividades da operação, uma vez que cada empresa apresenta resultados independentes. Conforme já abordado, a Petrobras usa dois sistemas de escoamento de petróleo, das plataformas até as refinarias. Um, através de navios aliviadores, também conhecidos como shuttles (shuttle tankers), chamados assim pelo caráter de estarem sempre circulando, recolhendo óleo nas plataformas e descarregando 1 A Petrobras é uma empresa de economia mista tendo o governo brasileiro a maioria do capital votante.

42 42 nos terminais localizados na costa e voltando às plataformas para outro carregamento e assim sucessivamente. A outra forma de escoamento do óleo é através de uma malha de dutos submarinos, com as linhas posicionadas de modo a atender várias plataformas existentes na região, até o litoral. Os dois sistemas têm suas vantagens e desvantagens, e não são excludentes, ao contrário, se complementam em várias das operações existentes e outros projetos em andamento, como PRA-1 (Plataforma de Re-bombeio Autônomo) na Bacia de Campos. Mais adiante, quando for abordado cada sistema, se verificará que se tratam apenas de operações que têm estratégias diferentes. Por razões provocadas pelo processo desenvolvimento das atividades de exploração e produção na Bacia de Campos, conforme historiado, por motivos técnicos e logísticos, o escoamento via dutos submarinos atende as fontes de produção localizadas mais próximas do litoral e os navios aliviadores cobrem o transporte do óleo produzido nas plataformas em águas mais profundas e naturalmente mais afastadas da costa, onde estão localizados os mais recentes projetos de exploração e produção Operação de Escoamento (Offloading) por Navios Aliviadores Com base numa programação, em função do volume de petróleo produzido por cada UEP Unidade de Exploração e Produção -, cujas produções são escoadas por Navios Aliviadores, uma frota de navios é dimensionada e contratada para atender a operação de escoamento. No caso da Petrobras os navios aliviadores são contratados por afretamento através da Divisão de Abastecimento, voltada especificamente para administração de transportes. Os contratos são de dois tipos: TCP Time Charter Party -, contratos por determinado período e VCP Voyage Charter Party -, contratos específicos por viagem. Nesse trabalho estão em foco os navios contratados por TCP, pela maior possibilidade de consistência dos valores, e em função de que a grande maioria das atividades de escoamento é realizada nesse tipo de contrato. É oportuno esclarecer que a operação de escoamento através dos navios só pode ser feita junto a plataformas do tipo FPSO ou FSO, que na verdade são embarcações VLCCs (Very Large Crude Carrier) transformadas em plataformas. Os FPSOs são navios com capacidade para processar e armazenar o petróleo, e prover a transferência do petróleo e/ou gás natural. No convés do navio é instalada uma planta de processo para separar e

43 43 tratar os fluidos produzidos pelos poços. Depois de separado da água e do gás, o petróleo é armazenado nos tanques do próprio navio, sendo transferido periodicamente para um navio aliviador. Os maiores FPSOs têm sua capacidade de processo em torno de 200 mil barris de petróleo por dia, com produção associada de gás de aproximadamente 2 a 3 milhões de m³. Outros tipos de plataformas não podem receber navios aliviadores para recolhimento de óleo, essas operações seriam de alto risco, pois apresentam restrições a esforços laterais e à excessiva movimentação na superfície devido à forma de ancoragem. Estas plataformas são do tipo: Fixa (chamada também de Jaqueta), SS - Semi-submersa TLP Tension Leg Plataform - e SPAR. A alternativa para esses tipos de UEPs é escoar o óleo para um FSO, através de dutos flexíveis ou escoar diretamente, através de malha de dutos submarinos. A plataforma PRA-I já vista na Figura 4, é do tipo Fixa e um exemplo de plataforma Semi-submersível pode ser visto na Figura 10. Figura 10 Plataforma Semi-submersível e sistema de ancoragem Fonte: Petrobras

44 44 A Tabela 6 apresenta a relação de tipos de plataformas com os respectivos modais de escoamento. Escoamento de Óleo Tipos de plataformas Alternativas de Modal Jaqueta Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador Semi-submesível Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador TLP Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador SPAR Duto Submarino ou FSO + Navio aliviador FPSO Navio aliviador FSO Navio aliviador Tabela 6 - Tipos de Plataformas e formas de escoamento Navios Aliviadores Os Navios Aliviadores são embarcações que realizam a operação de forma dedicada e são construídos com esse propósito. Há basicamente três tipos de navios aliviadores ou shuttle tankers quanto ao porte ou capacidade de seus tanques de carga, conforme mostrado na Tabela 7: Tipos / Portes de Navios Aliviadores Deadweight Carga - toneladas Panamax ( ) Aframax ( ) Suezmax ( ) Tabela 7 - Tipos de Navios Aliviadores Há algumas controvérsias sobre as dimensões que definem o porte, mas em 2003 foi realizado um amplo estudo e foram reavaliadas as capacidades dos navios transportadores de óleo, também chamados petroleiros, em decorrência do acidente com petroleiro Prestige ocorrido em 19 de novembro na costa noroeste da Espanha, com uma carga de toneladas. Este estudo foi conduzido pela OCIMF - Oil Companies International Marine Forum, oportunidade em que os dados da Tabela 7 foram referendados. Os nomes atribuídos aos portes das embarcações têm uma relação com as dimensões que possibilitam a passagem pelo Canal do Panamá (PANAMAX) e pelo Canal de Suez (SUEZMAX), sendo o AFRAMAX decorrente da abreviatura de American Freight Rate Association.

45 45 No aspecto segurança e eficiência operacional há basicamente dois tipos de navios aliviadores, os modernos navios DP, que possuem o sistema de posicionamento dinâmico DP -Dynamical Positioning 2, assegurando facilidades na aproximação e amarração junto as plataformas, e os navios que não dispõem dessa tecnologia, denominados navios convencionais. Embora tenha havido muita evolução, como resultado da experiência e dos investimentos da Petrobras, a operação de offloading com navio aliviador é sempre muito arriscada. Uma plataforma é essencialmente uma planta de produção com forte presença de combustível e gás. Os planos consideram que ao final de 2005 todas as operações de offloading, junto às plataformas, serão feitas com navios DP, ficando os navios, ditos convencionais, voltados para operações de escoamento realizadas junto às monobóias, as quais atenderão mais as exportações 3 de óleo para outros países, cujos navios nem sempre possuem o recurso de posicionamento dinâmico. A operação com navios DP traz mais segurança e rapidez na manobra de aproximação e amarração, bem como reduz custos nos serviços de apoio, usuais nas operações com navios convencionais. Como ilustração, é apresentada no (Apêndice A) a composição da frota da Transpetro, datada de outubro de 2004, onde são mostrados os navios, suas principais características e informações relativas ao setor Processo A operação de escoamento pode ser sumarizada de acordo com as etapas operacionais mostradas abaixo: 1. Conforme programação o navio aliviador se aproxima da plataforma a uma baixa velocidade; 2 Posicionamento dinâmico é um recurso que possibilita ao navio posicionar-se (latitude e longitude) através de orientação de satélite, estações de referência em terra e sistemas inerciais, e assim manter-se nessa posição porque o sistema vincula a posição aos comandos de movimentação da embarcação. 3 A Petrobras assinou em 15 de julho de 2005, contrato de exportação com a estatal chinesa Sinochem International Oil Company para fornecimento de 12 milhões de barris de petróleo pesado provenientes do Campo de Marlim. A parte logística conta com o transporte, em seis cargas, por navios com capacidade para armazenar até dois milhões de barris cada. Fonte: Gerência de Imprensa Petrobras

46 46 2. Amarração do navio à plataforma seguido da passagem dos cabos guias e os mangotes; 3. Conexão do mangote de carregamento; 4. Teste hidrostático do mangote; 5. Transferência do óleo. O comando desse processo é da plataforma, através dos recursos dos equipamentos de bombeio, sistema de exportação de óleo, e do sistema de geração de energia para atender o alto consumo demandado; 6. Desconexão e vedação do mangote; 7. Retirada do mangote e do cabo, e partida do navio aliviador; 8. Viagem até a região do terminal marítimo determinado para descarga; 9. Aguarda autorização para atracação no terminal; 10. Aproximação até o cais de atracação com apoio de rebocadores e uma equipe de comando 4 que assume o comando do navio na atracação; 11. Atracação no cais; 12. Conexão dos mangotes e testes de pressão; 13. Transferência do óleo para os tanques do terminal, cuja operação de comando é do navio, que possui um sistema de bombeio específico para essa finalidade, suportado pelos motores da embarcação, com alto consumo de combustível; 14. Terminado o descarregamento, o navio é retirado do porto pelos rebocadores e assim retorna a Bacia de Campos para outro carregamento Premissas e padrões do escoamento Para efeito desse estudo o padrão de escoamento por navio aliviador é embarcação dotada com sistema de posicionamento dinâmico amarrado na posição tandem e vazão na faixa de m³/ h, dependendo da capacidade do sistema de exportação da plataforma. Por questões de segurança, admitindo que possa haver eventuais dificuldades decorrentes de condições meteorológicas, o programa de escoamento de óleo da plataforma é efetuado quando seu tanque (depósito) de carga de óleo alcança cerca de 80% da sua capacidade. A Tabela 8 mostra a relação entre capacidade de armazenagem de algumas unidades do tipo FPSO / FSO e o nível de produção destas unidades. O resultado indica a capacidade do tanque de 4 Equipe é especializada nesse tipo de operação devido aos riscos envolvidos.

47 47 armazenagem de óleo em número de dias. Esse número varia de plataforma para plataforma, mas a maioria dos projetos contempla valores próximos de 10 dias ou um pouco acima. Unidades de Produção (UEPs) com Escoamento para Navio Aliviador Capacidade de Armazenagem produção Óleo Gás Nomes e Tipos das Plataformas (m³/dia) (mil m³/dia) Total (m³) 80% (m³) n de dias FPSO Brasil FPSO Espadarte FPSO - MLS FPSO Fluminense FPSO P FPSO P FPSO P FPSO P Semi-sub P-40 (*) FPSO P FPSO P (*) Exporta todo óleo para o FSO P-38 Números de capacidade instalada- abril/2005 P-31 armazena óleo da P-25 que é plataforma do tipo Semi-sub P-33 armazena óleo da P-26 que é plataforma do tipo Semi-sub Tabela 8 Lista de Plataformas com Escoamento para Navios Aliviadores Na verdade os tanques não são totalmente esvaziados, restando sempre algum óleo para servir de lastro para embarcação, na faixa de 60 a 70 mil m³ de óleo (377 a 440 mil barris) permanentemente parados nos tanques dos FPSOs e FSOs. O volume de óleo deixado como lastro nos tanques varia em função da necessidade de peso da plataforma para melhorar sua estabilidade, ou reduzir o movimento de roll, que significa movimento de balanço em torno do eixo longitudinal. Em tese esses volumes de lastro deveriam ser os mesmos, porque todas as plataformas Petrobras do tipo FPSO / FSO foram originalmente navios VLCC (Very Large Crude Carrier), ou seja, mesmo light weight tonne 5 (LWT), mas dependendo do porte da planta e da forma de ancoragem, Turret ou Spread Mooring, o LWT se altera, e nesse caso requer mais ou menos óleo no tanque de lastro. Embora haja um custo para esse estoque de óleo parado,o lastro adequado assegura melhor performance dos equipamentos da planta devido a minimização 5 Light weight tonne é traduzido como a expressão peso leve e desta forma é conhecida. Tecnicamente significa o peso da plataforma sem nenhuma carga adicional, contando somente com a carga de óleo e combustível suficiente à operação das máquinas e equipamento.

48 48 dos movimentos, o que de certa forma cria um trade-off entre custo de óleo parado e planta mais produtiva. Há, no entanto, uma outra variável que altera a freqüência de offloading, a capacidade dos navios aliviadores, que é menor que a capacidade dos tanques das plataformas. Ou seja, a capacidade do tanque da plataforma estabelece o limite para a 1ª operação de alívio, mas como a produção de óleo é contínua o próximo escoamento tem que ocorrer antes que o tanque da plataforma atinja o limite da capacidade. Naturalmente, a freqüência do alívio será determinada pelo ritmo de produção e pelo porte do shutlle tanker. Na Tabela 9 é apresentada uma simulação do ciclo de escoamento considerando a coleta dentro de 80% do limite máximo da capacidade e a necessidade de deixar óleo como lastro na plataforma, cerca de m³ de óleo, como limite mínimo. Outras variáveis implicam na freqüência do escoamento: a freqüente presença do navio aliviador na Bacia de Campos cria oportunidade para a operação de escoamento, e o objetivo de que o navio se desloque para os terminais de descarga com os tanques cheios. Armazenagem Top (80%) Óleo no FPSO ( m³) Resultado de simulação de offloading - Shutlle Tankers com diferentes capacidades Período de 7 dias saldos nos tanques de carga Offloading com Navio Suezmax ( m³) Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz produz alivia e produz produz P Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz produz produz alivia e produz P Offloading com Navio Aframax ( m³) Ciclo operacional alivia e produz produz produz alivia e produz produz produz produz P Ciclo operacional alivia e produz produz produz produz alivia e produz produz produz P Offloading com Navio Panamax ( m³) Ciclo operacional alivia e produz produz alivia e produz produz alivia e produz produz alivia e produz P Ciclo operacional alivia e produz produz alivia e produz produz produz alivia e produz produz P Terminais Tabela 9 Quadro com Freqüência de Offloading Como anteriormente dito, os Terminais de São Sebastião e Angra dos Reis, cujos nomes são, respectivamente, Terminal Marítimo Almirante Barroso,

49 49 conhecido como TEBAR e Terminal Marítimo Maximiano da Fonseca, conhecido como TEBIG, são os principais recebedores de óleo dos navios aliviadores, com destaque para o volume recebido pelo TEBAR, não só por estar no estado de maior consumidor, mas também por estar próximo aos outros estados de alto consumo. A Tabela 10 mostra os volumes recebidos em 2003 e O Terminal de Angra dos Reis está no Estado do Rio de Janeiro, cuja refinaria já recebe um volume significativo através da rede de dutos, mesmo considerando que boa parte é enviada para outros pontos de refino. Outros terminais também recebem óleo, como os terminais Madre de Deus - BA e São Francisco do Sul SC, mas em menores volumes. No entanto, são alternativas estratégicas pela localização, um mais ao norte e outro mais ao sul. Dados dos Terminais Referentes a Petróleo Tanques de carga Óleo recebido (m³) Capacidade Terminais Quantidade (m³) Angra dos Reis São Sebastião Tabela 10 Capacidade e Volumes Recebidos e 2004 Na Tabela 11 alguns detalhes relativos aos pontos de atracação dos dois mais importantes terminais: Pontos de atracação Terminais Calado - Comprimento - TPB Número de Piers m (LOA) m Angra dos Reis Pier Pier São Sebastião Pier Pier Pier Pier Tabela 11 - Dados de atracação dos Terminais S. Sebastião e A. dos Reis Fonte: Petrobras

50 50 O destaque fica com o número de navios que podem ser recebidos simultaneamente em S.Sebastião e no terminal de Angra. Esse número poderia se tornar um gargalo se o escoamento via navio aliviador continuasse crescendo ao ritmo atual, sem o advento do Projeto PRA-1, o que possibilita aumento de escoamento por dutos. Nesta última tabela há duas siglas que devem ser explicadas: TPB: Tonelagem Porte Bruto e tem o mesmo significado de DWT; LOA: Lenght over all comprimento total Custo Operacional do Escoamento por Navio Aliviador Lembrando do que foi visto a respeito de Custo Baseado na Atividade, o desenvolvimento do custo operacional será feito recorrendo ao acompanhamento de todo um ciclo de uma operação de escoamento através de um shuttle tanker, de modo que se possa passar pelas atividades e ter visibilidade de todos os recursos despendidos na operação, o que em alguns trabalhos é tratado com análise da estrutura analítica do processo. Nessa modalidade de transporte dois recursos se destacam, os quais serão muitas vezes citados: TaxAfret: Taxa de Afretamento é estabelecida no contrato firmado pela Petrobras junto a Transpetro, e é cobrada por unidade de tempo (US$ / dias). Essa taxa varia apenas em função do porte da embarcação, mas para efeito do custo operacional do escoamento trata-se de um custo fixo. Ou seja, não importa se o navio está em operação ou não, a taxa de afretamento permanece incidindo sobre o custo da operação. A Tabela 12 ilustra os valores em vigor durante Porte do Navio Panamax Aframax Suezmax Capacidade de carga (m³) Taxa de afretamento (US $ / dia) , , ,00 Tabela 12 - Capacidade e Taxas de Afretamento (valores de 2004)

51 51 É oportuno lembrar que a taxa de afretamento inclui todos os custos referentes ao navio, seja depreciação, custos operacionais, tripulação, manutenção, custos indiretos, etc., exceto o consumo de combustível. ConsComb: Há basicamente um combustível sobre o qual incorrem custos, o Motor Fuel Oil (MFO). É tipicamente um custo variável, pois só ocorre quando o navio está em operação. O consumo de combustível é estabelecido em unidades de consumo por unidade de tempo (toneladas / dias) e é função de: o Porte da embarcação; o Carregada ou descarregada; o Tipo de operação Navegando em lastro 6 Parado em lastro Carregando Navegando com carga Parado com carga (sem fundear) Atracação / Desatracação (sem consumo / manobra com rebocador) Descarregando Na maioria das vezes o direcionador dos custos dos recursos e das atividades será o tempo, pois se trata de uma operação que decorre durante certo tempo. No entanto, entende-se que a melhor referência em torno do objeto da operação, transporte de determinada quantidade de óleo, seja uma medida de volume, no caso, metros cúbicos, padrão também usado pela Petrobras e pertinente ao sistema métrico oficialmente utilizado no Brasil. Assim será medida a eficiência dos modais. Dessa forma, o denominador das equações, o volume coletado, será a capacidade do tanque de carga do navio aliviador, ou sumariamente chamada capacidade do navio aliviador. Como em muitas operações os tanques dos navios não serão totalmente cheios é recomendável o uso de um fator K junto da capacidade, de modo que possa expressar valores mais próximos da realidade: 6 Em lastro significa que o navio está descarregado e por isso precisa fazer lastro para estar em condições de operar de forma equilibrada.

52 52 Volume Coletado = Capacidade do Navio x K Estima-se que o valor do fator K pode variar de 30% a 100%, pois os custos e riscos da operação de offloading não tornam atraente recolher volumes inferiores a 30% da capacidade de um shuttle tanker, cerca de m³ no caso de um Suezmax, ou algo ao redor de 15% da capacidade do tanque da plataforma. Voltando à questão do direcionador tempo é interessante observar que muitos dos custos da operação se desenvolvem na dimensão tempo. Na medida em que decorre mais tempo a operação se torna mais cara. A produtividade de cada etapa do processo é fundamental para redução dos custos, e o ABC tem uma grande contribuição porque dá visibilidade ao processo e cria os vínculos com os custos relativos às atividades. Despender menos tempo e transportar mais óleo certamente tornam os ciclos mais produtivos. Outro valor que irá aparecer muitas vezes nos cálculos será o custo do combustível ou CustoComb, expresso em US$ / tonelada. O combustível principal dessas embarcações é o Bunker 380cst, cujo preço varia no mercado conforme a Bolsa de Philadelphia USA, e orienta as análises de custo desenvolvidas pela Petrobras. 1ª Etapa da Operação: A operação de escoamento começa com o navio aliviador parado (não fundeado) na Bacia de Campos, aguardando liberação para se aproximar da plataforma para operação de coleta do óleo. O primeiro custo refere-se ao navio parado até que seja autorizado a iniciar manobra de aproximação da plataforma. Nessa etapa os custos são decorrentes dos recursos consumidos com o navio, a taxa de afretamento e o combustível. Considerando que o navio fica parado por algum tempo, não fundeado, com as máquinas funcionando a meia carga também por aquele espaço de tempo, e chamando CNavParBC, o Custo do Navio Parado na Bacia de Campos, pode-se montar a primeira equação: TaxAfret TempPar ConsCombPar CustoComb TempPar CNavParBC = + CapacNavio K CapacNavio K ou TempPar CNavParBC = ( TaxAfret + ( ConsCombPar CustoComb)) CapacNavio K

53 53 Considerações sobre os elementos da equação ainda não mencionados: TemPar: Tempo parado, embora normalmente não seja elevado, algumas vezes pode fugir a normalidade. ConsCombPar: Consumo do combustível, estando o navio parado, expresso em quantidade por unidade de tempo (toneladas / dia) 2ª Etapa da Operação: Na 2ª etapa o navio aliviador recebe uma autorização para se aproximar da plataforma para coleta do óleo. O navio se aproxima da plataforma navegando em lastro a uma baixa velocidade. A estrutura da equação acima se repete, ou seja, os elementos são os mesmos, mas há diferenças na forma que o recurso combustível é consumido, pois o navio está em movimento exigindo mais combustível e demandando uma diferente característica do direcionador tempo. Esse custo é denominado de Custo do Navio na Aproximação e tem-se equação abaixo: TempAprox CNavAprox = ( TaxAfret + ( ConsCombAprox CustoComb)), CapacNavio K a qual têm os seguintes componentes: TemAprox: Tempo decorrido na aproximação, considerado desde o momento que entra em movimento até parar próximo a plataforma. ConsCombAprox: Consumo do combustível na operação de aproximação da plataforma, considerando que nesse trecho, cerca de alguns quilômetros, a navegação ocorreu em lastro. 3ª Etapa da Operação: Até então as atividades estiveram relacionadas com a movimentação do navio. A 3ª etapa é formada pelas seguintes atividades: Tripulação da plataforma lança cabo guia até o aliviador; Por esse cabo guia é passado o cabo de amarração e o mangote do navio aliviador para plataforma; Conexão e testes de pressão dos mangotes feitos na plataforma; Ligação do sistema de bombas da plataforma e transferência do óleo para o aliviador; Desconexão e recolhimento do mangote;

54 54 Liberação do cabo de amarração e partida do navio. No conjunto dessas atividades nota-se que há forte incidência de custos diretos de mão de obra, sendo que os custos ocorridos no navio aliviador estão cobertos pela taxa de afretamento. Na plataforma tem-se: Os custos diretos (médios) das horas consumidas pelos operadores, funcionários Petrobras e funcionários contratados, respectivamente compostos por salários / encargos, e contratos de serviços; Custo do consumo de energia 7 das bombas do sistema de exportação de óleo; e As respectivas parcelas de custos indiretos, os quais seriam formados por: o Custos de supervisão Petrobras; e o Custos dos principais serviços e apoio fornecidos pela plataforma aos operadores para ligar pessoas aos recursos que consomem: Custo de transporte pessoal (marítimo e helicóptero); Custo dos recursos de infra-estrutura (ex: arcondicionado e água quente); e Custos dos serviços apoio (ex: serviços de hotelaria e serviços de saúde); o Custos dos materiais e serviços aplicados ao sistema de escoamento: Custo de materiais de consumo aplicados ao escoamento (ex: lubrificantes e peças de reparos); Custo de transporte de cargas para aplicação no sistema de escoamento e; Custo de manutenção do sistema (tubulação, válvulas, bombas, etc.) de escoamento; O principal fator de desempenho da UEP é produzir determinado volume de óleo ou gás por unidade de tempo, seja m³ ou barris por dia, vazão do sistema. 7 O custo de energia está relacionado com o custo operacional do Sistema de Geração da Plataforma. Os sistemas de exportação de óleo consomem na faixa de 3 a 4 MW de potência, com vazão entre 5000 e 6500 m³/h.

55 55 Deste modo os fatores de suporte ao desempenho devem também ter seus recursos distribuídos por tempo e relacionados com o volume escoado na operação, ou seja, com a capacidade do navio aliviador. O tempo consumido na operação é a chave para que se faça várias amarrações, característica do direcionador dos custos. Os recursos ligados a mão-de-obra, diretamente ou indiretamente, devem ser associados ao tempo consumido nas atividades listadas acima, ao n de operadores envolvidos durante aquele período, sejam eles funcionários Petrobras ou não, ao consumo de energia e aos custos indiretos relacionados a pessoas. Já os custos dos materiais e serviços aplicados ao sistema de escoamento têm uma melhor relação com o processo de escoamento. Os demais custos na plataforma não interferem no desempenho da operação, até mesmo porque a plataforma não pára de produzir durante a operação de transferência de óleo. Desse modo os cálculos desses custos nessa etapa são desenvolvidos da seguinte forma: Apuração dos tempos atrelados as atividades, como mostra a Tabela 13, e o cálculo do tempo total, o qual é chamado de Tempo Total da Operação de Transferência, TOperTranf: Atividades Descrição Tempos Lançamento do cabo guia t 1 Passagem do cabo de amaraçào t 2 Passagem do mangote t 3 Conexão do mangote e teste t 4 Transferência do óleo t 5 Desconexão e recolhimento do mangote t 6 Liberação do cabo t 7 Tempo Total da Operação Transferência TOperTranf Tabela 13 Relação de atividades da transferência de óleo Cálculo do Custo Direto da Operação Transferência CDirOperTransf - com base nos seguintes dados: o Custo Hora Operador Petrobras CHrOperPetr o Custo Hora Operador Contratado CHrOperContr o Número de Operadores Petrobras NOperPetr o Número de Operadores Contratados NOperContr

56 56 CDirOperTransf ( NOperPetr CHrOperPetr + NOperContr CHrOperContr) TOperTransf = CapacNavio K Cálculo do Custo de Consumo de Energia CConsEnerg -, onde o Custo / Kw hora do Sistema de Geração CkwHrSistGer - é representado pelo custo operacional e pelo custo de manutenção desse sistema, a potência do sistema de exportação é representada PotSistExp - e t 5 representa o tempo apurado em que o sistema esteve transferindo óleo para o navio aliviador. Durante esse tempo a capacidade do tanque do navio representa o referencial de volume de óleo transferido, e o fator K representa a utilização do tanque. Deste modo tem-se: t CKwHrSistGer PotSistExp CConsEnerg = 5 CapacNavio K Em tese, se a vazão dos sistemas de transferência de óleo são as mesmas ou estão numa mesma faixa, esse custo não se altera em função da capacidade do navio, pois o tempo de transferência também é determinado por essa capacidade. Ou seja, o aumento do denominador implica num aumento similar de t 5. Cálculo do custo Indireto de Supervisão CIndSup -, entendendo que supervisão pode ser atribuído aos cargos superiores, sob os quais está o operador. Nesse custo tem-se: o Custo Hora Supervisor Petrobras CHrSupPetr; o Relação Funcionários por Supervisor RelFuncSup; O custo por hora da supervisão está relacionado a uma parcela do número de operadores, pois somente parte dos operadores está envolvida; e restrito ao tempo que a operação é desenvolvida, pois esses operadores fazem outras tarefas na plataforma. Mais uma vez o volume escoado na operação é representado pela capacidade do navio associado ao fator K de utilização. ( CHrSupPetr TOperTransf ) ( CIndSup = CapacNavio K NOperPetr RlçFuncSup Custo dos Principais Recursos de Infra-estrutura e Serviços de Apoio, anteriormente caracterizados: Esse é o nome dado aos custos dos principais serviços usados pelos operadores, composto por: )

57 57 o Custo de Transporte Pessoal CTranPes Custo/Hora de Contratos Transporte Aéreo CHrContTrAer Custo/Hora de Contratos Transporte Marítimo CHrContTrMar o Custo dos Recursos de Infra-estrutura CRcInfrestr o Custos dos Serviços de Apoio CServApo Naturalmente, esses serviços são usados pelos operadores a todo instante, mas a contribuição que é dada ao escoamento é relativa a duração da operação, juntamente com o número de operadores, e pode ser chamado de Fator de Utilização, o qual pode ser definido como parcela correspondente dos recursos que os operadores utilizam. = ( NOperPetr + NOperContr) TOperTranf Dessa forma chega-se aos custos abaixo: o Custo de Transporte Pessoal CTranPes = ( CHrContTrAer + CHrContTrMar) o Custo dos Recursos de Infra-estrutura aplicado ao custo da hora da infra-estrutura. CRcInfrest r = CHrRcInfrestr o Custos dos Serviços de Apoio aplicado ao custo da hora dos serviços. CServApo = CHrServApo E assim ao total do Custo dos Principais Recursos Infra-estrutura e Serviços de Apoio aos Operadores (CPRInfServApo), direcionados pela capacidade do tanque do CTranPes + CRcInfrestr + CServApo CPRInfServApo = CapacNavio K nav io e o fator K de utilização: Outros custos contidos na 3ª etapa referem-se aos Materiais e Serviços Aplicados ao Sistema de Escoamento, composto por: o Custo de materiais de consumo CMatCons

58 58 o Custo de transporte de cargas CTransCrg o Custo de manutenção do sistema CManSistEsc Esses recursos existem exclusivamente em função do escoamento, ou seja, os materiais se destinam ao escoamento, as cargas são movimentadas para o sistema de escoamento e a manutenção está implícita ao sistema. Como o sistema está dimensionado para atender determinado volume e esses custos variam em função do tamanho do sistema, então o direcionador desses custos é o m³ escoado. Nesse caso há despesas efetuadas / orçadas durante um período t e o correspondente m³ escoado naquele período t, melhor representadas pela vazão do sistema (m³ / h) e as despesas em US$/hora: CMatCons = DespMatConsumo Vazão CTransCrg = DespTransCrg Vazão CManSistEs c = DespManSistEsc Vazão O Custo Total dos Materiais e Serviços aplicados ao sistema de escoamento se expressa da forma abaixo: CTotMatSer vsistesc = CMatCons + CTransCrg + CManSistEsc Os custos da 3ª etapa ainda têm o acréscimo do custo do navio durante o tempo de carga, pois o custo fixo de afretamento está presente, bem como o custo do consumo com combustível. Semelhantemente aos outros custos referentes ao navio aliviador, a seguinte equação expressa o Custo do Navio durante o Carregamento:, onde: TempCarga CNavCarga = ( TaxAfret + ( ConsCombCarga CustoComb)) CapacNavio K Consumo de Combustível durante a carga ConsCombCarga e; Tempo de carregamento TempCarga, Os Demais componentes da equação já foram vistos anteriormente. 4ª Etapa da Operação: Essa etapa trata da viagem que abrange o custo desde a saída do navio da operação de carregamento junto a plataforma, até a chegada na zona onde estão localizados os principais terminais para descarga, São Sebastião e Angra dos Reis.

59 59 Como se trata essencialmente de cobrir um trajeto, o custo é representado por Custo de Trajeto Carregado (CTrajCar) e assim pode ter a seguinte equação: TempTraj CTrajCar = ( TaxAfret + ( ConsCombNavCar CustoComb)), CapacNavio K onde temos: O consumo do navio navegando com carga ConsCombNavCar e; O tempo gasto no trajeto TempTraj. Os outros componentes da equação já são conhecidos e foram citados anteriormente. 5ª Etapa da Operação: A 5ª etapa cobre os custos que ocorrem com o navio ao permanecer aguardando autorização para atracação no terminal de descarga. Nem sempre os navios precisam aguardar, mas às vezes há essa necessidade em função da dificuldade de articular a saída simultânea de uma embarcação com chegada de outra, principalmente considerando que a maioria das operações de descarga ocorre no movimentado terminal de S.Sebastião. O custo da operação com o navio aguardando autorização para atracação no terminal de descarga pode ser representado por Custo Navio Carregado Aguardando Atracação (CNCarAgAtr): TempEsp CNCarAgAtr = ( TaxAfret + ( ConsCombNavParCar CustoComb)) CapacNavio K, onde: O consumo do navio parado com carga ConsCombNavParCar; e O tempo de espera para iniciar o atracamento TempEsp. 6ª Etapa da Operação: Na 6ª etapa o navio se desloca até o cais onde é atracado. Nessa operação há o custo do navio e o custo de suporte nas manobras e atividades antecedentes (atracação) e posteriores (desatracação e saída do cais) ao descarregamento do óleo. Deste modo, nessa etapa, consideram-se os custos do navio e a duplicação dos custos de suporte. A operação de descarga é destacada e fica para próxima etapa. Nessa etapa a incidência de custos no navio é somente referente à taxa de afretamento, porque durante processo de atracação as máquinas são "cortadas", voltando a operar no bombeio de óleo durante processo de transferência de óleo

60 60 para os terminais. Dessa forma chega-se ao Custo do Navio durante Atracação no Terminal (CNAtrTerm) expresso pela seguinte equação, observando que não há presença de consumo de combustível: TempOper CNAtrTerm = TaxAfret, onde: CapacNavio K O tempo de operação do processo de atracação TempOper. Os custos de suporte nas manobras e atividades de atracação e desatracação são custos de serviços prestados por pessoal específico e taxas 8 cobradas pela utilização do terminal, representados por: 1. Praticagem na atracação e desatracação: O valor do serviço de praticagem é calculado com o uso da Tabela 14, aplicada com base na tonelagem bruta (gross ton): GRT (Ton) Taxa-( R$ / Ton) , , ,07 Acima de ,046 Tabela 14 - Taxas de Praticagem com base na GRT O Custo de Praticagem pode ser simbolizado por CPrat e a equação de cálculo ( 2 GRT taxa) fica da seguinte forma: CPrat =, sendo a taxa e o GRT taxacambial referenciados na Tabela 14 e aplicada duas vezes, caracterizando a entrada e a saída do terminal, e utilizando a taxa de cambio para trazer o valor final para moeda US dólar. 2. Serviço Rebocador na atracação / desatracação: O valor do Custo do Rebocador pode ser expresso da seguinte maneira: C Reb = 2 TaxadoRebocador QteRebocadores, onde a taxa cobrada pelos rebocadores, na ordem de US$ e a quantidade de rebocadores são multiplicados por 2, caracterizando entrada e saída do terminal. A quantidade 8 Os valores dessas taxas, vistas como custos de suporte à operação de atracação, são de dezembro de 2004.

61 61 de rebocadores varia conforme a Tabela 15, dependendo das condições meteorológicas e do terminal de embarque. Porte do Navio Panamax Aframax Suezmax Quantidade de Rebocadores Tabela 15 - Quantidades de Rebocadores por Porte de navios 3. Taxa de Acesso ao Porto TAP: É a aplicação da taxa no valor de R$ 0,0576 a cada tonelada, sobre a tonelagem registrada líquida (TRL) ou net registered tonne (NRT), que varia, dentro de uma faixa, em função do porte do navio, conforme tabela 16 abaixo. TRL TAP = 0, 0576 taxacambial Porte do navio Panamax Aframax Suezmax TRL / NRT (mil ton.) Tabela 16 Valores da TRL (Tonelada registrada líquida) 4. Taxa de Utilização Portuária TUP: Da mesma forma que a taxa anterior, a TUP, conforme mostra a Tabela 17, é aplicada também sobre determinada característica do navio, no caso a LPP (length perpendicular) que é a distância entre as perpendiculares, o que representa aproximadamente 95% do LOA, comprimento total da embarcação. A TUP se aplica a cada 6 horas ou fração, o que leva, neste caso, a se adotar α como um fator que representa o total de horas de permanência no terminal. Se, por exemplo, a operação demanda 8 horas (6+2), α teria um valor igual a 6 horas mais 2/6 de hora, ou α =6,33. LPP α TUP = 3, 45 taxacambial Porte do navio Panamax Aframax Suezmax LPP (m) Tabela 17 Valores da LPP (length perpendicular) 5. Além das taxas descritas acima, há ainda Outras Taxas Portuárias:

62 Taxa de Utilização dos Farois - TUF: Essa taxa tem o valor já em expresso em US$, cobrada por cada operação de atracação e varia de acordo com o deadweight (DWT) do navio, conforme a Tabela 18: Porte do navio Panamax Aframax Suezmax DWT (Ton) Faixas de porte > TUF (US $) 2.250, ,00 Tabela 18 Faixas de Aplicação da TUF (Taxas de Utilização de Farol) 5.2. Fundo para Polícia Federal - FUNAPOL: Taxa no valor de R$ 535,00 cobrada dos navios que atraca nos terminais Taxa de Livre Prática - TxLP: Se refere a taxa de inspeção sanitária, no valor de R$ 600,00 por cada navio que atracam nos terminais Desta forma, tem-se a seguinte equação para representar Outras Taxas Portuárias - OTxPort: Funapol + TxLP OTxPort = TUF + ( ) taxacambial Verifica-se que a melhor alternativa para apuração desses custos de suporte nas atividades de atracação e desatracação e taxas cobradas pela utilização do terminal, é compor o total desses custos e dividi-los pelo volume de óleo envolvido na operação, ou seja, pela capacidade do navio aliviador associado ao fator K de utilização do tanque de carga. Chamamos esse custo como Custo Total de Atracação / Desatracação e Utilização dos Terminais, representado da seguinte forma: CPrat + CReb + TAP + TUP + OTxPort CTotAtrDestrUtTerm = CapacNavio K 7ª Etapa da Operação: Conforme afirmado anteriormente, o descarregamento de óleo é destacado e fica para consideração nessa etapa, onde se tem novamente a presença de consumo de combustível para suportar as bombas que atuam no descarregamento

63 63 do óleo. É mais uma típica operação de consumo de combustível dentre as já mencionadas, esta também caracterizada por ser geradora de custo variável, ou seja, o consumo de combustível está ligado ao tempo que demanda a operação para retirada do óleo dos tanques de carga do navio aliviador. O outro componente de custo nessa operação é o custo decorrente do afretamento, que é o custo fixo, presente ao longo de toda a operação. O custo dessa operação está identificado como Custo de Descarga do Navio, representado pela seguinte equação: TempDesc CDescN = ( TaxAfret + ( ConsCombDescarg CustoComb)), CapacNavio K onde ConsCombDescarg: representa o combustível consumido pelas bombas de descarga; e TempDesc: é o tempo gasto durante a descarga de óleo. 8ª Etapa da Operação: Essa operação expressa a viagem do navio de volta a Bacia de Campos, completando assim o ciclo do escoamento. Essa operação é exatamente igual a operação de vinda até o terminal, diferindo apenas por estar o navio navegando com os tanques em lastro, o que exige menor consumo de combustível. Esse custo está chamado como Custo de Regresso Descarregado, simbolizado por CRegrDesc. TempTrajRet CRegrDesc = ( TaxAfret + ( ConsCombNavLastr CustoComb)) CapacNavio K, onde ConsCombNavLastr: representa o consumo de combustível navegando em lastro; e TempTrajRet: é o tempo gasto no trajeto de retorno a Bacia de Campos Outros Custos da Operação Offloading através de Navio Aliviador Embora a operação de offloading esteja completa, outros custos estão presentes nessa operação. Não são custos operacionais, pois não participam

64 64 diretamente da operação, mas precisam ser considerados dentro do custo total, porque têm participação efetiva na operação. O primeiro desses custos é o custo do óleo parado, sendo que se têm duas situações. A 1ª trata do óleo parado durante o transporte, não disponível para processamento, entre o instante que o tanque de carga do navio aliviador está cheio até o momento em que é completada a operação de descarregamento no terminal, e a 2ª é o óleo parado nos tanques do FPSO ou FSO, uma parte servindo de lastro, e mais o volume médio entre duas transferências para o navio aliviador, conforme lustrado na figura abaixo. Ambas as situações têm o significado de custo de estoque por determinado período, sem possibilidade de utilização. Volume (m³) Volume médio entre os escoamentos Q 1 Volumes alcançados nas retiradas (m³) Q Q 2 3 Q4 Q 5 T 3 T 1 T 2 T 4 T 5 Nível de volume mantido como lastro Datas das retiradas Tempo (dias) Figura 11 Curva de Comportamento do Estoque entre Transferências de Óleo Na 1ª situação o custo do estoque é encarado como um custo financeiro, ou uma apuração da perda de oportunidade por estar com o óleo parado durante o transporte. Está denominado como Custo de Estoque do Óleo Transportado, simbolizado por CEstOlTransp. CEstOlTransp = ( TempTraj) ( VolumeÓleoTransportado PreçoMercado) [(1 + i) 1] onde: O volume de óleo transportado deve ser visto como CapacNavio x K, pois este é efetivamente o volume considerado, observando que o valor de K deve ser 100%, partindo da premissa de que o navio aliviador se dirige aos terminais com o tanque de carga totalmente cheio; O preço de mercado é aquele que é orientado pelo mercado spot, em cima do qual são fechados os contratos de compra e fornecimento;,

65 65 O tempo de trajeto TempTraj - entre a Bacia de Campos e o terminal onde foi descarregado o óleo e; A taxa de juros i, que deve indicar valores de taxas de captação que a Petrobras consegue para financiar os investimentos em exploração e produção. O custo de estoque, no entanto, tem o direcionador do volume transportado, ou seja, a capacidade do navio. Deste modo tem-se: CEstOlTransp = Ou, de forma resumida: [ 1] ( TempTraj ) ( CapacNavio K ) ( PreçoMercado) (1 + i) ( CapacNavio K ) CEstOlTran sp = PreçoMercado ( ) ( TempTraj [ 1 + i ) 1] Desta forma temos um custo de estoque durante o transporte para determinado volume e em função do tempo de trajeto, reflexo da distância entre a Bacia de Campos e o terminal de descarga de óleo. Na 2ª situação o óleo serve de lastro porque as alternativas apresentam altos custos operacionais. Isso caracteriza uma contrapartida, ou seja, deve ser encarado como aplicação de recursos para assegurar que a plataforma opere de modo mais adequado, porque da outra forma, troca do lastro com lavagem dos tanques, incorre-se em maior custo. Adicionalmente há um estoque formado pela produção da plataforma após cada retirada de óleo. O estoque de lastro é função do porte da plataforma, que por sua vez, é proporcional a capacidade de produção da plataforma, logo o direcionador do custo deve ser a capacidade de produção de óleo, usualmente expresso em barris por dia (bbl/d) ou m³/d. O Custo do volume de óleo Parado em Lastro pode ser representado da seguinte forma: ( VolLastro PrMercado) i COParLastr =, onde: Prod Plataf VolLastro: é o volume de óleo em lastro que deve ser visto como um valor função do porte da plataforma, cerca de a m³ na grande maioria das plataformas Petrobras, pois são oriundas de navios VLCC; PrMercado: no preço de mercado se aplica raciocínio análogo à situação descrita acima; i : a taxa i deve refletir as mesmas considerações da situação 1 e;

66 66 ProdPlataf: representa a Capacidade de Produção da Plataforma, lembrando que quando for FSO a produção será da plataforma que envia óleo para esse FSO. Já o custo do estoque entre entradas e saídas exige que, primeiramente, seja calculado o estoque médio. Recorrendo à figura 11 verifica-se que o volume de óleo, além do volume em lastro, pode ser representado pelo nível Q que o tanque de carga da plataforma atinge quando ocorre o alívio, multiplicado pelo tempo T decorrido entre os alívios. Exatamente como a área de triângulo retângulo. Como o cálculo de custo de escoamento por navio aliviador que esta sendo desenvolvido se realiza dentro de um ciclo de operação de escoamento, cada triângulo se refere a uma operação de escoamento. O cálculo do estoque médio pode ser calculado com base na demonstração apresentada no Apêndice C, e considerando os aspectos de segurança já manifestados, os quais exigem que o tanque deva ser aliviado quando atinge 80% da capacidade. Sendo assim chega-se ao Estoque Médio expresso da seguinte forma: (( 80% 0,70Q)) (0,70T ) 0,56Q 0,70T Estoque Médio = =, onde: 2 2 Q representa o nível que o volume de óleo atinge no momento do alívio, o que na verdade é a capacidade do tanque da plataforma, admitindo que o offloading é executado quando o tanque está cheio (80% da capacidade total) e; T é o intervalo entre as operações de offloading. O Custo deste Estoque Médio pode ser representado por: CEstMédio = PrMercado Estoque Médio i, ou: CEstMédio= PrMercado 0,56Q 0,70 T i, onde: 2 CapacNavio K No preço de mercado se aplica o mesmo raciocínio da situação descrita acima PrMercado; A taxa i deve refletir as mesmas considerações da situação 1 i e; A capacidade do navio corrigida com o fator, que nesta equação funciona como direcionador do custo do estoque, pois, como já visto anteriormente, essa capacidade é que determina a quantidade de óleo escoado CapacNavio.

67 67 Além dos outros custos descritos acima, devem ainda ser considerados os custos de administração do offloading. São custos efetivamente indiretos, porque não são capturados diretamente da operação, e também são fixos, pois seus valores não se alteram independentemente do que for transportado. Basicamente há três grandes locais, formadores de custos indiretos na operação de escoamento de óleo. Dois deles estão dentro da Divisão de Exploração e Produção E&P. O primeiro é E&P-SERV pertencente a uma Divisão do E&P que cuida dos serviços prestados a E&P. No caso do escoamento por navio aliviador, E&P- SERV administra os contratos relativos às atividades de amarração e atracação efetuadas dentro da série de operações que compõem o ciclo de escoamento. As atividades de amarração e atracação se resumem a etapa que o navio é amarrado à plataforma para iniciar a transferência do óleo, já que as atracações nos terminais têm tratamento diferente. Olhando desta forma cada operação de offloading consome de forma indireta uma parcela dos recursos contidos em E&P- SERV. Cabe agora, no entanto, uma análise sobre o melhor direcionador deste custo indireto. Intuitivamente percebe-se que essas atividades são mais produtivas quando realizadas num menor espaço de tempo, sem naturalmente comprometer a qualidade da operação. Medindo dessa forma pode-se ver de forma clara como está evoluindo o desempenho dessas atividades, e essa medida irá efetivamente contribuir para uma avaliação permanente dos custos dos contratos do gênero, administrados por E&P-SERV, bem como suportar melhores decisões nas renovações contratuais. Na verdade, deve-se ter um custo por hora da E&P-SERV (CHorE&PServ), envolvendo todos os custos típicos de uma organização, tais como, salários & encargos, custos operacionais e depreciação de instalações / infra-estrutura que utilizam, como se fosse uma taxa e aplicar essa taxa ao tempo consumido pela operação de escoamento, o qual se identifica como TOperTransf, excluindo t 5 que foi o tempo atribuído exclusivamente a transferência do óelo. Mais uma vez, é preciso ligar esse resultado de custo ao volume de óleo que está envolvido na operação. Desta forma tem-se o Custo Indireto de E&P SERV definido pela seguinte equação: CHorE & CIndE & PServ = PServ ( TOperTransf t5 ) ( CapacNav K )

68 68 O segundo formador de custos indiretos é E&P.BC, mais uma Divisão da E&P atuando dentro da Bacia de Campos, que participa no processo de escoamento, fazendo a interface com a Diretoria de Abastecimento na programação das embarcações, no suporte à operação de offloading na Bacia de Campos. Nesse caso, o processo de trabalho desenvolvido pelo E&P.BC atende a operação de forma global, o que impossibilita ter ligação desse custo especificamente com a operação de escoamento. Entende-se que a melhor forma de apuração desse custo é separar do Custo Total do E&P.BC a parcela de custo que está envolvida com o trabalho de programação, tomando o cuidado de incluir somente itens de custo que se relacionem com essa atividade. Adotar um fator multiplicador η que represente um percentual do custo total facilita o cálculo e permite maior precisão nos rateios. As maiores dificuldades estarão nos rateios dos custos fixos, como, por exemplo, os custos da depreciação e os custos de infra-estrutura (serviços de informática, telecomunicação, material de escritório, energia, e outros). Esse Custo de Programação de Navios da E&P.BC pode ser simbolizado por CProgNavE&P.BC e o resultado calculado conforme indicado abaixo, tomando como referência o intervalo t e o volume (m³) de óleo escoado nesse período: CProgNavE & P.BC = 1 η t, ou VolumeEscoado / t ( CE & P.BC) CHorE & P. BC η CProgNavE & P.BC =, onde a vazão de escoamento fica Vazão relacionada com a capacidade da bomba de exportação da plataforma. O terceiro formador de custos indiretos dentro da cadeia de custos de escoamento é a Gerência Executiva de Logística, pertencente a Divisão de Abastecimento. Dentro dessa Gerência há setores responsáveis pela administração da distribuição do óleo, o que implica em determinar que terminais devam receber o óleo, em função do binômio, capacidade e estoque das refinarias; e outros setores que cuidam da contratação e movimentação dos navios, incluindo-se aí as viagens internacionais, sejam exportações de óleo pesado como importações regulares. Entende-se que a forma de apurar os custos relativos ao escoamento é idêntica à exposta acima. Ou seja, significa separar do total do custo da Gerência de Logística os custos das áreas que efetivamente contribuem com o transporte de

69 69 óleo dentro da Bacia de Campos, tomando como referência as atividades que têm afinidade com o escoamento: Administração da distribuição do óleo e; Contratação e movimentação dos navios. Novamente, a maior dificuldade será como ratear os custos fixos, como atribuir parcelas de custo à operação de escoamento de óleo, sobretudo considerando que a Gerência de Logística tem uma significativa dimensão, com recursos que extrapolam as demandas da Bacia de Campos. Esse trabalho exige que se abra a organização e que sejam examinadas as atribuições e responsabilidades. Tudo depende da profundidade do exame que se quer fazer. O fato é que torna visível cada pedaço da organização, permitindo assim implantação de programas de produtividade. A equação de cálculo desse custo pode ser escrita conforme abaixo, destacando mais uma vez o volume escoado no intervalo de tempo t : 1 ( CGerLog) γ CAdmContrMovNavBC = t, ou VolumeEscoado / t CHoraGerLog γ CAdmContrMovNavBC =, onde: Vazão CAdmContrMovNav é o Custo de administração, contratação e movimentação de navios na Bacia de Campos; CHoraGerLog é o Custo hora da de Logística referente a administração, contratação e movimentação de navios e; γ é o Fator de participação da Gerência de Logística nas atividades da Bacia de Campos O acompanhamento dos resultados desses custos indiretos orienta a gerência sobre o desempenho e contribuição desses setores no processo de offloading.

70 Operação de Escoamento por Dutos Submarinos A malha de dutos da Bacia de Campos, embora totalmente interligada, está dividida em duas partes. Um ramo se concentra na plataforma de Enchova PCE- 1, mais ao sul e o outro chega até a plataforma de Garoupa PGP-1, localizada mais ao norte. Destes dois pontos, o óleo escoa até Barra do Furado e daí até o Terminal de Cabiúnas. A plataforma de Enchova está a 82 km de Barra do Furado e a plataforma de Garoupa cerca de 84 km. O trecho terrestre que liga Barra do Furado a Cabiúnas tem aproximadamente 83 km. A partir do Terminal de Cabiúnas o óleo é transportado por dutos terrestres até as unidades de refino. O apêndice B mostra toda essa malha, incluindo as linhas que no futuro estarão chegando e saindo da unidade PRA-1. Na Figura 12 pode ser vista uma representação esquemática dos fluxos que chegam até a plataforma de Garoupa PGP-1, e daí seguem até Cabiúnas. BARRA DO FURADO TERMINAL CABIÚNAS PLATAF.GAROUPA PGP 1 PLATAF.NAMORADO 1 PNA 1 PLATAF.PARGO-1 PPG-1 A/B PLATAF.NAMORADO 2 PNA 2 PLATAF.CHERNE 1 PCH 1 PLATAF.CARAPEBA-2 PCP-2 PLATAF.CHERNE 2 PCH 2 PLATAF. DE VERMELHO-3 PVM-3 PLATAF.CARAPEBA 1 PCP-1 P-9 PLATAF. DE VERMELHO-2 PVM-2 PLATAFORMA DE VERMELHO-1 PVM-1 Figura 12 Fluxo da Malha Garoupa (PGP-1) Cabiúnas Em boa parte, o escoamento de óleo pelos dutos submarinos é explicado pela história do desenvolvimento da Bacia de Campos, conforme já abordado. A

71 71 instalação dessa malha é resultado de vários projetos, realizados em momentos distintos e por diferentes razões. É como ir abrindo caminho aos poucos, as alternativas são buscadas à medida que surgem novos acontecimentos e necessidades bem diferentes de projetos integrados, que obedecem a uma ampla estratégia de escoamento e tenha um fluxo logístico otimizado. Como visto no histórico, o desenvolvimento da Bacia de Campos em parte obedeceu ao empirismo próprio da exploração de petróleo, onde os indícios de reservas nem sempre se confirmam. Além disso, mais uma vez, é oportuno registrar a premente necessidade de aumento da produção, por força de balança de comércio negativa associada à dependência energética. Um traço característico desse desenvolvimento é a variedade de bitolas dos dutos, indo de 4 polegadas 9 até 24 polegadas. Em alguns casos essa variação decorre de necessidades de pressão na linha, próprias de especificação de projetos. Na grande maioria dos trechos os dutos são rígidos, fabricados com material em ligas de aço-carbono, com espessuras de paredes adequadas a pressão exercida, com características especiais de resistência mecânica e durabilidade frente à corrosão provocada pela água salgada. Dutos flexíveis, feitos de materiais com alta resistência mecânica, com alma em aço, são utilizados nos trechos que saem das plataformas até se conectarem com as linhas principais, e em algumas outras pequenas extensões. A operação dos dutos funciona como um direcionador de fluxos, que obedece a todo um planejamento logístico alinhado com as necessidades e capacidades das refinarias. A premissa é que as dimensões das linhas na saída sejam capazes de suportar os volumes de entrada, mantendo um nível de pressão equilibrado capaz de exportar o óleo até Cabiúnas. As alternativas para variações de fluxo e o re-equilíbrio do sistema são as derivações e o escoamento alternativo para os FSOs. Operacionalmente, cada plataforma que coloca o óleo na linha de dutos utiliza um nível de pressão superior ao que está na rede, para assegurar o fluxo. As unidades de produção que estão a montante são responsáveis por fazer o óleo chegar à próxima unidade e assim sucessivamente. Os custos são repassados às unidades posteriores de modo que a última unidade absorve todos os custos das unidades anteriores, antes que o óleo alcance o terminal, o que equivale a 9 Uma polegada equivale a 25,4 mm.

72 72 acumular os custos operacionais do fluxo, que essencialmente significam consumo de energia Processo Quando o escoamento via navio aliviador foi abordado foi possível descrever um processo e assim ter visível como se formam os custos à medida que o ciclo de atividades evolui. Esta é uma sistemática do sistema ABC. Já com relação à malha de dutos, não há um processo seqüencial de atividades. A operação é expressa por somente uma atividade, fluxo contínuo de escoamento de óleo. Deve ser vista como uma fábrica automatizada, com entrada de materiais no início da linha e saída de produtos acabados ao final do processo. Trata-se de uma operação que reúne basicamente as seguintes fontes de custos: operação, manutenção e depreciação, os quais serão explorados mais adiante Terminais Ao contrário do sistema de escoamento por navio aliviador, que tem alternativas de terminais para descarga, o sistema pela malha de dutos da Bacia de Campos conta somente com os recursos do Terminal de Cabiúnas. Cabiúnas é um terminal terrestre, mesmo estando junto da costa. Tem capacidade para armazenagem de m³ de óleo em 8 (oito) tanques de carga, quase 1/3 da capacidade do Terminal de S.Sebastião. Considerando que o duto tem um fluxo intermitente, ao contrário do modal marítimo, cujas entregas ocorrem por bateladas, essa capacidade dos tanques de Cabiúnas serve como um espaço para balanceamento do fluxo durante o fornecimento às refinarias. A Tabela 19 registra os volumes que chegaram a Cabiúnas durante 2003 e 2004.

73 73 PETRÓLEO RECEBIDO EM CABIÚNAS (m3) JANEIRO FEVEREIRO MARÇO ABRIL MAIO JUNHO JULHO AGOSTO SETEMBRO OUTUBRO NOVEMBRO DEZEMBRO TOTAL Tabela 19 - Volume Recebidos por Cabiúnas em 2003 e 2004 Com base nesses valores é possível obter-se o giro mensal do estoque nos tanques de Cabiúnas. Se forem considerados os valores médios mensais dos volumes recebidos por Cabiúnas na ordem de m³/mês e a capacidade do tanque de m³, percebe-se que a operação de esvaziamento do tanque ocorre cerca de 2,38 vezes por mês, como mostrado abaixo. Com base naqueles mesmos valores de volumes médios mensais, pode-se chegar a uma vazão média de 1590 m³/h ( m³ / mês). Ao se dividir o volume total do tanque de carga ( m³) por essa vazão média chega-se a aproximadamente 303,80 horas, ou 12,65 dias, tempo de esvaziamento do tanque, também mostrado abaixo. Esse raciocínio mostra as folgas que o sistema tem para permitir um adequado balanceamento entre as chegadas de óleo e as saídas para as refinarias, e, sobretudo, caracteriza a intensidade da operação do sistema de escoamento m / mês = 2,38 / mês m m = 303,80h = 12,65 dias m / h Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Submarinos A formação dos custos ocorre pela participação de partes da organização na operação, manutenção e pela responsabilidade do funcionamento da malha

74 74 submarina, a cargo da Divisão de Exploração e Produção E&P, diferente dos dutos terrestres cuja responsabilidade é da Transpetro. O custo de uma malha de dutos está dividido em cinco partes, embora duas dessas partes tenham em comum o objetivo único de integridade do sistema. Esta é, aliás, a fonte de maior preocupação, pois qualquer vazamento, além dos reflexos no fornecimento, causa danos ambientais ao eco-sistema e traz problemas a imagem da companhia perante a sociedade. O objetivo é que a produção e o escoamento de óleo e gás no mar atendam às metas estabelecidas pela Petrobras, obedecendo à legislação referente às áreas de Saúde, Meio Ambiente e Segurança. Os resultados da análise de integridade também influenciam na definição de tecnologias, métodos e equipamentos especiais que permitem inspeções e manutenções cada vez mais criteriosas Inspeção Interna A 1ª parte trata dos Custos de Inspeção do Sistema, cujo foco principal é estar permanentemente avaliando as condições da malha de dutos. Há dois tipos de inspeção realizados por dois diferentes setores da Petrobras. A Inspeção Interna fica sob a responsabilidade do setor produtivo, área encarregada da operação de produção, chamada na Petrobras, de Ativos de Produção, representados pelas unidades de produção (UEPs). Atualmente, todas as UEPs ligadas a malha de dutos estão dentro da Unidade de Negócios da Bacia de Campos UNBC, que destaca a engenharia como responsável pela administração do serviço de inspeção interna e análise dos resultados da inspeção. A inspeção interna exige a passagem de equipamentos de vistoria, chamados pigs instrumentados, por dentro dos dutos, sendo o trabalho feito trecho a trecho. O pig é instalado numa entrada apropriada da rede, junto a uma UEP e percorre um determinado trecho até outra UEP, onde é resgatado. Essa operação exige alteração na programação de produção, a cargo do setor operacional das UEPs envolvidas nesta inspeção, com desvios no sistema de escoamento, sem que haja perda por parada de escoamento. Empresas especializadas nessas inspeções são contratadas em bases anuais para realização dos serviços dentro da Bacia de Campos, sendo responsabilidade das mesmas o fornecimento de todos os recursos e materiais necessários: mão-de-obra

75 75 especializada, deslocamento até as unidades, transporte de equipamentos, fornecimento de materiais de consumo, ferramentas, enfim, os recursos requeridos para coleta de informações relativas ao estado da tubulação (paredes, espessuras, emendas, etc.), as quais serão analisadas pela Engenharia da UNBC. A equação abaixo traduz os custos de inspeção interna, considerando determinada vazão do sistema: CHrContrServ + ( CHrEngUNBC ω) CInspIntr =, onde: Vazão CHrContrServ é o Custo Hora de Contratação do Serviço de Inspeção Interna; CHrEngUNBC é o Custo Hora da Engenharia da UNBC com seus recursos de mão-de-obra, instalações e infra-estrutura disponível e; ω é o Fator de participação da Engenharia na Inspeção Interna nos serviços prestados a rede de dutos Inspeção Externa e Manutenção A 2ª parte trata dos custos da Inspeção Externa e Manutenção. No processo de inspeção externa as instalações submarinas são periodicamente inspecionadas por meio de mergulho raso, com apoio de barcos especiais, e ROV (Remote Operation Vehicle ) - Veículo de Operação Remota. A partir dos resultados em imagens de vídeo, fotos e relatórios gerados em cada inspeção, desenvolvem-se análises de integridade, cujo objetivo é fornecer para os Ativos de Produção as informações necessárias para a tomada de decisão sobre as instalações: necessidades de inspeções adicionais e/ou mais freqüentes, plano para manutenções futuras, com participação de barcos especiais e paradas de produção no trecho em questão. A Inspeção Externa e Manutenção são da responsabilidade da E&P-SERV que possui dentro de sua organização uma área dedicada a esse serviço, chamada MIS - Manutenção e Inspeção Submarina. Essas duas atividades ficam dentro da mesma organização por decorrência da afinidade das atividades e recursos necessários. Em algumas situações a manutenção é realizada simultaneamente a inspeção externa. Na verdade a organização MIS está dividida em quatro áreas:

76 76 Análise de Integridade que objetiva a garantia da integridade de dutos rígidos e outros sistemas submarinos (dutos flexíveis, umbilicais 10, cabos elétricos e óticos). A garantia da integridade dos equipamentos baseia-se na análise técnica de falhas e de não conformidades de inspeção com emissão dos respectivos laudos técnicos. Também é atribuição a elaboração de padrões, procedimentos e rotinas de inspeção, treinamento e capacitação de pessoal técnico, consultoria técnica voltada para a integridade de instalações submarinas, definição de periodicidade de inspeção, desenvolvimento de tecnologia de equipamentos e métodos especiais de inspeção e manutenção. O Grupo de Reparos de Dutos Submarinos (GRDS) tem como finalidade principal executar intervenções emergenciais em dutos rígidos submarinos, a fim de garantir a continuidade operacional do sistema de escoamento do óleo, preservando a integridade do meio ambiente, no evento de vazamento de óleo ou gás. Dispõe de equipamentos e tecnologia de última geração para realizar reparos nos dutos da Bacia de Campos. Os reparos realizados pelo GRDS são feitos com conectores mecânicos, vide foto na Figura 13, para substituição do trecho avariado, com braçadeiras bipartidas para avaria de pequenas dimensões, reforços estruturais com material sintético nos casos de perda de espessura da tubulação, e recondicionamentos da rede. Figura 13 Foto de Conector Mecânico para Reparo Trecho Avariado 10 Cabos submarinos com diversas seções, para alimentação de mecanismos elétricos e hidráulicos, de grande resistência mecânica.

77 77 O Grupo Barcos Especiais, responsável pelas atividades de inspeção, intervenção e manutenção em instalações e equipamentos marítimos na superfície, na massa d água e no leito marinho, realizadas a partir de embarcações especiais tipo DSV (Diver Support Vessel) e RSV (ROV Support Vessel). As embarcações especiais estão adequadas para executar tarefas através de mergulho saturado até 320 metros e ROV até 3000 metros. Além das atividades ligadas à inspeção externa e manutenção, uma série de outras atividades é realizada e/ou suportada pela área de Barcos Especiais. O Grupo de Mergulho Raso, dedicado somente a mergulhos até 50 metros de profundidade. A inspeção visual é utilizada para a detecção de grandes e pequenas não-conformidades, dependendo do critério utilizado. Os inspetores executam os trabalhos através de procedimentos qualificados, utilizados nas inspeções e nas intervenções em plataformas flutuantes e fixas. As frentes de mergulho são equipadas com câmeras fotográficas e sistemas de televisionamento submarino com a câmera instalada no capacete do mergulhador. Apresentada a estrutura do MIS, a representação do Custo de Inspeção Externa e Manutenção pode ser feita do modo abaixo, considerando determinado volume escoado ou vazão do sistema: CInspExtManut =, onde: ( CHrAnIntegr ω ) + ( CHrGrRep ω ) + ( CHrServBarcEsp ω ) + ( CHrMergRaso ) ω 4 Vazão Custo Hora da área de Análise de Integridade CHrAnIntegr; Custo Hora do Grupo de Reparo de Dutos CHrGrRep; Custo Hora do Grupo de Barcos Especiais CHrServBarcMerg ; Custo Hora do Grupo de Mergulho Raso CHrMergRaso e; Fator de participação das organizações nos serviços aplicados a malha de dutos ω i. Os custos dessas áreas que compõem o MIS são formados dos recursos de mão de obra, custo das instalações que ocupam e da infra-estrutura disponível, incluindo especialmente os custos de administração dos contratos de serviços.

78 Custo de Operação dos Dutos A 3ª parte dos custos de escoamento por dutos está no Custo de Operação propriamente dito. Este custo é formado pelas atividades de bombeamento do óleo, monitoramento e controle de fluxos, por ativação de sistemas de registros e válvulas, mediante demandas e capacidade do Terminal de Cabiúnas. Nesse processo há custos dos operadores na ativação / desativação dos sistemas nas plataformas, custos pelo consumo de energia exercido pelas bombas e custos da administração e controle da operação. Tratamento similar pode ser dado aos custos verificados na plataforma durante a transferência de óleo para os navios aliviadores, onde há os custos diretos dos operadores e os custos indiretos da supervisão. No entanto, a questão tempo deve ter um outro tratamento. Na transferência por navio a freqüência da operação é baixa e a operação demanda tempo. Na operação por dutos, o fluxo de escoamento é intermitente e as pequenas intervenções no sistema não trazem impactos de produção, pois são feitos desvios no fluxo. Cálculo do Custo Direto da Operação do Duto CDirOpTrDuto - com base nos seguintes dados: o Custo Hora Operador Petrobras CHrOperPetr o Número de Operadores Petrobras NOperPetr ( NOperPetr CHrOperPetr) CDirOpTrDuto = Vazão Cálculo do custo Indireto de Supervisão CIndSup -, entendendo que supervisão pode ser atribuída aos cargos superiores, sob os quais está o operador. Nesse custo tem-se: o Custo Hora Supervisor Petrobras CHrSupPetr; o Relação Funcionários por Supervisor RelFuncSup; O custo por hora da supervisão está relacionado ao número de operadores envolvidos com a operação do duto. NOperPetr ( ) ( CHrSupPetr) RlçFuncSup CIndSup = Vazão Mais uma vez o cálculo do Custo de Consumo de Energia CConsEnerg -, é bem similar ao custo de transferência na operação para navio aliviador, onde o

79 79 Custo Kw hora do Sistema de Geração CkwHrSistGer - é representado pelo custo operacional e de manutenção desse sistema, a potência das bombas indica a demanda PotBomb -, e a vazão do sistema representa o volume de óleo transferido no intervalo de tempo. CKwHrSistGer PotBomb CConsEnerg = Vazão Os Custos da Administração e Controle da Operação completam os custos de escoamento através da malha de dutos. Na Petrobras essa operação é conduzida pelo E&P.BC, uma Divisão da E&P, que atua na Bacia de Campos da mesma forma que foi visto no escoamento através de navio aliviador. A operação E&P.BC cobre as atividades de E&P dentro da B. de Campos, dentre essas incluise a operação de escoamento. Verifica-se que a melhor forma de apuração desse custo é separar do Custo Total do E&P.BC a parcela de custo que está envolvida com a administração do escoamento por dutos submarinos. Semelhante a situação adotada no modal navio aliviador, deve-se ter o fator multiplicador η que represente o percentual do custo total, o que facilita o cálculo e permite maior precisão nos rateios. Tratam se de custos indiretos e fixos, específicos da operação, que resultam num custo hora da organização CHorE&P.BC. Como em outros casos há uma situação onde os custos da área são representados pelos custos dos recursos da área, recursos de mão de obra e recursos referentes às instalações e infra-estrutura, tendo mais uma vez a vazão do sistema como direcionador do custo. Observa-se ainda que no caso da malha de dutos há tantos recursos de plataformas sendo demandados quantas forem as UEPs interligadas a malha de dutos, jogando óleo na linha. Na equação abaixo podemos representar a quantidade de UEPs pela letra x, quantificando as UEPs envolvidas. CHorE & P. BC η COpEscDuto = + ( CConsEnerg + CIndSup + CDirOpTrDuto) x Vazão Custo de Depreciação A 4ª parte dos Custos de Escoamento por Dutos refere-se à depreciação, que tem o objetivo de remunerar o capital investido na malha de dutos. O custo da depreciação deve ser atrelado ao volume escoado (m³), observando que cada trecho da rede de dutos tem seu próprio custo de depreciação, pois foram

80 80 construídos em diferentes momentos, e tratam-se projetos distintos. A depreciação da malha deve reunir a depreciação dos trechos que formam a malha em questão. Uma importante consideração no custo de depreciação de dutos, refere-se às mudanças desse custo ao longo do tempo, em função da alteração da malha, por adição de novos trechos, e pelo fato de que outros trechos podem já estar depreciados. Outro detalhe é observar que a malha está toda interligada, e assim o levantamento de custo pressupõe um trajeto definido, que determine um fluxo de escoamento das unidades de produção em direção ao terminal de armazenamento. A proposta nessa dissertação é realizar a depreciação numa nova abordagem. Sair de um cálculo contábil de depreciação em um número determinado de anos, como por exemplo, 10 anos, e partir para uma depreciação em função do número de anos de vida dos trechos em questão, estimado em 25 anos. Deste modo deve-se depreciar o bem buscando um valor anual que seria necessário para recompor o investimento feito na construção, a uma taxa equivalente a captação de recursos, o que significa calcular uma prestação através das técnicas da matemática financeira. Matematicamente a taxa ou valor da depreciação deve ser apresentado da seguinte forma: Valor Depreciação Anual = VP i ( 1+ i) n ( 1+ i) n, onde 1 O Valor Presente Investido é representado por VP; A Taxa de Captação do Recurso é representado por i e; n representa o número de anos de depreciação. Desse valor anual é facilmente possível obter o valor por hora para se chegar a uma relação com a vazão do trecho de duto, informada em m³ / hora. A título de ilustração suponha um determinado trecho de duto cujo investimento tenha sido US $ 120 milhões, e com vida útil estimada de 25 anos. Pelas regras contábeis e de acordo com a legislação tributária esse trecho de duto seria depreciado em 10 anos, numa base de US $ 12 milhões por ano, ou aproximadamente US $ / hora. Numa vazão de 1600 m³ / hora tem-se um custo de depreciação de US $ 0,86 / m³ para aquele trecho. Já utilizando o critério de depreciação proposto acima, em 25 anos, com uma taxa de captação i de 10% ao ano, obtem-se cerca de US $ milhões por ano. Com a mesma

81 81 vazão, acima considerada, chega-se a uma taxa de depreciação de US $ 0,94 / m³ para o mesmo trecho, maior cerca de 10%. Suponha o exemplo da Tabela 20 para efeito de cálculo do custo de depreciação da malha de dutos: Trechos Taxa depreciação Taxa depreciação Comprimento ($ Milhões/ano) (US$/hora) (km) Comprimento total (km) 334 Tabela 20 Simulação de taxas de depreciação A taxa de depreciação da malha é igual à soma das taxas dos trechos: = 4473 $ / h Com essa taxa de depreciação e considerando uma determinada vazão do sistema chega-se a uma relação de custo $/m³. Assim, pode-se expressar o Custo da Depreciação da Malha de Dutos da seguinte maneira: Taxa de Depreciação CDeprMalhD utos = Vazão Para essa taxa de depreciação e com a vazão de 1800 m³/h tem-se um custo de depreciação de: 4473 $ / h CustoDepre ciação = = 2,48 $ / m³ 1800 m³ / h É interessante observar que, se o custo de depreciação for constituído em função do óleo produzido por cada UEP, e não em função da vazão final, os trechos de dutos que estão mais próximos do destino final teriam um menor custo de depreciação (US$/m³) porque um volume maior de óleo produzido passa por aqueles trechos, e pelo mesmo motivo, os trechos mais afastados teriam um maior custo de depreciação, pois um menor volume de óleo passa por esses trechos. Essa é uma forma de análise de cada trecho isoladamente, mas que deve ser mencionada porque, em muitos casos, a instalação de cada trecho é um projeto de investimento realizado isoladamente, com suas particularidades e justificativas de

82 82 viabilidade. O argumento principal contra esse conceito é considerar as perspectivas dos próximos trechos na instalação de determinado trecho, e assim trazer a análise para um plano de sistema integrado de escoamento Custo de Estoque Óleo empacotado A 5ª e última parte de Custo de Escoamento por Duto refere-se ao custo do óleo parado na rede de dutos, chamado na Petrobras de óleo empacotado. Observa-se que essa é uma prerrogativa para utilização do sistema, mantê-lo sob pressão, e para isso há necessidade de ocupar a rede com óleo. A rede atual de dutos submarinos da Bacia de Campos mantém um volume de m³ de óleo empacotado, que deve ser custeado como estoque de óleo durante transporte. Deve ser visto como na situação do óleo que serve de lastro para as plataformas. O raciocínio é análogo. Esse estoque é função do porte da malha de dutos, que, por sua vez, tem uma relação direta com a vazão desta rede, o que define a vazão (m³/h) como o direcionador do custo. O Custo do volume de óleo Parado na Malha de Dutos pode ser representado da seguinte forma: ( VolEmpac PrMercado) i COParMalDutos =, onde: Vazão VolEmpac Volume de óleo empacotado deve ser visto como um valor função da extensão da malha; PrMercado No preço de mercado se aplica o mesmo raciocínio visto anteriormente; i A taxa i deve refletir os valores das taxas nas operações de captação que a Petrobras tem realizado e; Vazão A vazão do sistema de dutos submarinos da Bacia de Campos.

83 Capítulo 4: Resultados dos custos Os resultados são os valores calculados pelas equações montadas ao longo da dissertação, dentro do conceito do custo Baseado na Atividade, utilizando uma base de dados criada pelas informações obtidas junto a Petrobras e por outros números estimados. Muitas das estimativas são resultantes de contatos com pessoas envolvidas com atividades correspondentes, o que garante que, embora fictícios, estejam dentro de uma ordem de grandeza que servem perfeitamente para expressar resultados confiáveis e assim possibilitar discussões de produtividade, reduções de custo e avaliações em torno de melhores práticas. Os dados estão expostos de uma forma que retrata a seqüência do desenvolvimento deste estudo e têm um caráter comprobatório das propostas colocadas. O objetivo é ter a dimensão dos valores calculados e o que cada parcela representa dentro do total calculado. Os resultados também possibilitam análises, avaliações e comparações dentre as alternativas da operação de escoamento. Deve ser ressaltado, mais uma vez, que no caso dos navios aliviadores está sendo cumprido um ciclo completo, e que no caso dos dutos a análise será desenvolvida em cima de um trecho da malha Base de Dados Navios Aliviadores Primeiramente são apresentados os dados requeridos pelas equações de cálculo dos custos de escoamento por navio aliviador, sendo que alguns dados são aplicados também à apuração dos custos de escoamento pela malha de dutos. Em seguida, os dados requeridos pelas fórmulas, são aplicados à malha de dutos. Os conjuntos de dados são apresentados de uma forma organizada, agrupadas por tipos e origem. O primeiro bloco de dados é relativo às distâncias entre a Bacia de Campos e os principais terminais marítimos, mostrado na Tabela 21. Esses dados serão fundamentais para cálculo dos custos que ocorrem durante o trajeto.

84 84 Terminais Marítimos Distância entre B. de Campos e Terminais milhas km Madre de Deus Angra dos Reis S.Sebastião S. Francisco do Sul Tramandaí - RS milha = 1,828 km Tabela 21 Distância dos terminais marítimos à B.de Campos O segundo bloco, na Tabela 22, refere-se aos navios aliviadores, apresentando os dados de custo do afretamento e informações relativas ao combustível, destacando-se diferentes taxas de consumo em diferentes situações de operação. Alguns fazem parte da especificação da embarcação e outros são estimados. Navios Aliviadores Tipos de Navios Aliviadores Custos operacionais Panamax Aframax Suezmax Taxa de Afretamento (US$/dia) Custo do Combustível (US$/ton) 170,0 170,0 170,0 Consumo de Combustível (ton/dia) Navio Parado 4,0 4,5 5,0 Navio em Aproximação da Plataforma 14,5 18,5 25,0 Operação de carga 7,5 10,0 12,5 Navegação - Navio Carregado 40,0 50,9 68,9 Navio Parado Carregado 20,0 25,4 34,5 Operação de Descarga 66,0 60,0 55,0 Navegação - Navio em Lastro 29,0 37,0 50,0 Dados operacionais Capacidade do Navio (m³) (bbl) Velocidade média c/carga (milhas/hora) 12,4 13,5 14,9 Velocidade média em lastro (milhas/hora) 14,2 15,6 17,1 Tabela 22 Dados dos Navios Aliviadores O terceiro bloco, na Tabela 23, aborda os tempos das operações dos navios aliviadores, conforme mostra a tabela abaixo. Esses tempos mantêm relação com os portes dos navios. Conforme já visto, observa-se que o tempo total da operação de transferência é composto pelo tempo de carga mais o tempo dos preparativos para se iniciar a carga e o tempo de liberar o navio.

85 85 Tempos Operacionais (horas) Panamax Aframax Suezmax Tempo Parado 4,00 3,00 2,00 Tempo Aproximação 0,92 0,84 0,77 Tempo de Carga 10,91 20,00 29,09 Tempo total da operação transferência 12,91 22,00 31,09 Tempo Espera 0,75 1,00 1,50 Tempo Operação de Atracação 1,00 1,50 2,50 Tempo Descarga 36,00 40,00 42,00 Tabela 23 Tempos operacionais dos Navios Aliviadores A Tabela 24, a seguir, também aborda tempos operacionais para cada tipo de navio, que, no entanto, não são dados primários, são decorrentes das velocidades desenvolvidas pelos navios, e das distâncias a serem percorridas. A título de ilustrar melhor o trabalho estão sendo considerados três terminais. No momento da análise isso possibilitará desenvolver uma abordagem do efeito que tem a distância dentro da composição do custo total de um ciclo de operação de alívio. Tempo de Trajeto (horas) Panamax Aframax Suezmax Angra dos Reis 21,70 19,78 18,03 S.Sebastião 27,04 24,66 22,47 S. Francisco do Sul 38,87 35,43 32,29 Angra dos Reis 18,87 17,20 15,68 S.Sebastião 23,52 21,44 19,54 B. de Campos aos Terminais Terminais até B. de Campos S. Francisco do Sul 33,80 30,81 28,08 Tabela 24 Tempos de trajeto entre B. Campos e Terminais

86 86 A Tabela 25, trata das taxas cobradas nos terminais em função do porte da embarcação, e do tempo de atracação e permanência no cais. Taxas nos Terminais Panamax Aframax Suezmax TUF (US$) 2.250, , ,00 Taxa Funapol (R$) 535,00 535,00 535,00 Taxa LP (R$) 600,00 600,00 600,00 Mínimo < GRT (ton) Máximo > Médio Taxa Praticagem (R$) 0,090 0,070 0,046 Qte de rebocadores Mínimo Máximo Taxa Rebocador (US$) 1.000, , ,00 Mínimo TRL(milhares de Máximo ton) Médio ,5 Mínimo LPP (metros) Máximo Médio Tempo de Permanência no Terminal (horas) ,33 6,67 6,50 Valores de α (total de horas de permanência no terminal, aplicado a cada 6 horas e ou fração) Tabela 25 Dados das taxas nos terminais marítimos Os valores das taxas desse quadro são de Os outros números tratam de dimensões máximas e mínimas dos navios, para as quais está sendo usado um valor médio. A última linha do quadro trata do tempo de permanência no terminal, ao qual está associado o valor (dado secundário) de α, item já abordado anteriormente e que compõe a equação que trata da apuração dos custos junto aos terminais. O quadro seguinte, Tabela 26, apresenta os dados relacionados a uma plataforma fictícia selecionada, no caso uma FPSO, que permite operação direta de transferência de óleo com um navio aliviador. Por serem dados críticos da operação, estão sendo usados números aleatórios, mas que mantêm uma relação de grandeza com a realidade, de modo que não haja distorção dos valores apurados. Toda a relação desses números foi abordada no desenvolvimento do trabalho. É interessante ressaltar que o regime de uma plataforma é de 24 horas, e o pessoal opera num sistema de turno onde trabalha 14 dias e folga 21 dias, com direito a 30 dias de férias. Nesses valores de custo do pessoal estão incluídos todos os encargos, exceto a participação nos resultados, que é encarada como distribuição de lucro.

87 87 Dados da Plataforma Produção da plataforma (bbl) (m³) Capacidade tanque da plataforma (m³) (bbl) Volume do lastro (m³) Número de Operadores Petrobras 2 Custo hora Operador Petrobras (US$/hora) 4,52 Número de Operadores Contratados 3 Custo hora Operador Contratado (US$/hora) 3,01 Tempo de Atividade Pessoal da Plataforma (horas) 2,0 Vazão média Sistema Exportação (m³/h) 5500 Custo Mw hora Sist. de Geração (US$ / MW Hora) 90,00 Potência do Sistema de Exportação (MW) 4 Custo hora Supervisão Petrobras (US$/hora) 7,23 Relação funcionários Petrobras por Supervisão 25 Custo hora Contrato Transporte aéreo (US$/hora) 400,00 Custo hora Contrato Transporte marítimo (US$/hora) 45,00 Custo hora Recursos Infra-Estrutura (US$/hora) 63,00 Custo hora Serv. de Apoio (US$/hora) 55,00 Despesa Material de Consumo (US$ /hora) 8,00 Despesa Transporte de Carga (US$ /hora) 15,00 Despesa Manutenção Sist. de Escoamento (US$ /hora) 10,00 Tabela 26 Dados aleatórios de um FPSO Um outro quadro de dados, Tabela 27, refere-se aos custos das áreas de administração da operação. São números grandes que refletem todos os custos de salário e de toda a infra-estrutura que envolve essas áreas, conforme explicado anteriormente. Administração Custo hora E&P Serv. (US$/hora) 40,00 Custo hora E&P B.C.(US$/hora) 45,00 Custo hora da Gerência de Logística (US$/hora) 50,00 Tabela 27 Dados de custos administrativos A Tabela 28, última relação de dados aplicada à operação com navio aliviador, trata dos fatores de participação criados nas equações desenvolvidas. Para efeito do cálculo e obtenção de resultados desse estudo foram estimados valores alinhados com nossa percepção e com as informações das entrevistas realizadas.

88 88 Taxas / fatores de participação Descrição Valores para simlação K= Fator de Utilização da Capacidade do Tanque do navio 100% γ =Fator de participação da Ger. de Logística 50% η = Fator de participação E&P BC na operação. 30% ə = Fator de utilização Mão de obra direta Calculado Tabela 28 Taxas e fatores de participação / utilização de recursos É ainda necessário considerar um conjunto de dados secundários, referente à freqüência de alívios que é realizada na Bacia de Campos, considerando o porte dos navios aliviadores. Está sendo adotada na Tabela 29 os mesmos números resultantes da simulação anteriormente realizada e mostrados na Tabela 9. Frequência de Panamax Aframax Suezmax alívio (dias) Tabela 29 Freqüência de alívios e porte dos navios Os dados da Tabela 30 representam os valores de mercado, sobre os quais não se tem controle, ou seja, as variações desses números só não causam surpresas se estiverem trabalhando com contingências que possam diminuir os riscos dos resultados do negócio. Parâmetros econômicos - Valores de Mercado Preço Óleo: Preço de Referência (US$/bbl) 60,00 (US$/m³) 377,40 Preço de Robustez (US$/bbl) 45,00 (US$/m³) 283,05 Taxas de captação: 10% a.a 0,80% a m 0,03% ao dia Taxa cambial (Real x US $) 1US$ =R$ 3,01 Memo: Preço de referência é o preço do mercado. Preço de robustez é o preço conservador, que supõe variação e eventual queda de preços. Tabela 30 Indicadores com valores de mercados A utilização desses dois preços de óleo é mais aplicável em estudos de investimentos, mas também se justifica em cálculos operacionais, pois permite ter dois planos dos custos que são afetados por essa variação. Esses dados de mercado são aplicáveis aos cálculos dos resultados dos dois modais.

89 Base de Dados Malha de Dutos Iniciamos a apresentação da base de dados da malha de dutos por uma das malhas da Bacia de Campos, localizada mais ao norte, conforme a Tabela 31: Trecho Dutos Malha de Dutos (Ø 12 polegadas) Distância Investiment Taxa Anual (Km) o VP (US$) Depreciação Taxa / hora Depreciação (US$ /h) P 9 Cherne 2 67, ,65 Cherne 2 Cherne 1 17, ,68 Cherne 1 Namorado 1 6, ,44 Namorado 2 Namorado 1 2, ,33 Namorado 1 Garoupa 18, ,65 Carapeba 1/3 Carapeba 2 3, ,31 Carapeba 2 Pargo 9, ,66 Vermelho 1 Vermelho 2 2, ,77 Vermelho 2 Vermelho 3 1, ,78 Vermelho 3 Pargo 8, ,55 Pargo Garoupa 16, ,50 Garoupa B.do Furado 84, ,15 B. do Furado Cabiúnas 83, ,08 Taxa Depreciação da Malha (US$ /h) 3.856,53 Tabela 31 Trecho da malha de dutos e respectivas taxas de depreciação. Esse quadro reúne algumas informações chave para cálculo do custo de escoamento através dos dutos. A coluna dos investimentos é obtida a partir de uma estimativa de custo de US $ 80,00 por metro de comprimento e polegadas de diâmetro, considerando que na média o diâmetro dos trechos é de 12 polegadas, aproximadamente 0,305 metros. As distâncias dos trechos estão bem próximas das atuais. As taxas de depreciação obedeceram aos parâmetros econômicos já mostrados na Tabela 30 (i = 10% a.a.) e n igual a 25 anos de vida útil, conforme Tabela 33. Conforme proposta colocada na dissertação, a partir desses números chega-se a uma taxa de depreciação em função da distância total, ao redor de 300 km, no valor de US $ 3865,53 / hora, conforme cálculo desenvolvido, similar ao raciocínio colocado no item Custo de Depreciação. A Tabela 32 mostra os dados de custos da administração, a parte da organização que está por trás da operação, conforme explicado anteriormente.

90 90 Administração e Serviços (US$/hr) Engenharia da UNBC 70,00 Serviço de Inspeção Interna 80,00 Análise de Integridade 45,00 Grupo de Reparo de Dutos 60,00 Grupo de Barcos Especiais 45,00 Grupo de Mergulho Raso 70,00 Tabela 32 Custos da administração da malha de dutos Conforme já exposto, os custos listados acima têm forte participação de contratos firmados com empresas especializadas nos serviços de inspeção e manutenção dos dutos. Os valores indicados são resultantes de estimativas, sendo que o nível desses números está relacionado ao perfil de cada serviço. A Tabela 33 trata de dados da malha e também mostra o número médio de operadores que está envolvido com a operação dos dutos em cada plataforma. O valor da vazão do sistema já havia sido mencionado e reflete a média dos últimos meses desse ano. A potência das bombas também é um valor médio. A pressão na linha vem de uma combinação das diferentes potências com diferentes bitolas dos dutos. O volume de óleo empacotado é resultante do cálculo do comprimento da malha em questão, pelo valor assumido para o diâmetro da malha. Significa o óleo que fica parado na malha. A vida útil de 25 anos também é baseada na premissa de que a duração dos dutos deve ser dessa ordem, até mesmo porque as concessões de exploração cobrem um tempo similar. Esse aspecto de não aproveitamento da malha após término da concessão é interessante, porque em princípio pode parecer que não se justifica a aplicação da depreciação, talvez um outro termo que conceitualmente se encaixe melhor, como por exemplo, custo de abandono, mas de todo modo o custo existe, e desse modo, entende-se que a melhor forma de incidência é via depreciação. Malha de dutos Número de Operadores Petrobras por Plataforma 1 Vazão (m³/hora) 1600 Potência das Bombas (MW) 2 Volume de óleo empacotado (m³) Vida útil (anos) 25 Tabela 33 - Dados operacionais da malha de dutos A Tabela 34, a última da base de dados da malha de dutos, refere-se aos fatores de participação das organizações na apuração dos custos. São valores

91 91 estimados em função das observações. O número de UEPs, também listado, está relacionado com a quantidade de plataformas dentro da malha escolhida para análise. Fatores de participação Descrição Valores para simulação ω= Fator de participação da Engenharia UN-BC 20% ω 1 = Fator de participação de Análise Integrada 40% ω 2 = Fator de participação do Grupo de Reparos 60% ω 3 = Fator de participação do Grupo de Barcos Especiais 70% ω 4 = Fator de participação do Grupo de Mergulho Raso 35% x = Quantidade de UEPs interligadas 12 Tabela 34 Fatores de participação de recursos Apuração e Análise dos Custos Com esses dados e as equações desenvolvidas, listadas no apêndice D, são calculados os custos de escoamento. Esses custos são apresentados através de tabelas e serão feitas considerações a respeito dos valores, na medida em que são apresentadas as tabelas. Na Tabela 35 são mostrados todos os custos referentes ao escoamento através de navios aliviadores: Apuração do Custo de Escoamento de Óleo por Navio (US $ /m³) Apuração do Custo de Escoamento de Óleo por Navio (US $ /m³) Custo do Navio Parado (K=100%) 0, , ,01815 Custo do Navio Aproximação da Plataforma 0, , ,00764 Custo Direto da Operação Transferência 0, , ,00146 Custo de Consumo de Energia 0, , ,06545 Custo Indireto de Supervisão 0, , ,00011 Custo do Transporte de pessoal 0, , ,43236 Custo dos Recursos de Infra-estrutura 0, , ,06315 Custo dos Serviços de Apoio 0, , ,05344 Custo dos Principais Rec. Infra-estrut.e Serv. de Apoio 0, , ,54895 Custo de Materiais de Consumo 0, , ,00005 Custo de Manutenção do Sistema 0, , ,00006 Custo de Transporte de Cargas 0, , ,00009

92 92 Continuação Custos Mat. e Serv. Aplicados ao Sist. de Escoamento 0, , ,00021 Custo do Navio durante o Carregamento 0, , ,27367 Custo de Trajeto Carregado (Destino S. Sebastião) 0, , ,26752 Custo Navio Carregado Aguardando Atracação 0, , ,01557 Custo do Navio durante Atracação no Terminal 0, , ,02214 Custo de Praticagem (GRT médio) 0, , ,02006 Custo do Rebocador (Qtde.Máx Rebocadores) 0, , ,05000 Taxa de Acesso ao Porto (TRL médio) 0, , ,00508 Taxa de Utilização Portuária (LPP médio) 0, , ,01222 Outras Taxas Portuárias 0, , ,02111 Custo Total de Atracação, Desatracação 0, , ,10847 e Utilização dos Terminais Custo de Descarga do Navio 0, , ,47414 Custo de Regresso Descarregado 0, , ,21624 Custo de Estoque do Óleo Transportado 0, , ,11124 Custo do Volume de Óleo Parado em Lastro 0, , ,24914 Custo Estoque Médio 0, , ,23435 Custo Indireto de E&P SERV 0, , ,00050 Custo de Programação de Navios E&P.BC (η = 30%) 0, , ,00245 Custo da Gerência de Logística (γ = 50%) 0, , ,00455 Custo Total de Escoamento (US $ / m³) 3, , ,62196 Tabela 35 Resumo dos Custos Calculados A simulação apresentada considera o transporte até o terminal de S.Sebastião e navios aliviadores dos três diferentes portes, já conhecidos: Panamax, Aframax e Suezmax. A Tabela 35 permite uma série de observações Apuração dos Custos Navios Aliviadores Primeiramente deve-se tratar de desenvolver uma análise horizontal, ou seja, reunir as várias linhas de custo e organizá-las em grupos de custos, com características bem definidas, conforme a Tabela 36:

93 93 Formadores de Custo do Escoamento por Navios Aliviadores Grupos de Custo Panamax Aframax Suezmax Panamax Aframax Suezmax Navios aliviadores 2,0224 1,5123 1, ,63% 52,04% 49,39% Recursos das Plataformas 0,6778 0,6330 0, ,65% 21,78% 23,50% Terminal Marítimo 0,1865 0,1382 0,1085 5,13% 4,76% 4,14% Estoque de óleo 0,7401 0,6147 0, ,36% 21,15% 22,68% Administração 0,0083 0,0077 0,0075 0,23% 0,27% 0,29% Total (US $/m³) 3,6352 2,9059 2,6220 Tabela 36 -Parcelas de Custo e Participação (%) no Total Embora muitos dos números que formam a base de dados tenham como origem estimativas, como já era previsto, o maior percentual de custo está localizado nos navios, entre 50% e 56%. Isso é resultado dos altos valores das taxas de afretamento, reflexo do que representa o navio, principal agente nessa operação. E aqui observa-se que a taxa de afretamento tem o tempo como direcionador, o que implica que operações mais demoradas tenham maior custo. A propósito de se saber de antemão da prevalência dos custos dos navios, cabe lembrar que a técnica de calcular custos baseados na atividade não tem como objetivo ratificar essas previsibilidades, mas de mostrar efetivamente o quanto representam e, sobretudo, possibilitar a análise por dentro dos custos dos navios, como pode ser visto a seguir. A Tabela 37 apresenta os componentes que formam o custo dos navios: Parcelas (US $ /m³) e Participação dos Custos das Operações com o Navio Operações com o Navio Panamax Aframax Suezmax Panamax Aframax Suezmax Parado - início operação 0,0602 0,0331 0,0182 3,0% 2,2% 1,4% Aproxim. da Plataforma 0,0151 0,0101 0,0076 0,7% 0,7% 0,6% Carregamento 0,1688 0,2280 0,2737 8,3% 15,1% 21,1% Trajeto carregado 0,5221 0,3460 0, ,8% 22,9% 20,7% Aguardando Atracação 0,0127 0,0124 0,0156 0,6% 0,8% 1,2% Processo de Atracação 0,0146 0,0161 0,0221 0,7% 1,1% 1,7% Descarga 0,8055 0,5848 0, ,8% 38,7% 36,6% Trajeto Regresso 0,4235 0,2817 0, ,9% 18,6% 16,7% Totais 2,0224 1,5123 1,2951 Tabela 37 Custos das operações com navios Nota-se que dentre as parcelas que compõem os custos dos navios há destaque para os custos na operação de descarga, com valores entre 36% e 40% do

94 94 total, dependendo do porte do navio, o que conta com a contribuição do alto consumo de combustível nessa etapa da operação. Num segundo plano aparece a etapa do percurso do trajeto com carga e, logo a seguir, vem a etapa do regresso, com diferença de cerca de 23%. A etapa de carregamento vem logo a seguir, sendo que no caso do navio tipo Suezmax o carregamento tem maior participação, o que será discutido mais adiante na análise vertical. Após os custos dos navios, a segunda maior contribuição é dos custos do estoques durante as etapas do processo. O quadro da Tabela 38 expõe os valores referentes aos estoques: Parcelas (US $ /m³) e Participação dos Custos de Estoque de Óleo Componentes Panamax Aframax Suezmax Estoque Óleo Transportado 0, , , ,1% 19,9% 18,7% Óleo Parado em Lastro 0, , , ,7% 40,5% 41,9% Estoque Médio 0, , , ,2% 39,6% 39,4% Totais 0, , ,59473 Tabela 38 Custos do estoque de óleo Os custos do óleo parado em lastro na plataforma e o estoque médio entre as operações de alívio se destacam, alcançando cerca de 80%, ficando o custo de estoque com óleo transportado na ordem de 20%. Ressalte-se que o custo do óleo parado em lastro é função exclusiva da necessidade / capacidade do tanque de armazenagem da plataforma, e assim seu valor não se altera pelo porte do navio de carga. Os custos de estoque geralmente merecem análises de trade-off entre volumes estocados e freqüências de carregamento / movimentação, o que for menos dispendioso, caso do custo de estoque médio. Já o custo do óleo transportado é função da duração da viagem, a qual, quanto mais longa, maior a incidência desse custo. São custos inerentes ao processo de offloading por navios aliviadores e serão mais discutidos quando forem analisados os modais marítimo e dutoviário. Um ponto que deve ser mencionado, nessa análise trata do estoque numa determinada etapa da cadeia de suprimento, mas, no entanto, é preciso que a questão estoque seja vista dentro de toda a cadeia, pois estoques em pontos posteriores ao analisados são mais danosos já que houve algum processamento e alguns valores foram incorporados ao produto. A terceira maior contribuição refere-se aos custos dos recursos das plataformas, conforme mostrado na Tabela 39:

95 95 Participação dos Custos (US $ /m³) de Recursos de Plataforma Componentes Panamax Aframax Suezmax Custo Direto Oper.Transf. 0,0039 0,0021 0,0015 0,57% 0,34% 0,24% Custo de Cons. de Energia 0,0655 0,0655 0,0655 9,66% 10,34% 10,62% Custo Indir. Supervisão 0,0001 0,0001 0,0001 0,02% 0,02% 0,02% Recursos Infra-estrut. 0,6078 0,5650 0, ,67% 89,26% 89,09% / Serv. de Apoio Materiais e Serv. Aplicados 0,0006 0,0003 0,0002 0,08% 0,05% 0,03% ao Sist. de Escoamento Totais 0,6778 0,6330 0,6162 Tabela 39 Custos dos recursos de plataforma Dos custos de recursos de plataforma, a grande parte, próximo de 90 %, pertencem à infra-estrutura e serviços de apoio. O consumo de energia absorve praticamente o restante, isso porque os demais itens não chegam a 1% do total. Os recursos das plataformas são constituídos para atender a uma série de demandas da operação de produção da plataforma, sendo uma pequena parte utilizada para o processo de offloading, bem como o sistema de geração de energia, aplicado ao escoamento somente durante o processo de transferência do óleo para o navio. Os próximos custos a serem analisados são os custos que ocorrem nos terminais, que giram ao redor de 5%. Têm uma relação direta com o porte das embarcações. Os valores obtidos como resultados variam de terminal para terminal, mas de modo geral, se situam nesses patamares. A percepção dos custos nos terminais certamente traz facilidades à discussão em torno dos investimentos que se fazem necessários para recuperação e melhorias da infra-estrutura portuária nacional. A Tabela 40, apresenta os componentes dos custos nos terminais.

96 96 Participação dos Custos (US $ /m³) nos Terminais Componentes Panamax Aframax Suezmax Custo de Praticagem 0, , , ,05% 22,95% 18,49% Custo do Rebocador 0, , , ,74% 39,48% 46,10% Taxa de Acesso ao Porto 0, , , ,08% 3,65% 4,69% Taxa de Utiliz. Portuária 0, , , ,65% 11,69% 11,27% Outras Taxas Portuárias 0, , , ,48% 22,22% 19,46% Totais 0,1865 0,1382 0,1085 Tabela 40 Custos nos terminais marítimos Os custos referentes aos rebocadores são os maiores da lista e estão entre 35% e 46%, lembrando que na estimativa está sendo considerado o número máximo de rebocadores relacionado na base de dados. Logo a seguir vêm os custos de praticagem e o somatório de outras taxas, entre 18% e 24%. Os demais percentuais de participação ficam por conta de taxa de utilização portuária e taxa de acesso ao porto, respectivamente, com faixas de 11% - 13% e 3% - 5%. O quinto e último grupo de custo é representado pela administração, cujos valores são inexpressivos quando comparados com os demais grupos, não atingindo sequer 0,5 % do total do custo de escoamento via navio aliviador. A análise agora buscará comparações entre os três diferentes portes de navio, abordando eventuais oportunidades que possam ser identificadas, lembrando mais uma vez que o parâmetro é US $ / m³. Nessa análise são mantidos os mesmos grupos de custo e comparados os navios de diferentes portes, conforme mostrado no quadro da Tabela 41: Comparação de Custos (US $ /m³) entre Navios de Diferentes Portes Grupos de Custo Panamax Aframax Panamax Aframax Suezmax Suezmax Navios aliviadores 33,7% 16,8% 56,2% Rec. das Plataformas 7,1% 2,7% 10,0% Terminal Marítimo 35,0% 27,4% 71,9% Estoque de óleo 20,4% 3,4% 24,5% Administração 2,1% 0,8% 2,9% Total 25,1% 10,8% 38,6% Tabela 41 Comparação dos custos entre navios de diferentes portes A diferença mais acentuada, 71,9%, entre a classe de embarcações Suezmax e Panamax, está no custo do terminal marítimo. Isso significa que, embora o grupo

97 97 "terminal marítimo" represente somente 5% do total (na análise horizontal), a diferença do volume de carga é fator de competitividade nos custos dos terminais. Dentro desse mesmo item a diferença entre Suezmax e Aframax é de 27%. Uma outra diferença razoável, na ordem de 56%, é do grupo de custos de navios aliviadores, e está, mais uma vez, entre Suezmax e Panamax. Observem que o grupo de custo "navios aliviadores" tem um peso significativo dentro do custo total, alcançando a faixa de 50% - 56%. Nessa mesma linha de custo a diferença aproximada entre Suezmax e Aframax é de 16,8%. Aliás, as diferenças entre Suezmax e Aframax só têm destaque nesses dois itens analisados; nos demais, os valores são muito próximos, o que torna a operação com navios Aframax a segunda opção nas tomadas de decisão Apuração dos Custos das Malhas de Dutos O quadro resumo com os custos dos componentes que formam o custo total de escoamento pela malha de dutos, apresentado abaixo, é bem mais simples do que o conjunto de números mostrados pelo escoamento via navio aliviador. É simplesmente o reflexo de uma operação de escoamento por dutos. Os números da Tabela 42 retratam o trecho que escolhido para a simulação, o que certamente não difere caso houvesse sido escolhido um outro trecho, com exceção do valor de depreciação que é muito impactado em função do comprimento do trecho. Apuração do Custo de Escoamento via Malha de Dutos Submarinos Custo da Inspeção Interna 0,05875 Custo de Inspeção externa e manutenção 0,06875 Custo da E&P - BC 0,00281 Custo Direto da Operação do Duto 0,03390 Custo Indireto de Supervisão 0,00217 Custo de Consumo de Energia 1,35000 Custo da Operação de Escoamento 1,38888 Custo de Depreciação da Malha de Dutos 2,41033 Custo do Volume de Óleo Parado na Malha 0,06062 Custo Total de Escoamento (US $ /m³) 3,98734 Tabela 42 Custos do Escoamento por Dutos No caso do custo por dutos, os grupos de custos ou formadores de custo já estão bem nítidos na tabela apresentada acima, faltando apenas juntar os valores de inspeção interna e externa num só item com o título de Inspeção e Manutenção,

98 98 somando US $ 0,12750 / m³. De todo modo o quadro da Tabela 43 apresenta a contribuição de cada componente ao custo total de escoamento. Formadores de Custo do Escoamento pela Malha de Dutos Inspeção e manutenção 0, ,20% Operação 1, ,83% Depreciação 2, ,45% Estoque de Óleo 0, ,52% Total 3,98734 Tabelas 43 Componentes do custo de escoamento por dutos A maior parcela é representada pelo custo de depreciação, cerca de 60% do total. A depreciação sempre será significativa no custo do escoamento via dutos devido ao alto custo de investimento na instalação da malha de dutos, no nosso caso considerado US$ 80,00 / metro de comprimento e polegada de diâmetro. Ou seja, um trecho de 100 km de comprimento com um diâmetro médio de 12 polegadas requer um investimento na ordem de US$ 96 milhões. Isso significa que a extensão do duto é certamente o item de maior peso na composição do custo total de escoamento por duto, já que os diâmetros não fogem muito dessa média adotada. O custo operacional representa 35%, sendo que desse valor, o custo com consumo de energia é o grande responsável, com cerca de 97% ou US $ 1,35 em US $ 1,38. É bom ressaltar que na formação do valor do custo operacional entra a quantidade de 12 UEPs por onde passa o trecho de malha escolhido. Esse número se torna um multiplicador dos recursos das unidades. O custo de inspeção e manutenção absorve 3,2% e neste caso está alinhado com outros setores de atividade econômica, cujos custos de manutenção tem valores similares, na faixa de 3% à 5%. Embora o custo do estoque de óleo na malha tenha uma contribuição de 1,52% na composição do preço final, é importante capturar esses valores de estoque, pois se trata de um custo característico desse modal, inerente ao processo de transporte.

99 Capítulo 5: Conclusão Considerações Estratégicas do Escoamento de Óleo Como já afirmado anteriormente, esse estudo não busca comparação de valor entre os dois modais de transporte de óleo, pois a decisão por um dos dois sistemas de transporte obedece a diferentes estratégias. Na verdade a eventual comparação dos custos desses modais só se justifica a partir de determinadas distâncias. Assim como não se justifica ter toda uma infra-estrutura de embarcações e terminais para transportes em trechos curtos, também não é viável contar com o transporte por dutos submarinos em longos percursos, até mesmo porque o item distância traz impactos significativos ao custo de depreciação. No entanto, conforme já explicado anteriormente, há outras razões que são consideradas na tomada dessa decisão entre um e outro modal. Nesse sentido é interessante resgatar aspectos estratégicos, vantagens e desvantagens de um e outro sistema, o que ajuda a esclarecer e justificar as decisões. As vantagens e desvantagens estão associadas às características, bem distintas, das duas formas de escoamento em questão, Navio Aliviador e Dutos. Na maioria das vezes, essas características se tornam mandatórias na escolha da estratégia de escoamento. Para se compreender um pouco dessas características, vantagens e desvantagens, e como decorrência as opções estratégicas, devem ser resgatados trechos do artigo Deep Offshore Technology escrito em 1999, por dois funcionários de carreira da Petrobras, Carlos Ferraz Mastrangelo e Salomão Assayag, os quais abordam as razões que levaram a Petrobras a decidirem por determinada forma de escoamento em momentos decisivos. Para atender ao desenvolvimento dos campos gigantes de óleo seria necessário expandir a rede de dutos, seja construindo dutos adicionais ou instalando novas monobóias. Isto seria considerado pontos fracos do sistema desde que os dutos existentes não poderiam suportar as taxas de crescimento do fluxo de óleo. Como a Petrobras possuía alguns VLCCs Very Large Crude Carrier - disponíveis, e contava com a conversão num curto espaço de tempo, considerando que essas embarcações, por possuírem casco simples não poderiam ser usadas em linhas regulares em alto mar, a Petrobras tomou a decisão de converte-los em FPSOs com sistema de ancoragem de Turret interno. Destes navios vieram as

100 100 plataformas P-31, P-32 e P-33, correntemente em operação e a P-35 planejada para operar a partir de julho de Em outro trecho, ainda na introdução do mesmo artigo: Ambas concepções, Early Production System EPS (Sistema Avançado de Produção) e Floating Production System FPS (Sistema Flutuante de Produção) adotados para exploração dos campos da Bacia de Campos, foram baseados no escoamento do óleo produzido através dos terminais oceânicos até os navios aliviadores. As principais vantagens destes terminais são similares as outras de todo o sistema de produção: Baixo investimento inicial; Curto prazo para instalação; Muito aplicável em águas profundas; Alta flexibilidade operacional. A título de esclarecimento, o terminal oceânico descrito acima é uma unidade flutuante que serve de ponto de coleta de óleo no processo de transferência para um navio aliviador. Abaixo mais um trecho do artigo: O primeiro terminal foi instalado em 1977, consistia de um sistema CALM Catenary Anchoring Leg Mooring recebendo a produção do Campo de Enchova. Dois anos depois a Petrobras instalou o primeiro FPSO chamado PP Moraes, conectado a um sistema Tower-Yoke. O óleo era bombeado para um navio tanque, atracado à torre. Passados 22 anos, os sistemas de produção flutuantes baseados em navios tanques (FPSOs / FSOs) têm sido utilizados numa larga variedade de profundidade e diversas condições de tempo. Esses sistemas estão entre as opções mais flexíveis para o desenvolvimento de projetos de exploração de campos de óleo no mar. Estudos de viabilidades técnicas e econômicas para exploração de óleo em campos gigantes, localizados em profundidades que variam de 400 a 1000 metros, e outros campos mais profundos, acima de 1000 metros, tais como Barracuda, Albacora, Marlim e mais recentemente, o Campo de Roncador, indicaram que o conceito de FPSO é a melhor alternativa. A leitura desses trechos aponta que a opção por navios aliviadores obedeceu a uma estratégia que valorizava os prazos e a escassez de recursos, já que os VLCCs poderiam ser transformados em plataformas do tipo FPSO/ FSO e as monobóias (CALM e Tower-Yoke), consideradas aqui como terminais oceânicos, estariam complementando a infra-estrutura de escoamento, possibilitando a utilização dos navios aliviadores. A leitura trata também de uma restrição à rede de dutos quando fala de águas profundas, e por último indica a alta flexibilidade operacional como um fator importante no conjunto de itens que contribuíram para a decisão.

101 101 O escoamento por navio aliviador é recomendado para cobrir grandes distâncias, principalmente onde possa alcançar pontos remotos em campos isolados, sem muito volume de óleo a ser explorado, situações onde a instalação de uma rede de dutos não se justifica. Águas profundas é uma outra aplicação exclusiva de escoamento via navio aliviador, pela limitação na instalação de rede de dutos. A operação por navio aliviador apresenta como principais vantagens: Flexibilidade: possibilidade de estar em vários locais, coletar de várias plataformas e distribuir para vários terminais, tanto no mercado local como na exportação. Multifuncionalidade: os navios operam com óleo e outros produtos, como por exemplo, com transporte de água produzida, extraída do processamento realizado na plataforma. Embora não esteja dentro do contexto desta dissertação, é interessante destacar o atrelamento do navio aliviador ao FPSO/ FSO numa operação de remessa de óleo para o exterior. O navio coleta o óleo diretamente no FPSO/ FSO, junto a UEP, evitando assim que o óleo tenha que vir até o terminal para então ser exportado, reduzindo significativos custos operacionais. Essa alternativa é aplicável aos óleos mais pesados (nível API mais baixo), os quais têm que ser refinados no exterior, em função das refinarias nacionais não estarem preparadas tecnicamente para esse tipo de refino, além do elevado custo de refino. O escoamento com navio aliviador apresenta, no entanto, uma lista de pontos, as vezes, desfavoráveis: O navio aliviador opera em função da freqüência do alívio, alimentando as refinarias em bateladas; Os navios têm elevado custo operacional. Muitas atividades executadas por diferentes participantes. Exige estruturas de administração atuando em várias partes da operação, devido a complexidade e o envolvimento de diversos recursos; Dependendo das circunstâncias de mercado requerem altos investimentos e demandam razoável tempo para serem construídos;

102 102 Exigem mais infra-estrutura portuária e instalações de tancagem (nos terminais) e rede de dutos terrestres, cobrindo os trechos, dos terminais marítimos até as refinarias; Para um mesmo percurso apresentam um processo de transporte mais demorado que os dutos; O escoamento através de navios aliviadores cria estoques intermediários no processo de transporte. As plataformas do tipo FPSO/ FSO usam óleo como lastro, o que implica em ter permanentemente um estoque de óleo parado; Com relação à segurança, a operação de offloading via navio aliviador requer uma série de atividades de carga e descarga, onde há mais participação humana, elevando o risco do nível de falhas, tanto com reflexos no acidente físico como em acidentes com impactos ambientais; Ainda com relação à segurança, outro risco se refere ao alto nível de exposição da embarcação durante as manobras em áreas de grande movimento; A qualidade do óleo transportado tem maiores chances de contaminação, seja por vazamento de um tanque para outro, seja por compartimento mal lavado e; O controle operacional admite falhas na medição do volume transportado. Já os dutos submarinos apresentam as seguintes características: Refinaria recebe o óleo continuadamente; Melhor controle operacional. Mais fácil planejar e controlar; Pode estar junto de grandes centros de consumo; É impactado pela geografia do terreno submarino; Rota de passagem depende dos acidentes geográficos e linha depende de capacidade da vazão; O custo da rede de dutos é função do diâmetro da tubulação, lâmina de água e perfil de acidentes do terreno. Além desses pontos e do custo da operação, outro aspecto interessante a ser medido é a velocidade do fluxo de escoamento, cujo parâmetro é a vazão (m³/h). Ou seja, na comparação entre modais de transporte é fundamental relacionar o custo da operação com a eficiência. Na análise dessa questão, para o transporte por navios, deve-se firmar o Terminal de S. Sebastião como ponto

103 103 principal de destino do óleo coletado, e utilização dos navios Suezmax, com capacidades de carga de m³. Considerando o tempo do ciclo completo da operação de escoamento por navios, de aproximadamente 122 horas, vide Tabelas 22 e 23, a vazão por navio aliviador é igual a 1312 m³/h. No caso do escoamento por dutos a vazão é de 1600 m³/h, 22 % superior, o que pode significar que, para atingir os níveis de vazão do sistema de dutos há que se ter 1,22 (1600 / 1312 = 1,22) navios Suezmax. Pode-se considerar esse número como um fator para se atingir a vazão do sistema de dutos submarinos, lembrando que o impacto no aumento do porte da embarcação é diretamente proporcional ao custo operacional, maior componente no custo do escoamento por navio, cerca de 50%. Há, no entanto, outros fatores que devem ser incluídos nessa análise. O escoamento por dutos leva o óleo à cerca de 120 km, enquanto os navios levam a carga a 611 km, no caso de S. Sebastião. Outro dado para a discussão refere-se à questionável necessidade de se alcançar determinados patamares de vazão, na medida em que o sistema, como um todo, pode não estar preparado para receber esses níveis de vazão por limitações, tais como: capacidade de armazenagem e refino. A Petrobras é uma empresa de operação integrada. A operação se inicia pela exploração e produção do óleo, passa pelo processamento e refino, e alcança a distribuição. Num país de grande consumo, um sistema de suprimento com rede de oleodutos oferece mais vantagens, contribui para fortalecer a posição no mercado, adiciona vantagem competitiva. Na medida em que as fontes de produção se afastam do litoral, os custos de instalação de dutos submarinos se tornam maiores devido à distância e ao terreno mais acidentado, incluindo fortes aclives a serem vencidos ao sair de águas mais profundas para lâminas menores. Os custos operacionais também crescem por força de maiores despesas de consumo de energia para bombeamento do óleo e maiores recursos nos serviços de inspeção e manutenção. Mas a não construção de outros dutos submarinos, fazendo a interligação com a malha terrestre, certamente provocará um estrangulamento dos terminais marítimos em função da quantidade de movimentação de navios.

104 Oportunidades e Próximos Passos Após a abordagem dos aspectos estratégicos, ao se chegar ao final há necessidade de um balanço do que foi apresentado. Essa é a ordem natural dos acontecimentos, como se fosse uma grande revisão de tudo o que foi escrito e, sobretudo, daquilo que não foi devidamente registrado, ora porque faltou habilidade, ora porque foi escolhido um outro caminho. Sempre que se termina algo fica a sensação que da próxima vez será feito de uma forma diferente. De todo modo, esse estudo abre uma nova perspectiva dentro da área de petróleo ao se abordar o assunto custo. Esse é um tema não muito explorado na área do petróleo, pelo menos como discutido por outros setores econômicos. Uma das expectativas da utilidade da metodologia do custeio baseado na atividade está em torno de divulgar, estabelecer e firmar conceitos de cálculos de custos operacionais com base nas atividades desenvolvidas, principalmente considerando-se que, após os esforços de ampliação da produção que têm sido feitos pela Petrobrás, certamente os próximos desafios estarão centrados no escoamento dessa produção até os pontos de refino e produção dos derivados. As metodologias de apuração de custos que englobem todas as atividades de escoamento possibilitam uma melhor elaboração de estudos posteriores e facilitam decisões de projetos relacionados com o tema. Uma outra expectativa está vinculada ao fato de que o custo calculado com base na atividade mostra efetivamente quanto custa cada operação, sendo assim um instrumento notável para dar visibilidade aos custos, facilitar e ordenar as discussões e análise de custo, sustentar eventuais ações de redução de custos e outras medidas, dentro de um regime de prioridades em função da dimensão da questão. A aplicação da metodologia pode ocorrer tanto como suporte na análise de investimentos pertinentes aos setores, como no acompanhamento dos resultados e estabelecimento de indicadores de desempenho operacionais. Esse trabalho também pode servir de base para outros estudos, numa área que não há muito material publicado, bem como servir de referência para desenvolvimento de Modelos de Custos Operacionais. Quando o estudo foi iniciado tinha-se uma boa idéia do significado de algumas parcelas de custo, mas outras estavam subestimadas, como por exemplo, os altos valores representados pelo estoque de óleo no sistema de escoamento por

105 105 navio aliviador. E aqui cabem algumas perguntas: há como alterar o perfil desse estoque de óleo? Há razões para isso, pois de alguma forma sempre teremos um volume de óleo em processo? Mas, qual é o custo disso, e melhor, isso está sendo custeado? Cabe também uma análise mais detalhada na participação dos custos dos recursos da plataforma, muito mais em função de serem esses custos efetivamente altos. Focar mais nos custos de transportes até as plataformas, talvez revendo a logística de abastecimento das plataformas. Na comparação entre navios de portes diferentes observa-se que são críticos os tempos de carga e descarga, maiores no caso dos navios Suezmax, mas que são compensadas pelo volume transportado e trajeto percorrido, na simulação que prevê entrega em S. Sebastião. Em trajetos mais curtos, como, por exemplo, saídas da B. de Campos para entregas no terminal de Angra dos Reis, os navios Suezmax perdem essa vantagem competitiva. Notações desse tipo provocam análises mais acuradas que podem ser realizadas em cima da estrutura dos custos criadas. Nos custos da malha de dutos destaca-se o custo da energia para movimentação do óleo. Essa é uma questão que deve ser mais bem processada, mesmo porque a vazão de m³ / hora é um fator de restrição a otimização dos custos de escoamento por dutos, e aí se tem uma situação de trade-off com consumo de energia. Os custos de inspeção e manutenção precisam ser mais detalhados, pois não foi possível chegar aos números desses setores. Ainda relativo à malha de dutos, em função do peso da componente depreciação, ficou clara a necessidade de diferenciação que deve ser dada entre uma rede de coleta e uma rede de distribuição, pois o tempo de vida útil da rede de coleta sofre interferência da limitação do tempo de concessão de exploração do campo, usualmente 25 anos. Já a rede de distribuição, a partir de determinado trecho, atende a várias plataformas, onde unidades desativadas são naturalmente substituídas por outras que entram em operação, o que possibilita ampliação do tempo de vida útil. Outro comentário adicional refere-se ao fato de que o trecho em questão tem uma função muito mais de coleta do que transporte. Um duto de transporte teria menos pontos de passagem e mecanismos de controle, e não seria uma malha, mas linhas de transporte. A malha de dutos não atende exclusivamente ao escoamento até Cabiúnas, suporta também atividades de escoamento por navios

106 106 aliviadores, levando o óleo até outros pontos de coleta, tais como, FSOs e monobóias. Certamente o caminho está aberto para que se façam estudos mais apurados em cima de desse tema, detalhando um pouco mais os componentes de custo no sentido de buscar uma maior precisão que possa ter um custo benefício adequado, ou quebrando mais o processo. Em atividades econômicas ligadas ao petróleo os valores envolvidos são bem significativos, fazendo com que as propostas tenham alta probabilidade de retorno, e isso com certeza torna as iniciativas bem estimulantes.

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110 APÊNDICE A 110

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113 APÊNDICE B 113