A contratação de serviços de descomissionamento de plataformas avança no Brasil, com perspectiva de novos projetos a partir da desativação de ativos, ou mesmo da revitalização em campos maduros, nos próximos anos. As últimas concorrências demonstraram interesse de empresas nacionais e estrangeiras de diferentes segmentos na oferta de equipamentos e serviços. Ainda existem, porém, incertezas no setor quanto ao desmantelamento das estruturas retiradas das plataformas no fim da vida útil. Para representantes da indústria brasileira, ainda não foram definidas regras que estimulem que grande parte dessa demanda possa ser desmantelada em instalações no Brasil.
O CEO da Destri Energy, Mauro Destri, diz que houve forte concorrência para a licitação de almoxarifado submarino (Alsub), que abrange compra e contratação de serviços de engenharia, preparação, remoção, destinação final e alienação das linhas flexíveis e dos sistemas de ancoragem. A expectativa de atratividade também é alta para o descomissionamento das FPSOs Rio das Ostras, Rio de Janeiro e Piranema, cujas contratações, até o fechamento desta edição, estavam previstas para ocorrer entre agosto e outubro. A licitação, em modo aberto de disputa, permite a participação de sociedades organizadas sob a forma de consórcios.
De acordo com o edital, os bens serão obrigatoriamente adquiridos nas condições em que se encontram pela contratada, não aceitando a Petrobras quaisquer argumentações posteriores decorrentes do desconhecimento das suas condições, bem como do local em que se encontram. Os critérios de seleção da petroleira levam em conta a melhor combinação com menor preço, considerando a diferença entre as propostas do contrato de prestação de serviços (EPRD — Engenharia, Preparação, Remoção e Descarte) e o valor da proposta do contrato de alienação na condição de sucata dos materiais provenientes dos sistemas submarinos.
Destri avalia que somente as licitações do almoxarifado submarino e das três FPSOs criarão um grande volume de movimentação na Bacia de Campos, gerando oportunidades para limpeza, reciclagem e venda de sucatas nos portos. O consultor também percebe que houve a formação de consórcios fortes para os projetos mais atrativos, como para a venda dos campos de Albacora, considerada a “joia da coroa” dentre os ativos da Bacia de Campos.
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) estima que a atividade de descomissionamento deverá movimentar quase R$ 30 bilhões até 2025, entre arrasamento e abandono de poços, recuperação de áreas e retirada de equipamentos. “Para os próximos anos existem cerca de R$ 28 bilhões previstos. Tem muita coisa para acontecer”, projeta Destri.
Ele acrescenta que em 2022 e 2023 deve começar o projeto de revitalização de Marlim, na Bacia de Campos. Essa revitalização, operada 100% pela Petrobras, prevê a instalação de duas novas FPSOs na área norte (módulo 1) e na área sul (módulo 2) do campo de Marlim. A Petrobras assinou dois contratos para fornecimento de linhas flexíveis que serão utilizadas no projeto de revitalização da produção dos campos de Marlim e Voador. Do total de 448 quilômetros de linhas flexíveis do projeto, 280 quilômetros foram contratados junto à empresa NOV e 168 quilômetros com a Baker Hughes.
Entre março e abril, foram assinados os contratos de fornecimento de até 92 quilômetros de linhas flexíveis para gas lift (gaseificação da coluna de produção), com a empresa NOV, e de fornecimento de até 13 manifolds submarinos de produção e injeção, sendo oito com a TechnipFMC e cinco com a Baker Hughes, além de contratos de materiais de ancoragem, equipamentos submarinos e umbilicais.
A Petrobras afirma que o projeto de revitalização de Marlim e Voador visa maximizar o potencial desses ativos e promover mais retorno para a empresa. Em 2019, a companhia assinou contratos para o afretamento das plataformas com a japonesa Modec (FPSO Anita Garibaldi) e a Yinson (FPSO Anna Nery), da Malásia. As duas plataformas, que estarão interligadas a 77 poços (14 novos e 63 que serão remanejados de unidades de produção que serão descomissionadas), devem entrar em operação em 2023.
De acordo com a Petrobras, a substituição permitirá a extensão da produção das jazidas do campo até 2048, com manutenção de empregos e serviços de apoio na região. Os novos sistemas vão possibilitar a ampliação da produção atual de Marlim e Voador, dos cerca de 45.000 boepd (barris de óleo equivalente por dia), para cerca de 153.000 boepd, devendo ser replicados a outros projetos de revitalização.
Marlim começou a produzir em 1991 e é um dos campos com maior produção acumulada da Petrobras, com quase três bilhões de barris de petróleo equivalente. Das 10 plataformas originalmente instaladas, nove permanecem na locação, sendo que quatro ainda estão em operação. O projeto de revitalização estabelece a implantação dos novos sistemas em paralelo com as atividades de descomissionamento das unidades antigas, sendo que, até 2025, ocorrerão as desinstalações de todas as plataformas em operação de forma escalonada.
O plano estratégico 2021-2025 da Petrobras prevê US$ 13 bilhões de investimentos para a revitalização da produção de petróleo e gás na Bacia de Campos. Os investimentos abrangem a interligação de aproximadamente 100 poços aos sistemas que estão em produção, a intensificação das campanhas exploratórias na camada pré-sal dessa bacia, novos projetos de produção e a extensão dos prazos de concessão dos campos do portfólio da companhia nessa bacia petrolífera.
A Petrobras ressalta que, por ser considerada uma bacia madura, a Bacia de Campos apresenta cada vez mais desafios a serem superados para o aumento da recuperação dos campos, o que exige um trabalho integrado do corpo técnico da companhia em busca de soluções inovadoras e investimentos em equipamentos de alta tecnologia. “A Petrobras tem aplicado concepções otimizadas de poços, como o TOT-3P, que tem como objetivo reduzir o tempo e o custo de construção de poços, além da redução de custos de interligações submarinas e de novas técnicas para o controle de permeabilidade dos reservatórios, que restringem a produção de água e otimiza a produção de óleo”, destaca a empresa.
Em setembro, a ANP aprovou a resolução que regulamenta procedimentos para apresentação de garantias e instrumentos que assegurem o descomissionamento de instalações de produção em campos de petróleo e gás natural. A ANP considera que a resolução traz previsibilidade quanto ao momento de apresentação da garantia e segurança jurídica quanto aos critérios exigidos para sua aceitação. Pelas diretrizes estabelecidas, a garantia corporativa pode equivaler a até 30% do patrimônio líquido da garantidora, dependendo da sua classificação de risco. O limite estudado anterior à consulta era 10%. O limite proposto na consulta era de 25%.
As contratadas, não envolvidas em cessão, têm até junho de 2023 para apresentarem a primeira garantia. Esse é o mesmo prazo para as garantias já apresentadas serem adequadas à resolução. O valor do descomissionamento poderá ser aferido por certificação, análogo ou cotação. A contratada poderá apresentar atestado do valor emitido por certificadora, apresentar e comprovar os custos de execução de atividades para casos análogos ou três cotações de empresas executoras. A ANP pode admitir que a própria contratada assegure o cumprimento das obrigações de descomissionamento considerando seu baixo risco de inadimplemento, mediante assinatura de termo que facilita a execução no caso de inadimplemento, mas não onera o contratado.
A ANP entendeu que o prazo de um ano e oito meses após a norma entrar em vigor é suficiente para contratados, instituições financeiras e a própria agência se adequarem, além de se ajustar com o prazo de atualização anual da garantia. Para a ANP, a minuta de resolução proposta é flexível e permite a composição do valor a ser garantido por diversas modalidades e instrumentos. Um mesmo campo pode ser garantido por carta de crédito, fundo de provisionamento ou garantia corporativa.
A resolução tem como premissas previsibilidade, segurança jurídica, novos investimentos e aumento do fator de recuperação e da vida útil do campo. A ANP salienta que buscou priorizar equilíbrio entre novos investimentos para aumento da vida útil do campo e postergação do abandono ou garantias e gastos para a realização de abandono no início do projeto.
A apresentação de garantias financeiras de descomissionamento de instalações já estava prevista nos contratos de exploração e produção de petróleo e gás natural, firmados pela ANP com as empresas. A questão ganhou importância com a proximidade do fim de contratos da Rodada Zero e a execução de projetos de desinvestimento da Petrobras, o que transfere os direitos e as obrigações de um número expressivo de contratos para outras empresas.
A ANP começou a debater o tema em 2015 e a partir de 2018 ele passou a ser discutido em grupos de trabalho a fim de consolidar as modalidades de garantias, a metodologia de cálculo do custo do descomissionamento e o modelo de aporte progressivo, com o objetivo de assegurar financeiramente o descomissionamento à União. Em 2020, a ANP submeteu a minuta à consulta prévia e, posteriormente, à consulta e audiência públicas, resultando nessa nova resolução.
O total de garantias de descomissionamento aprovadas pela ANP é da ordem de R$ 1,65 bilhão, sendo R$ 1,01 bilhão relativos ao total de garantias corporativas no exterior. Das 17 garantias de descomissionamento aprovadas pela agência reguladora, nove (53%) correspondem a garantias corporativas, sendo três garantidoras estrangeiras e seis nacionais. Outras três (17%) foram por carta de crédito; duas (12%) fundo de provisionamento; duas (12%) penhor de óleo; e uma (6%) seguro garantia.
A ANP destaca que a exigência da garantia de descomissionamento se tornou realidade desde o primeiro polo cedido no programa de desinvestimentos da Petrobras. A agência ressalta que a tomada pública de contribuições em 2018 já apontava a necessidade de regulamentação.
O coordenador do comitê técnico de descomissionamento de plataformas da Sobena e membro do conselho do Cluster Naval do Rio de Janeiro, Ronald Carreteiro, considera que as questões relativas ao descomissionamento estão equacionadas, enquanto o desmantelamento ainda tem muitos pontos a serem regulamentados. A avaliação, no entanto, é que ainda existe muita burocracia a ser enfrentada. Este ano, a Sobena encaminhou uma nota técnica à Marinha e aos ministérios da Infraestrutura, Meio Ambiente e da Economia. No final de 2020, representantes da entidade já haviam feito uma apresentação técnica formal sobre o tema para superintendentes do Ministério da Infraestrutura.
A Sobena e outros especialistas também discutem o tema no cluster naval do Rio de Janeiro. Até o fechamento desta edição, o grupo elaborava um relatório final com objetivo de sugerir um projeto de lei estadual a fim de viabilizar a atividade de desmantelamento de plataformas e de embarcações no estado. O conteúdo será encaminhado à Assembleia Legislativa do Rio de Janeiro (Alerj), que tem uma comissão temática estudando esse assunto. A ideia é que o estado tenha uma resolução provisória, enquanto tramita o PL 1.584/2021 na Câmara dos Deputados sobre o assunto. Por conta da proximidade do fim do ano e de 2022 ser um ano eleitoral, a decisão sobre esse projeto pode levar mais tempo do que os agentes esperavam.
Carreteiro diz que o desmantelamento necessita de respostas imediatas, uma vez que existem 12 plataformas da Petrobras para serem licitadas em 2022, com os editais previstos para sair ainda em 2021. “Não temos estaleiros com autorização para fazer o desmonte dessas plataformas nos níveis que a Petrobras, Modec e SBM precisam”, observa o engenheiro. Ele lembra que existem normas internacionais a serem adotadas, o que já ocorreu, por exemplo, nos Estados Unidos. O desmantelamento consiste em separação, tratamento e preparação dos itens descomissionados da plataforma para destinação final em terra.
Até hoje, existem países, principalmente do sul asiático, que adotam práticas rudimentares que nem oferecem segurança aos trabalhadores, nem cumprem normas ambientais internacionais. O coordenador do comitê da Sobena acrescenta que países como Índia, Paquistão e Bangladesh ainda concentram 70% das grandes embarcações que são desmanteladas no mundo. Uma das razões é que os estaleiros europeus não dispõem de infraestrutura com calado e dimensões necessárias, o que reduz as chances de desmonte de grandes volumes. Ele pondera que, em cerca de três anos, 30% dos desmantelamentos de navios e plataformas já estão sendo feitos na Europa, a partir da aplicação das novas normas internacionais.
Carreteiro diz que o grupo técnico vem trabalhando para que o Brasil tenha regras sólidas para essa atividade. “No cluster, estamos fazendo um guia brasileiro que vai servir para o estado (RJ), para o Brasil e para que os estaleiros recebam isso e tenham um ‘passo a passo’: documentos que precisam, atividades, planos de desmonte, como o estaleiro precisa estar preparado para desmonte de navios e descomissionamento de plataformas”, conta Carreteiro. Ele explica que a nota técnica encaminhada às autoridades brasileiras foi elaborada com objetivo de adaptar a legislação europeia à realidade nacional. Nesse “embrião” de legislação, os membros opinam sobre temas como: incentivos fiscais, estrutura que o estaleiro tem disponível para desmontes e legislação ambiental.
Segundo Carreteiro, os estaleiros fluminenses estão prontos para atender à demanda de serviços relacionados, o que vem sendo percebido nas últimas licitações. O engenheiro explica que é possível que estaleiros de menor porte realizem cortes de embarcações fixas e pequenas. Com critérios regionalizados transitórios, a ideia é que sejam estabelecidos, para determinados estaleiros, limites da capacidade que precisam para poder fazer descomissionamento. Ele afirma que existem estaleiros interessados no estado do Rio, de acordo com a capacidade de cada um. No caso de Cação, por exemplo, as estruturas estão sendo cortadas no Nitshore, em Niterói (RJ).
Em relação ao descomissionamento em si, Carreteiro analisa que as normas vigentes da ANP estão funcionando bem. Ele avalia que a legislação está bem consolidada nos Programas de Descomissionamento de Instalações (PDI), até a etapa de desmantelamento. Enquanto é possível cortar estruturas de plataformas fixas em estaleiros nacionais, as chances de desmantelamento de FPSOs são bem mais reduzidas. Além disso, são poucos os estaleiros com estrutura de docagem para grandes embarcações. Dependendo do tamanho da unidade, fica inviável fazer o serviço na carreira. “Se não houver a legislação de desmantelamento, quando a Petrobras for desmantelar plataformas — tem 12 para desmantelar — vai ter que deixar que as levem para fora do país”, analisa Carreteiro.
Além das convenções de Hong Kong e da Basileia, existem normas regulamentadoras brasileiras (NRs) aplicáveis à construção e a reparos navais que, em parte, poderiam ser adaptadas ao desmantelamento. Carreteiro estima que 80% das exigências poderiam ser cobertas por essas normas nacionais. Para o coordenador do comitê da Sobena, falta basicamente um “ajuste fino”para os estaleiros, em relação à parte ambiental, a armazenamento, tratamento e destinação final de resíduos. As instalações precisam, por exemplo, ter solo impermeável para não contaminar o lençol freático. “Estamos juntando o que há de tecnologicamente mais avançado e dentro da realidade brasileira”, afirma Carreteiro.
A Sobena estima que no mundo sejam cerca de 700 unidades offshore de petróleo e gás, que estão programadas para a Cessation of Production (CoP) — término da produção ou fim da finalidade produtiva, nos próximos cinco anos, sendo 96 delas no Brasil. As despesas com descomissionamento dessas unidades somam aproximadamente US$ 6 bilhões, no período de 2021 a 2025, no país. Desse montante de poços em fins de operação, cerca de 19% estão no Mar do Norte, representando 17% das despesas mundiais de descomissionamento. Atualmente as três regiões com mais atividades de descomissionamento no mundo são o Mar do Norte, o Golfo do México e a Ásia (Pacífico).
No Brasil, encontram-se em operação 160 unidades offshore onde, de acordo com a ANP, cerca de 40% operam há mais de 25 anos. Existem 70 plataformas fixas programadas para descomissionamento, sendo que entre 15 a 20 dessas plataformas estão com aviso à ANP de que serão descomissionadas a partir de 2021. O mercado de descomissionamento deverá ter significativo crescimento a partir do descomissionamento de plataformas fixas localizadas na Bacia de Campos, e as atividades já começaram em 2021.
O mapeamento de competências para implantação de atividades ligadas ao descomissionamento no Brasil inclui remoção completa ou parcial de plataformas fixas, assim como tombamento no local, reutilização ou deixá-las no local para utilizações alternativas. A transformação de plataformas fixas em recifes artificiais, por exemplo, é uma opção a ser estudada. Para a Sobena, ela apresenta potencial para a pesca e o ecoturismo, porém exigirá acompanhamento ambiental, uma vez que o ambiente marinho não deve se tornar um depósito de sucatas.
Na visão do comitê da Sobena, a atividade de descomissionamento deve ser planejada antes de se alcançar o período de término da produção. Os custos do descomissionamento estão distribuídos em: 46% abandono de poço; 15% equipamentos e materiais entre a plataforma e o solo marinho (subsea); 20% equipamentos e materiais da plataforma (topsides); 15% projeto/gestão; e 4% outros. As atividades precisam ser estudadas conforme aspectos de meio ambiente, análise de risco e logística.
A resolução 817/2020 da ANP trata da desativação de instalações. A norma foi elaborada após discussões de um grupo de estudos envolvendo ANP, Ibama e Marinha. Existem variáveis que foram definidas e estruturadas, tais como os aspectos ambientais, tecnológicos, regulatórios e econômico-financeiros. A Sobena preparou, por meio de seu comitê técnico, uma minuta de regulamento da atividade de desmantelamento.
A Destri Energy estima que existam mais de 21 áreas para serem descomissionadas, totalizando mais de mil quilômetros de linhas, espalhadas pela Bacia de Campos. Para ele, a principal discussão de regulação é o item que trata da retirada total ou não de todo o “mundo submarino” das unidades. No Programa de Revitalização e Incentivo à Produção de Campos Marítimos (Promar), do Ministério de Minas e Energia, se discute para que elas não sejam retiradas totalmente e haja possibilidade de as empresas apresentarem soluções que permitam que elas possam permanecer no fundo do mar.
A FPSO Cidade do Rio de Janeiro (FPRJ), no campo de Espadarte, é afretada pela Modec, faz exportação de petróleo através de navios aliviadores e exporta gás por meio de gasoduto. Associados ao projeto de descomissionamento, o campo tem dez poços equipados com árvore de natal molhada, interligados diretamente (poços satélites) à plataforma, dos quais seis são produtores de petróleo e quatro injetores de água. Espadarte está situado na porção sul da Bacia de Campos, a cerca de 130 quilômetros da costa do Estado do Rio de Janeiro, em lâmina d’água variando de 750 a 1.500 metros.
Localizado a 20 quilômetros da costa sergipana, a FPSO Piranema Spirit tem um aspecto distinto de navio plataforma devido a sua peculiaridade de ter o formato cilíndrico, sendo denominada de FPSO monocoluna. A unidade está ancorada a cerca de 37 km da costa, em lâmina d’água média de 1.090 m de profundidade. Associados ao projeto de descomissionamento, o campo tem nove poços, interligados diretamente (poços satélites) à FPSO, dos quais são cinco produtores de petróleo e quatro injetores de gás.
De acordo com o edital, o sistema submarino de produção do FPPRM não tem dutos de exportação (oleoduto ou gasoduto), uma vez que a exportação da produção de óleo é desempenhado através de offloading por navios aliviadores, que se conectam à FPSO e o gás excedente é injetado por meio dos quatro poços injetores. As conexões entre as linhas e as estacas são feitas por meio de amarras e as linhas flexíveis estão ancoradas ao solo marinho por meio de estacas do tipo torpedo. As linhas flexíveis têm elementos de estabilização, assim como algumas linhas que dispõem de boias, e que deverão ser todos recolhidos.
O sistema submarino da FPSO Cidade Rio das Ostras (FPRO), na Bacia de Campos, está localizado a 130 km da costa do Rio de Janeiro, em lâmina d’água variando de 750 m a 1.500 m de profundidade. A unidade estacionária de produção FPSO atuou nos Campos de Tartaruga Verde, Tartaruga Mestiça e Espadarte. A FPSO Cidade de Rio das Ostras (FPRO) foi afretada pela Teekay. Estão associados ao projeto de descomissionamento apenas os poços dos campos de Tartaruga Verde e Tartaruga Mestiça, onde um poço foi reaproveitado no projeto da FPSO Campos dos Goytacazes e outro poço foi abandonado.
A Superbraço Serviços Marítimos espera um aumento nas atividades de descomissionamento nos próximos cinco anos. O diretor comercial da empresa, Rodrigo Dresch, destaca que o mercado de descomissionamento em águas rasas está apenas no início, pois existem aproximadamente 75 plataformas fixas antigas próximas à costa que necessitarão ser descomissionadas nos próximos 20 anos. O grupo Superbraço planeja atuar em todas as áreas do descomissionamento, iniciando pelo abandono dos poços de petróleo em águas rasas.
Também estão no radar: a preparação de jaquetas e topsides para remoção com o auxílio de plataformas jackup; remoções offshore por meio de içamento de carga pesada; transporte offshore por meio de balsas e rebocadores. O grupo tem um estaleiro no Rio de Janeiro que pode ser utilizado para recebimento, corte, segregação e disposição em carretas ao lado das siderúrgicas que reciclam a maior parte do resíduo gerado, que é a sucata ferrosa metálica. A etapa de destinação final ambientalmente correta por meio da segregação dos resíduos gerados e sua destinação adequada também faz parte dos planos da Superbraço.
O foco em águas rasas, segundo Dresch, deve-se à crescente preocupação para a redução do passivo das operadoras offshore, principalmente nos estados do Rio de Janeiro, Sergipe, Rio Grande do Norte e Ceará. Ele diz que o grupo vislumbra esse mercado de águas rasas há 10 anos e vem investindo nesses últimos anos para alcançá-lo. Atualmente, a Superbraço participa de concorrências e processos licitatórios. Para a atividade de descomissionamento, o grupo dispõe de três plataformas, além de uma balsa guindaste lançadora de tubos offshore BGL-1), além de outras balsas e rebocadores.
Dresch conta que a empresa participou do descomissionamento de estruturas metálicas para uma multinacional do setor de siderurgia utilizando guindastes, balsas, rebocadores e equipamentos de remoção de estacas e que também participou de alguns serviços de remoção submarinos. A Superbraço atua há 13 anos com prestação de serviços marítimos, passando da construção portuária, dragagem, sondagens offshore, içamentos de cargas pesadas, transportes marítimos, prestação de serviços com balsas e equipamentos modulares e realizou duas chegadas de gasodutos em praia.
A empresa do grupo que atua na área de drilling offshore é a América Óleo e Gás, que presta os serviços de abandono de poços de petróleo com sondas autoelevatórias offshore com capacidade de torre de drilling até 750 toneladas e lâmina d’água até 116 metros. A empresa de navegação é a Superbraço Serviços Marítimos, que presta os serviços de transporte marítimo e preparamentos dos topsides e jaquetas com plataformas auxiliares do tipo jackup com guindastes de até 350 toneladas e remoção de jaquetas e topsides com guindaste offshore giratório com capacidade de até 1.000 toneladas de içamento. A BGL-1 também pode efetuar o descomissionamento de tubulações, gasodutos e flexíveis submarinos. “Dispomos ainda no grupo de uma locadora de equipamentos navais tal como equipamentos de içamento e de fundeio diversos e uma gestora ambiental para a segregação dos resíduos”, destaca Dresch.
O terminal Sepetiba Tecon (RJ) participou, em consórcio com outras empresas, de duas concorrências da Petrobras para a contratação de serviços de descomissionamento de sistemas subaquáticos. O consórcio ficou, respectivamente, em quinto e em quarto lugar nesses dois certames. “Ainda não foi suficiente. Temos que enxergar melhor como conseguir ser competitivos, com a estrutura nobre do Sepetiba [terminal] para participar desses processos”, analisa o gerente de desenvolvimento de negócios e estratégia comercial do Sepetiba Tecon, Maurício Pacheco.
Pacheco diz que a retroárea está com as licenças ambientais em dia e pode ser utilizada para o desmantelamento do material, trazendo um player que se interesse por sucata para dar a destinação final. A empresa considera possível participar desses processos, inclusive por meio da própria sinergia com a siderúrgica da CSN que pode, eventualmente, se interessar pelas sucatas. Ele explica que o planejamento para receber estruturas cortadas em tamanhos menores possibilita concluir esse tipo de serviço em pátios licenciados. Para Pacheco, os estaleiros, teoricamente, saem em vantagem porque é a vocação deles. Ele pondera que os terminais com retroárea podem vir a ser mais competitivos do que aqueles sem espaços como esse disponíveis.
O terminal em Sepetiba tem área de 200.000 m² para movimentação de contêineres e outros 2.000 m² para outros projetos, entre os quais de descomissionamento. “O Sepetiba Tecon, pelo calado, berços e retroárea que tem, possui interesse nos projetos de descomissionamento, se associado aos projetos de engenharia”, destaca. Pacheco observa que as concorrências vêm tendo participação de empresas nacionais e estrangeiras. Ele avalia que a composição com empresas de engenharia com expertise nesse tipo de atividade é um grande diferencial. “Há um olhar das empresas estrangeiras para esse mercado”, ressalta Pacheco.
Destri vê os estaleiros nacionais antenados com as oportunidades para a atividade, porém em compasso de espera por estarem sem capital para investir. O CEO da Destri Energy acredita que os proprietários de estaleiros vão se mobilizar mais se houver garantias de que os serviços de desmantelamento possam ser feitos no Brasil de forma rentável. O consultor também observa terminais portuários e empresas formando consórcios para as concorrências de descomissionamento. O Alsub, por exemplo, teve dois vencedores, utilizando estaleiros diferentes.
Para o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (Sinaval), a rigidez da legislação ambiental brasileira também pode dificultar que estaleiros brasileiros façam o desmantelamento dessas estruturas. O vice-presidente executivo do Sinaval, Sérgio Bacci, aponta que um dos riscos é que os estaleiros não venham a investir devido ao receio de serem multados por órgãos ambientais por descumprimento de algum item e depois não conseguirem arcar com os custos das penalidades, pois a maioria deles se reestrutura de endividamentos e da falta de projetos de construção naval nos últimos sete anos.
Bacci acrescenta que, como a Petrobras ou outra operadora fará uma concorrência para que um terceiro pegue os itens descomissionados para realizar o desmantelamento, são maiores as chances de que essa operadora venha a contratar um grupo estrangeiro para realizar o serviço. “Essa empresa não vai fazer no Brasil, se não for obrigada. Vai fazer na Índia, ‘na base do machado’, que é mais barato. É mentira que o descomissionamento é o caminho para a indústria naval. O caminho para a indústria naval é derrotar esse governo no ano que vem. Precisa voltar a ter uma política naval a partir de 2023 neste país porque não vejo solução com esse governo”, criticou durante o evento Cenários da Indústria Naval e Offshore, promovido pela Navalshore e pela Revista Portos e Navios, em agosto.
