Content uploaded by Breno Barreto Medeiros
Author content
All content in this area was uploaded by Breno Barreto Medeiros on Aug 18, 2021
Content may be subject to copyright.
UNIVERSIDADE FEDERAL DO RIO GRANDE DO SUL
FACULDADE DE CIÊNCIAS ECONÔMICAS
PROGRAMA DE PÓS-GRADUAÇÃO EM ECONOMIA
BRENO BARRETO MEDEIROS
POLICIES TO DEVELOP THE OIL AND GAS SUPPLY CHAIN: ESSAYS WITH
EMPHASIS ON THE LESSONS AND CONTRIBUTIONS FROM THE NORWEGIAN
EXPERIENCE TO BRAZIL
Porto Alegre
2015
BRENO BARRETO MEDEIROS
POLICIES TO DEVELOP THE OIL AND GAS SUPPLY CHAIN: ESSAYS WITH
EMPHASIS ON THE LESSONS AND CONTRIBUTIONS FROM THE NORWEGIAN
EXPERIENCE TO BRAZIL
Tese submetida ao Programa de Pós-
Graduação em Economia da Faculdade de
Ciências Econômicas da UFRGS, como
requisito parcial para obtenção do título de
Doutor em Economia, com ênfase em
Economia do Desenvolvimento.
Orientador: Prof. Dr. Hélio Henkin
Porto Alegre
2015
BRENO BARRETO MEDEIROS
POLICIES TO DEVELOP THE OIL AND GAS SUPPLY CHAIN: ESSAYS WITH
EMPHASIS ON THE LESSONS AND CONTRIBUTIONS FROM THE NORWEGIAN
EXPERIENCE TO BRAZIL
Tese submetida ao Programa de Pós-
Graduação em Economia da Faculdade de
Ciências Econômicas da UFRGS, como
requisito parcial para obtenção do título de
Doutor em Economia, com ênfase em
Economia do Desenvolvimento.
Aprovada em: Porto Alegre, _____de _______de 2016.
BANCA EXAMINADORA:
Prof. Dr. Hélio Henkin – Orientador
UFRGS
Prof. Dra. Janaina Ruffoni
UNISINOS
Prof. Dr. José Antônio Valle Antunes Jr.
UNISINOS
Prof. Dr. Achyles Barcelos da Costa
UFRGS
Dedico esse trabalho ao meu maior ídolo e
primeira pessoa a me passar ensinamentos e a
despertar em mim o interesse pela indústria de
petróleo, ainda quando criança, meu pai!
AGRADECIMENTOS
Elenco abaixo algumas pessoas, profissionais, instituições, organizações e empresas
que sou muito grato por terem contribuído direta e indiretamente para a confecção da tese, e
pela realização do doutorado em geral.
A minha família pelo habitual e incondicional apoio e suporte as decisões mais
importantes que tomei até hoje, incluindo este doutorado.
Ao meu orientador Hélio Henkin pela parceria que vem desde a dissertação de
mestrado, por ter acreditado em mim, me apoiado, mesmo antes de eu ingressar no doutorado,
quando ainda avaliava retornar ao Rio Grande do Sul e no doutorado sanduíche, para
aprofundar os conhecimentos sobre o tema pesquisado na Noruega.
Ao Rogério Londero Boeira, por ter sido peça chave no meu doutorado sanduíche na
Noruega, ao me recomendar ao professor da Universidade de Stavanger (UiS) que veio a ser
meu coorientador.
Ao meu coorientador Frank Asche, por me aceitar para um ano de pesquisa aplicada
sobre o tema da tese, me orientar, abrir portas, além de prover toda infraestrutura e apoio no
departamento de Economia Industrial, Gerenciamento e Planejamento de Risco da Faculdade
de Ciências e Tecnologia da UiS.
A CAPES pelo apoio financeiro ao meu doutorado sanduíche na Noruega.
Aos profissionais da UiS: Bente Dale, por me auxiliar no processo de instalação e
adaptação, professores Ole Andreas Engen, Klaus Mohn, por auxiliarem nas pesquisas,
compreensão do tema estudado e me colocarem em contatos com profissionais centrais na
pesquisa, e Hans Jacob Fevang (Chefe do Departamento de Economia Industrial,
Gerenciamento e Planejamento de Risco), por autorizar meu curso de norueguês, que se
mostrou decisivo não só para as pesquisas, mas como para construção de amigos.
Aos amigos no departamento na UiS: Jahon Khorsandi, Lene Bjørnø, Kirsti Russell
Vastveit, Alireza Moharamzadeh, Torbjørn Bjerga, Hilde Ness Sandvold, Ruth Pincinato.
Aos amigos em geral na UiS: Raissa Noronha, Leia de Melo, Cristina Christiansen, Altynai
Adilbayeva, Paola Andrea Vargas, Martin Vogt Juhler, Charlotte Botter, Izaskun Muruzábal
Lecumberri.
Aos amigos em Stavanger/Noruega: Sondre Vetrhus, Kenny Armstrong, Nicolas
Fouilloud, Sean Monaghan, Max Olsen, Sverre Kolltveit Skomedal, Luisa Campiño,
Kristoffer Eliseussen, Baidy Racine, Jean-Batptiste Koehl, Lisa Säfwenberg, Sindre Rhrich,
Kåre Blichfeldt, Susanne Bjerga Todnem, Christine Berner, Tanya D. Sangolt, Sophia Jee-
Hye Kim, Nicolai Myklebust, Erlend Guttormsen, que contribuíram para que minha estadia
na Noruega fosse inesquecível.
Aos amigos do PPGE/UFRGS: Marcelo Siqueira Campos, Ana Costa, Rodrigo
Morem, Carla Silva, Clarissa Schlabitz, Catarina Scherer, Susana Metz, Aline Figueiredo,
Larissa Barbosa Cardoso.
Aos meus amigos e colegas de trabalho no Sistema FIERGS: Paulo Dias, Daniel
Bittencourt Andriotti, Marcus Coester, Oscar de Azevedo, Walter Câmara (Comitê de
Competitividade em Petróleo, Gás, Naval e Offshore-CCPGE), Alexandro Hanefeld, Dulce
Siqueira, Luciano D´andrea, e demais amigos da GETEC.
As amizades construídas ao longo da vida que me escutaram, apoiaram, entenderam
eventuais ausências, enfim, foram bons amigos: José Augusto Amorim (Guto), Victor
Monteiro de Carvalho, Sandro Lacaze, Fernanda Wiedemann (me visitou em Stavanger),
Rodrigo Matos, Flávia Naegele Dutra, Jaque Gnoatto, Luiz Furlani, Victor Arzola, Ricardo
Leite, Patrícia Sardenberg, Bernardo Nunes, Raquel Wender, Luciana Mallet, Gilberto
Carvalho, Lorena Allende Garcia, Maira Bae, família Siqueira Campos, Felipe Pezerico, Eder
Sabbag, Ciro Verri, Fabiano Thomaz, Fernando Pfeifer, Fábio Ghidini, Caio Lamachia, Felipe
Mariano, Viola Caretti, Julien Hansen, William Kucera (Bill) e Clarisse Coutinho.
Aos professores do PPGE/UFRGS: Maria Alice Lahorgue, Fernando Ferrari Filho,
Flávio Tosi Feijó, Ronaldo Herrlein Júnior, Sabino Porto Junior.
A Secretaria da PPGE/UFRGS: Iara Machado, Raquel Klaudat, Cláudia Gomes, Maria
Delourdes da Fonseca. As bibliotecárias da faculdade de economia: Lilian, Eliane e Vivian
pelas orientações na adequação da tese as normas da ABNT.
Aos profissionais na Noruega: Celma Regina Hellebust, Atle Blomgren, Bengt Hope,
Atle Gjertsen, David S. Ottesen, Birgit Bjørkeng, Carl Erik Nyvold, Catrine Utne Pettersen,
Farouk Al-Kasim, Hanne Grete Kvamsø, Jan Tjessem, Hans Henrik Ramm, Harald Grieg
Riisnaes, Jostein Dahl Karlsen, Kjell Giæver, Lars Anders Myhre, Målfrid Rønnevig, Marit
Engebretsen, Katarina Sætersdal, Espen Søilen, Martin Bekkeheien, Martin Sigmundstad,
Gunn Kari Hygen, Per Erik Dalen, Kjell Johannessen, Trond Olsen, Torkil Bjørnson, Ove
Johan Aklestad, André Wietfeldt, Ove Ryland, Per Alfred Holte, Roald Johansen, Shawn Le
Maitre, Rune Gaasø, Frido Drost, Thor Christian Andvik, Tone Skogen, Willy Olsen.
Aos profissionais no Reino Unido: Derek Louden, Sarah Hillyear e Paul Livingstone.
Aos Profissionais no Brasil: Edson Terra Azevedo Filho, Ricardo Rezende Ramos,
Jorge Luis Boeira, Roberto Wagner, Armando Cavanha e Bruno Musso.
As instituições/organizações/empresas no Brasil: Agência Nacional do Petróleo, Gás
Natural, e Biocombustíveis - ANP (Superintendência de Pesquisa e Desenvolvimento
Tecnológico - SPD, Coordenadoria de Conteúdo Local - CCL), Prominp, Petrobras, ONIP,
SINAVAL, ABENAV, ABDI, APEX, por terem fornecido informações relevantes e ou
contribuíram para sanar dúvidas.
Ao The International Research Center For Energy and Economic Development
(ICEED), por ter me doado o livro “The Oil industry and Government Strategy in the North
Sea (Oystein Noreng, 1980).
As instituições/organizações/empresas na Noruega: em especial ao Petrad, por ter me
possibilitado entrevistar e ou consultar diversos profissionais do setor privado e público que
tiveram e ou têm papel decisivo na construção da indústria de P&G Norueguesa, International
Research Institute of Stavanger (IRIS), The Confederation of Norwegian Enterprise (NHO),
The Federation of Norwegian Industries, Achilles, Statistics Norway (SSB), Bodø Science
Park, Rogaland Fylkeskommune, Ipark AS, Training Office For Oil Related Trades (OOF),
Aker Solutions, Ministry of Petroleum and Energy (MPE), Petroarctic, sindicato Industri
Energi, Norwegian Oil & Gas Association, Stavanger Offshore Technical College (SOTS),
Statoil, Innovation Park Stavanger, NCE Instrumentation, NCE Maritime, NCE NODE, NCE
Subsea, NCE Systems Engineering, The Training Office for the Industrial (OFIR), EPIM -
E&P Information Management Association, Navitas, INTSOK, Norwegian Directorate for
Education and Training, biblioteca da UiS e ao Museu do Petróleo na Noruega (Stavanger).
The expediency of encouraging manufactures in the
United States, which was not long since deemed
very questionable, appears at this time to be pretty
generally admitted (Alexander Hamilton, Report
on Manufactures, December 5, 1791).
RESUMO
O objetivo da tese é analisar as diferentes formas de Política Industrial (PI) na Noruega e no
Brasil para desenvolver a cadeia produtiva de Petróleo e Gás (P&G), com ênfase em
identificar lições e contribuições da experiência norueguesa. A corrente de pensamento de PI
evolucionária foi a base teórica da análise. Três ensaios constituem o trabalho, de forma a
cumprir o objetivo proposto, sendo os dois primeiros em inglês e o terceiro em português. O
primeiro ensaio faz a revisão teórica de políticas industriais, definindo o seu conceito,
caracterizando a perspectiva histórica de suas teorias, além de discutir outros aspectos
relevantes relacionados ao tema, como, por exemplo: a sua relação com políticas
macroeconômicas; a sua estabilidade e previsibilidade; a coordenação das políticas; políticas
horizontais e verticais; tipos de instrumentos; mensuração de resultados; o atrelamento de
benefícios a progressos em competitividade/metas; e a sua duração. O artigo também discute
as principais abordagens nos dias atuais sobre políticas industriais (ortodoxa e evolucionária).
Assim, identifica que políticas industriais historicamente foram implementadas em processos
de desenvolvimento industrial, e que ainda existe espaço para continuar sendo praticada, a
despeito da criação da Organização Mundial do Comércio (OMC) e suas consequências. O
segundo ensaio analisa o bem-sucedido desenvolvimento da cadeia produtiva do setor de
P&G na Noruega, promovendo mudanças estruturais na sua economia. A Noruega se
destacou no desenvolvimento do setor de P&G por conseguir, em pouco mais de 20 anos de
políticas implementadas (1972-1994): fortalecer o seu desenvolvimento socioeconômico;
evitar a desindustrialização decorrente da doença holandesa; desenvolver empresas de
petróleo locais (estatal e privadas); desenvolver a cadeia produtiva do setor de P&G ampla e
competitiva internacionalmente, incluindo a formação de clusters relacionados ao setor; e, por
fim, se tornar uma referência em inovação no setor de P&G. O ensaio também identificou
quais foram as principais ações implementadas na Noruega para desenvolver este setor. A
despeito de o desenvolvimento da indústria de P&G norueguesa ter sido marcado por fatores
internos e externos favoráveis, alguns desafios relevantes tiveram de ser superados, como, por
exemplo, sobrecustos, atrasos nas entregas e importantes empresas locais falirem. O terceiro
ensaio identificou que a cadeia produtiva do setor de P&G no Brasil tem evoluído, as políticas
industriais têm sido aperfeiçoadas, mas o seu desenvolvimento, além de apresentar alguns
problemas semelhantes ao que a Noruega teve que superar no passado, carrega outras
particularidades. Ao analisar as políticas industriais implementadas nos dois países para o
desenvolvimento deste setor, identificou-se que, em alguma medida, a Noruega já está sendo
utilizada como referência para o Brasil, mas ainda existem lições e contribuições a serem
aprendidas deste caso de sucesso. Entretanto, as diferenças socioeconômicas, políticas e
culturais, agravadas por uma atual conjuntura global e interna mais adversa, tornam o desafio
do Brasil de desenvolver a cadeia produtiva do setor de P&G ampla e competitiva mais difícil
do que foi para a Noruega.
Palavras-chave: Política industrial. Cadeia produtiva. Petróleo e gás. Noruega. Brasil.
ABSTRACT
The aim of this thesis is to analyse different forms of Industrial Policy (IP) in Norway and
Brazil to develop the Oil and Gas (O&G) supply chain, identifying the lessons and
contributions from the Norwegian experience. The evolutionist view of IP forms the
theoretical basis of the analysis, which is structured in three parts. The first two essays are in
English and the third in Portuguese. The first essay presents a theoretical review of IP,
defining the concept and placing the theories within a historical perspective, in addition to
discussing other relevant issues, such as: its relation to macroeconomic policies; its stability
and predictability; policy coordination; horizontal and vertical policies; types of instruments;
measurement of results; linking benefits to progress in competitiveness/targets; and, finally,
its duration. The article also discusses the main approaches taken towards IP today (orthodox
and evolutionary). Thus, we see how IP was historically implemented in industrial
development processes and find that there is still room to continue implementing it, despite
the creation of the World Trade Organization (WTO) and its consequences. The second essay
analyses the successful development of the O&G supply chain in Norway, promoting
structural changes in the economy. Norway stood out in the development of the O&G sector
for having succeeded, in just over 20 years of policy implementation (1972-1994), in:
enhancing its socio-economic development; avoiding de-industrialization due to the Dutch
disease; developing local oil companies (state and private); developing a broad and
internationally competitive O&G supply chain, including the formation of clusters related to
the O&G sector, and, moreover setting a benchmark in innovation in the O&G sector. The
essay also illustrates the main actions implemented in Norway to develop the O&G sector.
Although the development of the Norwegian O&G industry was marked by internal and
external favourable factors, some relevant challenges had to be overcome, including cost
overruns, delays in deliveries and important local companies went bankrupt. The third essay
finds that the O&G supply chain in Brazil has evolved, the industrial policies have been
improved, but while its development also shows some problems similar to those that Norway
had to overcome in the past, it also has other peculiarities. On analysing the industrial policies
implemented in both countries to develop this sector, it emerges that to some extent, Norway
is already being used as reference for Brazil, but there are still lessons and contributions to be
learned from this successful case. However, due to socio-economic, political and cultural
differences, compounded by today’s more adverse global and domestic environment, the
challenge Brazil has to face in developing a broad and competitive O&G supply chain is
tougher than it was for Norway.
Keywords: Industrial policy. Supply chain. Oil and gas. Norway. Brazil.
LISTA DE FIGURAS
Figure 3.1 - World production of oil x price of oil ................................................................... 68!
Figure 3.2 - Total sales in the Norwegian petroleum industry (2008) ..................................... 94!
Figure 3.3 - Employment in the Norwegian oil and gas industry (1990-2009) ........................ 95!
Figure 3.4 - Employment in the Norwegian oil and gas industry by sector (1990-2009) ........ 95!
Figura 4.1 - Cadeia de valor de P&G ..................................................................................... 117!
Figura 4.2 - A estrutura dos elos dos serviços offshore .......................................................... 119!
Figura 4.3 - Cadeia de fornecedores de bens e serviços para a exploração e produção de
petróleo e gás .......................................................................................................................... 120!
Figura 4.4 - Classificação das empresas de serviços e equipamentos de E&P segundo a
participação em cada um dos segmentos ................................................................................ 121!
Figura 4.5 - Caracterização da cadeia offshore (Demanda) - principais atividades e processos
da cadeia offshore ................................................................................................................... 121!
Figura 4.6 - Caracterização da cadeia de fornecimento de bens e serviços offshore ............. 122!
Figura 4.7 - Atividades e categorias da cadeia produtiva de E&P no Reino Unido ............... 124!
Figura 4.8 - Receitas e rentabilidades dos segmentos de E&P ............................................... 134!
Figura 4.9 - Ilustração gráfica do cálculo da multa por não cumprimento de Conteúdo Local
................................................................................................................................................ 159!
Figura 4.10 - Empregos ao longo da cadeia produtiva offshore no Brasil em 2009 .............. 182!
Figura 4.11 - Número de empresas por segmento de P&G no Brasil .................................... 184!
Figura 4.12 - Matriz de direcionamento para desenvolvimento dos segmentos offshore no
Brasil ....................................................................................................................................... 186!
Figura 4.13 - Tamanho e demanda por investimentos de empresas do segmento de P&G no
Brasil* ..................................................................................................................................... 187!
Figura 4.14 - Diferenças de preços de equipamentos voltados ao setor de P&G (% do nacional
acima do importado). .............................................................................................................. 192!
Figura 4.15 - Preço do barril do petróleo (1997-2014) .......................................................... 197!
LISTA DE QUADROS
Quadro 4.1 - Dados socioeconômicos do Brasil (1997-2014) ................................................ 137!
Quadro 4.2 - Concessionários de P&G registrados na ANP .................................................. 141!
Quadro 4.3 - Histórico do investimento nominal da Petrobras (US$ MM) ........................... 142!
Quadro 4.4 - Plano de investimentos da Petrobras para 2014 - 2018 (US$ bilhões) ............. 142!
Quadro 4.5 - Perspectivas do investimento no Brasil (2015-2018)* ...................................... 143!
Quadro 4.6 - Peso dos critérios de apuração das ofertas das rodadas de licitações (concessões)
................................................................................................................................................ 150!
Quadro 4.7 - Conteúdo local médio das rodadas de licitações (concessões) ......................... 150!
Quadro 4.8 - Exigências mínimas e máximas de conteúdo local (concessões) ...................... 153!
Quadro 4.9 - Obrigação de investimento em P,D&I gerada por ano (em R$) ....................... 161!
Quadro 4.10 - Detalhamento da obrigação de investimento em P,D&I gerada – Outros
Concessionários (em R$) ........................................................................................................ 161!
Quadro 4.11 - Investimentos em P&D / Autorização Prévia (entre Jan/2006 e Mar/2015) ... 162!
Quadro 4.12 - Despesas em P&D realizadas diretamente pelo concessionário ..................... 164!
Quadro 4.13 - Despesas em P&D admitidas mediante autorização prévia da ANP .............. 164!
Quadro 4.14 - Número de firmas contratadas pela Petrobras (1998-2007) ............................ 181!
Quadro 4.15 - Total de fornecedores de bens e serviços para a Petrobras (1998-2007) ........ 181!
Quadro 4.16 - Número de pessoas empregadas em Estaleiros no Brasil ............................... 183!
Quadro 4.17 - Comparação das políticas industriais para desenvolver setor de P&G na
Noruega e Brasil ..................................................................................................................... 207!
LISTA DE TABELAS
Table 3.1 - Socio-economic indicators of Norway at the beginning of its oil history .............. 64!
Table 3.2 - Evolution of local content in the Norwegian O&G industry ................................. 85!
LISTA DE ABREVIATURAS E SIGLAS
ABENAV – Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore
Abast – Abastecimento
ABDI – Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial
AIR – Análise de Impacto Regulatório
ANP – Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis
APEX – Agência Brasileira de Promoção de Exportações e Investimentos
APL – Arranjos Produtivos Local
BNDES – Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social
boe – barris de óleo equivalente
BPP – Brazilian Petroleum Partnerships
CL – Conteúdo Local
CNI – Confederação Nacional da Indústria
CNPE – Conselho Nacional de Política Energética
DP – Desenvolvimento da Produção
E&P – Exploração e Produção
EAS – Estaleiro Atlântico Sul
EEA – European Economic Area
EIP – Empresas Internacionais de Petróleo
ENP – Empresas Nacionais de Petróleo
F&A – Fusões e Aquisições
FDI – Foreign Direct Invetments
FIDCs – Fundos de Investimentos em Direitos Creditórios
FMM – Fundo de Marinha Mercante
Focem – Fundo para a Convergência Estrutural e Fortalecimento Institucional
do Mercosul
GE&TD – Gás, Energia e Transporte Dutoviário
GSO – Goods and Services Office
HDI – Human Development Index
IBP – Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis
ICL – Índice de Conteúdo Local
IDH – Índice de Desenvolvimento Humano
IND P&G – Indústria de Petróleo e Gás Natural
INI – Section for Industry Affairs
IOC – International Oil Companies
IP – Industrial Policy
IPR – Intellectual Property Rights
LC – Local Content
M% – multa
MCIT – Ministério de Ciência e Tecnologia e Inovação
MDIC – Ministério de Desenvolvimento da Indústria e Comércio
MF – Ministério da Fazenda
MME – Ministério de Minas e Energia
MPE – Ministry of Petroleum and Energy
NC – Norwegian Contractors
NCE – Norwegian Centre of Expertise
NCS – Norwegian Continental Shelf
NOC – National Oil Company
NOCO – Norwegian Oil Consortium
NPC – Norwegian Petroleum Consultants
NPD – Norwegian Petroleum Directorate
NR% – percentual de conteúdo Local não realizado
O&G – Oil and Gas
OIS – Oil Industry Services ou Offshore Industries Services
OMC – Organização Mundial do Comércio
ONIP – Organização Nacional da Indústria do Petróleo
P&D – Pesquisa e Desenvolvimento
P&G – Petróleo e Gás
PBM – Plano Brasil Maior
PDP – Política de Desenvolvimento Produtivo
PE – Participação Especial
PEM – Programa Exploratório Mínimo
PGS – Petroleum Geo-Services
PI – Política Industrial
PIB – Produto Interno Bruto
Planseq Naval – Plano Setorial de Qualificação Naval
PNQP – Plano Nacional de Qualificação Profissional
PPSA – Pré-Sal Petróleo.
Prointer P&G – Programa de Internacionalização de Pequenas e Médias Empresas
Brasileiras Fornecedoras do Setor de Petróleo, Gás e Energia
Prominp – Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás
Natural
R&D – Research and Development
RCN – Research Council of Norway
RICINO – Rede de Inovação para a Competitividade da Indústria Naval e
Offshore
SDFI – State's Direct Financial Interest
SEAE – Secretaria de Acompanhamento Econômico
SEBRAE – Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas
SINAVAL – Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e
Offshore
SOBEMA – Sociedade Brasileira de Engenharia Naval
TM – Transporte Marítimo
WTO – World Trade Organization
SUMÁRIO
1 INTRODUÇÃO ........................................................................................................................ 20!
2 THEORETICAL REVIEW OF INDUSTRIAL POLICY (IP) ............................................ 30!
2.1 Introduction ........................................................................................................................... 30!
2.2 Definition of Industrial Policy .............................................................................................. 31!
2.3 Historical Perspective of Industrial Policy .......................................................................... 32!
2.4 Other Issues Relevant to Industrial Policy .......................................................................... 39!
2.5 The Main Approaches of Industrial Policies ....................................................................... 47!
2.5.1 The Orthodox or Neoclassical view of IP ............................................................................ 47!
2.5.2 The Evolutionist view of IP .................................................................................................. 51!
2.6 Conclusion .............................................................................................................................. 56!
2.7 References ............................................................................................................................... 57!
3 THE DEVELOPMENT OF THE UPSTREAM OIL & GAS SUPPLY CHAIN IN
NORWAY ..................................................................................................................................... 61!
3.1 Introduction ........................................................................................................................... 61!
3.2 Internal and External Environments of Norway at the Beginning of its Oil History ..... 63!
3.2.1 Socio-economic Scenario of Norway at the beginning of its Oil History ............................ 63!
3.2.2 The World Oil Industry Around the end of the 60s and at the beginning of the 70s ........... 67!
3.3 Policies, Main Actors, and the Development of the Norwegian Upstream Oil and Gas
(O&G) Supply Chain ................................................................................................................... 68!
3.4 Other Relevant Factors of the Development of the Norwegian Upstream O&G
Supply Chain: .............................................................................................................................. 99!
3.5 Conclusion ............................................................................................................................ 103!
3.6!!References ............................................................................................................................ 107!
4 A CADEIA PRODUTIVA DE PETRÓLEO E GÁS (P&G) NO BRASIL: LIÇÕES DE
POLÍTICAS INDUSTRIAIS NA NORUEGA ........................................................................ 113!
4.1 Introdução ............................................................................................................................ 113!
4.2 A Estrutura e o Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da Exploração e Produção
(E&P) de Petróleo e Gás (P&G) ............................................................................................... 116!
4.2.1 A Estrutura da Cadeia Produtiva da E&P ........................................................................... 116!
4.2.2 O Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P: ............................................................ 124!
4.3 A Cadeia Produtiva da E&P de P&G no Brasil ............................................................... 135!
4.3.1 Cenário Socioeconômico do Brasil nos anos recentes ....................................................... 136!
4.3.2 Cenário Geral da E&P de P&G no Brasil ........................................................................... 138!
4.3.3 Políticas Industriais e o Estágio Atual do Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P
de P&G no Brasil ......................................................................................................................... 145!
4.3.4 Outros Fatores Importantes para o Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P de
P&G no Brasil ............................................................................................................................. 196!
4.4 Lições ao Brasil da Experiência Norueguesa no Desenvolvimento da Cadeia
Produtiva de P&G ..................................................................................................................... 198!
4.5 Conclusão: ............................................................................................................................ 211!
4.6 Referências ........................................................................................................................... 217!
5 CONSIDERAÇÕES FINAIS ................................................................................................. 229!
REFERÊNCIAS ......................................................................................................................... 245!
20
1 INTRODUÇÃO
O objetivo geral desta tese é analisar as diferentes formas de Política Industrial (PI) na
Noruega e no Brasil para desenvolver a cadeia produtiva de Petróleo e Gás (P&G), com
ênfase em identificar lições e contribuições da experiência norueguesa. Os objetivos
específicos são: realizar revisão teórica sobre PI; compreender em detalhes as políticas
industriais implementadas na Noruega para desenvolver a cadeia produtiva de P&G, bem
como seus resultados; analisar as políticas industriais adotadas no Brasil para desenvolver a
cadeia produtiva do setor, bem como o seu estágio atual de desenvolvimento, buscando
identificar lições e contribuições do bem-sucedido caso norueguês.
As ideias de intervenção estatal na economia, ou a percepção de política industrial,
remontam ao período mercantilista, do século XVI ao século XVIII (ALTENBURG, 2011;
FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002). O envolvimento do Estado no processo de
industrialização ocorreu de forma pioneira no Reino Unido, antes, durante e depois da
Revolução Industrial, até cerca de 1860. Essas intervenções ocorreram por meio de, por
exemplo, proteções tarifárias seletivas e promoção de estrutura jurídica para o
desenvolvimento institucional (SHAFAEDDIN, 1998).
Alexander Hamilton e Friedrich List são considerados os primeiros defensores de
políticas e ações visando ao desenvolvimento Industrial, com seus trabalhos realizados nos
séculos XVIII e XIX, respectivamente. O objetivo era acelerar o processo de catching up para
que Estados Unidos e Alemanha atingissem o nível de desenvolvimento industrial do pioneiro
Reino Unido (FREEMAN, 1995; CIMOLI et al., 2009; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002;
COHEN, 2006; NAUDÉ, 2010; PERES; PRIMI, 2009; EVENS, 1995; ALTENBURG, 2011;
SHAFAEDDIN, 2000; WARWICK, 2013; CHANG, ANDREONI; KUAN, 2013).
A implementação e defesa de PI no mundo foi marcado historicamente por um
movimento pendular. Apesar de existirem defensores da liberalização do comércio e da não
intervenção estatal na economia e indústria, países seguem implementado PI. Entretanto,
alguns países não declararem explicitamente as políticas industriais que implementam ou
passaram a ter posição não intervencionista após terem atingido a fronteira tecnológica
internacional (FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002; NAUDÉ, 2010; WARWICK, 2013;
SHAFAEDDIN, 2000; ALTENBURG, 2011).
De fato, diferentes formas de PI têm sido implementadas atualmente em diversos
países para desenvolver competência industrial, mesmo após a existência da Organização
21
Mundial do Comércio (OMC) (NORDAS; VATNE; HEUM, 2003; TORDO; ANOUTI,
2013; MEDEIROS et al., 2015a, MEDEIROS, 2015a, 2015b). Um dos principais congressos
mundiais sobre um dos tipos de instrumentos de PI – a saber, o Conteúdo Local (CL) –
Global Local Content Summit, por exemplo, está na sua 12ª edição1. As políticas industriais,
em princípio, podem ser horizontais, atingindo todos os setores da economia, ou
verticais/setoriais, isto é, focadas em determinados setores. Alguns autores afirmam que são
raros os casos de políticas 100% horizontais (RODRIK, 2007; COHEN, 2006;
ALTENBURG, 2011).
Mesmo entre os defensores de PI, algumas questões importantes ainda persistem sem
consenso, tal como o nível de intervenção na economia, quais instrumentos devem ser
usados, bem como quanto à sua definição (NAUDÉ, 2010). Apesar de concordar-se com as
definições de PI apresentadas em Ferraz, Paula e Kupfer (2002), IEDI (2002) e Naudé
(2010), Warwick (2013, p. 16) resumem esse conceito de forma mais completa:
Industrial Policy is any type of intervention or government policy that attempts to
improve the business environment or to alter the structure of economic activity
toward sectors, technologies or tasks that are expected to offer better prospects for
economic growth or societal welfare than would occur in the absence of such
intervention2.
Apesar de existirem diversas correntes de pensamento sobre PI, desenvolver-se-á
neste trabalho as ideias das duas que se entende serem as principais nos dias atuais, tal como
Lall (2004), Nelson (1991), Peres e Primi (2009), e Shafaeddin (2006): a ortodoxa ou
neoclássica e a evolucionária ou evolucionista3. Ferraz, Paula e Kupfer (2002, p. 545)
condensam bem as ideias centrais dessas correntes:
A perspectiva ortodoxa coloca em questão as fronteiras da atuação do Estado e do
mercado na promoção de atividades econômicas. [...] Na perspectiva evolucionista
o foco está na competência dos agentes econômicos em promoverem inovações que
transformem o sistema produtivo.
1 Ver: <www.localcontentsummit.com/>. Acesso em: 27 jul. 2015.
2 O autor classifica sua definição como uma adaptação geral da definição de PI presente em: PACK, H.; SAGGI,
K. Is There a Case for Industrial Policy? A Critical Survey”. The World Bank Research Observer 21(2),
Fall: 267-297, 2006.
3 Por outro lado, outros autores desagregam as teorias sobre PI em três correntes tal como Ferraz, Paula e
Kupfer, (2002) que inclui além das mencionadas a desenvolvimentista. Já autores como Yoguel e Pereira
(2014) subdividem a visão evolucionista em três abordagens (“centered on population thinking model,
centered on the concept of national/sectoral innovation systems and those interested in the role of demand and
cumulative causation process”).
22
Como poderá ser observado ao longo do trabalho, acredita-se que PI são de fato
capazes de promover mudanças estruturais na economia, tal como apresentado na definição
do termo por Warwick (2013), acima, e ocorrido no setor de P&G na Noruega (RYGGVIK,
2013; Medeiros, 2015a), por exemplo. Isto é, a noção de vantagem comparativa de David
Ricardo não é imutável ou determinística, mas, como apontado por Hamilton e List, é um
“luxo” o qual é mais conveniente a países desenvolvidos aceitarem (CIMOLI; DOSI;
STIGLITZ, 2008; REINERT, 2009).
O governo brasileiro demonstra já estar usando como uma de suas referências na
construção das políticas para o setor de P&G o caso bem-sucedido da Noruega (ABDI, 2011).
Diversos países no mundo, desenvolvidos e em desenvolvimento, também têm se inspirado na
Noruega para a gestão da exploração e produção (E&P) de P&G (CCPA, 2013; LOCKE;
STRATEGIC CONCEPTS, 2004; HUNTER, 2010; WTI ADVISORS, 2013; TEKA, 2011;
UGANDA, 2011; AYINE, 2010; HEUM et al., 2003; UNCTAD, 2006; ROGNERUD, 2012).
A Noruega se destaca no desenvolvimento do setor de P&G por ter conseguido, em
pouco mais de 20 anos de políticas implementadas (1972-1994): fortalecer o seu
desenvolvimento socioeconômico4; evitar a desindustrialização associada à chamada “doença
holandesa”5; desenvolver operadoras6 nacionais (estatais e privadas); desenvolver a cadeia
produtiva do setor de P&G ampla e competitiva internacionalmente (as exportações dos
fornecedores do setor de P&G equivalem em torno de 15% das exportações do país,
excluindo petróleo e gás), incluindo a formação de clusters relacionados ao setor de P&G; e,
finalmente, tornar uma referência em inovação no setor de P&G (MEDEIROS, 2015a;
ENGEN, 2009; SASSON; BLOMGREN, 2011; RYGGVIK, 2013).
A dinâmica dos investimentos do setor de P&G no Brasil nos últimos anos chama
atenção7. Desde 2010 os investimentos anuais da Petrobras têm sido superiores a US$ 40
4 A Noruega ocupa a primeira posição no ranking de Índice de Desenvolvimento Humano (IDH), pelo menos
desde o ano 2000, mas em 1980 já ocupava a sexta posição (UNDP, 2015).
5 O termo “doença holandesa” foi designado para explicar o processo de desindustrialização que a Holanda
passou ao elevar a sua renda e ter o seu câmbio apreciado com a exportação de grandes volumes de gás nos
anos 60/70, após descobrir esse recurso natural no Mar do Norte (BRASIL, 2012).
6 As empresas de petróleo são normalmente referidas no setor como operadoras. Para explorar e produzir P&G
no Brasil, as empresas devem estar registradas na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) e são classificadas como concessionários. A Exploração e Produção (E&P) de
Petróleo e Gás (P&G) pode ser desenvolvida por apenas um concessionário ou em parceria com outros. Se os
concessionários, ou empresas de petróleo, controlam a E&P de um campo de P&G são chamados de
operadoras. Para facilitar a compreensão e seguindo a classificação normalmente utilizada no setor, utiliza-se
no texto a expressão “operadoras” como sinônimo de concessionários ou empresas de petróleo.
7 Cabe frisar que as pesquisas e análises presentes neste trabalho foram realizadas anteriormente à deflagração da
atual crise de corrupção do setor de P&G no Brasil, no final de 2014, intitulada “Operação Lava Jato”. Esta
crise, de consequências ainda desconhecidas e de difícil avaliação, deverá impactar negativamente o ritmo de
23
bilhões. Esse valor é quase dez vezes maior que os seus investimentos registrados no período
de 1997 a 2001 (PETROBRAS, [2013?]). Os investimentos são ainda maiores se
considerarmos as outras 88 empresas de petróleo (entre concessionários, operadores e
contratados)8 registrados na Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis –
ANP (2014) e aptos a E&P de P&G.
Segundo relatório do Banco Nacional de Desenvolvimento Sócio Econômico
(BNDES, 2014), os investimentos previstos para o setor de P&G no Brasil no período de
2015 a 2018 são de US$ 191.627.149.300,009. Esse valor estimado é superior em mais de
US$ 37 bilhões10 aos totais a serem investidos em todos os demais setores industriais
somados. O relatório ainda destaca que o setor de P&G aumentou seu peso na Formação
Bruta de Capital Fixo (FBCF), de 3,5%, em 2000, para 10%, em 2013, e que a perspectiva é
de aumento para os próximos anos (BNDES, 2014, p. 139).
A entrada de outras operadoras no Brasil, além da Petrobras, só foi possível após a
quebra do monopólio da E&P de P&G no Brasil em 1997, com a lei n° 9.478 (BRASIL,
1997), conhecida como a lei do petróleo. Essa alteração no marco regulatório do setor
também criou a ANP, responsável por fiscalizar a atividade e licitar os campos exploratórios
investimentos do setor no Brasil e, consequentemente, o desenvolvimento da cadeia produtiva. Soma-se a este
cenário negativo a crise mundial do setor de P&G, com o preço baixo do barril do petróleo. Portanto, entende-
se que novas análises sobre as políticas para desenvolver o setor devam ser refeitas, uma vez passadas as crises
e/ou seus impactos melhor compreendidos.
8 As empresas de petróleo no Brasil tem diferentes denominações, dependendo das atividades que exercem e do
regime e ou tipo de contrato assinado com as autoridades. Concessionário é definido como: “Empresa [ou
consórcio de empresas] constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil, com a qual a
ANP [Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis] celebra contrato de concessão para
exploração e produção de petróleo ou gás natural em bacia sedimentar localizada no território nacional (ANP,
2014c)”. Operador da concessão, ou apenas operador ou operadora, como normalmente utilizado no mercado,
é definido como: “Empresa legalmente designada pelo concessionário para conduzir e executar todas as
operações e atividades na área de concessão, de acordo com o estabelecido no contrato de concessão celebrado
entre o órgão regulador da indústria do petróleo e o concessionário (ANP, 2014c).” Assim, os concessionários
não operadores, em geral, entram com investimento/capital num consórcio e são remunerados conforme suas
respectivas parcelas de participação nos resultados, sem executar atividades diretas relacionadas a exploração e
produção de P&G. No regime/contrato de Cessão Onerosa, de exclusividade da Petrobras, e a ser explicado
posteriormente, a Petrobras é a operadora e referida como “cessionária”, uma vez que assina contrato de cessão
(BRASIL, 2010a). No regime de Partilha de Produção, e também a ser explicado posterioremente, as empresas
que assinam contrato junto com a Petrobras (operadora única definido por lei) para exploração e produção
(E&P) P&G, são chamadas de “Contratados” (ANP, [2014,a]). Para facilitar a compreensão e seguindo a
classificação normalmente utilizada no setor no Brasil, utiliza-se neste trabalho a expressão “operadora” ou
“operador” como sinônimo de concessionário ou empresa de petróleo e ou de “contratados”, conforme
explicado acima. Caso necessário, maior explicação será dada no texto.
9 R$ 509 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
10 R$ 100 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
24
de P&G por meio de rodadas de licitações. Concomitante à alteração do marco regulatório,
também foi implantada no país uma política de Conteúdo Local (CL) para o setor.
Desde a 1ª rodada 1 em 1999, o conceito de CL foi aplicado pela ANP, através da
cláusula de conteúdo local presente nos contratos de concessão de E&P. Segundo esta
cláusula, os fornecedores brasileiros devem ter a preferência assegurada de contratação pelas
concessionárias, sempre que suas ofertas tiverem equivalência em condições de preço, prazo e
qualidade às de outros fornecedores convidados a apresentar propostas (ANP, 2015a). Espera-
se como resultado da aplicação da cláusula a impulsão ao desenvolvimento tecnológico,
capacitação de recursos humanos e geração de emprego e renda no segmento de E&P de P&G
(ANP, 2015a).
Assim, as operadoras se comprometem a cumprir determinado índice de CL ao
disputarem campos exploratórios nas rodadas de licitações, e são passíveis de multa caso não
atinjam o percentual acordado em contrato. Os mecanismos para estimular o desenvolvimento
da cadeia produtiva de P&G, incluindo a definição de subsegmentos estimulados, e as formas
de mensurar o CL vêm evoluindo, como será visto na seção 4. Os contratos para E&P de
P&G entre a ANP e as operadoras também incluem cláusula de Pesquisa e Desenvolvimento
(P&D), visando a estimular o desenvolvimento tecnológico do setor. Apenas em decorrência
dessa cláusula de P&D mais de R$ 10 bilhões já foram gerados para este fim, desde 1998
(ANP, 2015b).
Apesar de não ter como foco o desenvolvimento do setor de P&G, a Política
Industrial, Tecnológica e de Comércio Exterior do Governo Federal (PITCE), lançada em
2003, marcou o retorno da PI para a agenda de desenvolvimento do Brasil. A política foi
acompanhada da criação da Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI),
responsável pela implementação e coordenação da PITCE (PERES; PRIMI, 2009).
As políticas industriais multissetoriais implementadas no país, na sequência da PITCE
e a partir de 2008, como a Política de Desenvolvimento Produtivo - PDP (BRASIL. MDIC,
[2011?]) e o Plano Brasil Maior – PBM (BRASIL, 2015), tiveram ações que reforçam a
política para o desenvolvimento do setor de P&G. Ações específicas para estimular a
internacionalização e o desenvolvimento tecnológico das empresas do setor de P&G também
foram implementadas no Brasil.
De fato, o setor de P&G no Brasil tem progredido desde a quebra do monopólio, em
1997. Alguns indicativos desse progresso são: o aumento do número de fornecedores
instalados no país; a retomada da industrial naval; o aumento do número de profissionais
25
empregados no setor; a instalação de centros de P&D de importantes operadoras e de
empresas do setor (fornecedores) de classe mundial; e parcerias internacionais formadas com
estaleiros e empresas nacionais da cadeia produtiva do setor de P&G em geral. Por outro lado,
ainda existem desafios relevantes a serem superados, em especial quanto a sobrecustos e
atrasos na construção de plataformas, navios, sondas de perfuração, e outros grandes
equipamentos, como módulos. Os recursos expressivos aplicados na geração de P&D no setor
de P&G também não vêm tendo os resultados esperados em termos de geração de tecnologias
e inovação na cadeia produtiva, como será visto adiante.
Parte dos altos investimentos realizados atualmente no setor no Brasil está relacionada
ao Desenvolvimento da Produção (DP) das reservas gigantescas de P&G encontradas na
camada do Pré-Sal11 em 2006. A descoberta das reservas de P&G no Pré-Sal colocou o Brasil
em novo patamar no cenário mundial do setor e potencializou as oportunidades das políticas
industriais desenvolverem esta cadeia produtiva ampla e competitiva internacionalmente.
Por outro lado, políticas industriais não podem ser ipsis litteris copiadas de outros
países, como no caso citado da Noruega. Outras questões têm de ser observadas no processo
de aderência ao país em questão, levando em consideração, por exemplo, o contexto mundial
e as diferenças nas características socioeconômicas entre as nações (MEDEIROS, 2015b; AL-
KASIM, 2006).
Neste contexto, o problema de pesquisa a ser a estudado é: como aprimorar as
Políticas Industriais implementadas no Brasil para desenvolver a cadeia produtiva de P&G, a
partir da análise da experiência norueguesa?
Para desenvolver o problema de pesquisa proposto e os objetivos da tese, entende-se
ser importante responder nesse trabalho as seguintes questões, divididas em três blocos:
a) qual a definição de PI? em que contexto surgem as ideias de PI e como evoluíram
ao longo do tempo? qual é a concepção de política industrial mais adequada para
promover mudanças estruturais na economia?;
11 Segundo Petrobras (2015) o termo Pré-sal refere-se a: “ [...] a um conjunto de rochas localizadas nas porções
marinhas de grande parte do litoral brasileiro, com potencial para a geração e acúmulo de petróleo.
Convencionou-se chamar de pré-sal porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma
extensa camada de sal, que em certas áreas da costa atinge espessuras de até 2.000 metros. O termo pré é
utilizado porque, ao longo do tempo, essas rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A
profundidade total dessas rochas, que é a distância entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo
abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil metros.
As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal
localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontrou grandes volumes de óleo
leve. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API,
baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de
mercado.”
26
b) por que a Noruega é uma referência mundial na gestão da Exploração e Produção
(E&P) de P&G? quais foram os pontos centrais das políticas industriais
implementadas na Noruega para desenvolver o setor de P&G? existem outros
fatores, além das políticas industriais, que possam ter contribuído para o sucesso
norueguês no desenvolvimento do setor de P&G, em especial desta cadeia
produtiva?;
c) como a cadeia produtiva do setor de P&G se desenvolveu no Mundo? como a
cadeia produtiva de P&G no Brasil está estruturada? quais foram as principais
políticas industriais implementadas no Brasil para desenvolver a cadeia produtiva
do setor P&G desde a quebra do monopólio do setor, em 1997, até 2014? qual é o
estágio atual de desenvolvimento da cadeia produtiva deste setor no Brasil? quais
são as lições e contribuições ao Brasil do caso norueguês no desenvolvimento da
indústria de P&G, em especial no que se refere à construção da cadeia produtiva
deste setor? quais são os fatores internos e externos importantes que devem ser
avaliados no desenvolvimento das políticas industriais para desenvolver o setor de
P&G no Brasil, ao tentar adaptar lições do caso norueguês?.
Para atender aos objetivos geral e específicos deste trabalho e responder às questões
propostas, a tese foi estruturada em três ensaios da seguinte maneira: o primeiro ensaio faz a
revisão teórica sobre PI; o segundo analisa o desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G na
Noruega; e o terceiro avalia as lições e contribuições ao Brasil das políticas industriais
implementas na Noruega de forma a desenvolver a cadeia produtiva de P&G. Pretende-se,
assim, contribuir para a literatura sobre PI, em especial voltada ao desenvolvimento da cadeia
produtiva de P&G no Brasil, avançando no conhecimento sobre instrumentos de políticas
implementados, resultados alcançados e possibilidades de melhorias.
A metodologia de pesquisa adotada neste trabalho foi:
a) ensaio 1: pesquisa com abordagem qualitativa, de natureza bibliográfica,
descritiva e aplicada, objetivando produzir conhecimento para aplicação prática de
políticas industriais, capazes de promover mudanças estruturais na economia e
melhoria dos seus resultados. Para tanto foi realizado extensa pesquisa
bibliográfica sobre o tema no mundo, buscando-se basear nos escritos teóricos dos
principais autores sobre a corrente de pensamento principal a ser seguida, a
evolucionária, fazendo contra ponto com a visão ortodoxa de política industrial.
27
Seguindo a orientação teórica adotada, foram selecionados e analisados
documentos mais focados em elementos centrais na formulação e implementação
de Política Industrial.;
b) ensaio 2: pesquisa com abordagem qualitativa, de natureza histórica, descritiva e
aplicada, com enfoque exploratório, objetivando a coleta e análise de dados brutos
(ou primários) sobre a aplicação de políticas industriais para desenvolver a cadeia
produtiva de P&G da Noruega e seus resultados. Os procedimentos adotados
foram: a) extensa pesquisa bibliográfica e documental in loco na Noruega,
incluindo os sistemas de informações disponíveis na Universidade de Stavanger,
como o portal onepetro, prospecções nas bibliotecas da cidade de Stavanger
(universidade, municipal e do museu do petróleo), na biblioteca nacional e no
Parlamento norueguês, ambos na capital Oslo, além de diversos organismos
governamentais, como Arquivos Nacionais da Noruega, Agência Nacional de
Petróleo Norueguesa (Norwegian Petroleum Directorate - NPD) e Arquivos
Estatísticos da Noruega (Statistic Norway - SSB). Também foram obtidos
importantes documentos oficiais e privados de difícil acesso por meio de
solicitação direta a pesquisadores e professores do tema estudado com quem
interagiu-se e entrevistados; b) entrevistas semiestruturadas, não estruturadas e
consultas, com 39 profissionais, na maioria em alto nível hierárquico, aposentados
e na ativa de empresas centrais da indústria de P&G (operadoras, empresas de
serviço e subfornecedores locais e estrangeiras), de organismos governamentais
relacionados diretamente e indiretamente a indústria de P&G (regionalmente e
nacionalmente), de organizações industriais patronais, instituições e empresas de
treinamento, sindicatos de trabalhadores, institutos de pesquisa e desenvolvimento
(P&D), parques tecnológicos e aceleradoras. Entretanto, parte dos profissionais
entrevistados não confirmou a autorização para uso do seu conteúdo,
provavelmente temendo possíveis constrangimentos por ainda estarem na ativa.
Desta maneira, quando não foi possível a divulgação das informações, preservou-
se a identidade dos entrevistados e usou-se o conteúdo para auxiliar na
compreensão do tema estudado. Para não perder a riqueza das informações mais
importantes obtidas através das entrevistas, foi feito grande esforço para buscar
evidências empíricas e registros dos fatos relatados por outras vias. As perguntas
das entrevistas foram elaboradas tomando por base conhecimento prévio dos
28
problemas no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no Brasil, de forma a
facilitar trabalho posterior de identificar lições da experiência norueguesa. De
todo modo, os entrevistados foram incentivados a destacar outros pontos que
julgassem importantes ao desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G na
Noruega e que não tivessem sido tratados nas perguntas. Alguns entrevistados
seniores e de nível hierárquico mais alto sugeriram que a entrevista fosse não
estruturada, permitindo assim que falassem livremente sobre o tema e de forma a
otimizar o tempo. Percepções do desenvolvimento industrial na Noruega também
pôde ser obtida por meio de participação em seminários e workshops do setor de
P&G ocorridos na Noruega.
c) ensaio 3: pesquisa com abordagem qualitativa, de natureza histórica, descritiva e
aplicada, com enfoque exploratório, objetivando a coleta e análise de dados brutos
(ou primários) sobre a aplicação de políticas industriais para desenvolver a cadeia
produtiva de petróleo e gás no Brasil e seus resultados, para posterior comparação
com a experiência norueguesa. Os procedimentos adotados foram: a) extensa
pesquisa bibliográfica e documental no Brasil. Também obteve-se documentos
oficiais e privados e informações por meio de solicitação direta a pesquisadores
do tema no Brasil, profissionais que atuam na indústria de Petróleo e organizações
governamentais como o Instituto Brasileiro de Geografia Estatística (IBGE) e por
profissionais que atuam neste setor em outros países, sobretudo Reino Unido, para
a parte de estrutura da cadeia produtiva de P&G, por meio do grupo no Linkedin
intitulado “Petroleum Economist”; b) consultas com diversos profissionais do
setor para auxiliar na compreensão de assuntos complexos analisados, tentar
confirmar informações sobre ações e projetos que aparentemente haviam sido
encerrados sem um fim declarado e público, avaliar se constatações mais fortes da
tese encontravam embasamento, além de sanar dúvidas sobre regulamentos e
normas técnicas do setor; c) análise das políticas industriais para desenvolver a
cadeia produtiva de P&G na Noruega, baseando-se no primeiro e segundo ensaio,
buscando identificar lições ao Brasil.
O primeiro e segundo ensaio foram escritos em inglês de forma a permitir melhor
participação do coorientador norueguês. Optou-se por redigir o terceiro ensaio em português,
pensando em ter maior acesso por parte dos policy makers no Brasil. A pesquisa
29
desenvolvida, por meio da estrutura proposta e metodologia adotada, permitiu identificar,
levantar e discutir diversos pontos pouco explorados e ou inovadores no tema estudado, como
poderá ser visto ao longo do trabalho e nas conclusões.
30
2 THEORETICAL REVIEW OF INDUSTRIAL POLICY (IP)
This essay aims to make a theoretical review of IP, defining its concept, highlighting
its historical perspective and other relevant issues related to IP, and also presenting its main
approaches.
2.1 Introduction
The ideas of state intervention in the economy go back to the age of mercantilism,
from the 16th to the 18th century (ALTENBURG, 2011; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002).
State involvement in the industrialization process is considered to have begun with the
pioneer, Great Britain (SHAFAEDDIN, 1998). Alexander Hamilton and Friedrich List stand
out among the first defenders of policies and actions focusing on industrial development, with
their work in the 18th and 19th centuries, respectively, to accelerate the process of catching up
with the United States and Germany, reaching the level of industrial development shown by
the former (CIMOLI et al., 2009; CHANG; ANDREONI; KUAN, 2013; FERRAZ; PAULA;
KUPFER, 2002; COHEN, 2006; NAUDÉ, 2010; PERES; PRIMI, 2009; EVENS, 1995;
ALTENBURG, 2011; SHAFAEDDIN, 2000; WARWICK, 2013; LALL, 2004).
The implementation and defence of state intervention in the economy, or the
perception of IP, has been marked by a pendulous movement in the course of history.
Although there have been defenders of liberalization of trade and non-state intervention in the
economy/industry, many countries have at one time or another implemented IP. Moreover,
some countries, that did not explicitly declare the use of IP, defended trade liberalization only
after reaching the technological international frontier (NAUDÉ, 2010; WARWICK, 2013;
SHAFAEDDIN, 1998, 2000; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002; ALTENBURG, 2011;
CHANG, ANDREONI; KUAN, 2013).
Indeed, it still seems to be being implemented nowadays in several countries to
develop local industries competence, such as in the O&G sector, even after the creation of the
World Trade Organization (WTO) (NORDAS; VATNE; HEUM, 2003; TORDO; ANOUTI,
2013, MEDEIROS, 2015).
With this background, the purpose of the present article is to review and discuss the
main theoretical fundaments and practical aspects of IP for a better understanding of its
essential development historically. The article is structured as follows: definition of IP,
31
historical perspective of IP, other relevant aspects of IP, the main IP approaches, and, finally,
the conclusions.
2.2 Definition of Industrial Policy
Even among the defenders of IP there are still important issues lacking consensus,
such as the level of intervention in the economy, which instruments should be used12, and
even the exact definition of the term (NAUDÉ, 2010; WARWICK, 2013). In this respect, we
present some basic points about IP and some views on its definition, pointing out those, which
we consider the most appropriate. We believe that it is important to keep in mind a basic
understanding of the definition of IP before starting the discussion of the different instruments
and approaches involved.
FERRAZ, PAULA and KUPFER (2002, p. 545) point out that: “The different currents
are associated with different analytical and normative positions”. In this context, they
underline that discussion can often become bogged down in ideological considerations at the
expense of economic reasoning, creating impediments to its correct understanding (FERRAZ;
PAULA; KUPFER, 2002).
Thus, objectively, they define the aim of industrial policy as:
[...] the promotion of productive activity towards higher stages of development to
those existing in a given national space. From a conceptual standpoint, industrial
policy should be understood as a set of incentives and regulations related to public
actions that may affect the allocation inter and intra-industry resource, influencing
the production structure and property, the conduct and performance of economic
agents in a given national space (FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 545)13.
This definition of IP corresponds to the one presented in IEDI (2002, p. 3):
Industrial policy is a coordinated set of actions, involving the public and private
sectors in order to increase the competitiveness of the industry. The ultimate goal is
to boost economic growth and employment in the industrial sector. Thus, industrial
policy is a component of a strategy to strengthen the industry and part of an
indispensable policy of development. Promotion of competitiveness is the focus of
industrial policy currently practised in the developed world and countries that seek
to promote their development14.
12 These issues will be developed later on.
13 Our translation.
14 Our translation.
32
Naudé (2010, p. 3) points out that in defining IP some authors state that it should focus
on developing a specific sector while others believe that it should be more horizontal15. Naudé
(2010, p. 4) does not specify sectoral perspective in his definition of IP: “[…] the process
whereby governments aim to deliberately affect the structural characteristics of their
economies”, thereby fostering structural change. On the other hand, authors such as Cohen
(2006, p. 85) state that IP in the strict sense is a sectoral or vertical policy.
We agree with the above definitions, but we believe that the one proposed in Warwick
(2013, p. 16) is more complete:
Industrial Policy is any type of intervention or government policy that attempts to
improve the business environment or to alter the structure of economic activity
toward sectors, technologies or tasks that are expected to offer better prospects for
economic growth or societal welfare than would occur in the absence of such
intervention16.
Lastly, we also endorse a broad definition of IP by Di Maio (2009, p. 107), which does
not refute the former and already specifies some of the many forms of implementation: “[…]
i) innovation and technology policies; ii) education and skill formation policies; iii) trade
policies; iv) targeted industrial support measures; v) sectoral competitiveness policies; vi)
competition-regulation policies”.
2.3 Historical Perspective of Industrial Policy
Historically, the idea of state intervention in the market varies greatly, with a
pendulous movement (NAUDÉ, 2010; WARWICK, 2013; ALTENBURG, 2011; FERRAZ;
PAULA; KUPFER, 2002). Discussion on state intervention in trade and industry, or the
perception of industrial policy, dates back to the age of mercantilism, from the 16th to the 18th
century (ALTENBURG, 2011, p. 10; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 546).
The infant industry argument is largely based on the works of Alexander Hamilton17
and Friedrich List18 in the USA and Germany in the 18th and 19th century, respectively19
15 Lall (2004), Khan and Blankenburg (2008), and Dahlman (2008), for example, define IP as being targeted to
specific sectors. The question of vertical and horizontal policies will be developed later on.
16 The author classifies his definition as general adaptation of the definition of IP presented in “PACK, H.;
SAGGI, K. Is There a Case for Industrial Policy? A Critical Survey. The World Bank Research Observer
21(2), Fall: 267-297, 2006.
17 HAMILTON, A. Report on Manufactures to the House of Representatives, 1791.
18 LIST, F. The National System of Political Economy, English edition, Longman, London, 1841.
33
(SHAFAEDDIN, 2000; CIMOLI et al., 2009). Cohen (2006), Chang, Andreoni and Kuan
(2013), and Altenburg (2011) point out that the foundations of IP go back to Hamilton and
List. In this sense, they could be considered pioneers in the development of the concept that
offered the basis for IP.
These first concepts of IP or infant industry argument were developed in the USA and
in the major European countries, aiming to catch up with Great Britain in industrial
development (SHAFAEDDIN, 2000; FREEMAN, 1995; CIMOLI et al., 2009;
ALTENBURG, 2011; LALL, 2004; PERES; PRIMI, 2009). Later on, other authors such as
Alexander Gerschenkron and Albert Hirschman may be seen to have developed the essential
outlines better (CIMOLI et al., 2009; COHEN, 2006; NAUDÉ, 2010; PERES; PRIMI, 2009;
EVENS, 1995; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002; ALTENBURG, 2011; SHAFAEDDIN,
2000).
On the other hand, the concept of economic liberalism, which is the basis for non-
intervention in the economy, came from Adam Smith’s notion of invisible hand of the market,
spreading resources efficiently (FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 546). According to
List (1885) Smith´s idea was pertinent at that time, as England already had an extremely
strong, diversified and developed industry; thus, a free market worldwide would be most
beneficial. In this respect, Shafaeddin (1998, p. 5) points out that Great Britain only started
the process of liberalization after two centuries of protection, and did so gradually over a
period of almost 30 years20. The author also states that in the early 20th century Great Britain
again began to propose and implement some protective measures for selected industries
(SHAFAEDDIN, 1998, p. 5).
Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008a), when comparing List with Ricardo, state that
Reinert (2009) recalls the existence of a split view of development, going back to the origins
of modern political economy: a view based on Ricardo’s ideas of “revealed comparative
advantage” that a country inherits from its past and another, beyond even Hamilton and List,
holding that accepts comparative advantage is a luxury that only technologically highly
developed countries and market leaders can afford. In this respect, they argue that: “[…] the
productive forces of a country can and must be purposefully constructed […] (CIMOLI;
DOSI; STIGLITZ, 2008a, p. 3)”. Thus, this view corresponds to the definition of IP, supplied
19 According to Shafaeddin (2000, p. 4) List was strongly influenced by Hamilton, after having lived in USA
between 1825 and 1830.
20 In sum, the author stresses that the Government actively promoted Industrial Revolution (SHAFAEDDIN,
2000, p. 8).
34
above, that government actions and policies can alter the structural characteristics of the
economy. While on this issue, it is worth quoting the following passage in Reinert (2009, p.
13):
Through the early decades of the nineteenth century, England was the only country
with a comparative advantage in manufacturing, and it was fairly obvious that it
used Ricardo’s logic in an attempt to prevent other countries from industrializing.
[…] Today’s wealthy nations followed England into industrialization, against the
recommendations of Ricardo’s trade theory, because they did not wish to be at the
bottom of the world’s economic hierarchy as hewers of wood and drawers of
water21.
During the reconstruction phase of Japan and Europe, after the Second World War, the
debate on IP waxed intense, also prompted by the independence movement of colonies in
Africa, Asia and Latin America – LA (GERSCHENKRON, 195222; HIRSCHMAN, 195823;
NURKSE, 195224; ROSENSTEIN-RODAN, 194325; SCITOVSKY, 195426 apud NAUDÉ,
2010, p. 10). Reinert (2009, p. 22) points out that The Marshall Plan (1947) in fact embodied
the development policies that enabled the rebirth of industrial states in modern Europe.
Similar economic development policies were implemented over the following decades, after
the Korean war, in Asia (REINERT, 2009). According to Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p.
546), this pro-strong-state intervention trend came under different ideological guises, such as
Keynesianism or Marxism-Leninism.
While the movement against state intervention in the economy developed further in
the 1970s, the ideology waxed stronger in the 1980s, consolidated under the pillars of the
Washington Consensus and thriving up to the 1990s. This moment inaugurated a call to
withdraw participation of the state in the economy, with a tendency towards liberation of
trade and privatization, being called, especially in LA, as competitiveness policy or
productivity-enhancing strategies (NAUDÉ, 2010, p. 10; PERES; PRIMI, 2009, p. 33;
CIMOLI, DOSI, STIGLITZ, 2008a, p. 2).
21 This quote makes a reference to part of the bible which talks about servitude.
22 Gerschenkron, A. Economic Backwardness in Historical Perspective: A Book of Essays. Cambridge:
Harvard University Press, 1962.
23 Hirschman, A. O. The Strategy of Economic Development. New Haven: Yale University Press, 1958.
24 Nurkse, R. Growth in Underdeveloped Countries. American Economic Review, Pittsburgh, v. 42, p. 571-583,
1952.
25 Rosenstein-Rodan, P. Problems of Industrialization of Eastern and South-eastern Europe. Economic Journal,
v. 53, p. 202-211, 1943.
26 Scitovsky, T. Two Concepts of External Economies. Journal of Political Economy, Chicago, v. 62, n. 2, p.
143-151, apr. 1954.
35
For Ferraz; Paula and Kupfer (2002, p. 546), in this period the state played a role more
related to maintenance of macroeconomic stability and liberalization of markets, thus
abandoning IP. The authors also point out that in the developing countries these movements
also followed a pendulum movement throughout the 20th century, starting with the policies to
substitute importation with a posterior liberalism policy of the Washington Consensus
(FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002). Generally speaking, resurgence of IP at a stronger
level came about in the early years of this century and is still underway (NAUDÉ, 2010).
According to Shafaeddin (2006, p. 25), all the countries that managed to become
industrialized had infant industry protection, with the exception of Hong Kong (province of
China), and in all the successful cases the Government implemented horizontal and vertical
policies27. Thus, Shafaeddin (2006, p. 31) argued that infant industry support is unavoidable.
Others are also very emphatic on this issue, such as Nester28 (1997 apud COHEN, 2006, p.
87): “Every nation has industrial policy whether they are comprehensive or fragmented, or
whether officials admit the practice or not”.
In this context, Naudé (2010), underlines that now even many of the earlier opponents
of IP, such as the World Bank and EU, started to admit greater use of IP, even though in a
“soft way”, and the question became more about “how” rather than “why” IP is important.
However, he also highlights that there are authors that considerer some recent international
crises, such as the ones in 1997/98 and in 2008, as having being a consequence of failures in
IP.
In this context, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 548) present three findings
regarding the current situation that theoretically reinforce the argument for state intervention,
showing that the polarization of the debate between Market vs. State makes no sense: a)
economists were forced to add public institutions on to the models of economic development,
after the success shown by Asian development in the 1980s29; b) “New Growth Theory”
formalized the importance of technical progress and learning as a source of efficiency in
increasing returns to scale related to technical progress, thus opening up room for state
intervention; c) the restrictions to the functioning of the market where the state act started to
be discussed: “[…] the existence of limited rationality, of imperfect information and of
27 This issue will be developed ahead.
28 Nester, W. American industrial policy: Free or managed markets?. London: Macmillan Press, 1997.
29 Lall (2004) also emphasizes this issue.
36
manifold interests, which implies the need for greater efforts to understand and improve the
quality of public action.30”
They also state that these findings bear out the thinking of political scientists, to the
effect that states have a historical responsibility in the process of economic transformation of
societies (FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 548). We highlight a passage in Peter Evans
(1995, p. 10), which the authors quote and also correspond to Naudé (2010):
Sterile debates about “how much” states intervene have to be replaced with
arguments about different kinds of involvement and their effects. […] In the
contemporary world, withdrawal and involvement are not the alternatives. State
involvement is a given. The appropriate question is not “how much” but “what
kind.”
Also in this respect, Shafaeddin (2006, p. 36, our emphasis) points out:
[…] it is a fallacy that there is no, or limited, role for government in the process of
industrialization. Some government intervention is required to compensate for
market deficiencies and inadequacies, to build up and upgrade production capacity,
whether or not for export, to create markets, to establish complementary “non-price
factors” and to correct market failure.
[…] In other words, the question is not “market or government”: it is to what
extent the government should intervene, in what form; and how the efficiency
of the government intervention could be improved to minimize government and
market failures. Nevertheless, unnecessary, rigid and prolonged government
intervention in the economy should be avoided; the government should not replace
the market when it operates well.
Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 548) recall that this type of viewpoint reinstates the
contribution of classics like List and Gerschenkron. Beginning with the historical analyses of
industrialization of European nations, they showed the central role of the state as an agent for
industrial development. Thus, according to Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 548), List
considered that: “[...] the possession of the ability to increase the national wealth was more
important than wealth itself, as advocated by Adam Smith31”. Therefore, they point out that:
In conditions of relative backwardness, it was up to national states - in his case, the
German – to undertake efforts to increase the quantity and quality of human capital
and access to the best technology available, which would require long term active
industrial policies, through a combination of protection mechanisms and incentives,
especially import tariffs and long-term credit on favourable terms (FERRAZ;
PAULA; KUPFER, 2002, p. 549)32.
30 Our translation.
31 Our translation.
32 Our translation.
37
The authors also underline that for List, protection or commercial liberalization would
merely be means to certain ends, in the interest of developing the productive sector. The
effective policy to be implemented would depend, mainly, on the level of development of the
country as compared to the international leaders (FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 549). Lall
(2004, p. 11) points out that the cost and duration of IP would depend on the level of
backwardness of the economy and on the complexity and scale of technologies.
In this direction Haque (2007, p. 5), states that each country should find the industrial
policies that better fit it, based neither on such extremes as the absence of the state, as
defended by the Washington Consensus, nor on the central planning of economic activities or
high levels of protection. The author also emphasize that policies adopted decades ago cannot
simply be reproduced because the world context has changed so much, for the countries as
well as for the companies. Notwithstanding, it should be noted that there is no consensus
among the economists on the desired level of intervention of the state in the productive
activities of a country (PERES; PRIME, 2009, p. 19).
In this vein, Haque (2007, p. 5) points that the World Trade Organization (WTO) is
increasingly intervening in industrial policies, calling for general reduction of commercial
barriers, forbidding quantitative restrictions and subsides to exportation, with some exceptions
for the less developed countries. Nelson (2007) and Lall (2004) warn that nowadays the scope
of actions to support infant industry is becoming narrow due to WTO agreements. Haque
(2007, p. 6) emphasizes that the process of progressive industrialization, which gradually
lowers the level of protection as industry becomes internationally competitive, can be
classified in the WTO as “Special and Differential Treatment (SDT)”. Notwithstanding,
Shafaeddin (2006, p. 14) points out that developed countries are not taking SDT seriously as
it is not legally binding, but only voluntary.
On the other hand, Shafaeddin (2006, p. 13) points out that for Amsden (200133,
200534) and Rodrik (2004) the amount of external restriction by the WTO has been
exaggerated, and there is in fact room for IP. Srinivas (2009, p. 11), concurring with this
view, believes that the least developed countries have under-utilized important instruments
which could help produce structural changes and diversification, and argues that the WTO’s
33 AMSDEN, A. H. The Rise of ‘the Rest’: Challenges to the West from Late Industrializing Economies.
Oxford: Oxford University Press, 2001.
34 AMSDEN, A. H. Promoting Industry under WTO Law. In: GALLAGHER, K. P. (Ed.) Putting Development
First. London and New York: Zed Books, p. 216-232, 2005.
38
“bark” is worse than its real “bite”. Shafaeddin (2006, p. 13) also argues that: “The whole
philosophy behind WTO rules needs to be changed as it suffers from contradictions and
double standards detrimental to developing countries.”
Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008b, p. 11) believe that, even though changes would be
welcome, there is still substantial room for IP as, historically, WTO agreements have proved
full of loopholes and spaces for exceptions, generally introduced by representatives from the
developed countries, at their own special interest: “[…] ranging from dubiously defined
‘antidumping measures’ to national safety and security considerations.” The authors also
stress that although the developed countries including the US, EU and Japan have generally
been quick to exploit these gaps, the developing countries rarely do, because of being: “[…]
overwhelmed by the power of the money, the political clout, the lawyers’ sophistication, the
power of blackmail by stronger States” (CIMOLI; DOSI; STIGLITZ, 2008b, p. 11). They
also cite successful examples in the developing countries that should be better studied,
improved and repeated more often, such as the Brazilian negotiation with the big Pharma
companies on the manufacturing and distribution of retroviral medicines (CIMOLI; DOSI;
STIGLITZ, 2008b, p. 11).
The case made by Srinivas (2009) and Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008b) seems to
make sense as, for instance, the Annual Global Local Content Summit is in its 10th edition35
and local content policies are being implemented in several countries around the world
(NORDAS; VATNE; HEUM, 2003; TORDO; ANOUTI, 2013; MEDEIROS, 2015). Another
fact that might perhaps be interpreted as a positive change in the WTO’s role is that it is now
headed by a representative from a developing country – Brazil (WTO, 2014).
Another issue we wish to stress is the distinction between implicit and explicit
industrial policy, as Governments do not always implement everything they announce or do
not officially declare policies that are in fact being implemented (RODRIK, 2007; CHANG;
ANDREONI; KUAN, 2013; FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002). Suzigan and Furtado
(2006, p. 2) argue that the former was the case in Brazil between the second half of the 1980s
and the 1990s, while Rodrik (2007, p. 25) holds that the latter case is to be seen in Uruguay.
Chang, Andreoni and Kuan (2013, p. 29) state that it also applied to the United States after
World War II:
However, the post-WWII world order made it necessary for the US to play the role
of new hegemon of the ‘free trade’ system and of the defender of the ‘free
35 See: <http://www.localcontentsummit.com>. Access: 07 jul. 15.
39
enterprise’ system against Communism, so it had to pretend that it was not engaged
in industrial policy. As a result, industrial policy in the US after WWII was
conducted under other names – defence policy, health policy, agricultural policy
[…].
Concurring with this view, Cohen (2006, p. 85) states that the Secretary of State of
Defence in the United States is in fact responsible for the Secretary of State for Industry and
High Technologies. Rodrik (2007, p. 3, our emphasis) asserts that the majority of
Governments are increasingly implementing several forms of industrial policies, even though
under other names, such as: “[...]“export facilitation, “promotion of foreign investment,”
“free-trade zones,” etc. [...]”. Thus, he shares Peter Evans’ idea that: “Consequently, it is far
more productive for the discussion to focus on how industrial policy should be carried
out than on whether it should be carried it our at all.” He also states that: “[...] by focusing
on the how of industrial policy we can move the debate forward. In particular, we can help
design institutions that take into account and ameliorate the informational and political
problems which have preoccupied industrial policy sceptics (RODRIK, 2007, p. 3)”.
Finally, it is worth noting that some authors argue that industrial policies, in some
countries, are being implemented through policies to develop clusters and R&D/technologies
(RYGGVIK, 2013; SRINIVAS, 2009; PERES; PRIMI, 2009; PERES, 2011). Soete (2007, p.
275) states that after the seventies three different definitions of strategy became more
common in IP literature: technological, trade and industrial cluster.
2.4 Other Issues Relevant to Industrial Policy
When formulating and implementing IP there are also other relevant issues that should
be taken into consideration, such as: macroeconomic policies/indicators; stability and
predictability; fiscal position of the Government; level of infra-structure of the economy;
coordination of the policies; horizontal and vertical policies; types of instruments; evaluation;
linking benefits to competitiveness progress/targets; deepening capabilities; clustering;
country specificity and the duration of IP.
Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 558) call attention to the relation of IP with
macroeconomic policy. There is a relationship of mutual influence. Macroeconomic policy
can affect the industrial policy in that it can:
a) Determine the relative prices of tradable and non-tradable products through
exchange rate; b) Influence the level of investment via interest rates; c) Signal,
40
through macroeconomic stability and fiscal capacity of the state, the possibility of
implementing incentive policies and investment in infrastructure, education, science
and technology (FERRAZ, PAULA; KUPFER, 2002, p. 558)36.
Thus, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 558) state that the success of IP tends to
facilitate the implementation of macroeconomic policy, as it makes the economy more
efficient and productive. Suzigan and Furtado (2006, p. 165) and Coutinho (2002, p. 194)
underline the need to align industrial policy with the country’s macroeconomic policy,
coordinating a set of actions:
The specific combination of the exchange rate with the interest rate thus determines
fundamental conditions for calculating return / risk to the enterprise system. The
macroeconomic regimes thus, implicitly contain macro conditions for competition
more or less favourable to a set of companies and thus decisively influence the
possible efficacy of industrial policy (COUTINHO, 2002, p. 194) 37.
Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008a, p. 10), taking a more emphatic position on this issue,
affirm that: “[…] there are combinations of macro policies which are bound to suffocate
industrial development and sterilize most opportunities of success of more technology- and
industry-oriented policies, even when tried.” In this vein, Suzigan and Furtado (2006, p. 174-
179), for instance, state that the IP launched in Brazil in 2003, abbreviated as PITCE, was
incompatible with macroeconomic policies, such as high interest rate, irrational tributary
structure and a high and volatile exchange rate.
Shafaeddin (2006, p. 45) includes the influence of macroeconomic issues on IP in the
group of “non-price factors and other influences” and points out the importance of political
stability and predictability of policies. Peres (2011, p. 10), when enhancing the tendency of
countries in LA, with poor institutional capabilities, of having policy design separate from
implementation, also reinforce the importance of stability in IP: “[…] institution building
requires stability of objectives for longer periods than the time horizon of a government
(between four and six years).”
Another point that Suzigan and Furtado (2006, p. 167) consider important is
coordinating implementation of IP concomitantly with the infrastructure progress, especially
when related to the technological catching-up strategy. Shafaeddin (2006, p. 26) points out
that in the countries that successfully achieved industrialization, the Government’s
36 Our translation.
37 Our translation.
41
intervention was not only based on trade policies, but also included other measures such as
developing infrastructure and promoting investment.
By talking about Government investment needs, we would like to underline the
essentiality of considering the fiscal position of the Government (debt and interest rate),
simultaneously to the external position, in the IP analysis (COUTINHO, 2002, p. 195). Peres
(2011, p. 10) stresses that fiscal pressure differing among countries (in LA, for example),
ranging from 10 to 30 per cent over the Gross Domestic Product (GDP), results in the public
resources, available to support policies, varying greatly.
Coutinho (2002, p. 200), taking a broader view, also points out the close connections
between industrial, technological, commercial and regional policies, highlighting the
challenge of coordination. In relation to this issue, Rodrik (2007) emphasizes the importance
of identifying a central entity responsible for industrial policies, since the actions, in general,
go beyond the responsibility of, for example, the ministry of industry, if the country has one.
In this vein, Suzigan and Furtado (2006) stress that the IP PITCE implemented in Brazil, as
mentioned previously, was fragile in the command and coordination of actions, and its
instruments and mechanisms not articulated with themselves and with the demanders of the
policies.
Connected to that, Suzigan and Furtado (2006, p. 6) highlight the essentiality of
institutional organization for the success of the IP:
On one side, coordinating and executing public institutions, and on the other,
organizations representing business and other interest groups. As public institutions,
it is necessary that the organization be coordinated, agile and guided in unison by
the objectives of the IP.
Entities representing industry and other interests, for their part, must have
recognized their legitimacy as interlocutors in the formulation and implementation
of policy38.
Suzigan and Furtado (2006, p. 6-7) also express that in the Neo-
Schumpeterian/Evolutionist view39, IP is seen as species of coordination ex-ante and make the
following observation:
There are two important observations about this form of coordination through IP:
First, it is a strategic collaboration between government, business and private sector
entities in view of the goals of the PI, and no centralized coordination in the State.
38 Our translation.
39 This view will be developed latter on.
42
Second, it involves creating specific institutions with collegiate bodies format such
as advisory bodies, deliberative and decision-making40.
Rodrik (2007) also highlights that, even though, it is important that targets be settled
and monitoring reports be made by the agents involved in the IP. They should be obliged to
explain themselves, in case the results expected are not accomplished, in a transparent
manner. In this sense, the society itself can contribute overseeing the Government actions and
the advances of private actors involved that should be engaged with the challenges, but
without taking the autonomy of the public servants41. Peter Evans classifies this relation as
“Embedded Autonomy” (RODRIK, 2007, p. 39).
Peres (2011), Warwick (2013), Warwick and Nolan (2014) and UNIDO (2011) also
highlight the need for more evaluation on IP costs and effects, generating adequate and
systematic evidence. In this vein, Warwick (2013, p. 44) states: “Governments rarely evaluate
the costs and benefits of industrial policy properly and, even if they do, the results often come
too late to influence the design of policy, or the lessons are not learned for future policy
design.” Peres (2011, p. 9), for instance, highlights that despite LA countries having
progressed in the formulation of IP, evaluations are still weak and unsatisfactory. Even if it
analyses what happened after the policy, almost never identify and test if the results indeed
were caused by the IP. Policy evaluation is often hampered by lack of information (PERES,
2011).
Lall (2004, p. 13) stresses that protection to infant industry is only part of the
industrial policy and that it might be combined with competitive pressure, in order for the
firms to invest in the capability building process. The author also highlights the importance of
selective actions. For example, the most effective measure to pressure the competitiveness of
the firms, by setting an exportation target, might differ as cost also differs per product. This
thought is also applicable to other measures such as credit and subsidise (LALL, 2004).
Shafaeddin (2006, p. 36-41) points out that Governments should stimulate within IP
aim a performance for cost reduction and quality improvement. Quoting F. List, he states that
awarding prizes for performance (with focus on internal and external competition) should be
done for companies and workers and best practises disseminated in the country. However, a
drawback system should stimulate exportation, but in general, the Government should make it
40 Our translation.
41 Shafaeddin (2006, p. 45) also highlights the importance of the society in the process of development and
pressuring for performance of private actors.
43
clear for the enterprises in advance that infant support is temporary and, from time to time, it
should be reduced to stimulate performance (SHAFAEDDIN, 2006, p. 36-41)
In the same manner, Kupfer (2003, p. 296), while discussing a general perspective of
efficiency of IP, expresses that: “To increase its effectiveness, industrial policy must operate
by granting benefits for limited times, subject to compliance with performance targets and
counterparts from the beneficiaries of public support42”. Lall (2004) underlines that in
general, the East Asian countries, since the beginning of the development of IP, stimulated
their industries to be internationalized (export driven). In contrast, Peres (2011, p. 9-10) states
that in LA often IP targets are not clearly set because, for instance, inability to achieve
consensus with few numbers of attainable goals, thus also hampering policy evaluation.
In relation to IP instruments, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 559) group them into
two, as their origin. Some central instruments of the regulation regime: a) competitiveness
(repression to non-competitiveness behaviour and control of the concentration of the market);
b) infrastructure (concessions and control of prices of public services); c) external trade (tariff
and nontariff policies and unfair competition); d) intellectual property (brands and
technologies transfer and patents). Haque (2007, p. 4), for instance, reinforce the need to state
intervention by the view of regulation, when the market is “so efficient” that the companies
associate with possible formation of trusts or monopolies.
In the group of incentives, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 560) highlight the
following instruments: a) innovation (stimulate investment in research and development); b)
capital (credit and long term funding, fund importation and stimulate exportation); c) fiscal
incentives; d) Government purchases (preference for local suppliers). Di Maio (2009, p. 31)
stresses that usually programs for human-resource development, in most countries,
complement technology policies. In the same vein, the author enhances that the interaction
and coordination between private sector in R&D activities and technological upgrading and
public sector, largely research laboratories and universities, are more and more stimulated and
guided through regional science and technology policies (DI MAIO, 2009, p. 31).
Another important distinction that must be made about IP refers to its scope. In
principle, horizontal policies43, should affect all the sectors of the economy, while vertical or
sectoral policies focus specifically on one or some sectors. According to IEDI (2002, p. 4)
horizontal policies should be permanent and quotes some examples: “The increased
investment in education, infrastructure and research and development; reduction of interest
42 Our translation.
43 Some authors such as Lall (2004) and Shafaeddin (2006) classify Horizontal Policies as “functional”.
44
rate, development of capital market and adequacy of existing funding sources; tax reform; and
flexibility of the labour market44.”
Rodrik (2007, p. 8) express that often the critics of IP, when admitting market
failures45, accept its implementation, but since it is done horizontally. Therefore, without
interfering in the different sectors in the economy. However, Rodrik (2007, p. 9), Cohen
(2006, p. 88) and Altenburg (2011, p. 15) show through examples that it is rare for industrial
policy to be 100% horizontal, as it can be seen, for example, in the following cases:
[...] policies targeted at improving financial intermediation by commercial banks are
partial to firms in the formal sector that have access to external finance, and
discriminate against small and informal firms. [...] R&D subsidies and intellectual
property protection help firms that undertake patentable innovations, but not those
who generate “cost-discovery” externalities (i.e., knowledge about what can be
profitably produced at home) (RODRIK, 2007, p. 9).
In this sense, Rodrik (2007, p. 9) makes a final comment in this issue:
Thus, policy makers do not have the luxury of neglecting the asymmetric effects of
their “horizontal” interventions. They need to ensure that the activities being
ultimately favoured are those that disproportionately suffer from the market
imperfections in question.
According to Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 560) the four main arguments that
justify the different treatment to some industries are: a) industries with higher aggregate
value; b) industries with big power chaining (backward or forward in the production chain); c)
industries with big potential dynamism; d) infant industry or with increasing return of scale
(“[…] the state should encourage the development of new industries, which initially would
present higher costs than those found in countries that already are producers.46”).
Some arguments presented by IEDI (2002, p. 20) are closely related to the ones
expressed above, such as products of high technology being strategic, to permeate several
supply chains (economics importance). On the other hand, other complementary arguments
are: “[...] to diversify and strengthen the industry, increase economic growth and employment,
contributing to the reduction of regional and income (IEDI, 2002, p. 20)47”. Lall (2004), when
comparing some failures of the Import Substitution model of IP to the ones adopted in East
44 Our translation.
45 This term will be better developed further.
46 Our translation.
47 Our translation.
45
Asian countries, quotes, as an example, the lack of focus on the policies/sectors, thus wasting
resources.
Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 560) still stress that despite different approaches
and that countries change its use over time, often horizontal and vertical policies are adopted
nowadays. Another part of this work that we would like to highlight is: “At the same time,
vertical nature instruments are applied especially in the promotion of infant industries and
declining ones, in which industrial restructuring is particularly relevant (FERRAZ, PAULA;
KUPFER, 2002, p. 561)48.” Shafaeddin (1998, p. 3) stresses that in Great Britain, during its
first industrial development, the protection for infant industry49 was selective, with focus on:
“[…] woollen products, cotton products and iron, was extended later on to other metals,
wrought leather, ship-building and fisheries, and subsequently to flax, and silk.”
With a clear evolutionary approach50, Lall (2004, p. 11) defend selective interventions
as externalities and the learning process differ by technology. Therefore, for example, the
activities with short learning process, the easy to obtain information and externalities limited,
will demand less protection. On the contrary, newcomers may never enter in complex
activities and with large externalities without actions in order to promote it (LALL, 2004, p.
11)51.
Clustering of industries is also desirable as it has spillovers effects on efficiency, but
also demands Government support and guidance. During this process of evolution of
industrial development, aiming the phase of exportation, innovation should also be
stimulated, because the dynamic external economies of learning and risk associated
(SHAFAEDDIN, 2006, p. 36-41). In this vein, Peres (2011, p. 11) enhances that policies to
develop a cluster, in practise, are usually implemented together with innovation and
technological policies.
In relation to deepening capabilities Lall (2004, p. 14) also stresses the need to be
selective, for example, when stimulating the technology transfer. In his concept, wholly
Foreign Direct Investment (FDI) is considered “internalized technology transfer” and to
invest more on R&D, or innovative process, rather than just production, it needs to be
48 Our translation.
49 Shafaeddin (1998) also advocates that according to List the protective measures in UK started centuries before
the industrial revolution.
50This approach will be developed further.
51 PERES and PRIME (2009, p. 23), belonging to the evolutionist group, also defend selective industrial policies
and that it might focus on sectors with “[...] high technological and production potential linkages effects.”
46
stimulated, especially in developing countries52. Therefore, he understands that “externalized
forms of technological transfer” - such as licensing, equipment, imitation or OEM53 contracts
- should be promoted in order to enhance innovation on local companies, and restrict simple
FDI, for example (LALL, 2004, p. 14).
The author also point out that as the barrier of entrance of high technologies nowadays
are so high, perhaps it would be more productive or less risky to stimulate the entering of
selective FDI, creating the measures needed for potential spillovers in the
industry/economy54. Stimulating multinational companies to develop technologies and
suppliers in the country are some examples, but he warms that not many countries have the
potential to orchestrate these actions, as China did and keeps doing.
For Haque (2007, p. 7), the success in developing a specific industry depends on an
array of issues:
[…] take account of market conditions and the country’s existing capabilities, but
whether the industry is viable in the long term depends on a variety of factors,
notably, perseverance in learning from experience, continual search for
improvements in products and production methods, and agility in finding and
securing new markets (HAQUE, 1995)55.
Shafaeddin (2006) and Alternbug (2011) highlight that country specificity should be
considered when designing IP:
There is no universal rules and blueprint for trade policy as mentioned earlier in this
section. Economic policies, including reform programmes need to be geared to each
country’s needs, the degree of market development, initial industrial capacity, level
of development, development objectives and socio-economic characteristics (p. 31).
[…]
Since design of trade and industrial policies differ from one country to another,
nobody knows what the “right policy” might be (as nobody knows what the “right
prices” are) exactly in each specific case. It is a question of trial and error – of
learning by doing. This is why the learning capacity of the government is vital
indeed (SHAFAEDDIN, 2006, p. 36).
Lastly, we would like to highlight that, as Shafaeddin (1998, 2006) reminds us after
analysing the earlier and latter industrialization process: “[…] there is no “quick fix”.
52 Some companies seem to invest in R&D in other developed countries even though not obliged to (LALL,
2004).
53 We understand that OEM refers to Original Equipment Manufacturer.
54 The Asian tigers have managed to build an entire new industrial complex and leading private companies, in
high tech industries that today would be much more difficult to reproduce (LALL, 2004).
55 In: HAQUE, I. et al. Trade, Technology, and International Competitiveness. EDI Development Studies,
Economic Development Institute, World Bank, Washington, 1995.
47
Industrialization is a long and tedious process. It took over 250 years in the case of Great
Britain and over 200 years in the case of USA and Japan (SHAFAEDDIN, 2006, p. 41)”.
2.5 The Main Approaches of Industrial Policies
Despite there being quite a few currents of thought about IP, we will focus and
develop the ideas of the two main ones nowadays, in our understanding, and corresponding to
other authors such as: Lall (2004), Nelson (1991), Peres and Primi (2009) and Shafaeddin
(2006). In this vein, we consider the orthodox or neoclassical and the evolutionist approaches
of IP56.
2.5.1 The Orthodox or Neoclassical view of IP
According to the orthodox or neoclassical view of IP the state intervention should
occur only in the situation where the market were not perfectly competitive, and thus to
correct the consequent market failures (CIMOLI et al., 2009; NELSON, 2007;
GREENWALD; STIGLITZ, 2012; PERES; PRIMI, 2009; COHEN, 2006; LALL, 2004;
PEREIRA; YOGUEL, 2014; FERRAZ, PAULA; KUPFER, 2002). Thus, in this view, IP
have only a corrective role, in order to try to diminish the negative impacts of market failures.
The most common market failures usually highlighted are (LALL, 2004; COHEN,
2006; FERRAZ, PAULA; KUPFER, 2002):
a) non-competitive Market structures or behaviours (Oligopolies and monopolies);
b) externalities (negative and positive);
c) public Goods (free rider problem);
d) common property rights (or diffuse);
e) differences between the rates of social and private intertemporal
preferences (such as basic research);
f) information asymmetries and incomplete markets;
g) capital market deficiencies.
56 Peres and Primi (2009) consider two currents of thoughts of IP: the neoliberal, but on the second and
interventionist view add to the Evolutionist, the Schumpeterian and the Structuralism, referring as SES
synthesis. We don´t see any problem on that, especially as the evolutionist has a strong inspiration in
Schumpeter, as we will see ahead. Some consider IP as having essentially three different views (orthodox,
developmental and evolutionist), such as FERRAZ, PAULA and KUPFER (2002). Other disaggregates even
more, such as Yoguel and Pereira (2014) which separate the evolutionist view of IP in three approaches
(centered on population thinking model, centered on the concept of national/sectoral innovation systems and
those interested in the role of demand and cumulative causation process).
48
Within that, Lall (2004, p. 30), sceptical about this view, stresses that the main market
failures admitted in this view are limited, treated as special cases and not as a rule and, the
most critical ones for developing countries are ignored. He still points out that: “However,
the admission that these theoretical possibilities exist does not translate into recommendations
that government actually mount selective policies to overcome them (LALL, 2004, p. 30).”
FERRAZ, PAULA and KUPFER (2002, p. 552) also underline that according to the
neoclassical theory there are few situations of market failures, as the theorists of this current
believe in the perfect rationality of agents and in theirs assumptions of information. In this
sense, we wish to quote their following criticism about it:
[...] if economic agents fail to assimilate and interpret unlimited amounts of
information, that is, if the prevailing bounded rationality and imperfect information,
generating uncertainty, the perception of the future varies considerably. This creates
opportunities for agents to have certain advantages over others or that some may
make mistakes. Uncertainties, in short, are generating market failures and may
require public intervention, an impossibility within the neoclassical conceptual field
(FERRAZ, PAULA; KUPFER, 2002, p. 552)57.”
Lall (2004, p. 10) also states that, as in this view there aren’t significant institutional or
market failures, the state should essentially provide public goods. The provision of functional
or non-selective support in education, infrastructure and health are now accepted (LALL,
2004, p. 10). Suzigan and Furtado (2006, p. 164) besides say that in this view the policies are
reactive, also reinforce that it should be horizontal and be implemented only where the
benefits will be bigger that it’s cost in terms of rent-seeking and failures of government (or of
bureaucracy). Peres and Primi (2009, p. 20) emphasize that, in this perspective, the market
makes the selection of the sectors and firms automatically, in order to ensure that the
resources are allocated efficiently.
Lall (2004, p. 10) underlines that the economist of this current of thought ignores the
significant learning process, risk, externalities and deficiencies in finance, skills, information
and infrastructure, which the firms are exposed to. This happens by assuming that the firms
choose the right technology in a free market price. In this scenario, the firms do not just select
the best technologies, but also use them in the most efficient way, which of course, is
unrealistic. Thus, Lall (2004, p. 2) criticizes the core of this theory as reeling, among other
things, on a limited view of “Technological basis of competitiveness”.
57 Our translation.
49
Yoguel and Pereira (2014), complying with this view of Lall (2004), stress that, in this
approach, intervention should only occur in the case of market failures, which could lead to
underinvestment in R&D expenditures. The authors still accentuate that, mistakenly for the
market failure concept, the countries that are behind in the development process: “[…]
already know how to do R&D and have the capacities to do it; the only problem is that they
carry out R&D with values below the ideal Pareto level (YOGUEL; PEREIRA, 2014, p. 11)”.
Haque (2007, p. 3) criticizing this view of IP, emphasizes that even if its highlighted,
the need for intervention in Research and Development (R&D), for example, there are not
many indication of how much and how it should be done. In relation to the underinvestment
in R&D and the fact that this view ignores externalities, we underline the following sentence
of Nelson (2007, p. 7):
Thus public funding of basic research, conducted largely at public labs and
universities, is a reasonable policy not so much because of “market failure”, but
because well allocated basic research spending yields high expected social returns,
and publicly funded research conducted at public institutions would appear to be the
best way of getting certain kinds of research done and the results made available for
general use.
Haque (2007, p. 3) also explains that in this orthodox current, intervention would not
be justified, for example, to change the allocation of factors of production, what could alter
the comparative advantages of the countries. The main reason for this fact is because: “[...]
market forces alone do not provide clear enough indication of the profitability of resources
that do not actually exist (e.g. new skills or technology), and resource allocations that still
have to materialize (HAQUE, 2007, p. 3)”. The author also complemented reminding that the
success of the industrialization of east Asia, through state intervention, was not guided by the
limited view of market failure, but by a much more comprehensive and pragmatic vision
(HAQUE, 2007, p. 3).
Agreeing with this view, Srinivas (2009, p. 6) emphasises that the role of the state in
building productive capacities, considering for instance, systemic scarcities and institutional
complementarities, is much deeper and far from the state intervention argument of the market
failure approach. The scarcities which Srinivas (2009, p. 5) refers to can include:
“[…] critical industrial challenges at the level of infrastructure that is missing or out
dated, lack of access to materials and equipment of certain quality or accuracy, a
scarcity of wider institutional support for the building of endogenous capacities, and
in terms of the availability of those with ideas, capital, and project management
skills”.
50
Within institutional complementarities, Srinivas highlights that the success in building
capacity of the memory chips industry in Korea has been much related to a complex mix of
public and private actors. They interacted to build production capacities, innovation
capabilities and project execution. Thus, there was not the case of the traditional sharp
separation of industrial policies in state and market, but rather a large mixed range of non-
market and market instruments (SRINIVAS, 2009, p. 6).
Haque (2007, p. 4) also quotes other situations when the IP by the market failure view
does not develop an appropriate intervention: a) when you have unemployment of qualified
labour in the country, resulting in its migration to other nations (wasting strategic production
factors); b) failure of private sector, when the profit concerns of the companies conflict with
the interest of the country's development, by changing its facilities for a nation that offers
better fiscal incentives, or when there is the problem of “self-discovery”, namely, when
entrepreneurs hesitate in investing in new areas, for not wishing to take the chance of failure
for being the pioneer.
Cimoli et al. (2009, p. 20) stress that the problem with the point of departure for IP be
market failure is that it is hard to find real situations where the assumptions that this view has
is indeed happening such as: “[…] market completeness, perfectness of competition,
knowledge possessed by economic agents, stationarity of technologies and preferences,
rationality in decision-making, and so on (the list is indeed very long!).” As a consequence,
they state that: “In a profound sense, when judged with standard canons, the whole world can
be seen as a huge market failure! (CIMOLI et al., 2009, p. 20)”
Peres and Prime (2009, p. 21) point out that a new issue emerged in this approach in
the seventies criticizing intervention: government failures. In addition to the lack of
information for the decision making process, it argue as other reasons for government
failures:
(i) a limited ability to foresee the consequences of public policy; (ii) the State’s
limited control over the consequences of its actions, especially in democratic
systems where it is not the only locus of decision making; (iii) the separation of
policy design from policy implementation; and (iv) the existence of incentives that
favour veiled and captured interests.
Indeed these failures can occur, but there are ways to try to avoid or diminish its
effects or chances of happening, as already discussed in the previous section, with the ideas of
Peter Evans and Rodrik. In this sense, we also believe that it can be mainly done through
51
enhancing the debate of how, instead of why IP. Furthermore, Peres and Primi (2009, p. 22)
underline that the interventionist approach, which includes the evolutionist view, answers this
criticism stating that: “[…]although it is true that nothing can guarantee, ex ante, that a
government’s decisions will prove optimal, it is equally true that no one can guarantee that the
market’s decisions will be optimal, or better than those of the State”.
2.5.2 The Evolutionist view of IP
In this current of thought, contrary of the former, the state should have an active role
and not just a corrective one and the relation among entrepreneur´s strategy, the structure of
the market and technical progress are highlighted. The structure of the market influences the
entrepreneur´s strategy, but the entrepreneur´s strategy can change them (FERRAZ, PAULA;
KUPFER, 2002). With strong inspiration on Schumpeter, it believes that the heart of the
catching up process of countries is developing capabilities for learning and innovation
(NELSON, 1991, 2007; LALL, 2004; CIMOLI; DOSI; STIGLITZ, 2008a; HAQUE, 2006).
Nelson (1991), a pioneer in this theory of development, states that Schumpeter in his
Theory of Economic Development, in 1911, already saw entrepreneurs as a key innovative
actor. He also stresses that later, in Schumpeter works in 1942, the ideas of sources of
innovation were better developed by including the importance of firms being equipped with
research and development laboratories (Nelson, 1991).
Within this active role of this view, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 545) state that:
“In an evolutionary perspective the focus is on the power of economic agents in promoting
innovations that transform the production system58”. Cimoli, Dosi and Stiglitz, (2008a), as
seen in section 2.3, reminds us that the comparative advantages of countries can be built or
changed, thus reinforcing the active role of policies in the development processes. In this
vein, they state that not many people are up to believe that successful organizations such as
Toyota, Samsung, Tata and Embraer, will arise naturally with the “magic of the market”
(CIMOLI, DOSI; STIGLITZ, 2008a, p. 4).
The economists of this current of thought also do not believe on the rationality of the
agents, in the equilibrium of the market and in perfect information. They understand that
companies invest to create competence for “[...] create competitive asymmetries, differentiate
products and gain market position, that is the mood that drives businesses to grow ahead of
58 Our translation.
52
their competitors (FERRAZ, PAULA; KUPFER, 2002, p. 556)59.” Nelson (1991, p. 68) states
that in the Schumpeterian and evolutionary context an important premise is: “Simply
producing a given set of products with a given set of processes will not enable a firm to
survive for long. To be successful for any length of time a firm must innovate”.
Srinivas (2009, p. 11) aligned with the evolutionary standpoint stresses that as markets
are not created fully perfectly formed and functioning, they frequently need continuous
regulation and thus: “[…] states co-evolve with market and nonmarket environments
alongside.” Cimoli et al. (2009, p. 21) have the same perception and emphasize that:
[…] non-market institutions (ranging from public agencies to professional
associations, from trade unions to community structures) are at the core of the very
constitution of the whole socio-economic fabric. Their role goes well beyond the
enforcement of property rights. Rather, they offer the main governance structure in
many activities where market exchanges are socially inappropriate or simply
ineffective. At the same time, they shape and constrain the behaviour of economic
agents toward competitors, customers, suppliers, employees, government officials,
and so on.
They still underline that even sectors that usually have strong market characteristics or
trends are embedded in non-market institutions. For instance, in almost all countries
procurement of pharmaceutical sector are substantially lead by public funds and programs.
Even the simple cases of cars and trucks, a major role is played by the public sector, with the
provision and maintenance of roads, safety regulation, including the control of traffic
(including police) (CIMOLI et al., 2009).
For Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 556) the four main aspects to understand this
view are:
a) competition for technological innovation: competition occurs through innovations
and their dynamic effects;
b) inter-relationships between economic agents: the interaction between agents, and
between companies and universities generate beneficial effects;
c) strategy, training and performance: business performance is a result of a market
analysis, of your skill level and the choices in allocating its resources to leverage
its technological capability;
d) importance of environment and selection process: best practices are always
primed, forcing the continued efforts and innovative selection process.
59 Our translation.
53
Ferraz, Paula and Kupfer, 2002 (2002, p. 557) still clarify the role of the state and the
company: “Although the protagonist is the company and the market performance space, the
state has a role to play, either increasing the intensity of the selection process, or creating
institutions that facilitate the process of generation and diffusion of new technologies60.” They
also complement that the industrial and the technological policy would be overlapping and
building what is called nowadays as policy of innovation. Soete (2007), detailed this shift
from IP to innovation policy, especially in Europe during the seventies and nineties, when the
IP became more focused on support to high-tech industries, with a systemic view of
innovation systems.
Cimoli, Dosi and Stiglitz, (2008a) also emphasize that in knowledge accumulation
process, despite the company being the key player, the support of public laboratories and
universities in activities of training, applied research, consultancy and adaption of
technologies to local environment are of great importance. Thus, the interaction of the firms
with the supporting institutions is a crucial issue in the industrialization strategy of this view,
as highlighted in the items “b” and “c” above.
Complying with this view, Haque (2007) highlights that the main responsible for the
leap in the development is the increase in the productivity of the national/local companies,
looking for the level of technologies of the most industrialized countries. In this direction he
underlines: “Government intervention becomes necessary when competition alone does not
propel business firms to innovate and undertake productivity enhancing investments […]
(HAQUE, 2007, p. 3).”
Another observation of Haque (2007, p. 9) about the importance of the development of
the enterprise that is worth emphasizing is: “The rise of domestic industries depends critically
on the ability of domestic firms to undertake needed investments, generate and manage
technological change, and compete in domestic and foreign markets”.
In this sense, some of the many intervention mechanism that can be used in specific
groups of companies in order to create an environment inductor of innovation behaviour are
(FERRAZ; PAULA; KUPFER, 2002, p. 556):
[...] grant projects of high technological density, tax incentives for research and
development, concessional financing for innovation, government procurement, and
the availability of venture capital for new enterprises, as well as measures aimed at
60 Our translation.
54
ensuring the appropriateness of the private technology investment (patents) and
maintain technical standards (metrology, standardization and quality)61.
Reinforcing the role of the entrepreneurs in the catching up process Cimoli, Dosi and
Stiglitz, (2008a) underline that, as detailed in Amsden (2009)62, the origin of the firm matters
in the accumulation of managerial and technological capabilities. This process is more likely
to occur in the domestic firm, rather than in the subsidiaries of foreign companies. One of the
reasons is that even when multinational companies make large investments, usually
technology transfer is limited, and a gross part of R&D efforts are kept in the country where
the headquarters are located (CIMOLI, DOSI and STIGLITZ, 2008a).
The authors also state that historically the absorptive capabilities of the developed
countries, especially in the early phase, have been enhanced a lot through reverse engineering,
imitation, marginal modification of processes and products, and simple copies CIMOLI,
DOSI and STIGLITZ, 2008a). Thus they have industrially developed under weak Intellectual
Property Rights (IPR) regimes, as state Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008b), and these have
been central in their technological learning during the catching-up process. Nevertheless, the
trends nowadays with tighter IPR regimes, demanded by first world companies, clearly could
be hindering the imitation process (CIMOLI, DOSI and STIGLITZ, 2008a, 2008b).
This matter is directly connected to the WTO discussing done in the sections above.
Even though, we like to highlight the following statement of Cimoli et al. (2009, p. 34) about
this concern of the freedom left for discretionary public policies: “Note that the answer here is
likely to vary from sector to sector and from technology to technology. And it is likely to
depend also on the distance of any country from the international technological frontier”. The
countries furthest from the technological frontiers, like in Africa and LA, must not have many
impediments, but also should not have many capabilities to imitate. Conversely, countries
more advanced in the catching-up process, might have the IPR regimes, for example, as a
stronger hindrance to interventionism policies (CIMOLI et al., 2009).
At the same time, Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008a) underline that China’s industrial
development has strongly changed the patterns of constrains and opportunities in the
catching-up process. Lastly their work concludes: “But the processes of knowledge
accumulation and industrial development continue to require relative massive doses of public
61 Our translation.
62 AMSDEN, A. H. Nationality of Firm Ownership in Developing Countries: Who Should Crowd Out Whom in
Imperfect Markets? In: DOSI, G.; CIMOLI, M.; STIGLITZ, J. E., (Ed.), Industrial Policy and Development:
The Political Economy of Capabilities Accumulation. Oxford: Oxford University Press, 2009.
55
policies and institution-building moulding a national political economy friendly to
technological and organizational learning (CIMOLI, DOSI; STIGLITZ, 2008a, p. 11)”.
It is worth stressing that Erber and Cassiolato (1997) express that the evolutionary
current of thought has a strong sectoral bias63, and that IP have been implemented implicitly
and explicitly by many developed countries, even during neoliberal moments of history64. Lall
(2004) also stresses that the interventions must be selective, as seen in the previous section,
and because of externalities and learning process differ by technologies and also as the cost of
stimulating exports differ per product. Cimoli, Dosi and Stiglitz (2008a, p. 3), renowned
evolutionists, defending that specifics technologies, sectors and products matters add another
reason for the sectorial bias: “different income elasticities of demand.”
Cimoli et al. (2009) by discussing the Japanese selective policies to develop the
electronic technologies after World War II, resume much of the issues discussed here in this
view. At the same time it involved several instruments, formal and informal to protect against
foreign investments and imports, it was also marked by an intense oligopolistic competition
between Japanese companies and with a strong export bias, enhancing the dynamic
technological development. Thus, also avoided uncompetitive behaviour (CIMOLI et al.,
2009).
On the other hand, Ferraz, Paula and Kupfer (2002, p. 556) explain the challenge of
this current: “By deal with technological innovation, the industrial policy from the perspective
of competence to innovate operates itself under uncertainty, making the existence of a public
institutional highly qualified an important requirement for success65”. Erber and Cassiolato
(1997, p. 37) meanwhile express that the evolutionary current has a view predominantly “[...]
micro and mesoanalytic (at the level of the sectors and supply chains) [...]”, stress that a
review made has already solved that: “It lacks a perspective of short run macroeconomic
dynamics [...]”. The article of the renewed evolutionists Cimoli, Dosi and Stigliz (2008a;
2008b), or Peres and Primi (2009), Suzigan and Furtado (2006), Srinivas (2009), concerning
the essentiality of harmony of macroeconomic policies with industrial policies confirms that.
63 See also Srinivas (2009) and Lall (2004).
64 After analysing industrial policies in Brazil and in some developed countries, Erber and Cassiolato (1997)
believe that the implementation of similar evolutionary agendas in Brazil would be feasible pursuing
convergence of development with the most industrialized nations and contributing to reduction of big
inequalities in the country.
65 Our translation.
56
In the same direction, OECD (199266 apud Coutinho, 2002, p. 192) asserts that the
Keynesian and Schumpeterian lines of thought matured more than the Liberals, in relation to
the view of IP. Thus, adding improvements to its conceptions, from the criticism regarding
state failures: “The principles of cost assessment, transient protection and transparency were
incorporated into the design of policies (OECD, 199267 apud COUTINHO, 2002, p. 192)68"
2.6 Conclusion
From the review of the historical development of IP and from the discussion about its
scope, it is more than clear that it is justified and needed to develop a new industry and or
produce structural changes in the economy. Additionally, it is worth keeping in mind that,
historically, many countries even though implementing IP, do not admit it or do it implicitly
for different reasons, such as avoiding possible confrontations with the WTO. On the other
hand, the WTO does not seem to be preventing countries of implementing IP and there are
also loopholes in the norms to be more exploited by developing countries.
Within the theoretical background to guide the design and implementation of IP, we
believe that the evolutionist theory is the most appropriate and adherent to the complexity of
development of an industry. We also highlighted the active role of the state, defended in this
view, producing structural changes in the economy and altering Ricardo´s revealed
comparative advantage concept. In this sense, the arguments to justify vertical policies were
also presented, since, i.e., it is almost impossible for policies to be 100% horizontal, without
different effects on the sectors, and the focus on IP is essential for its success (East Asian
countries).
However, it should be reminded an important challenge of this current of thought: to
have high-qualified personnel/institutions to deal with the uncertainty inerrant to the
innovation process. On the other hand, there are also many other practical challenges to
overcome during the design and implementation of IP:
a) institutional coordination of the policies (avoid overlaps or actions going on the
contrary of the industrial development, such as macroeconomic variables);
b) define which industrial sectors/segments are going to be developed (positive
spillovers effects; potential to create comparative advantages…);
66 OECD. Technology and the Economy: the Key Relationships, Paris, 1992.
67 OECD. Technology and the Economy: the Key Relationships, Paris, 1992.
68 Our translation.
57
c) define which instruments should be used;
d) define the degree of the protective measures and their duration;
e) evaluate systematically the cost and the evolution of the development of the
industry that is being worked on, creating targets and incentives to stimulate their
performance towards international competitiveness/innovation;
f) have predictable policies and a stable macroeconomic environment;
g) the development of the infra-structure in the economy follows or precedes the
industrial development;
h) guide the FDI to generate higher spillovers in the economy/sector chosen to be
developed.
Lastly, we would like to underline that the process of industrialization, or development
of a new sector, or the creation of comparative advantages, in general, is long, gradual and
that there are no general rules that to be applied equally to all cases. Thus, there are ways to
adjust the IP and accelerate the development of the industry, as seen, but there are no miracles
to make it too short and it should respect and be adapted to the specificity of each country and
the world’s current context.
2.7 References
ALTENBURG, T. Industrial Policy in Developing Countries. Overview and Lessons from
Seven Country Cases. Bonn: German Development Institute, apr. 2011. (Discussion Papers).
CHANG, H-J.; ANDREONI, A.; KUAN, M. L. International Industrial Policy
Experiences and the Lessons for the UK. Cambridge: Centre for Business Research,
University of Cambridge, 2013. (Working Paper, n. 450).
CIMOLI, M.; DOSI, G.; STIGLITZ, J. The Political Economy of Capabilities
Accumulation: the Past and Future of Policies for Industrial Development. Pisa: Laboratory
of Economics and Management, Sant’Anna School of Advanced Studies, jul. 2008. (Working
paper).
______. The Future of Industrial Policies in the New Millennium: Toward a Knowledge-
Centered Development Agenda. Pisa: Laboratory of Economics and Management, Sant’Anna
School of Advanced Studies, sep. 2008b. (Working paper).
CIMOLI, M.; DOSI, G.; NELSON, R.; STIGLITZ, J. Institutions and Policies Shaping
Industrial Development: An Introductory Note. In: DOSI, G.; CIMOLI, M. ; STIGLITZ, J. E.,
(Ed.). Industrial Policy and Development: The Political Economy of Capabilities
Accumulation. Oxford: Oxford University Press, 2009. p. 19-38.
58
COHEN, E. Theoretical Foundations of Industrial Policy. EIB papers, Luxemburgo: v. 11, n.
1, p. 84-106, 2006.
COUTINHO, L. Marcos e Desafios de uma Política Industrial Contemporânea. In: Política
industrial: desenvolvimento em debate. Rio de Janeiro: BNDES, p. 191-209, 2002. Available
at:
<http://www.bndes.gov.br/SiteBNDES/export/sites/default/bndes_pt/Galerias/Arquivos/conhe
cimento/livro_debate/2-PolitIndustrial.pdf>. Access: 14 nov. 2015.
DAHLMAN, C. J. Growth and Development in China and India: The Role of Industrial
and Innovation Policy in Rapid Catch-Up. New York: Initiative for Policy Dialogue, out.
2008. (Working paper).
DI MAIO, M. Industrial Policies in Developing Countries: History and Perspectives. In:
DOSI, G.; CIMOLI, M.; STIGLITZ, J. E., (Ed.). Industrial Policy and Development: The
Political Economy of Capabilities Accumulation. Oxford: Oxford University Press, 2009. p.
107-143.
ERBER, F.S.; CASSIOLATO, J.E. Política Industrial: Teoria e Prática no Brasil e na OCDE.
Revista de Economia Política, São Paulo, v. 17, n. 2 , p. 32-60, apr-jun. 1997.
EVANS, P. B. Embedded Autonomy: States and Industrial Transformation. Princeton:
Princeton University Press, 1995.
FERRAZ, J. C.; PAULA, G. M.; KUPFER, D. Política industrial. In: KUPFER, D.;
HASENCLEVER, L. (Org.). Economia Industrial: fundamentos teóricos e práticos no
Brasil. Rio de Janeiro: Elsevier, 2002. p. 545-567.
FREEMAN, C. The ‘National System of Innovation’ in historical perspective. Cambridge
Journal of Economics, Oxford, n. 19, 1995, p. 5-24.
GREENWALD, B.; STIGLITZ, J. E. Industrial Policies, the Creation of a Learning
Society, and Economic Development, 2012. Work presented to the International Economic
Association/World Bank Industrial Policy Roundtable, Washington, 2012.
HAQUE, I. Rethinking Industrial Policy. Geneva: United Nations Conference on Trade
and Development, apr, 2007. (Discussion paper, n. 183)
INSTITUTO DE ESTUDOS PARA O DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - IEDI. A
Política de Desenvolvimento Industrial, o que é e o que representa para o Brasil, 2002.
Available at: <www.iedi.org.br/admin/pdf/pol_desenvolv_industrial.pdf>. Access: 14 nov.
2015.
KHAN, M.; BLANKENBURG, S. The Political Economy of Industrial Policy in Asia and
Latin America. feb. 2008. Available at: <http://www.iese.ac.mz/lib/saber/secdraft.pdf>.
Access: 14 nov. 2015.
KUPFER, D. Política Industrial. Econômica: revista da Pós-Graduação em Economia da
UFF, Rio de Janeiro, v.5, n.2, p. 281-298, dec. 2003.
59
LALL, S. Reinventing Industrial Strategy: The Role of Government Policy in Building
Industrial Competitiveness. Geneva: United Nations Conference on Trade and Development,
apr, 2004. (Discussion paper, n. 28)
LIST, F. The National System of Political Economy. London: Longman, 1841.
MEDEIROS, B. B. The Development of the Upstream Oil & Gas Supply Chain in
Norway, 2014. Manuscript.
NAUDÉ, W. Industrial Policy: Old and New Issues. Genova: United Nations University,
World Institute for Development Economics Research, sep. 2010. (Working paper, n. 106)
NELSON, R. R. Why Do Firms Differ, and How Does it Matter? Strategic Management
Journal, v. 12, p. 61-74, 1991.
_____________. Economic Development from the Perspective of Evolutionary Economic
Theory. Globelics, 2007. (Working Paper Series, n. 02)
NORDAS, H.; VATNE, E.; HEUM, P. The Upstream Petroleum Industry and Local
Industrial Development. A Comparative Study. Bergen: The Institute for Research in
Economics and Business Administration, mai. 2003. (Report, n. 08)
PERES, W.; A. PRIMI. Theory and Practice of Industrial Policy: Evidence from the Latin
American Experience. Santiago de Chile: CEPAL, 2009. (Serie Desarrollo Productivo, n.
187).
PERES, W. Industrial Policies in Latin America. Geneva: United Nation University –
World Institute for Development Economics Research, 2011. (Working paper, n. 48).
REINERT, Erik S. Emulation versus Comparative Advantage: Competing and
Complementary Principles in the History of Economic Policy. The Other Canon foundation,
Norway, Tallinn University of Technology, Tallinn, ago. 2009. (Working papers, n. 25).
RODRIK, D. Industrial Policies for the Twenty-First Century. Cambridge: John F.
Kennedy School of Government, Harvard University, sep. 2004. Available at:
<https://www.sss.ias.edu/files/pdfs/Rodrik/Research/industrial-policy-twenty-first-
century.pdf>. Access: 14 nov. 2015.
______. Normalizing Industrial Policy. Cambridge: John F. Kennedy School of
Government, Harvard University, sep. 2007. Available at: <http://academico.direito-
rio.fgv.br/ccmw/images/9/92/Rodrik_Normal_IP.pdf>. Access: 14 nov. 2015.
RYGGVIK, H. Building a Skilled National Offshore Oil Industry. Oslo: NHO, 2013.
SHAFAEDDIN, M. How Did Developed Countries Industrialize? The History of Trade
and Industrial Policy: the case of Great Britain and the USA. Geneva: UNCTAD, 1998.
(Discussion paper, n. 139).
60
______. What did Frederick List Actually Say? Some Clarifications on the Infant Industry
Argument. Geneva: UNCTAD, 2000. (Discussion paper, n. 149).
______. Is the Industrial Policy Relevant in the 21st century? Munich: MPRA, mar. 2006.
(MPRA paper, n. 6643).
SOETE, L. From Industrial to Innovation Policy. Journal of Industry, Competition and
Trade, v. 7, n. 3 - 4, p. 273-284, 2007.
SUZIGAN, W.; FURTADO, J. Política Industrial e Desenvolvimento. Revista de Economia
Política, São Paulo, v. 26, n. 2, p. 163-185, abr.-jun. 2006.
TORDO, S.; ANOUTI, Y. Local Content in the Oil and Gas Sector: Case Studies.
Washington: World Bank, 2013.
UNITED NATIONS INDUSTRIAL DEVELOPMENT ORGANIZATION - UNIDO.
Industrial Policy for Prosperity: UNIDO’s Strategic Support. Vienna: v.11, sep. 2011.
WARWICK, K.; NOLAN, A. Evaluation of Industrial Policy: Methodological Issues and
Policy Lessons. Paris: OECD Science, Technology and Industry Policy Papers, n. 16, 2014.
WARWICK, K. S. Beyond Industrial Policy: Emerging Issues and New Trends”. Paris:
OECD Science, Technology and Industry Policy Papers, n. 2, 2013.
WORLD TRADE ORGANIZATION – WTO. Director-General. 2014. Available at:
<http://www.wto.org/english/thewto_e/dg_e/ra_e.htm>. Access: 27 jul. 2014.
YOGUEL, G.; PEREIRA, M. Industrial and technological policy: Contributions from
evolutionary perspectives to policy design in developing countries. Munich: MPRA, mai.
2014. (MPRA Paper, n. 56290)
61
3 THE DEVELOPMENT OF THE UPSTREAM OIL & GAS SUPPLY CHAIN IN
NORWAY
The aim of this essay is to identify the lessons and contributions to other countries,
from the industrial policies adopted in Norway with a view to developing the Oil and Gas
(O&G) supply chain.
It should be highlighted that, in order to conduct this work, one-year experience of
applied research in Norway was made, being funded by the Capes Foundation (Brazil). The
research was done under the supervision of Professor Frank Asche and great support of the
Department of Industrial Economics, Risk Management and Planning of the University of
Stavanger (Norway), where he works. This experience allowed: extensive research of
academic literature; Government reports and other organization files related to the sector;
participation in seminars related to the O&G industry; interviews and consults with 39
professionals, retired and active, of key companies along the O&G industry (local and
foreign), high government officials directly and indirecly related to the oil sector in the
regional and national level, industrial organizations, training organizations, union leaders and
institutes of research and universities69.
3.1 Introduction
The concept of state intervention, through protectionism policies, to develop an infant
industry dates back to the classical Friedrich List and later by Gerschenkron (FERRAZ;
PAULA; KUPFER, 2002). Even after the existence of the World Trade Organization (WTO),
it is still being implemented nowadays, in several countries (in different levels of
development), attempting to develop the local industries competence. In this background,
industrial policies to develop the oil industry appear with highlights. For instance, a world
forum for discussing Local Content (LC) policies, which is a form of Industrial Policy (IP), is
on its 12th edition70.
69 However, as part of the interviewees did not revise it or confirmed its authorization the content were used
mainly as references to avoid being out of track, in the comprehension of the theme. Thus, we decided to
preserve the identities of the interviewees as most of it is still active (working) and so, to avoid any possible
kind of embarrassment. In order to make a better use of the richness of the interviews, an effort was done
searching empirical evidences and reports of the reported facts that were not well illustrated in the
bibliographical research.
70 See: <www.localcontentsummit.com>. Access: 17 feb. 2015.
62
Norway has been entitled worldwide as one of the best examples of success in
implementing industrial policies to develop the O&G industry. More than developing local
oil companies, significant tax revenues to the Government, a giant petroleum fund and
avoiding the Dutch disease/oil curse71, it also managed to build up a broad and competitive
O&G supply chain72. Most important, Norway became one of the world most developed
countries and nowadays has an internationalized O&G supply chain with around 2.500
suppliers, that became benchmark and technological leaders in several segments such as:
subsea, drilling, seismic, offshore services and equipment, for example.
Another reason why this case is so emblematic is due to the short time in which
Norway managed to build this whole industrial competence. It only started to produce oil at
the beginning of the 70´s and the main IP instruments had to end when Norway joined the
European Economic Area (EEA) in 1994.
Not surprisingly, Norway became a reference for developed and developing countries
in the attempt to manage oil resources and build a broad and competitive local O&G industry,
with especial highlights to its supply chain, such as: Canada, Australia, South Africa,
Uganda, Angola, Ghana, Nigeria, Tanzania and Brazil (CCPA, 2013; LOCKE; STRATEGIC
CONCEPTS, 2004; HUNTER, 2010; WTI ADVISORS, 2013; TEKA, 2011; UGANDA,
2011; AYINE, 2010; HEUM et al., 2003; UNCTAD, 2006; ROGNERUD, 2012; ABDI,
2011).
However, the development of this new sector in Norway did not come from scratch
(HEUM, 2008). The country had already some important good socio economic structure,
which together with the world scenario of the oil industry at the time Norwegian oil history
began, facilitated by its engagement in this new sector. There were also other factors that
were not direct measures to develop the oil industry, but which made important contributions
to it, such as work permits and safety requirements.
Even so, Norway still had a learning curve, with the industrial development of the oil
industry. It had, for example, some problems in the production of offshore equipment,
shortage of workforce, unproductive investments of the oil companies in the local industry
and in the economy in general, that were adjusted through time.
71 It refers to the economic consequences that Netherland suffered after finding and exploiting gas reserves in the
60s and 70s. The resource revenue appreciate the exchange rate, create an excess of demand internally, rise of
costs, making the local manufactured goods less competitive and stimulating importation, which could lead to
deindustrialization of the country (NORENG, 2006; LIND; MACKAY, 1980; LESKINEN et al., 2012).
72 From now on, supply chain will be considered as synonymous to supply industry.
63
The main purpose of this article is to describe the evolution and the key
characteristics of the Norwegian O&G IP, focusing especially on the construction of the
O&G supply chain, and illustrate important challenges that had to be overtaken. In this sense,
we considered: its socio-economic background, the world scenario of the oil industry around
the seventies, the policies to develop this industry and other possible relevant factors that
might have influenced it73. We expect to conclude withdrawing some possible lessons from
the Norwegian experience on building its O&G supply chain, which could be considered and
adapted by other economies nowadays.
3.2 Internal and External Environments of Norway at the Beginning of its Oil History
We analysed some selected Norwegian socio-economic indicators that could have
influenced the development of this new industry and resume some general characteristics of
the oil industry around the end of the sixties, when the Norwegian oil history started.
3.2.1 Socio-economic Scenario of Norway at the beginning of its Oil History
In the 60´s Norway had already relatively strong and stable socio-economic indicators,
thus the Government had no need to hurry in decisions about the future of exploration and
production (E&P) of the O&G in the North Sea. This also enabled bargaining power of the
Government over the International Oil Companies - IOC (NORENG, 2006; ANDERSEN,
1993; AL-KASIM, 2006; KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002)74.
The economy was growing every year at a reasonable rate, inflation under control and
stable (under 5 %) and the unemployment, just one year after the first well started the E&P of
oil in 1971, was under 2% (Table 3.1). Thus, the socio-economic indicators were also very
favourable since the American oil company Phillips first asked to prospect oil in the NCS
(1962) until the oil was found in 1969 (KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002;
LINCHAUSEN, 2010).
73 According to FERRAZ, PAULA and KUPFER (2002) since the classical defenders of protectionism policies
to develop the local competence - such as Friedrich List and later by Gerschenkron - there was already the idea
that the level of intervention would depend in the distance of the country to the international leaders. In this
vein, in order to better understand the development of an international industry in a country it is important to
keep in mind how was the sector worldwide and the local socio-economic background at its beginning.
74 Andersen (1993, p. 39) also highlights that there was no hurry, neither from the Government nor from the
Norwegian companies to exploit the O&G in the North Sea, but, apart from the economic side, he also presents
some historical social and political reasons for that.
64
Table 3.1 - Socio-economic indicators of Norway at the beginning of its oil history
Source: Author’s construction, data from World Bank - World Development Indicators, UN Data, UNESCO,
SSB, IMF, OECD.
*na= Data Not Available
Reinforcing these figures Noreng (2006, p. 189) states that Norway until the early
70´s: “[…] was a developed and diversified economy, with a highly educated population
enjoying full employment and a high standard of living”. Several authors also emphasize the
competent and diversified Norwegian economy, even before the oil history started, which
contributed to the development of this new sector (TONNESEN; HADLAND, 2011; HEUM,
2008; THURBER; ISTAD, 2010; RAMM, 2001; SASSON; BLOMGREN, 2011; RYGGVIK,
2010; AL-KASIM, 2006):
a) work power used to maritime activities;
b) ship-owners had international experience, knew some oil companies and were
used to the business model – big and risk investments;
c) strong shipyard structure spread along the country, that allowed big projects to be
split among sites and so speeding the constructions/deliveries;
d) manufactures of ship equipment;
e) wood processing industry;
f) mechanical industry;
g) large process facilities, such as metal production, for example;
h) geological competence developed to attend the mining industry;
65
i) high qualified public servants that had experience in regulating other resource
industries such as mining, fishing and hydropower;
j) civil engineering experience in big projects (dams for the hydro-electric power).
The Norwegian Parliamentary Report n. 25 (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE,
1974, p. 83-84) points out that the most competitive Norwegian industries at the beginning of
the 70´s were the ones exposed to foreign competition: “[…] the international shipping trade,
mining, the chemical industry, including oil refining and the petrochemical industry, the
wood products industry, primary iron and metal industries, and air transport.”
Some of the other important industrial segments that were considered only as
domestic competitive have correlation to the O&G supply chain, such as (NORWAY.
MINISTRY OF FINANCE, 1974): the furniture industry, the foundry industry, production of
metal ware, machines, electric appliances and material, and the shipbuilding industry
The level of population with at least upper secondary education in 1970 was almost
40% (Table 3.1). This is a high level and very similar to nowadays (in 2012 it was 42%,
according to OECD, 2013). The universities, centres of knowledge, business and technical
institutes in Norway were already well established in correlated areas that could rapidly be
extended to the needs of the offshore O&G industry, such as geology, energy intensive,
marine activities, process industries, metals and materials (HEUM, 2008; AL-KASIM, 2006).
Important also to highlight that as 2/3 of workers in the drilling ships and platforms
did not require tertiary education or special technical qualification (NORWAY. MINISTRY
OF FINANCE, 1974). Even with the production of steel platforms, that required mostly
specialized workers, they were: “[…] recruited from ordinary trade schools and apprentice
departments and from courses of shorter duration under trade instruction for adults, sheet
metal and welding courses with a 5 months duration, and welding courses usually with a 2
months duration (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE, 1974, p. 81)”. Therefore, with a
great portion of the population with upper secondary education, it seems that it was easier to
train or re-qualify part of it, in order to enter the new oil industry.
The Report n. 25 also underlines that Norway had a well-developed trade school
system along the country and that engineering schools had an overcapacity for training
shipbuilding engineers, that could be shifted to the new marine technology areas (NORWAY.
MINISTRY OF FINANCE, 1974). It also states that: “It is estimated that the demand [for
training] will mainly be met by the existing facilities, with probably an expanded capacity and
66
the additional offer of the necessary special training (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE,
1974, p. 81).” Thus, in both levels of workers qualification, Norway seems to have had been
relatively well prepared, even though, having had challenges in the development of a new
sector in the economy, as it will be seeing latter on.
Another key factor to enable the new sector development was being a democratic and
a very stable country and thus: “This gave it a flying start in terms of inspiring confidence
among the oil companies that sought licenses for exploration and production in the North Sea
back in the mid-sixties (AL-KASIM, 2006, p. 139).” Al-Kasim (2006, p. 140) also stresses an
important consequence of social democratic heritage in the country: “[…] there is a tradition
of the state participating in commercial and industrial activities when these are seen to be
important for securing a desired national development.” The spillovers effect of this social
characteristic will be detailed in the next section.
Heum (2008) also highlights that there were already Norwegian firms with
international reputation and competing for decades in the global market in some of these
areas, previously mentioned. Thus, he states that: “[...] it is a huge exaggeration to claim that
Norway’s industrial capabilities and competence in offshore oil and gas have been developed
more or less from scratch (HEUM, 2008, p. 11).” In the same vein, Al-Kasim (2006, p. 140)
states: “One reason why Norway could quickly mobilise to participate in the petroleum
industry is, of course, the presence of numerous institutions that could contribute to the task”.
In the first year of data available of the Human Development Index (HDI), 1980,
Norway already occupied the 6º position (UNDP, 2015)75. As this is a structural indicator of
a country, it does not tend to change drastically. Therefore, together with the other socio-
economic indicators analysed and authors quoted, it reinforces that the country was already
well developed and had a stable economy, even before the development of the O&G industry.
This internal scenario should have contributed strongly to Norway to develop itself in
the offshore O&G industry. Therefore, we believe that this is not a case of a country that
became developed through the exploitation of a new natural resource, but rather, it’s about
how Norway managed this “black gold” in order to develop itself even more. The
Government itself recognizes this in the begging of the oil history: “[…] Norway's standard
of living is one of the highest in the world. The oil discoveries will raise our standard of
living still further (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE, 1974).
75 Since 2000, at least, Norway occupies the first position in the HDI (UNDP, 2015).
67
In this way, we highlight again that there was no need to hurry with the decisions
about how to exploit this new resource76, especially as the Government had no technical
knowledge about it (KINDINGSTAD; HAGEMANN, 200277). The Government used this
confortable situation in their favour (NORENG, 2006; AL-KASIM, 2006; ANDERSEN,
1993; KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002).
3.2.2 The World Oil Industry Around the end of the 60s and at the beginning of the 70s
The end of the 60´s and the beginning of the 70´s was marked by a movement for
nationalization of oil reserves spreading around the world, especially in the Middle East.
Thus, featuring the boom period of birth of National Oil Companies (NOC) and a
transformation of the role-played by the main IOC. Within this movement the IOC were
expelled from the main oil markets in the world in the early 70´s (HEUM, 2008; NORDAS;
VATNE; HEUM, 2003; NORWAY. MPE, 1980a; NORWAY. MINISTRY OF FINANCE,
1974). This perhaps is reflected in the unstable world production of oil during the 70´s as it
can be seen in figure 3.1.
During the 70´s, the two majors shock on the oil price in 1973 and 1979, should also
be highlighted respectively, due to the Yom Kippur war and the Iranian revolution, followed
by with the Iran-Iraq war. Thus, the global oil sector during the 70´s was under instability and
characterized with high oil prices of and a weaker position/power of IOC. In this scenario, a
socio-economic stable country such as Norway, with oil to be developed, had a higher
bargaining power with the IOCs, especially after the discovery of a giant oil field in 1969 –
Ekofisk (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE, 1974; NORWAY. MPE, 1980a; LIND;
MACKAY, 1980; NORENG, 2006). In this way, Andersen (1993, p. 7) states: “Government
ambitions were heightened”.
76 On the contrary, United Kingdom (UK) after finding O&G in the North Sea had given priority to accelerate its
exploitation, in order to stimulate the economy, revert economic imbalances and become self-sufficient in O&G
(ANDERSEN, 1993; THURBER; ISTAD, 2010; KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002; HATAKENAKA et
al., 2006).
77 In fact there was a disbelieve that the country had O&G, as in 1958 the Geological Survey of Norway (NGU)
had concluded that neither oil or gas existed in the Norwegian Continental Shelf (NCS). That indeed was another
reason for not rush in this matter, when the oil company Phillips asked to have concession to E&P O&G in the
NCS (KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002).
68
Figure 3.1 - World production of oil x price of oil
Source: BP Statistical Review, 2012.
The offshore technology worldwide was at an elementary stage at the beginning of the
70´s, with some experience in relative shallow waters in the Gulf of Mexico. Thus, the
discovery of petroleum in the NCS represented challenges, but also opportunities for the local
players willing to become newcomers in the offshore market (AL-KASIM, 2006; NORDAS;
VATNE; HEUM 2003).
3.3 Policies, Main Actors, and the Development of the Norwegian Upstream78 Oil and
Gas (O&G) Supply Chain
As previously described, in 1962, when the Phillips Petroleum asked the Government
to have a concession to prospect O&G in the NCS, the latter took its time to answer carefully.
Some reasons for this precaution were: the lack of knowledge about the oil sector and about
its rights over the possible resources in the maritime frontier; previous geological reports
affirming that there was no O&G in the country and the stable and growing economy
78 We are referring to the Upstream phase of the O&G sector, due to the following main facts: Norway became
an oil nation after the discovery of these natural resources, even though it already had refineries; the greatest
portion of investments and possibility of value creation are in the upstream phase; the local content regulation
and technologies agreements that were some of the main instruments to develop the sector, were thus applied
mainly on the upstream phase (as it will be seen ahead).
!"!!#
$!"!!#
%!"!!#
&!"!!#
'!"!!#
(!!"!!#
($!"!!#
!#
$!!!!#
%!!!!#
&!!!!#
'!!!!#
(!!!!!#
()&*#
()&+#
()&)#
()+(#
()+,#
()+*#
()++#
()+)#
()'(#
()',#
()'*#
()'+#
()')#
())(#
()),#
())*#
())+#
()))#
$!!(#
$!!,#
$!!*#
$!!+#
$!!)#
$!((#
!!
#-./01#2/.1345.6#.7#890#:;<.3=>61=#?>//@0#1>90AB#
C/31@#.90#D/94@=#:EFG#D@/#?>//@0HI.6@A#.7#J<@#1>AB#
69
(NORENG, 2006; AL-KASIM, 2006; TONNESEN; HADLAND, 2011; KINDINGSTAD;
HAGEMANN, 2002; ANDERSEN, 1993).
In this vein, and due to not understanding the real potential for oil, Norway just
concluded the delimitations of its limits in the North Sea, with UK and Denmark, in 1965.
According to Heum (2008) the Norwegian Petroleum Law was approved in the same year and
before the first license round79 was launched. The main principles of the Law are basically the
same today, with changes to adapt to circumstances of the environment (HEUM, 2008;
THURBER; ISTAD, 2010).
There was a concern about the impact of oil activities on the economy as a whole,
including in the industry, since the beginning of oil history. The Government concern was in
part because it was aware of possible negative economics effects that the exploitation of
natural resource could bring to the country, as it had brought recently to Netherland at that
time80. The small size of the Norway was other reason of concern. This contributed the
government implement what is usually called a “Go Slowly Policy” or “Tempo Regulation”81,
which changed through time, as government parties/views and scenario changed
(ANSDERSEN, 1993; AL-KASIM, 2006; LIND; MACKAY, 1980; NORWAY. MINISTRY
OF FINANCE, 1974; THURBER; ISTAD, 2010).
This precaution on the tempo of progress of the oil activities were also important to
the Norwegian economy and thus to the industry to adjust itself and enter/develop in this new
sector through time both offshore and onshore82. Many called this process as being part of the
“Norwegianisation”83 of oil activities” (AL-KASIM, 2006)84. Thereby, the control of pace of
oil production was one of the key issues in avoiding structural shocks in the economy and the
Dutch disease.
This first concession round in 1965 was marked by predominance of IOC with small
participation of local companies such as Norwegian Oil Consortium (NOCO)85 and Norsk
79 The invitation to the first round was made on April 9th, 1965 (NORWAY. NATIONAL ARCHIVES, 2014)
80 The Dutch Disease previously explained.
81 At the beginning of the 80´s a Tempo Committee was created to protect the economy from huge changes in oil
revenue: “The Tempo Committee proposed the establishment of a Petroleum Fund where Net Revenues from
petroleum activities could be allowed to accumulate for use of future generations” (AL-KASIM, 2006, p. 74).
Later on we will return to this issue.
82 According to Andersen (1993, p. 100) this was the reason why there were no concession rounds from 1974
until 1978: “It was a period of national competence-building. The authorities wanted to develop inhouse
expertise and capacity before new concession rounds were held”.
83 Some authors also write as Norwegianization, thus with “z” insted of “s”.
84 Later on this concept will be more detailed.
85 During the 70´s NOCO changed its name for Saga [Petroleum] according to Sasson and Blomgren (2011, p.
16).
70
Hydro, either directly or through partnerships (SASSON; BLOMGREN, 2011). Lind and
Mackay (1980, p. 102) stress that even though there were no formal clause concerning state
participation in this first round, there was evidence that foreign companies that were willing
to form consortia with Norwegian companies (Norsk Hydro86 and Noco), received preference.
According to Bjørnstad (2009) since the first licence round, 1965, there were already
some statements concerning the development of the local O&G supply chain by the Ministry
of Industry, but it was done in a gentlemen´s agreement with the oil companies that received
concessions87. At that time Norway did not have much negotiation power over the oil
companies (NORDÅS et al., 2003), which makes sense due the uncertainty about real
existence of oil in the country.
Bjørnstad (2009) also stresses that there was an arrangement of political forces that
since the beginning intended not only to develop this resource, but together a local supply
industry, fully controlled by Norwegians and exploring the foreign expertise and investment
as much as possible. In this way, the Norwegian State oil company, Statoil88, would have a
key role with the procurement policy. In this line, Bjørnstad (2009) states that an important
part of the Norwegian industry was already pursing the oil market, even before Norway had
agreed its boundaries in the North sea, such as the shipping companies with the drilling and
supply vessels.
By the time of the second round of concession (1969) stronger statements were made -
preferred treatment to Norwegian competitive suppliers - as conditions, when blocks were
awarded (THORSVIK, 199089 apud BJØRNSTAD, 2009, p. 40). Andersen (1993) addresses
that the oil companies complained about the introduction of state participation in the second
round as a new issue, but that they accepted after long period of discussion and just before
Ekofisk was found. He believes that if this discussion have taken longer, and thus the second
round had occurred after the discovery of Ekofisk, the Government would have had much
more power of bargaining over the oil companies (ANDERSEN, 1993, p. 60).
Even though, after December 1969, when Phillips made the first oil discovery in a
giant field (Ekofisk), followed by rises in the oil price and the IOC being expelled from main
markets (as said previously), the Norwegian government gained much more power of
bargaining (NORDÅS et al., 2003). In this vein, the Local Content (LC) regulation only
86 Norsk Hydro had a partnership with a french group (ANDERSEN, 1993).
87 The Ministry of Petroleum and Energy was only created in 1978, as it will be described later on.
88 Statoil creation and role will be discussed later on.
89 THORSVIK, J. Politikk og marked: En studie av norsk leveransepolitikk for oljevirksomhetenthesis. 1990.
Ph.D. Thesis, University of Bergen, Bergen, 1990.
71
became more structured and formalized in the Royal Decree of December 1972, specifically
in article90 54 (BJØRNSTAD, 2009, p. 40). Its section or paragraph 54, which can be
considered the core of legislation about LC, stated that:
The licensee shall carry out his exploration for and exploitation of petroleum from a
base in Norway. His organization in Norway shall be sufficient to direct this
activity, and to make all decisions as to the activity.
The licensee shall use Norwegian goods and services in the activity as far as
they are competitive with regard to quality, service, schedule of delivery and
price.
Norwegian contractors shall be included in invitations for tenders as far as they
produce goods or render services of the kind required.
On evaluating the offers given by Norwegian or foreign bidders, the licensee
shall take into account the extent to which the bidders will use Norwegian
goods and services.
The licensee is responsible for the observation of these provisions by his
contractors and their sub-contractors (NORWAY, 1972, p. 79, our emphasis)
In 1972 some vital actors in the structure of Norwegian O&G industry were also
created, such as the State oil company, Statoil, and the technical/regulatory authority,
Norwegian Petroleum Directorate - NPD (THURBER; ISTAD, 2010; TONNESEN;
HADLAND, 2011). Heum (2008) describes deeper the construction of this new institutional
framework in 1972 and underlines that it was done after the government had studied
international experiences and the discovery of Ekofisk field. The key characteristic in the
new structure is that it was built separating the roles of three areas: [...] “Policy-making;
technical control and resource management; commercial participation” (HEUM, 2008, p. 4).
Heum (2008, p. 4) states that each role was created in the following manner:
Ministry of Petroleum and Energy91: responsible for policy-making, for award of
licenses and for ensuring that proposed field development plans (plans for
development and operations) met the Norwegian requirements. All major field
development plans are in the end approved by Parliament.
Norwegian Petroleum Directorate: to deal with technical control, regulatory and
advisory functions. The Directorate has its own Board, appointed by the Ministry of
Petroleum and Energy, and the Directorate reports administratively to the Ministry.
Statoil was founded as a 100 per cent owned company. In the beginning, Statoil was
seen as an instrument in implementing government policies and to take care of
commercial interests on behalf of the government. As Statoil was not the only
commercial player in the scene, the company was also conceived as a way to
counterbalance the international oil companies operating on Norway´s continental
shelf.
90 Some author refers as paragraph 54, while other as article 54.
91 Actually the Ministry of Petroleum and Energy branched out from the Ministry of Industry and Craft in
11.01.1978. So, before that the Ministry of Industry developed its role basically (NORWAY.
GOVERNMENT, 2007).
72
At that time Norway had three local Oil companies: Statoil (State company), Norsk
Hydro (controlled by the state, but partially private) and Saga92 (private - former NOCO).
According to Hatakenaka et al. (2006, p. 107) Norsk Hydro93 had a participation in the block
where Ekofisk was found and in 1970 the Government acquired 51% of its shares, having
then the majoritarian control.
The rivalry of these three Norwegian oil companies, stimulated by the Government,
was a key issue in the development of the Norwegian competence in the offshore oil industry
(HEUM, 2008; AL-KASIM, 2006). The competition among Statoil, Hydro and Saga was
fundamental to foster the development of Norwegian oil supply industry as: “[...] functioned
as instruments to try to prove to be the best for the Norwegian society, and thus functioned as
instruments to try out different routes when broadening the industrial participation from
Norwegian industry (HEUM, 2008, p. 5).”
In this sense, Aaneland94 (2006 apud RAMM, 2009, p. 305) underlines the importance
of the vertical competition that occurred among these local oil companies, thus competing in
the supply chain, and that the Norwegian leading subsea technologies were a good example:
“[…] Statoil/FMC, Hydro/Aker Kvaerner, and Saga/ ABB.”
Thus, to understand the development of the supply industry it is necessary also to
follow the oil companies’ movements95. In this sense, we like to stress that the Norwegian oil
companies were given strong preference in the first license rounds and that Statoil had its
shares of the cost in the exploration paid by other licenses96 (TONNESSEN; HADLAND,
2011, p. 24):
By this time, the O&G industry was starting to form a structured body. Nonetheless,
the first Norwegian platform was built in 1966, using American technology, with part made in
Stavanger, part in Copenhagen and finalized in a shipyard in Oslo (TONNESEN;
HADLAND, 2011). In relation to this Norwegian engagement to the oil industry, The Cost
Study of the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy - MPE (1980, p. 313) stressed
that: “At the end of the 1960's, a relatively comprehensive fitting and repair work of foreign
92 The nineties were the best development time for Saga, but it went financially bankrupt in 1999, after acquiring
an American company (Santa Fé) and Statoil and Norsk Hydro took over the company (ENGEN, 2002, p. 48).
93 Hatakenaka et al. (2006, 107) also stress that: “Norsk Hydro’s traditional businesses had been the production
of electrical power, chemical products such as fertilizers, plastics and oil, and light metals including aluminium
and magnesium. […] It was through Ekofisk that Norsk Hydro developed its capability in the oil and gas
industry.”
94 AANELAND, K. Positiv med noe spenning (Positive with some Anxiety). Commentary released by the
Federation of Norwegian Industries 19 December 2006. Similar comments in Dagens Naringsliv 18 December.
95 This is the same logic that is used in ACHA (2002), but in the other way around and within the innovation in
the oil industry.
96 Only if a discovery was made, Statoil had to pay its share on the cost.
73
drilling platforms at Norwegian yards was done. New buildings based upon foreign designs
began at the early 1970's”. In this vein, The Cost Study adds: “In these early phases of
Norwegian industrial engagement for deliveries to the North Sea activity, Norwegian
companies were in other words sub-suppliers to foreign main contractors” (NORWAY. MPE,
1980, p. 313).
Thus, it is important to reemphasize that important industry engagements to enter this
new market were made, even before the formal regulation for LC of 1972. Though it should
not sound awkward, keeping in mind all the Norwegian industrial competence described
above.
The year of 1973 represents a breakthrough for the Norwegian industry engagement,
when the Condeep Group (Norwegian Contractors - with highlight to Høyer-Ellefsen - and
the Aker Group) won a contract to manufacture two drilling and production platforms for the
British sector, based on concrete structure97. One of the main reasons to believe in this new
technology was that the Ekofisk tank managed to prove that concrete was suitable for offshore
constructions and the Condeep Group could delivery at a competitive price and time. In 1974
other Condeep platforms were ordered to the Norwegian Continental Shelf, but mostly to the
British Shelf. Therefore, these turnkey contracts in a new and complex industry were quite
remarkable (NORWAY. MPE, 1980).
The Norwegian Contractors (NC), earlier mentioned, and the Oil Industry Services
(OIS)98 are examples of a consortium of companies, which during the seventies, joining
forces to increase effectiveness in competing for larger contracts/bids in the offshore market
(NORWAY. MPE, 1980)99.
The Norwegian entrepreneur engagement to enter the O&G sector was reinforced by
the reduction of oil trade worldwide in mid 70´s, resulting in a bankruptcy of famous local
navigation companies and reduction in the orders of tankers to the shipyards. Thus, the
shipyards were encouraged to produce vessels related to the exploration of oil
(TONNESSEN; HADLAND, 2011, p. 23). In this context, despite article 54 having been
created in 1972, its full implementation occurred only after 1975, with the operators being
97 Norway already had strong expertise in big concrete constructions such as dams and hydropower plants, so to
adapt its knowledge to produce concrete platforms should have been easier. It should be stressed too that when
big contractors/shipyards managed to enter the O&G sector, such as Aker and Kvaerner they should have
brought also their local historical supply chain, from the maritime sector (Interviews; KVAERNER, [2014];
AKER, [2014a]).
98 Apparently some times The Cost Study referred to the Oil Industry Services (OIS) also as Offshore Industry
Services (OIS): “Offshore Industry Services (OIS), establish in 1972 by a group of companies in southern
Norway, which now has as many as 23 members” (NORWAY. MPE, 1980, p. 91)
99 More examples are supplied in page 522 of the same document.
74
more pressured by the authorities to place more orders in Norway (NORWAY. MPE, 1980;
BJØRNSTAD, 2009).
With regard to finance the Norwegian suppliers in the process of development into the
oil sector, such as happened with the shipyards, we believe that it was not a big issue, as most
documents found do not even stresses about this. Hegen´s (2001, p. 4) observations about the
competitiveness of this funding process reinforcing this argument: “The Norwegian maritime
industry turned into an oil-dedicated construction, supply and service industry. This
transformation was financed commercially, in almost every case, in close co-operation
between the suppliers and their customers (main contractors or main oil companies).”
The Government (through NPD) also tried to influence the technologies that would be
used in the fields, claiming “sound economic principles”, but apparently favouring Norwegian
suppliers. Nelsen (1991, p. 123) states that this was the case, for example, in 1987: “In the
summer of 1987 the NPD asked Saga and its technical advisor, Esso, to consider, as a means
of saving money, using concrete instead of steel for TLP that the consortium was planning to
place on Snorre [field]”
Nelsen (1991) divides the Norwegianisation policies, previously mentioned, into three
main elements: i) increase shares and operator responsibilities for the local oil companies in
the bids; ii) increase the local goods and services deliveries to the oil sector; iii) industrial
development. During the 70´s all these three elements were considerably developed. It was
clear that foreign companies, particularly American Oil companies, unless pushed, were not
going to leave their traditional suppliers for inexperienced Norwegian newcomers (NELSEN,
1991). The Government was also concerned in other actions, non-mandatory, to support the
rise of Norwegian deliveries to the oil sector (NORWAY. MPE, 1987, p. 95):
For new producers of equipment, extensive marketing is necessary in order to gain
the required confidence from the operating companies. Usually, references to
previous deliveries are an important selection criterion for the oil companies. A
correspondingly conservative attitude also applies when newly development
equipment is introduced.
Nelsen (1991) points out that these actions managed to break the traditional supply
chain of foreign companies, and thus, managing to raise substantially the Norwegian content
on deliveries to the offshore market already throughout the seventies. Nelsen (1991, p. 71)
also highlights that: “Further improvement was not expected because Norway´s limited
industrial base, but there was optimism that it could be maintained, especially as Norwegian
75
Oil companies, particularly Statoil, received operatorships and corresponding responsibilities
for procurement.”
Parallel to this AKER - which had already become an important producer of platforms
-, together with other producers of offshore equipment, which were feeling the decrease in
orders after 1975, and the Federation of Norwegian Industries pressured the Government to
increase the tempo of the offshore activities and thus “[…] relax the go slow policy. […] 'It is
worth saying again that what was a good oil policy for yesterday may not be good for today
(LIND; MACKAY, 1980, p. 41-42).” It was expected that with this the demand for offshore
equipment and services would increase (LIND; MACKAY, 1980)100. The regularity of
license rounds was also important (in the 80´s) to reduce the uncertainty of private oil
companies in search for new acreage for E&P, trying to maintain a certain level of
investment in the sector, and thus the avoidance of ups and downs in the Norwegian economy
(NELSEN, 1991).
The Norwegian oil companies increase their share in NCS was also important to
stimulate the partnership of foreign contractors with local companies and the purchase of
local goods and services, but it was crucial to be the operator of the fields. For example, the
Norwegian participation was limited in the development of the first field Ekofisk (Phillips
was the Operator), with the main suppliers coming from UK and USA. This behaviour was
just as similar to most American, French, Dutch and British multinational oil companies,
bringing their own suppliers and contractors with them (NORDAS; VATNE; HEUM 2003)
In this sense, Bjørnstad (2009, p. 42) stresses that with Statoil becoming operator of
many fields, especially from 1974 until 1985, empowered it to orchestrate the development of
the local suppliers, formally and arbitrarily. As an example of this key role Hagen (2001, p. 8,
our emphasis) underlines:
In 1975, Statoil stimulated the establishment of Norwegian Petroleum
Consultants, (NPC), where 10 of the biggest Norwegian engineering companies
formed NPC as an engineering and project services contractor. Statoil
encouraged the international engineering and management contractors,
(Brown & Root, Bechtel, etc.), to establish Joint Ventures with NPC and to
perform their work in Norway, in particular for the development of the Statfjord
B & C and Gullfaks platforms. To execute projects in Norway, i.e. engineering,
procurement and construction management, in an economic and effective
manner, the international contracting community also needed joint ventures
with local partners. This meant that there was a call for Norwegian
engineering contractors.
100 In 1973 and 1974 Norway has declined to become a member of European Economic Community (EEC) and
of International Energy Agency (IEA), respectively, worried about possible influence in the oil policies being
developed (LIND; MACKAY, 1980).
76
Hatakenaka et al. (2006, p. 109, our emphasis) detail this process of foreign
companies training Norwegian companies on oil expertise and also patterns of contracts
being changed to foster local development:
Rapid knowledge transfer from Brown & Root to NPC took place; NPC consultants
were invited to work with B & R on the Statfjord A project, and some of them work
physically at B & R’s offices in London on the Statfjord B platform. Engineering
specifications were made so that work was divided into smaller packages,
better aligned to the size of Norwegian companies. As a result, the Norwegian
content rose to 80% on the Statfjord B project.
Indeed, an official report shows that the Government was clearly concerned about the
smaller Norwegian companies process of entering in the oil sector (NORWAY. MPE,
1980a): “Furthermore, we need more detailed analyses of the prerequisites of increased
Norwegian supplies to the oil sector with emphasis on clarification of the opportunities for
smaller and medium sized enterprises to effect such supplies.”
Nevertheless, The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980)101 states that this partnership
of NPC with B&R, on the Statfjord B platform, resulted in a considerable extra cost to the
project, as the first did not have regular satisfactory performance (NORWAY. MPE, 1980).
The study also points out four reasons for the high cost escalations on the Statfjord
development (NORWAY. MPE, 1980, p. 39, our emphasis):
The great time pressure on Statfjord A which, combined with changes in the plans,
led to delays, weight problems and major offshore work.
The concept chosen for Statfjord B where criteria other than profitability have been
contributory, costly technical solutions within the concept chosen as well as a large
number of engineering hours.
The operator's weak control of the development.
The operator's limited freedom of choice concerning consultants and
contractors, partly based on market conditions and partly based on a desire
for Norwegian competence development and industrial engagement.
Hagen (2001) points out that despite Aker, Kvaerner have initially participated in
NPC, it then grew and became a significant player/competitor. However, later Aker acquired
NPC and ABB rose as another player102. Nordas, Vatne and Heum (2003) also underline the
101 The Cost Study (NORWAY. MINISTRY OF PETROLEUM AND ENERGY, 1980) and HATAKENAKA et
al. (2006) supply other examples of partnership of Norwegian firms with foreign companies in order to
enhance its competence and capacity.
102 Despite ABB being a Swiss - Swedish company, its Oil & Gas headquarters was placed in Norway and
became an international player (HAGEN, 2001).
77
importance of these partnerships of larges contracting foreign firms, such as McDermott and
Brown & Root, with local companies, such as Aker/Kvaerner and ABB, in building
engineering competence in the oil sector. Vatne (2000), in the same vein, stresses that the
main foreign oil companies and engineering consultants were ´forced´, through licensing
agreements, to train and transfer knowledge to the Norwegian oil and engineering firms
through partnerships.
Thus, the importance of knowledge transfer from foreign companies to Norwegian
companies, was not just at the Oil companies level, but also reaching the
contractors/engineering firms. At the oil companies level Vatne (2000, p. 2) underlines:
“After a period as “trainees” in or under the supervision of a foreign oil company, the
Norwegian newcomers [Statoil, Norsk Hydro and Saga] were also licensed to act as project
managers of field exploration and development projects and later as operators of production”.
In this manner, Vatne (2000, p. 2) gives as examples: “Mobil (oil company) was a
training ground for Statoil employees, Brown & Root (engineering company) for Norwegian
engineers in Aker Engineering.” Bjørnstad (2009) also underlines the strong political
influence of the Government, Statoil and even Norwegian manufacturers, using their political
influence to stimulate the international partnerships of the supply industry and also splitting
contracts to allow better participation of local companies.
Bjørnstad (2009) states that the Government and especially Statoil used their power in
a discretionary way, influencing which supplier would succeed and which would not,
especially after the ship crises of 1974-75. Bjørnstad (2009, p. 56) also highlights that
basically only shipping did not make use of this political influence or public policy: “[…]
Shipping apart, much of the nascent Norwegian supplier industry relied heavily on a political
economy orchestrated by Statoil”. According to The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980, p.
90) with the lower engagement with shipbuilding, after the middle 70´s, as earlier mentioned,
the competition for contracts among shipyards in the Norwegian coast increased and as a
consequence: “In 1978-79, a number of contracts were probably concluded at loss prices to
maintain employment”.
Other reasons, which forced the formation of partnerships between foreign and local
companies in the supply chain, was the concession of work permits that could be tightened by
the authorities with the assistance of Unions (NORWAY. MPE, 1980). In fact, it also
78
managed to impact in the participation of Norwegian companies and workers in the offshore
projects either though JV or sub-contracts103.
On the other hand, The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980, p. 325) emphasises that
cooperation achieved through pressure could have resulted in a number of problems and that
usually the ones done when competences were complementary were more fruitful. It quotes
as an example of a positive complementary partnership: “[…] can be mentioned Spie-Vigor's
cooperation in the hook-up work for Frigg TCP2. The assumption was that Spie would be
responsible for management and some special welders, while Vigor supplied the remaining
part (NORWAY. MPE, 1980, p. 325)”.
Nelsen (1991) stresses that oil companies eager to get new blocks, in the 5th round
(1980), invested millions of dollars in the economy, but in ill-conceived cooperative projects,
due to a lack of a clear strategy for industrial development. Ramm (2001, p. 3) also enhances
the inefficiency in the investments of oil companies in the onshore local companies unrelated
to the petroleum industry, by the “Industry co-operation program”. It was initiated and ran by
the Ministry of Industry: “In theory, they [oil companies] would use their own side
competence in relevant sectors, but this turned out mostly an illusion, and the program really
was about pure and simple cash gifts. Some of the projects ended as industrial disasters
(RAMM, 2001, p. 3).”
Nelsen (1991) states that the Norwegianisation process continued during the eighties,
but less vigorously, because of hard economic times, specifically in the policy to favour
Norwegian operators. Regarding industrial cooperation, the requirements to foreign
companies to transfer technology and capital to local industry, was kept as criterion for
awarding licenses, but in a more efficiently manner. The Government tightened its guidelines
ensuring the good projects would be chosen and have a higher commitment of the oil
companies (NELSEN, 1991).
Nelsen (1991) and Bjørnstad (2009) emphasize that this component started with the
“Technology Agreements” that the companies had to sign, starting in the fourth round (1978),
and was crucial to shape Norway as a leader in offshore technology. Regarding this issue of
“Technology Agreements” or “Good Will Agreements”, Engen (2007) stresses that the efforts
of oil companies to develop oil related research with Norwegian firms or research institutes
would be rated as “Good Will Points”104. All the oil companies’ contributions in this manner
103 The influence of work permits and unions on the development of Norwegian O&G supply industry will be
more detailed in the next section.
104 Transfer of know-how would be rated even more highly.
79
would be taking in consideration in the next concession round. Al-Kasim (2006) reminds that
for the 4th round, the authorities requested that at least 50% of the Research and Development
(R&D) expenditure should be employed within Norway.
The Government expected that, the good part of the challenges presented by the
Norwegian continental shelf, to be sorted out locally and thus, contributing to the
development of oil competence in the country: “The rationale for the demand by the
authorities was that Norway through tax deductions and direct funding as the major
shareholder in licences, would be paying a large part of expenditure towards technology
development” (AL-KASIM, 2006, p. 59).
Al-Kasim (2006, p. 59) also underlines that the ´Technology Agreement´ had great
impact in developing technology in the oil sector in Norway and that received wide treatment
in the Report to the Storting105 n. 53 in 1979-1980. The Technology Agreement had been
acceptable by the actors and had, with substantial positive result in many cases (AL-KASIM,
2006). In a general analyses, according to the Report to the Storting n. 53 (NORWAY. MPE,
1980a, p. 68), the advanced industrial petroleum know-how that Norway already had at the
end of the 70´s was developed gradually and, as a result of a several aspects, but having as
some of the main ones:
- Cooperation between Norwegian and foreign enterprises and cooperation with
the operators.
- Research carried out by the authorities and private enterprises.
- Strong concentration on product development and the development of
new technology and production methods by individual enterprises.
- Educational opportunities.
In the way, Hagen (2001, p. 9) underlines that the local Norwegian contractors defined
some work principles for the Joint Ventures, focusing the transfer of know-how and
experience:
1. Integrated Joint Venture organisations with formal deputies for key positions
2. On the job training to gradually substitute foreign engineers with indigenous ones
3. Focus on the use of young national engineers
4. Procedures and job descriptions for all tasks and positions.
The policy to favour Norwegian deliveries kept during the eighties, as in the seventies,
and Nelsen (1991, p. 102) stresses that in practice: “[…] the procedures implemented served
105 Storting means the Norwegian Parliament. For more information see: <www.stortinget.no/en/In-
English/About-the-Storting/>. Access: 19 oct. 2014
80
to protect the industry from international competition.” Nelsen (1991) and Lind and Makcay
(1980) also enhance that there were an array of local political forces from the employer (oil
companies and producers of equipment)106 and the employee side, seeking to influence the
work of the Ministry of Petroleum in its task to develop and favour the E&P of O&G and
domestic companies/suppliers.
However, Lind and Makcay (1980) state that this cooperation unions movement,
motivated by decrease of employment, was sporadic and that there were disagreements
among various groups within the employees side, such as those related to the fishing industry
that were sceptical of the oil spillovers effect.
Even when the conservative party (opposition) took power at the beginning of the
eighties, the policy to favour Norwegian companies was kept, despite its speech of intending
to be less protective (NELSEN, 1991). Thus, Nelsen (1991) also quoted some examples of
Norwegian suppliers winning contracts arbitrarily, in the first half of the eighties, as the case
of Phillips Petroleum that was forced to award a Norwegian company (Aker – Verdal) an
order for a steel platform, when indeed it had already put the order to a Dutch company
(Heerema).
Nevertheless, in 1985 Statoil power was weakened and lost its political development
function, representing the government, staying with the commercial manner (THURBER;
ISTAD, 2010, p. 16-17): “To stem the company’s cash flow, Statoil’s balance sheet was split
in two in January 1985, with more than half of Statoil’s interests in oil and gas fields,
pipelines, and other facilities transferred to the newly-created State’s Direct Financial Interest
(SDFI)107 in petroleum108”. On the other hand, as SDFI was managed by Statoil until 2001 -
when it became a public firm controlled by the new state firm Petoro (SASSON;
BLOMGREN, 2001) – we believe that it still had strength to develop local suppliers.
Within this process of building capabilities it should be stressed that Norway had
already a strong trade school system at the beginning of the oil history, as noticed earlier. For
instance, several of the trades needed in this industry demanded not much qualification or
106 Other example of action with this characteristic, to support the development of the supply chain was “A
Guide to Contractors” written by The Norwegian Export Council, The National Union of Mechanical
Workshops and The Federation of Norwegian Industries. It main purpose was to enhance the knowledge of the
Norwegian Industry in international contract price and contract practice in the offshore industry (NORWAY.
MPE, 1980b, p. 333)”. It also suggested to the operators and to the industry that both should jointly develop
standard provisions, in a way that the contracts were more clear set out and uniform, thus facilitating for the
smaller companies to operate in this sector (NORWAY. MPE, 1980b).
107 See more about SDFI at: <www.regjeringen.no/en/dep/oed/Subject/state-participation-in-the-petroleum-
sec/the-states-direct-financial-interest-sdf.html?id=445748>. Access: 19 oct. 2014.
108 In 2001 Statoil opened the capital, but the government maintained the control with the majority of the shares.
In 2006 Hydro merged with Statoil in an attempt to better Internationalization (THURBER; ISTAD, 2010).
81
already had training for the trades in the country. Additionally, training workforce in Norway
was also responsibility of the companies and thus limited substantially the demand pressure
on the national education system, to train technical personnel in special needs (NORWAY.
MINISTRY OF FINANCE, 1974).
A relevant issue in the tertiary level of education is that at the beginning of the 70´s
there were universities in Oslo, Bergen and Trondheim with courses/knowledge on the
essential aspects of the petroleum activities already: “This includes the professional areas of
geology, geophysics, petroleum technology, process technology and marine technology”
(NORWAY. MINISTRY OF FINANCE, 1974, p. 82). In order to optimize the qualification
process these universities also managed to divide the tasks (NORWAY. MINISTRY OF
FINANCE, 1974).
According to the Report to the Storting n. 53 (NORWAY. MPE, 1980a), having a
strong and sufficient training capacity was important considering employment of Norwegian
citizens at all levels of the oil industry, safety in relation to environment and health of labour
and good administration of petroleum activity. In this sense, we highlight that the concession
policy had as one of the main terms education of Norwegian personnel (NORWAY. MPE,
1980a)109.
On the other hand, we highlight that The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b)
reports some problems in the education of Norwegian professionals, that does not seem to be
much commented in many studies about Norwegian oil experience. It reports, for example, a
shortage of Norwegian professionals in the seventies, with estimation of getting worse in the
eighties, in different levels and special fields. Consequently, it underlines the need to
strengthen the educational capacity, in order to make sense to keep up with the
Norwegianisation process. It also highlights problems of local labour in adapting to the needs
of the offshore industry, and quotes substantial welding work having to be broken and redone
(NORWAY. MPE, 1980b). Al-Kasim (2006) explains that the shortage of workers, at the
beginning of the 80s was created because of a combination of two main facts: development of
Norwegian oil companies as full operators and the boom in the activities that the fourth round
created. Thereby the author stresses:
A shortage in certain disciplines, such as geo-personnel, drilling personnel, welders
and so on, was inevitable. Although the problem was surmountable on a temporary
basis, it required some time to solve it on a more permanent national scale. This led
109 In pages 70 and 155 of the Parliamentary Report n. 53 (NORWAY. MPE, 1980a) the coordination of the
actions in educational issues for the oil industry is more detailed.
82
to an outcry from other industries and institutions [such as NPD itself] that felt the
pressures of the ´expertise drain´ (AL-KASIM, 2006, p. 87).
Therefore, despite Norway already having a well-educated society, overcapacity in
education at the beginning of the oil history, it seems that it also had important problems with
workforce as this new sector rose. Since the second half of the nineties the oil industry is
assisted by a new and more robust educational system, spread all over the country forming
professionals at all levels and expertise required. It is worth stressing that nowadays the
education system is so integrated with the economy and organized, that it is unlikely that at
the end of a trade course a student does not have job110.
Other side-effects of the policies implemented in Norway to develop the industrial
competence in the oil industry, should be noted, as pointed by Nelsen (1991):
a) several oil companies withdraw their application of the third round (1973)
because of excess of requirement and control of the authorities over the
production of O&G:
Those that remained were, for the most part, the large multinationals. Smaller
companies were finding it hard to win territory in the licensing rounds and only saw
their prospects dimming as the ministry favoured selected Norwegian companies
and multinationals (NELSEN, 1991, p. 61)111;
b) the excess of regulation, with high level of documentation required for offshore
projects, was costly and laborious, even for oil companies such as Statoil;
c) companies considered the safety regulation too specific, and therefore: “[…]
limiting the ability of companies to incorporate new procedures and technologies
(NELSEN, 1991, p. 108).”
Having an overview of some of the main issues in the development of the Norwegian
O&G supply chain, it is important also to understand how the LC was measured to then go
through the statistics available about this central issue. In order to enforce article 54, earlier
mentioned, the ministry of industry created in 1972 a Goods and Services Office (GSO)
110 For more information about petroleum studies at tertiary level in Norway see: <www.studyinnorway.no> and
for Educational Vocational Training system see:
<www.udir.no/Upload/Fagopplaring/4/Vocational_Education_and_Training_in_Norway.pdf> and
<www.vilbli.no>. Access: 24 nov. 2013.
111 Nelsen (1991) highlights that this control of the authorities over the pace of the offshore investment became
even stronger in the fourth and in fifth round. The Ministry had the power to postpone the development of a
field, once a commercial discovery was made. The Government was concerned about: “ […] the effects of an
uneven pace of offshore development on petroleum-related onshore industries (NELSEN, 1991, p. 59).”
83
working as a “watch dog” agency surveilling the local purchases of the oil companies
(HAGEN, 2001; AUSTRALIA, 2011; LOCKE; CONCEPCTS, 2004; HUNTER, 2009;
HUNTER, 2010; TORDO et al., 2011; OXFORD ANALYTICAL, 2010; BNDES, 2009;
UNCTAD, 2006; NORENG, 2006).
According to Hagen (2001, p. 8, our emphasis) the Norwegian content used to be
measured largely in the following way:
1. The field development operators had to present to the Ministry a plan for all
tenders above NOK 1.000 000 (USD 150 000).
2. Prior to tender invitations the operator had to complete a form (A1) giving
the tender schedule and companies to be invited. The Ministry’s role was to
ensure that qualified Norwegian companies were included on the bidders list.
3. At contract award stage, the operator was to inform the Ministry of their
evaluation (Form A2) with recommended supplier, price in Norwegian Kroner,
country of origin and Norwegian content. Norwegian content was calculated as
value added in Norway both in manpower and monetary values. Ownership of the
company was of less interest, what mattered was where the work was to be carried
out, that is, in Norway or abroad. The role of the Ministry was to see to it that a
Norwegian bidder was awarded the contract, when competitive in terms of
price, quality, delivery time and service. If the Ministry was not convinced,
consent could be withheld.
4. Information on upcoming tender invitations (form B), was also submitted to
the Ministry of petroleum and Energy twice a year by the operators. The Ministry
collated the information and released it to all the Norwegian oil & gas
suppliers as a special service.
5. Annual reporting: (form C). The intention was to give the Ministry additional
information of previously reported contracts and also report (for statistical
purposes) the value of shipping services used. Finally, the Norwegian content
(total value from each operator) of deliveries below NOK 1 million, as such
contracts were not part of the current reporting.
Thus, it seems that the Government had the entire control of the deliveries of the oil
industry, throughout the year, and also had an important mechanism to favour the
development of the local industry. With this high control of the deliveries, reinforced by the
work of the GSO, the Norwegian content track record was an important factor considered for
the oil companies to receive new acreage (HAGEN, 2001). Indeed, this was probably one of
the most important actions to develop the supply chain in the country, together with the
policy for knowledge transfer and research cooperation, earlier explained. The fact that the
local industry received the information previously of the upcoming tender (“form B”), also
should have helped them to prepare to compete with the international and experienced
companies.
84
The first time this Norwegian content control was applied was in 1973 with the third
license round (NORENG, 2006). In 1994 with the agreement on the European Economic
Area (EEA), Norway had to abolish this procurement policy or direct measures for enhancing
local content (NORENG, 2006; HAGEN, 2001). In this sense, Norway had formally only 22
years of local content policies in order to build its O&G supply chain.
Nevertheless, despite the agreement with EEA having been made on the first of
January of 1994, it did not had to be put into force until the first of January of 1995, unless
the Government wished to implement it before (NORWAY. MINISTRY OF INDUSTRY
AND ENERGY. [1994?], p. 18). In this sense, even though the formal policies to develop the
oil industry were not planned to be ceased gradually, the Government had the option to
postpone them for one more year.
Ryggvik (2013, p. 76) underlines the precautions measures taken by the unions in this
moment, 1994/1995:
Before the introduction of EEA agreement, the oil workers trade unions went on a
joint strike to demand an assurance that their trade unions rights would be
preserved. They were successful, and it was clarified that oil workers´ unions could
demand the application of Norwegian pay rate if foreign companies secured work in
the Norwegian sector. This clarification was to prove completely decisive.
With that measure and taking in consideration the highly qualified Norwegian labour
force, it is presumable that even after 1994 the companies winning contracts in the NCS
should still prefer local workers. Ryggvik (2013) highlights that the main employer
association (NAF, latter NHO) were favourable to the EEA agreement and also to join the
EU full membership in the referendum in 1994.
Despite deep research to find official figures of the Norwegian Content, unfortunately
it was very difficult to build a table with the historical track record. It is important to remind
that between these periods of official legislation on LC, the oil companies had to supply the
information about purchases made within the country and overseas.
The maximum of years we managed to get precise official figures goes from 1975
until 1981, as it can be seen in table 3.2. It seems that Norway had managed to rapidly reach
a level over 50% (in 1977) of net shares of deliveries to the oil industry and until the end of
the regulation for LC stayed between 50 and 60%. However, the parliamentary report stresses
85
that in 1986 there was big difference among industrial sectors in the level of local deliveries
to the O&G industry112.
Table 3.2 - Evolution of local content in the Norwegian O&G industry
Source: Author’s construction, data from Norwegian Parliamentary reports (NORWAY. MPE, 1982,
1984, 1987; NORWAY. MINISTRY OF INDUSTRY AND ENERGY, [1994?]).
*estimation.
**Stabilized around 60%, but with big difference among industrial segments.
After 1981 it seems that the reports to the Storting started to inform the percentage of
Norwegian delivered as total (aggregated) and only with general reference about the
numbers, usually using percentage range or approximate percentage. Not many works have
been found about the Norwegian oil experience, written in English, supplying these figures of
local deliveries and some also used as general reference as Noreng (2006, p. 177): “[…] the
high local content in Norway that at times exceeded 70 percent.” Ryggvik (2013, p. 54) states
that from 1984 the Ministry of Petroleum and Energy stopped publishing the Norwegian
content data, partially because it was not so precise. He also informed that it was believed
that the oil companies tended to exaggerate the percentage of local content and that at the
same time the figures became so high, that the Government was accused of protectionism
(RYGGVIK, 2013, p. 54). If we take in account the formula to measure local content shown
112 Unfortunately we also had difficulty to find information about how these Norwegian deliveries were
distributed among the supply chain or segments.
86
by Hagen (2001), it seems that there were not many ways to the oil companies supply the
figures not precisely.
With regard to LC target, Al-Kasim (2006, p. 61) reminds that the Report to the
Storting Nr. 53 (NORWAY. MPE, 1980a, p. 55) makes a clear reference to a target of 75%
of gross Norwegian deliveries, on the development and operation phase. This is quite
interesting, considering that if there was a target it could have influenced the work done by
the GSO. However, we did not find in any other Government document any reference to local
content target.
This target issue and high levels of LC that Norway reached, reinforce an important
discussion: What would be the cost of stimulating the entrance/development of Norwegian
suppliers into this new sector? Unfortunately we only found a few documents about this
crucial issue, which is the cost of stimulating local supply. Ramm (2001, p. 2) gives some
general numbers of how much more did it cost to buy from Norwegian suppliers and explains
how often this over cost happened:
Clearly and truly exempting the maritime sector, oil companies had to file advance
reports, sometimes resulting in open or covert reactions, but rarely stretching
protection above say a 10% price difference. When it still occasionally happened, it
was usually because of political intervention, or in the case of minor contracts with
major technology content.
This 10% over cost does not seem to be a problem, but rather could be said as a quite
cheap price paid to build a sophisticated and new oil industry supply chain. The Cost Study
(NORWAY. MPE, 1980b) also consider the over cost identified as being reasonable as the
price to develop the new industry in the country in the earlier years, especially because it did
not represent much more on the total development costs.
However, Ramm (2001, p. 2) is quite sceptical about the efficiency of Statoil as a
main actor in developing the local supply industry:
Statoil was clearly given the task of helping along Norwegian industry. It took the
job very seriously. It developed close and very proactive contacts with potential
Norwegian suppliers and was very generous with development contracts, early
information and so on, but of course also by keeping international competitor out
and preferring Norwegian suppliers even though they could be significantly more
expensive and less experienced. Of course, this cost a lot of money.
Deepening the discussion about over cost, The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b)
points out that the performance of segments within the O&G industry differed much: steel
87
jacket and module contracts usually were not competitive in international prices while
maritime services and manufacture of concrete structure were. It does not should sound
strange this non-competitive performance of a steel deck, for example, as its primary sector
was already considered as being only domestic competitive, as previously outlined and
registered in the Report to the Storting n. 25 (NORWAY. MINISTRY OF FINANCE, 1974).
The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b, p. 423) stresses that some indirect effects
could have been of greater significance to the projects executed and to the Norwegian
industrial engagement:
a) Statoil stimulates a high participation of Norwegian deliveries in Stafjord, which
caused delays and subsequent problems for the project;
b) inexperienced yards win contracts, causing delays and cost increases;
c) contracts have been concluded leading to loss to the suppliers and the subsequent
arrangements to correct the situation, increasing considerably the cost;
d) the foreign companies have a distorted picture of the Norwegian industry’s
competitiveness, because the authorities demand local deliveries;
e) Norwegian suppliers being confident about the Government assisting them to
receive contracts could weaken the motivation to be competitive.
The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b, p. 32) also attributes other problems that
contributed to the cost increase due to Norwegian deliveries such as: a) shortage of good
welders and piping specialists in the Yards in 1980; b) the turn in building of ships to process
equipment for the petroleum industry demanded significant reorganization of the yards with
comprehensive training requirement, that were conducted by the companies themselves.
Thus, the shortage of specialists led to delays, difficulties in attending the requirements of
this new industry, with higher quality demands and increasing costs.
Behind the development of Norwegian suppliers is the contract award procedure and
The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b, p. 537) identified tree main types: “[…] a) Open
international competition; b) Open competition among Norwegian bidders; c) Choice of
supplier without competition.” The hook-up work offshore, for instance, was excluded from
international competition, due to Norwegianization demand (NORWAY. MPE, 1980b, p.
25). On the other hand, the study also pointing out that despite large contracts were awarded
to local companies in open international competition, some were done, in the second half of
the 70´s, in uneconomic format (NORWAY. MPE, 1980b, p. 25). Thus, even winning
88
contracts in international competitions and having high LC, it did not mean necessarily that
they were competitive in all fields (NORWAY. MPE, 1980b, p. 538).
It warns that as the performance of the Norwegian industry varied a lot among
segments and companies113 and to maintain a high level of local deliveries in free
competition, the competitiveness should be significantly improved. It also enhances that this
cost of developing local competence is acceptable, but the preference for Norwegian
deliveries, should not take too long to end and thus, international market should be aimed
(NORWAY. MPE, 1980b, p. 538).
The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b, p. 538) also stresses that the consequences
of Statoil efforts to develop the Norwegian industry, absorbing the over cost and suffering the
indirect effects, for example, can lead the company to problems at times.
In a global perspective, The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b, p. 538) stresses
that it identified that other countries also have made policies favouring the local industry, and
often even stronger than those in Norway. It also points out that purchasing policies similar
to the ones implemented by Statoil were also identified in other state or semi state oil
companies in other countries. However, it did not study it in detail.
According to Al-Kasim (2006) the international operators at the end of the 70´s used
to complain of a higher cost to E&P on the Norwegian side of the North Sea, as being even
higher than the UK, and termed that as “Norwegian Cost Factor” or “Norwegian Factor”. Al-
Kasim (2006, p. 45) believed it made sense as:
The UK had been engaged in petroleum operations elsewhere in the world for many
decades before it started in the North Sea. Norway was not only new to such
operations it also had a relative limited industrial capacity when compared with the
challenges associated with developing giant fields.
Perhaps this could be interpreted, as the cost of developing Norwegian local industry,
or the learning curve, would be higher than in the UK. This idea is in consonance with F.
List´s thoughts expressed at the beginning of this work.
113 “Even if we can compete in some areas such as concrete constructions, maritime services and electric
installations, the Committee through its work has arrived at the result that, for the mechanical industry as a
whole Norway is probably at a price level more than 15% but possibly less than 30% above several of our
competitors. […] For Norwegian maritime services, drilling rigs etc, the Norwegian units have indeed all the
time operated under free international competition, but with very low margins to take care of capital costs
(NORWAY. MPE, 1980, p. 538)”.
89
It is also worth stressing that The Cost Study was done in 1979-1980 and
unfortunately the only other formal cost study – that we are aware of - was published in 1999
and thus after the end of LC requirements. Therefore, this latter study (KAASEN, 1999) is
more focused on other issues affecting the offshore high cost overruns in Norway around
1994 and 1998 (such as conflicts on the contract relation between operators and contractors,
for example), rather than Norwegian supply industry deliveries due to LC regulation.
Indeed at the beginning of the 90´s the Government again took stronger actions to try
to control cost overruns and improve the competitiveness of the NCS and thus, stimulate a
more realistic initial budget and how to keep it down (KAASEN, 1999). NORSOK
program114 created by the MPE in 1993, was an example, involving joint effort of oil
companies, contracting industry, labour unions, research institutions and governmental
bodies to improve schedule performance and cost of E&P in the NCS (KAASEN, 1999).
Despite having managed to produce significant cost reduction in the NCS, Wiig
(2006, p. 78) states that many suppliers became financially distressed as a consequence of
NORSOK115. Wiig (2006, p. 79) also highlights that: “One additional reason for the upbeat
Norwegian attitude towards NORSOK is that it stimulated the development of a national
supply industry (at least in its home market)”.
Ryggvik (2013) points out that the development of a contract system, that came with
NORSOK, through larger and longer contracts with common standards ended up also
favouring the local contractors and its suppliers. Thus, we could say that now the attempt of
gaining, for example, economy of scale, by stimulating more EPC contracts is an opposite
movement to that which occurred at the beginning of the oil history, and earlier explained.
But now, the Norwegian companies had gained financial muscles and technology to compete
in bigger bids.
Engen (2002) describes in detail that these changes in the procurement forms of
contracts had serious problems along the supply chain. For example, the oil companies in
hiring EPC contracts passed much of the risk and pressure to the main suppliers (Aker,
Kvaerner and Umoe Group), which also passed it to their sub-suppliers. These main
114 NORSOK means: “[...] The Competitive Standing of the Norwegian Offshore Sector. It resembles – and was
partly inspired by – the CRINE (Cost Reduction Initiative for the New Era) initiative on the UK Continental
Shelf (KAASEN, 1999, p. 3).”
115 The results until the end of the nineties seems to have been different depending on the group of companies in
the oil industry. The operators were in general the most benefited, while some suppliers (specially small and
medium enterprises - SME) had difficulty to attend the new specifications and supply under a tight time
schedule (ENGEN, 2002, p. 227). For a rich discussion over the rhetoric and realities of NORSOK see Engen
(2002).
90
suppliers, during the nineties, overestimated their capacity of developing the whole EPC
contracts and in many cases they had to solve the problems with oil companies, which had
hired them, in court (Engen, 2002).
Ryggvik (2013) also highlights that naturally the technical requirements implemented
were easier to be reached by those companies that were already locally established, thus also
favouring the local sub-suppliers. Al-Kasim (2006, p. 117) underlines a different approach on
NORSOK, as it broke the historical relation of operators and single contractors on the
development work as it started to involve in the earlier stages several suppliers, if needed, to
improve cost-effective results: “By becoming involved in the early engineering phase both
operator and supplier would gain by avoiding duplication, reducing the risk for revisions and
modifications and in general by improving incentives for cost efficiency.”
As lasts observations about oil policies, it should be stressed that despite after 1994
article 54 and thus the protective policies had to be finished, the Government continued to
work to develop the Norwegian O&G supply chain. The sections 1-2 of the “Act 29
November 1996 No. 72 relating to petroleum activities” evidence that (NPD, 2015a; Our
highlight):
Resource management of petroleum resources shall be carried out in a long-term
perspective for the benefit of the Norwegian society as a whole. In this regard the
resource management shall provide revenues to the country and shall contribute
to ensuring welfare, employment and an improved environment, as well as to
the strengthening of Norwegian trade and industry and industrial
development, and at the same time take due regard to regional and local policy
considerations and other activities.
Other actions implemented by the Government after 1994, reinforce that it kept
working to develop the O&G supply chain. In this manner, we highlight that the Government,
together with the Norwegian O&G Industry, created INTSOK in 1997, which has as main
goal assist Norwegian companies expand business in the international O&G market
(INTSOK, 2015).
In the same vein, the Government created Innovation Norway in 2004, replacing four
organizations.116 Its main objective was to stimulate innovation, internationalization and
regional development of the Norwegian companies (NORWAY. MPE, [2004?])117. Within
Innovation Norway role in the O&G sector, the Report to the Storting n. 38 (NORWAY.
116 The Norwegian Tourist Board, the Norwegian Trade Council, the Norwegian Industrial and Regional
Development Fund (SND), and the Government Consultative Office for Inventors (SV0).
117 For more information about Innovation Norway see: <http://innovasjonnorge.no/en/start-page/>. Access: 04
jan. 2014.
91
MPE, [2004?]) points out that it is complementary to INTSOK in a way that: “[…] the
overall competence of the Norwegian policy instruments can be utilized in the best possible
way for the Norwegian supplier industry. This requires close cooperation between the two
organizations118”. Thus, the Government clearly worked to avoid overlapping of actions.
With respect to direct actions of the MPE to develop the O&G supply chain
nowadays, it should be underlined the role played by the “Section for Industry Affairs -
INI119 (NORWAY. GOVERNMENT, 2012):
The Ministry’s Issues related to the development of the Norwegian supply and
services industry with deliveries of goods and services to the petroleum- and energy
industries. Issues of industrial and political relevance to the petroleum and energy
industries. The Ministry’s contribution to the internationalisation of the industries
(i.e. Intsok, Petrad)”
In this new phase of openness in the NCS, there are also other Norwegian
organizations supporting the development and sustainability of the local O&G supply chain,
such as: The Research Council of Norway (RCN)120, SIVA121, EPIM122, Achilles123,
Navitas124, Petroarctic125 and technologies parks and accelerators related to O&G, such as
Accelerator in Ipark126.
There are some initiatives being taken recently in the north of the country that perhaps
could be classified as an attempt to return to local content regulation, thus favouring and or
stimulating regional suppliers127. However, we believe that it should be more a political issue
or contracts of marginal sizes, as the EU procurements legislation probably would not allow
such a policy to be implemented openly again.
As a consequence of these policies and developments the O&G industry in Norway
nowadays is characterized by the presence of major international oil companies, services
118 Our translation.
119 From 01/07/2005 until 01/08/2008 the “Section for Industry Affairs (INI)” was entitle as “Section for
internationalization (INI)” (NSD, [2008?]).
120 For more information about RCN see: <www.forskningsradet.no/en/Home_page/1177315753906>. Access:
04 jan. 2014.
121 For more information about SIVA see: <http://siva.no/?lang=en>. Access: 04 jan. 2014.
122 For more information about EPIM see: <www.epim.no/epim/main/home>. Access: 04 jan. 2014.
123 For more information about Achilles see: <www.achilles.com/en?cont=>. Access: 04 jan. 2014.
124 For more information about Navitas see: <http://navitas.no>. Access: 04 jan. 2014.
125 For more information about Petroarctic see: <www.petroarctic.no/>. Access: 04 jan. 2014.
126 List of Norwegian Technologies parks are available at: <http://fin.abelia.no/om-fin/medlemmer/>. Access: 04
jan. 2014.
127 We would like to stress the return of the strategy of making smaller contracts in order to allow more
participation of smaller companies and the LUNN programme to develop suppliers in the north of Norway
(STATOIL, 2010).
92
companies, and a strong and internationalized supply industry spread throughout the country.
The constitution of regional industrial clusters related to the O&G supply industry should be
stressed, strengthening the competitiveness and the internationalization of its members, such
as: NCE Subsea (located in Bergen), NCE Maritime (located in Aalesund, with focus on
supply vessels) and NCE NODE (located in Kristiansand and with focus on Norwegian
Offshore & Drilling Engineering), among others that work more transversely with O&G
industry128.
Ryggvik (2013, p. 83) makes the following consideration about this new form of
stimulating the local industry: “In many ways, the new kind of industrial policy with the
establishment of standards and organizations around clusters could be described as a new
form of protectionism suited for an open global economy.” Ryggvik (2013, p. 87) also
highlights that after the end of protectionism policies in Norway, the clusters were an
important mechanism to “[…] both maintaining a central position in the home market and for
international expansion.” However, the author stresses that despite Norway having had a
successful presence in some segments in the O&G industry already in the 70´s, the whole
supply chain was only well attended to by local suppliers during the 1990´s and 2000´s
(RYGGVIK, 2013)129.
In the first tier of the oil industry, Norway has 59 licensees and 38 operators (NPD,
2014a)130. From the three main historical Norwegian oil companies, now remained Statoil as
the main operator in the country, after the merger and acquisition process previously outlined.
In 2012 the production of 1,9 thousand barrels of oil equivalent per day, ranked Norway as
14º in the world rank of producers (USA. EIA, 2014).
The main employers and producers of O&G are Statoil (with more than 70%),
ConocoPhillips and Shell (SASSON; BLONGREN, 2011). In the last years the participation
of many smaller licensees and operators has increased substantially, changing the pattern of
investment in E&P, usually dominated by large firms (NORWEGIAN PETROLEUM
DIRECTORATE apud SASSON; BLONGREN, 2011, p. 18). According to NPD (2014b)
Norway had already 23 round bids, since the first one in 1965 and “Since 2000, additional
128 Other Norwegian Center of Expertise (NCE) that works transversely with the O&G industry are: NCE
Raufoss, NCE Instrumentation and NCE Systems Engineering Kongberg. For more information about NCE
see: <www.nce.no/no/Om-NCE/About-NCE/>. Access: 19 feb. 2014.
129 Al-Kasim (2006, p. 188), states that this time was much shorter: “Being an established industrialized nation,
it did not take the country more than ten years to become fully and successfully engaged in all phases and
sectors of Petroleum operations.”
130 For more information and names of oil companies in the NCS see:
<http://factpages.npd.no/factpages/Default.aspx?culture=en&nav1=licence&nav2=TableView%7cLicensees>.
Access: 04 jan. 2014.
93
production licences have been assigned each year in the awards in predefined areas (APA).
These areas are located in mature parts of the shelf where the geology is familiar, and the
infrastructure well-developed”. Thus, since 2000 there is regularity in the rounds bids, which
should facilitate for the operators to plan their activities and to keep a steady level of
investment in the NCS.
The importance of the O&G industry to the Norwegian economy (shares as % of GDP)
has passed 20%, but it varies as the price of O&G changes (SASSON; BLONGREN, 2011, p.
14). This high level of the importance of O&G in the Norwegian economy is not only due to
its production, but also related to the development of the domestic based supply industry
(SASSON; BLONGREN, 2011).
The number of companies in the O&S supply chain in Norway varies across works and
authors. Sasson and Blongren (2011) identified the largest amount of firms involved in the
O&G industry in Norway and as being around 2.500. Of course that as the base of data of
suppliers varies across works, consequently all the analysis derived from it should differ too.
Sasson and Blongren (2011, p. 18) quotes this difference of base of data of suppliers:
The industry employs 136,000 persons, of which 22,000 are employed by operators
and 114,000 are employed by suppliers. This supplier employment figure is
somewhat higher than figures presented by Vatne (2007), Ernst & Young (2009)
and ECON (2010), but it is in line with Eika, Prestmo and Tveter (2010b) when
adjusted for employment in generic activities131.
However, due to the mergers and acquisition process carried out in the nineties, it is
hard to identify precisely which suppliers are indeed Norwegian (RYGGVIK, 2013). It should
also be underlined that some historically important Norwegian suppliers went bankrupt, such
as Oil Industry Services (OIS) or Offshore Industries Services (OIS) in 1987132 and
Kvaerner133, apparently for different reasons, and ended up being acquired or merging
(RYGGVIK, 2013).
Resuming, the Norwegian suppliers that we believe that have/had greater
importance, apart from Aker and Kvaerner and NPC: Kongsberg Group, Aibel, Norwegian
Contractors (NC)134, Umoe135, Subsea 7, Seadrill, Smedvig, Odfjell Drilling, Petroleum Geo-
131 It does not include public organization and research institutions related to O&G.
132 OIS was the largest offshore company in southern Norway, formed by a consortium of companies
(RYGGVIK, 2013; NORWAY. MINISTRY OF PETROLEUM AND INDUSTRY, 1980).
133 Later on we will return in this issue about Kvaerner.
134 Aker bought the Norwegian Contractors (NC) in 1986 and became the biggest producer of concrete platform
in the world (AKER, [2014B]).
135 UMOE Group merged with ABB in 2000 (ENGEN, 2002).
94
Services (PGS), Bergen Group. However, Ryggvik (2013) considers that nowadays most of
indeed Norwegian big contractors are owned by foreign companies, aside from Aker, Odfjell
Drilling and Petroleum Geo-Services (PGS).
It also should be stressed that the foreign ownership relevance in the Norwegian
O&G supply chain differs, as some companies had even moved their O&G decision centre to
Norway (such as ABB) and/or the subsidiaries had a quite large freedom for strategies such as
NOV facilities in south Norway (RIGGVIK, 2013).
But going further in Sasson and Blongren (2011) analysis on these 2.500 firms, it
should be mentioned, as it can be seen in the figure 3.2, suppliers responded for 388 billion
Norwegian kroners in sales or almost 30% of the whole sales in the O&G industry in 2008.
Figure 3.2 - Total sales in the Norwegian petroleum industry (2008)
Source: Brønnøysund Register Centre, IRIS/BI. Apud: Sasson and Blongren (2011)
The importance of suppliers can be also noticed in the evolution of employment in
the Norwegian O&G industry (Figure 3.3). We also outline that the employment in suppliers
have a strong correlation with investment in the sector. On the other hand, the employment of
operators is basically stable (Figure 3.3)136.
136 Just as a reference, in Denmark the offshore industry employs around 15.000 people, spread around 600
companies involved in all tiers and since operators to suppliers, specialists, and researchers and educational
establishments (OFFSHORE ENERGY, [2014a], [2014b]). Yet in UK the offshore industry employs 127.102
people in 1.585 companies in 2012 (EY, 2014, p. 5), excluding the operators. However the same EY (2012, p.
6) reports also presents a higher estimative, based on information from the Economic Research Council (ERC),
for the UK offshore supply chain, with 200.000 people employed, also without including the operators. If it
include the operators and induced employment footprint, it could go up to 450.000 in the estimative of the Oil
& Gas UK organization (EY, 2014, p. 6).
95
Figure 3.3 - Employment in the Norwegian oil and gas industry (1990-2009)
Sources: employment: 1990-2002 (Aetat) and 2003-2009 (IRIS/BI); investments: Norwegian
Petroleum Directorate. Apud: SASSON AND BLONGREN (2011)
Figure 3.4 shows the great fluctuation of employment in the topside sector and the
growth in drill and well and operations support (SASSON; BLONGREN, 2011). The authors
attribute large part of this growth to (SASSON; BLONGREN, 2011, p. 23):
[…] may be the result of the increased focus on MMO and the increasing
internationalization of the industry (especially in Drill & Well) in recent years.
ECON (ECON 2010) estimates that the share of employees engaged in international
operations is about 50 per cent within Drill & Well and 40 per cent in Operations
(roughly similar to ‘Operations Support’ here).”
Figure 3.4 - Employment in the Norwegian oil and gas industry by sector (1990-2009)
Sources: 1990-2002 (Aetat) and 2003-2009 (IRIS/BI). Apud: Sasson and Blongren (2011)
96
In relation to the peaks of employment on the topside Sasson and Blongren (2011, p.
23) also highlight that:
The graph shows that the employment peaks of the 1990s (1993 and 1998) were
both related to the construction of platforms and rigs (Topside). Following a slump
in 1999, employment in Topside is now back to roughly the same level as in 1998.
As this sector is very vulnerable to low-cost competition from abroad (ECON 2010),
the current growth may be due to maintenance and modification activities that, by
their very nature, must be conducted in country.
Within this matter, Riggvik (2013) points out that during the 90´s Norwegian
contractors focused more on technology-heavy areas closer to the core technology of the oil
industry, and thus the construction of platforms, rigs and productions ships was gradually
shifted abroad. As an example of the specialization process that the contractor industry has
gone through in Norway, he quoted the cluster of drilling in southern Norway:
Only a small part of the physical equipment which constitutes the drilling packages
supplied to Shipowners, drilling companies and oil operators is built in Norway.
Much of it is constructed in Asia (Singapore, South Korea, China, etcetera)
Norwegian engineers are involved in developing and adapting the equipment, but
the most important part of the work lies in being able to knit the various pieces of
equipment together to a packet which actually works (RIGGVIK, 2013, p. 136).
A more specific example of this new configuration of the Norwegian O&G supply
industry is the project of the Italian oil company ENI, in Goliath field, which the construction
of its offshore facilities is being undertaken mainly in South Korea, but with a Norwegian
content estimated as up to 65% (RIGGVIK, 2013, p. 123). It stands out that, years before,
Norwegian Shipowners Association, fearing retaliation of the policies to develop local
competence to affect its international business, suggested exactly what ended up happening:
Norwegian Shipowners´ Association charged that Norwegian offshore supplies
policy fostered inefficiency in Norwegian industry and raised costs on the
continental shelf far above those in other areas of the world. As a remedy, it advised
Norwegian suppliers to concentrate on high-technology products they could sell
internationally, while contracting abroad for labour-intensive manufactured goods
(NELSEN, 1991, p. 103).
Sasson and Blongren (2011, p. 34) stress that nowadays many Norwegian shipyards
have been focusing more on the maintenance and operation due to high cost and difficulties to
keep competing internationally. Those that kept in the construction of vessels are increasing
97
its dependence in foreign labour (ECON, 2010 apud SASSON; BLONGREN, 2011, p. 34).
Even other areas where Norway has been well positioned internationally like manufacturing
mechanical equipment within drill, well and subsea sectors it has been facing increasingly
tough competition of low–cost Asian suppliers (NORENG, 2005 apud SASSON;
BLONGREN, 2011, p. 34).
In respect to value creation Sasson and Blongren (2011) estimated that the value
creation of the O&G industry in 2008 was one third of the Norwegian GDP, which confirms
the high importance of this sector to the economy. Other important indicator of success of
development of Norwegian O&G supply chain is its level of internationalization. In 2009, for
example, the exports of Norwegian suppliers represented 8% of total export of the country,
spread around the world. If the sales of the foreign subsidiaries were considered this number
would reach 15% of total exports, excluding O&G (SASSON; BLONGREN, 2011).
Considering the high level of investment, even the sectors more based on the local
O&G market are still in a comfort zone for the years to come. However, these activities such
as equipment supply, support facilities, construction and maintenance have higher chances of
breaking with the end of E&P of O&G in the NCS and they employ a lot of people (53.000).
Other activities that should be able to internationalize more are: rigs, maritime operations,
engineering-based manufacturing, etc. (SASSON; BLONGREN, 2011).
Within the internationalization strategy Norwegian firms seem to be very successful in
stabilising subsidiaries and producing abroad, due to factors such as cheaper labour and local
content regulations (SASSON; BLONGREN, 2011). On the other hand some big Norwegian
EPC companies had difficulties in the internationalization process, like Aker and Kvaerner in
the UK, and special attention would be for the latter breaking after a bad giant acquisition in
1996. Aker ended up taking control over Kvaerner and forming a giant offshore EPC
company (RYGGVIK, 2013, p. 121)137.
Ryggvik (2013), using data from a recent Rystad Energy (2012) study, stresses that
this internationalization process of the O&G supply chain had a significant growth path after
2003. He also underlines that the partnership of Statoil with BP to internationalize the
Norwegian oil company had small impact on the Norwegian suppliers internationalization
process, thus different from the expectation (RYGGVIK, 2013).
Other important fact to be emphasized is the high participation of the State in the
O&G supply chain, thus going further than only operators as commonly known. Sasson and
137 For more information about this merge see Kvaerner ([2014]).
98
Blongren (2011, p. 91) consider a share of 18% of the O&G supply chain belonging to the
State in Norway as being small: “In 2008, more than 50% of all sales in the supplier industry
were controlled by foreign owners, while only 18% were controlled by the Norwegian state.
Private Norwegian ownership was at 28%.”
This state participation is basically in 2 main companies on the supply chain: Aker
ASA (30%) and Kongsberg (50%), according to a Government report (NORWAY.
REGJERINGENS EIERPOLITIKK, 2012). According to Ryggvik (2013, p. 122) this
purchase of shares of Aker, by the State, was done in 2007 and intended to: “[…] prevent a
situation where a technological milieu built up over time was eroded through the company´s
core functions being moved out the country.” Al-Kasim (2006) and Noreng (2006) point out
that there is a tradition of the state to participate in commercial and industrial activities in
Norway, as part of its social democratic heritage, when it is seen as important to secure a
desired and national development, such as was done in the hydroelectricity power138.
In respect to the Norwegian participation in the O&G sector nowadays, as mentioned
previously, after 1981 the official data about local content were delivered in average or great
numbers only. The last official government report supplying such kind of data, that we found
(NORWAY. MPE, [1998?]), states that the Norwegian deliveries in the recent years kept
high, being well above 50%, but with differences on the segments. The data on this issue in
the last works found (HEUM, 2008) presents the numbers as being around 50-60%, in value
added, for investment in developing new fields and approximately 80% in maintenance and
operations139. Noreng (2006) also presents similar data for Norwegian content as being today
around 50%, but also does not quote de source.
On the other hand, it is interesting to note that the Statoil Sustainability Report (2013,
p. 23) affirms that the company share of local procurement in 2013 was between 75 -100 %.
Even though Norwegian net local deliveries in the O&G sector nowadays can be between 50
to 75%, as it is an open market today, we considered it high and represents also that the
policies implemented in the past have succeeded.
Other important issues highlighted by Heum (2008) is that a better way of measuring
the success in the development of local content is to analyse the level of internationalization
138 In the same manner, Leskinen et al. (2012) stress that Norway is among the countries in OCDE with the
highest state involvement in the Economy, being only bellow Poland and Turkey. Among the 77 companies
that the state has an ownership stake, 52 are managed directly by Government ministries. The size of the
companies varies from large multinationals to small and middle (LESKINEN et al. 2012).
139 The author does not quote the source.
99
of the supply and service providers located in a country and in Norway it is high (as seen
earlier).
Two other issues worth quoting of Sasson and Blongren (2011) are that: the common
acquisition of Norwegian start-ups by foreign bigger companies, could be actually good as
this could end up with access to new external markets; and on the other hand this large
participation of foreign companies on the supply industry could become a delicate issue, when
the E&P of O&G decreases in NCS, as future accumulation of knowledge might be injured.
Within financial assistance, it has been identified that local companies have been
facing some difficulty to access capital for innovation at a competitive price, but it has been
improving in the last years. On the other hand, it should be quoted that the emergence and
increase participation of venture capital and private equity firms, and pension funds in the
O&G sector (SASSON; BLONGREN, 2011)140.
Nowadays the Norwegian State stimulates innovation and R&D on O&G through
several channels/organizations, and most of it could be related to suppliers141: The
SkatteFUNN policy for all industries; Innovation Norway; SIVA; Research Council of
Norway (RCN); PETROMARKS and DEMO 2000 (SASSON; BLONGREN, 2011, p. 72)142.
We believe that the actions historically done to stimulate innovation in the petroleum sector in
Norway succeed in such a way, that still today several R&D centres of important key
international suppliers are operating143.
3.4 Other Relevant Factors of the Development of the Norwegian Upstream O&G
Supply Chain:
We consider here external and internal factors that contributed to the development of
the Norwegian O&G supply chain, but were not a direct policy of the government done
purposely or that facilitated its work. Heum (2008) classifies this situation as being lucky in
timing.
It should be again reminded that the offshore O&G industry of the sixties was not
much developed in the world, therefore newcomers would have great opportunities to
140 Statoil has a division to stimulate the development of small and medium enterprises in the supply chain,
supporting financially and technically companies in their first years (STATOIL, [2014]).
141 Some of these actors have been earlier mentioned.
142 “The government-appointed task force OG21 (Oil and Gas in the 21st Century) provides recommendations on
directions for research to the Ministry of Petroleum and Energy (SASSON; BLONGREN, 2011, p. 72)”
143See:<www.slb.com/about/rd/research/ssr.aspx> and
<www.abb.no/cawp/noabb068/751ad4b71375d4edc12576c5005628de.aspx>. Access: 28 oct. 2014.
100
explore, especially considering the needs to develop technologies for E&P in the deep and
harsh sea environment of the North Sea (HEUM, 2008; AL-KASIM, 2006; VATNE, 2000).
Heum (2008, p. 16) adds to this factor the fact that: “As the industrial experience from
shipping, ship design and construction and from ship equipment and material used for such
purposes, turned out to be of real relevance, there was a breakthrough for newcomers into
the industry”.
Thus, this condition represented challenges and opportunities for newcomers. Indeed,
Al-Kasim (2006) highlight that Norway managed to mobilize their research to develop tailor
made solutions for the areas where new technologies were demanded due to the North sea
unique characteristics at that time. In this sense, Heum (2008, p. 11) also points out “The
fortune of hosting relevant industrial competence”, as detailed in the social economic
section.
Heum (2008) also enhances: the stagflation of the 70´s, guiding the Norwegian
companies looking for new opportunities; and the rise of oil prices and oil companies -
leading engineering companies144 being excluded from major oil regions in the world,
increased their willingness to accepted stricter terms to E&P O&G in the NCS, as mentioned
before.
Noreng (2006) stresses that this higher price of oil was also important to finance this
higher cost of E&P of O&G in these challenging conditions of the North Sea, that were
consequently more costly. Engen (2002) states that this scenario, with expectation of high
profits, facilitated the oil companies to accept the Government’s strong requirements, that
could be considered as “infant industry policy”.
In a different perspective Wiig (2006) underlines that the fact of the Norwegian
society being much based on trust, increased the chances of success in partnering, with
reflection in the interaction on the supply chain. Within this matter, Al-Kasim (2006)
stresses that Norway be considered one of the most stable democracies in the world, should
have inspired confidence in the mid-sixties, in oil companies that requested licenses for E&P.
The author emphasises that despite the existence of different political schools of
thought in the country - which alternated in power and had many differences in opinions over
details of the petroleum policy -, there was a remarkable political consensus in fundamental
aspects of the oil policies. This latter have shown to contribute to maintain the international
petroleum industry interested in Norway in the long term (AL-KASIM, 2006). Al-Kasim
144 As much as leading engineering companies.
101
(2006) also states that this political consensus is best expressed in the ´Ten Commandments
of Norwegian Oil Policy´:
1. That national management and control of all operations on the Norwegian
Continental Shelf [NCS] be ensured.
2. That petroleum discoveries on the NCS be exploited so as to make Norway as
independent as possible with regards to supply of crude oil.
3. That a new industry based on petroleum be developed.
4. That the development of a petroleum industry occur with due consideration for
existing industry and the natural environment.
5. That the flaring of gas not be allowed except for short testing periods.
6. That petroleum from the NCS should as a general rule be landed in Norway
except in cases where socio-political considerations dictate another solution.
7. That the state involve itself at all appropriate levels to coordinate Norwegian
interests within the Norwegian petroleum industry and to create an integrated
Norwegian oil community.
8. That a national oil company be established to attend to the government’s
commercial interests and to facilitate cooperation with domestic and foreign oil
interests.
9. That activities north of the 62nd parallel be compatible with the distinct socio-
political conditions in that region of the country.
10. That it be understood that Norwegian petroleum discoveries will present new
tasks for Norwegian foreign policy (THURBER; ISTAD, 2010, translation from
Norwegian Parliamentary Report of June 14, 1971).
In relation to these commandments, Thurber and Istad (2010, p. 17) enhance that:
“Norway, with its heritage of transparency and mature democratic institutions, was unusual
among oil states in the degree to which it publicly deliberated on these points.” Two other
facts also reinforce this important contribution of the political stability/consensus in the
development of the Norwegian O&G industry:
a) the first president of Statoil, Arve Johnsen, has held this position for such a long
time (1972-1987), coming through even when the opposition won the election at
the begging of the 80´s, and only resigning after an overrun cost scandal in the
reform of the Mongstad refinery (BJØRNSTAD, 2009; RAMM, 2009);
b) the first general director of the Norwegian Petroleum Directorate, Fredrik
Hagemann, has held this position from its creation in 1972 until his retirement in
1996; thus staying in power of the key regulatory organization of the sector,
indeed more time than the formally industrial policy (1972-1994) (NPD, 2015b;
KINDINGSTAD; HAGEMANN, 2002).
With regards to unique circumstances for the Norwegian oil industry development,
Al-Kasim (2006) enhances the following facts: a) if the E&P of O&G was costly because of
its harsh environment, on the other hand, the first fields discovered had large structures; b)
102
the discoveries of oil fields went deeper progressively, as exploration headed towards north
waters; c) the proximity of the discoveries to the European gas market, contributed to sell gas
in a much more efficient manner; d) the O&G reserves found had good quality.
Other factors, already covered earlier, that also contributed to the development of the
Norwegian oil industry are the influence of work permits and Unions. The Cost Study (MPE,
1980, p. 324), for example, quotes that a joint venture with a foreign company (forming
Brownaker A/S) was chosen for the offshore work in a field, which previously was not even
taken into consideration in 1976. The reason was that the authorities restricted the allocation
of work permits on the NCS. It also points out the influence of the unions on the contract
winning: “A further restriction was seen in the course of 1977-78 when the requirement for
foreign manpower were submitted to the trade unions for comment before permissions were
given (NORWAY. MPE, 1980b, p. 324)”.
On the other hand, the wage control and income coordination programs done in
national-wide negotiations, as much as counter-cyclical polices, were also considered of great
importance to avoid the Dutch disease (LARSEN, 2006). In this vein, we understand the
importance the relation of the Unions with Employer Association contributing to equalize
and control the wage raises and thus the inflation. Therefore, it can be considered important,
for the development of industry and the economy, a stable environment that the union’s and
the employer association work helped to build145. However, the main action to avoid the
Dutch disease and the oil curse was the creation of the Petroleum Fund in 1991, which holds
outside the country the “excess of wealth”, generated from the oil activities, thus
externalizing the possible negative effect of an “extraordinary demand” on the economy
(AUSTVIK, 2012; THURBER; ISTAD, 2010; LESKINEN et al., 2012)146.
Riggvik (2013, p. 79) also states that some local conditions that in the past were
considered as burdensome, now could be advantageous in international markets:
Strong trade unions led to high wages for all groups working offshore, from
catering staff to process operators. But because of general egalitarian features of
Norwegian Society, the wages level for engineers and top positions was moderated
by comparison with other countries. This, in combination with strong
145 According to Stromme (1996) the relation of agreements and cooperation’s between the Norwegian
Confederation of Trade Unions (LO) and the Employer Association started much before the development of
the O&G in the country in the mid-sixties.
146 According to Bjørnland (1997), Norwegian manufacturing sector has indeed benefited from the oil
discoveries and its higher prices. Nevertheless, it also underlines the importance of the deliberate subsidies to
maintain manufacturing output in Norway, and thus employment, during transition periods in the North Sea
Oil (BJØRNLAND, 1997).
103
environmental and health and safety regulations, created incentives for development
of a robust, advanced technological solutions.
The Cost Study (NORWAY. MPE, 1980b) also highlights that the Norwegian
personnel taxation contributed to stimulate hiring local personnel, as it made it more
expensive to keep foreign employees, becoming even more costly if it was for more than 3
years.
Riggvik (2013) also highlights that in some cases strong safety requirements
stimulated the development of new technologies, such as the regulations on diving and the
development of ROVs (Remote Operated Vessels), for instance.
3.5 Conclusion
As it could be seen, the successful Norwegian oil history is quite complex, involving
several actors, strong political influence (which fluctuate among wing parties), changes in the
world oil scenarios, good socio-economic backgrounds and other particular factors.
Therefore, it would not be so easy to try to adapt some of the policies used in Norway in
other countries, especially due to particular local socio-economic environments and world
scenarios that can differ much in time.
However, we believe that it can be quite helpful in this task to keep in mind some of
the main policies and factors that seem to have been fundamental for Norway to build its
O&G supply chain and also underlying some of the challenges that had to be overtaken. In
this manner, we first point out that the level of intervention of the Government to build a
competitive O&G supply chain, will depend substantially on how far it is from the
international leaders, as underlined by List in a general reflection about industry.
Some specifically circumstances or characteristics of Norway and of the world oil
industry, that have contributed to build this O&G supply chain, but that should not be so easy
to be found again are147:
a) good and stable socio-economic indicators, which are helpful in many senses,
such as: being able to adjust in quite a short period of time its industrial, research
and educational competence in different levels (tertiary and secondary); facilitate
the attraction and partnerships of foreign companies with local companies; and
perhaps of higher importance, not having to hurry in the implementation of the
147 Especially at the same time.
104
policies to develop this new sector, such as the United Kingdom had to do, trying
to revert economics imbalances, after finding O&G;
b) IOC under pressure to find access to new O&G reserves, as much as leading
engineering firms to find new markets, together with a high oil price, thus making
them being more susceptible to accept strong bargain of the Government to train
local industry in different levels of tiers (oil companies and suppliers) and
transfer of technologies and know how;
c) political stability/consensus over key/main issues in the oil policies: even when
the opposition wins elections, do not enable or produce huge changes in the
management of the State oil company (Arve Johnsen was Statoil first CEO and
held the position from 1972 until 1987/88), of the regulatory agency (Fredrik
Hagemann, was NPD first general director and held the position from 1972 until
his retirement in 1996) and in other key issues of the oil policies, such as “Ten
Commandments of Oil Policy” and procurement policies (local content
regulation);
d) low level of technological development worldwide related to the environment
where the O&G will be exploited facilitate for newcomers (offshore exploration
was at its early stages and in shallow waters);
e) very good particular geophysics formation of the O&G and its reservoirs;
f) strong rivalry of local oil companies having positive spillovers in the sub-
suppliers (special vertical supply chain competition);
g) a State oil company that can afford (with the over cost and indirect effects) to
lead the development of the supply chain and having its costs in the exploration
phase paid by other concessionaries (during the first years);
h) strong unions movement, working in alignment with employers’ associations and
companies to secure a higher participation of local labour and to control wage
rises (good for the stability of the sector and economy as a whole);
i) strong safety requirements contributing to the development of new technologies;
j) consortium of local companies to compete with bigger and consolidated foreign
companies;
k) world scenarios contributing also to the end of protectionism policies when the
industry was already mature;
105
l) apparently the Norwegian industry did not depend much on especial funding
(subsidies) to adapt its goods, services or production system to enter the O&G
supply chain.
On the other hand, even with all these particularities and good elements to help in the
construction of the O&G supply chain, Norway still had challenges and problems that other
countries could also face in the future, such as:
a) not enough workforce with the skills needed at the time projects are being
executed, thus damaging the policies to favour local suppliers and rising costs
(along the oil history);
b) work having to be broken and redone (like welding) due to problems in adapting
competence to the offshore work, and thus resulting in inefficiency;
c) delays in the deliveries equipment and services, part being consequence of the
factors above and also bad management of the projects;
d) higher cost of the local deliveries (level of over cost varying among segments);
e) problems in the cooperation and JV of the local companies with foreign
companies, when it is done in a mandatory way;
f) internal political forces being against the policies to develop the local competence
(fishing industry and Ship-owners, for example) along time, for different reasons;
g) unproductive investments from IOC in the economy, willing to please the
authorities, when not guided and followed closed by the government;
h) bankruptcies of important local companies or consortium in different levels of the
supply chain;
i) instability of employment (varying among segments);
j) main suppliers overestimating their capacity of developing turnkey/EPC contracts
and in many cases having to solve the problems with oil companies in court;
k) local suppliers being acquired by multinationals.
And lastly we highlight actions and policies that we believe that should be considered,
from the Norwegian experience, by other countries that are also trying to build a broad and
competitive oil and gas industry:
a) separation of roles of the main players representing the Government in the
development of the Industry (MPE, NPD, Statoil, SDFI etc.);
106
b) control the pace of production of O&G and the regularity of the concession
rounds, trying to maintain a steady investment in the economy without ups and
downs and avoiding structural imbalance (important also to give time to local
industry to prepare itself to enter in the new sector and to avoid Dutch disease);
c) use of concessions rounds to stimulate the local engagement in the oil industry
through: stimulating oil companies to buy more local goods and services (local
content), IOC transfer technologies and know how to local industry and research
institutions, and train local companies (in different levels of tiers);
d) stimulate strongly the foreign contractors also to transfer knowledge and make
JV/cooperation with local suppliers, especially when complementary expertise
matches, but not doing so in a mandatory/discretionary way;
e) creation of a formal framework to enhance the local engagement: local content
law, similar to that of section or article 54;
f) creation of institutions working as “watch dog agency”, similar to the Goods and
Services Office, to verify the percentage of local purchases of the oil companies
and working together with the area that gives new acreage;
g) creation of a State oil company and favour it to be operator of important fields
and guide it to engage more local suppliers;
h) strong participation of the State also in key players on the supply chain (AKER
and Kongsberg);
i) stimulate that big contracts be broken down into smaller packages, allowing the
initial engagement of medium and small local companies or in new areas with
concentration of small companies (north of the country nowadays);
j) create programmes to engage the whole supply chain to decrease or avoid high
cost of the activities (NORSOK), when it happens;
k) stimulate that local companies be competitive since the beginning of the oil
history and with time its internationalization;
l) analyse closely and in a regular basis the performance of the local suppliers, in
order to better adjust the policies;
m) coordinate the education efforts of the sector in all different levels;
n) strengthening local engineering firms (NPC);
o) keep stimulating the industrial development of the sector even after the formal
framework of local content is ended (sections 1-2 of the “Act 29 November 1996
107
No. 72 relating to petroleum activities”, INI, INTSOK, Innovation Norway, NCE
and other programmes and organizations that work to stimulate innovation and
develop and integrate the supply chain);
p) stimulate the formation of clusters in the most likely areas where the local O&G
supply chain has chances to compete internationally.
As it could be seen, the classical idea of giving a certain type of protection to an
infant industry can indeed work in the long term, as it did in the O&G industry in Norway. In
this vein, there are important parts of the Norwegian experience that could be used as a
reference when trying to build an O&G supply chain in other countries. Apparently it also
seems that the WTO is not creating impediments to industrial policies be implemented to
develop the oil industry around the world. Nevertheless, it should be kept in mind that there
are several variables to be considered and that the Norwegian case of development of oil
industry had many particularities that can be hard to be found again elsewhere. It also should
be noted that after the strong concentration of suppliers worldwide and a higher level of
technologies of the oil industry nowadays, increasing the economy of scale, it must be even
harder to build a similar success story as the Norwegian experience.
3.6 References
ACHA, V. Framing the Past and Future: the Development and Deployment of
Technological Capabilities by the Oil Majors in the Upstream Petroleum Industry. 2002.
Thesis (PhD) - Science Policy Research Unit (SPRU), University Of Sussex, Brighton, 2002.
AGÊNCIA BRASILEIRA DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - ABDI. Referências
para a Política Industrial do Setor de Petróleo e Gás: o caso da Noruega. Brasília: ABDI,
2011.
AKER. Aker´s History. [2014a]. Available at: <https://eng.akerasa.com/This-is-
Aker/History>. Access: 24 oct. 2014.
______. Important Acquisitions. [2014b]. Available at: <https://eng.akerasa.com/This-is-
Aker/History/Important-acquisitions>. Access: 30 oct. 2014.
AL-KASIM, F. Managing Petroleum Resources: The “Norwegian Model” in a Broad
Perspective. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, 2006.
AUSTRALIA. Government of Western Australia, Department of State Development,
Department of Commerce. Local Content Report, 2011. Available at: <
108
https://www.commerce.wa.gov.au/sites/default/files/atoms/files/local_content_report-
may_2011_0.pdf>. Access: 30 jun. 2014.
AUSTVIK, O.G. Landlord and Entrepreneur. The shifting roles of the State in Norwegian
Oil and Gas Policy. Governance: An International Journal of Policy, Administration, and
Institutions. v. 25, issue 2, p. 315-334, 2012.
AYINE, D. Consolidated Report on Proposed Petroleum Bills and Local Content Policy
for The Petroleum Sector. Submitted To: The Ghana Research And Advocacy Programme
(G-Rap), 2010.
BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO SÓCIO ECONÔMICO - BNDES.
Estudos das Alternativas Regulatórias, Institucionais e Financeiras para a Exploração e
Produção de Petróleo e Gás Natural e para o Desenvolvimento Industrial da Cadeia
Produtiva de Petróleo e Gás Natural No Brasil. Rio de Janeiro: BNDES, 2009.
BJØRNSTAD, S. Shipshaped - Kongsberg Industry and Innovations in Deepwater
Technology, 1975-2007. 2009. Thesis (PhD) - Department of Innovation and Economic
Organisation, Bi Norwegian School Of Management, Oslo, 2009.
CANADIAN CENTRE FOR POLICY ALTERNATIVES - CCPA. Campbell, Bruce. The
Petro-Path not taken, Comparing Norway with Canada and Alberta’s Management of
Petroleum Wealth, 2013.
ENGEN, O. A. Rhetoric and Realities. The Norsok Programme and Technical and
Organisational Change in the Norwegian Petroleum Industrial Complex. 2002. Thesis (PhD)
- Department of Sociology, University of Bergen, Bergen, 2002.
FERRAZ, J. C.; PAULA, G. M.; KUPFER, D. Política industrial. In: KUPFER, D.;
HASENCLEVER, L. (Org.). Economia Industrial: fundamentos teóricos e práticos no
Brasil. Rio de Janeiro: Elsevier, 2002. p. 545-567.
HAGEN, P. Improvement of Local Content and Indigenous Participation in the
Upstream Sector of the Petroleum Industry. INTSOK, Norwegian Oil And Gas Partners,
2001.
HATAKENAKA, S. et al. From ‘Black Gold’ To ‘Human Gold’ – A Comparative Case
Study of the Transition from a Resource-Based to a Knowledge Economy in Stavanger and
Aberdeen. Cambridge: Massachusetts Institute of Technology – MIT, jul. 2006. (Working
paper).
HEUM, P. et al. Enhancement of Local Content in the Upstream Oil and Gas Industry in
Nigeria, a Comprehensive and Viable Policy Approach. Bergen: Snf, 2003. (Report n. 25)
HEUM, P. Local Content Development – Experience from Oil and Gas Activities in
Norway. Bergen: Snf, feb. 2008. (Working Paper n. 02)
HUNTER, T. It's Time: Petroleum Policy Change for Sustainable Development in the
Australian Offshore Upstream Petroleum Sector. Journal of Applied Law and Policy, p. 31-
54, 2009.
109
HUNTER, T. Legal Regulatory Framework for the Sustainable Extraction of Australian
Offshore Petroleum Resources: a Critical Functional Analysis. 2010. Thesis (PhD),
University of Bergen, Bergen, 2010.
INTSOK. About INTSOK. 2015. Available at: <www.intsok.com/About-INTSOK>.
Access: 08 sep. 2015.
KAASEN, K. Offshore Cost Overruns. The Investment Committee Report and its Legal
Issues. Simply, Marlus n. 247, p. 215-232, 1999.
KINDINGSTAD, T.; HAGEMANN, F. (Ed.). Norwegian Oil History. Stavanger:
Wigestrand Forlag, 2002.
KVAERNER. Our heritage: Building strength through experience. [2014]. Available at:
<http://www.kvaerner.com/About-us/History/>. Access: 24 oct. 2014.
LARSEN, E. R. Escaping the Resource Curse and the Dutch Disease? When and Why
Norway Caught Up with and Forged Ahead of its Neighbours. American Journal of
Economics and Sociology, v. 65, n. 3, p. 605-640, jul. 2006.
LESKINEN, O.; BEKKEN, P. K.; RAZAFINJATOVO, H.; García, M. Norway. Oil and Gas
Cluster: A Story of Achieving Success through Supplier Development. Cambridge: Harvard
Business School, 2012.
LINCHAUSEN, H. C. Brazil, Oil and Statoil. Challenges and Opportunities. 2010. Thesis
(Master degree) - Economics and Business Administration program, Norges Handelshøyskole
(NHH), 2010.
LIND, T.; MACKAY, G.A. Norwegian Oil Policies. London: C. Hurst & Co, 1980.
LOCKE, W.; CONCEPTS, S. Exploring Issues Related to Local Benefit Capture in
Atlantic Canada´s Oil And Gas Industry. 2004. A Discussion Paper Prepared For
“Petroleum Research Atlantic Canada”, 2004.
NELSEN, B. F. The State Offshore. Politics and State Intervention on the British and
Norwegian Continental Shelves. New York: Praeger, 1991.
NORDAS, H. K.; VATNE, E.; HEUM, P. The Upstream Petroleum Industry and Local
Industrial Development. A Comparative Study. Bergen: Snf, may. 2003. (Report n. 08)
NORENG, Ø. The Norwegian Experience of Economic Diversification in Relation to the
Petroleum Industry. In: M. Abraham (Eds.). Gulf Oil and Gas Sector: Potential and
Constraints. Abu Dhabi: Emirates Centre for Strategic Studies and Research (ECSSR), 2006.
p. 161-198.
NORWAY. GOVERNMENT. Former ministers. 2007. Available at:
<https://www.regjeringen.no/en/dep/oed/the-ministey/former-ministers/id451509/>. Access:
19 oct. 2014.
110
______. GOVERNMENT. Section for Industry Affairs - INI. 2012. Available at:
<https://www.regjeringen.no/en/dep/oed/organisation/Departments/technology-and-industry-
department/Section-for-Industry-Affairs/id445298/>. Access: 08 sep. 2014.
______. GOVERNMENT. The State’s direct financial interest - SDFI. 2008. Available at:
<https://www.regjeringen.no/en/ryddemappe/rydde-tema/state-participation-in-the-petroleum-
sec/the-states-direct-financial-interest-sdf/id445748/>. Access: 19 oct. 2014.
______. NATIONAL ARCHIVES. 2014. Available at:
<http://www.arkivverket.no/eng/The-National-Archives>. Access: 19 oct. 2014.
______. MINISTRY OF INDUSTRY AND ENERGY. St.meld. nr. 26 (1993-1994),
[1994?].
______. MINISTRY OF FINANCE. Parliamentary Report No. 25 (1973-74), 1974.
______. MINISTRY OF PETROLEUM AND ENERGY - MPE. Storting Report No. 53
(1979-1980), 1980a.
______. MPE. St.meld. nr. 40 (1982-1983), 1982.
______. MPE. St.meld. nr. 32 (1984-1985), 1984.
______. MPE. Storting Report no. 46 (1986-1987), 1987.
______. MPE. St.meld. nr. 46 (1997-1998), [1998?].
______. MPE. St.meld. nr. 38 (2003-2004), [2004?].
______. MPE. The Cost Study. Report Part 1: Recapitulation of the Development,
Evaluations and Recommendations. 1980b.
______. Regjeringens Eierpolitikk, 2012.
______. Royal Decree of 8/12/1972, Relating to Exploration for and Exploitation of
Petroleum in the Seabed and Substrata of the Norwegian Continental Shell, 1972.
NORWEGIAN PETROLEUM DIRECTORATE – NPD. Act 29 November 1996 n. 72
relating to petroleum activities. 2015. Available at:
<www.npd.no/en/Regulations/Acts/Petroleum-activities-act/>. Access: 10 jun. 2015
______. Fact Pages. 2014a. Available at:
<http://factpages.npd.no/factpages/Default.aspx?culture=en&nav1=licence&nav2=TableView
%7cLicensees>. Access: 19 oct. 2014
______. Production licences. 2014b. Available at:
<http://www.npd.no/en/Topics/Production-licences>. Access: 04 jan. 2014
111
______. Found his field. 2015b. Available at:
<http://www.npd.no/en/Publications/Norwegian-Continental-Shelf/No1-2015/Found-his-
field/>. Access: 20 jul. 2015
NORWEGIAN SOCIAL SCIENCE DATA SERVICES – NSD. Section for Industry
Affairs (INI). [2008?]. Available at:
<www.nsd.uib.no/polsys/data/en/forvaltning/enhet/31021/endringshistorie>. Access: 27 set.
2015.
OECD. Education at a Glance 2013: OECD Indicators, OECD Publishing, 2013.
OFFSHORE ENERGY. Oil & Gas. [2014a]. Available at:
<http://www.offshoreenergy.dk/oil-gas/oil-gas.aspx>. Access: 02 sep. 2014
______. The offshore industry. [2014b]. Available at:
<http://www.offshoreenergy.dk/offshoreenergy/career/open-positions.aspx>. Access: 02 sep.
2014
OXFORD ANALYTICA. The Impact of Pre-Salt: a Long-Term Perspective, 2010.
Available at:
<https://www.oxan.com/About/Media/News/PetrobrasTheImpactOfPreSalt.aspx>. Access:
12 ago. 2014
RAMM, H. H. Industrial Effects of the Petroleum Activities. Presentation for a Venezuelan
Government Delegation at a Ministry of Petroleum and Energy Seminar 18 June 2001, 2001.
Available at: <http://www.rammcom.com/rep/010618oedven.htm>. Access: 12 ago. 2014
RAMM, H. H. The Demise of the Norwegian Diversity Paradigm: Innovation vs.
Internationalization in the Petroleum Industry. In: Fermann, G. (ed.). Political Economy of
Energy in Europe: Forces of Integration and Fragmentation. Berlin: Berliner Wissenshafts-
Verlag, 2009. p. 271-335.
ROGNERUD, K. F. Initial Socio-Economic and Environmental Aspects of Petroleum
Sector Development in Mainland Tanzania. 2012. Thesis (Master of Science) - Department
of International Environment and Development Studies, Norwegian University of Life
Sciences, Ås, 2012.
RYGGVIK, H. The Norwegian Oil Experience: A toolbox for managing resources? Oslo:
Centre for Technology, Innovation and Culture, University of Oslo, 2010.
RYGGVIK, H. Building a Skilled National Offshore Oil Industry. Oslo: NHO, 2013.
SASSON, A.; BLOMGREN, A. Knowledge Based Oil and Gas Industry. Oslo: BI, mar.
2011. (Report, n. 4)
STATOIL. More oil industry suppliers in northern Norway. 2010. Available at:
<http://www.statoil.com/en/ouroperations/farnorth/pages/industrysuppliersnorthernnorway.as
px>. Access: 24 oct. 2014
112
______. Sustainability Report, 2013. Available at:
<http://www.statoil.com/no/InvestorCentre/AnnualReport/AnnualReport2013/Documents/Do
wnloadCentreFiles/01_KeyDownloads/SustainabilityReport.pdf>. Access: 24 oct. 2014
______. Statoil Technology Invest - commercialising technologies within oil and energy.
[2014]. Available at:
<http://innovate.statoil.com/StatoilTechnologyInvest/Pages/default.aspx>. Access: 28 oct.
2014
STROMME, J. B.M. Internal Control (Self Regulatory System) – Weakness and
Possibilities. Louisiana: SPE, 1996.
TEKA, Z. Backward Linkages in the Manufacturing Sector in the Oil and Gas Value
Chain in Angola. Making the Most of Commodities Programme (Mmcp), mar. 2011.
(Discussion Paper, n. 11).
THURBER, M.C.; ISTAD, B.T. Norway’s Evolving Champion: Statoil and the Politics of
State Enterprise. Stanford: Stanford University, may. 2010. (Working Paper 92).
TONNESEN, H.; HADLAND, G. Oil and Gas Fields in Norway – Industrial Heritage Plan.
Stavanger: Kai Hansen Trykkeri, 2011.
TORDO, S. et al. National Oil Companies and Value Creation: Volume I. Washington:
World Bank, 2011.
UGANDA. Ministry of Energy and Mineral Development. Enhancing National
Participation in the Oil and Gas Industry in Uganda. Kampala, 2011.
UNITED NATIONS CONFERENCE ON TRADE AND DEVELOPMENT - UNCTAD.
Nigeria - Creating Local Linkages by Empowering Indigenous Entrepreneurs. New York and
Genova: African Oil and Gas Services Sector Survey, v. 1, 2006.
UNITED NATIONS DEVELOPMENT PROGRAMME - UNDP. Human Development
Reports, 2015. Available at: <http://hdr.undp.org/en/content/table-2-human-development-
index-trends-1980-2013>. Access: 14 nov. 2015.
UNITED STATES OF AMERICA - USA. Energy Information Administration - EIA.
2015. Available at: <http://www.eia.gov/beta/international/?fips=no>. Access: 14 nov. 2015.
VATNE, E. Global Markets – Local Competence? Internationalisation of the Norwegian
Petroleum Industry. Bergen: Snf, 2000. (Working Paper, n. 78)
WIIG, A. Supply Chain Management in the Offshore Oil Industry: The Angolan and
Norwegian Cases Compared. In: JEROME, D. (ed.). The Changing World of Oil: an
Analysis of Corporate Change and Adaption. London: Ashgate, p. 67-88.
WTI Advisors. Local Content Requirements & The Green Economy. Geneva: UNCTAD,
2013.
113
4 A CADEIA PRODUTIVA DE PETRÓLEO E GÁS (P&G) NO BRASIL: LIÇÕES DE
POLÍTICAS INDUSTRIAIS NA NORUEGA
Este ensaio busca analisar as lições e contribuições ao Brasil das políticas industriais
desenvolvidas na Noruega para desenvolver a cadeia produtiva de Petróleo e Gás (P&G). Para
facilitar e enriquecer esse trabalho apresentamos também a estrutura e o desenvolvimento
desta cadeia produtiva de P&G.
4.1 Introdução
Desde 2010, os investimentos anuais da Petrobras têm sido superiores a 40 bilhões de
dólares. Estes investimentos são ainda maiores se considerarmos as demais empresas de
petróleo (entre concessionários, operadores e contratados)148 instaladas no país. Os
investimentos previstos para o setor no período de 2015 a 2018 são de US$
191.627.149.300,00149, sendo superiores em mais de US$ 37 bilhões150 a todos os
investimentos nas demais indústrias somados (BNDES, 2014). Atualmente, temos no Brasil
89 concessionários de petróleo registrados na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e
Biocombustíveis (ANP) e aptos a Exploração e Produção (E&P) de P&G (ANP, 2014a).
A entrada de outras operadoras no Brasil, além da Petrobras, só foi possível após a
quebra do monopólio da E&P de P&G no País em 1997, com a lei n° 9.478 (BRASIL, 1997),
148 As empresas de petróleo no Brasil tem diferentes denominações, dependendo das atividades que exercem e do
regime e ou tipo de contrato assinado com as autoridades. Concessionário é definido como: “Empresa [ou
consórcio de empresas] constituída sob as leis brasileiras, com sede e administração no Brasil, com a qual a
ANP [Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis] celebra contrato de concessão para
exploração e produção de petróleo ou gás natural em bacia sedimentar localizada no território nacional (ANP,
2014c)”. Operador da concessão, ou apenas operador ou operadora, como normalmente utilizado no mercado,
é definido como: “Empresa legalmente designada pelo concessionário para conduzir e executar todas as
operações e atividades na área de concessão, de acordo com o estabelecido no contrato de concessão celebrado
entre o órgão regulador da indústria do petróleo e o concessionário (ANP, 2014c).” Assim, os concessionários
não operadores, em geral, entram com investimento/capital num consórcio e são remunerados conforme suas
respectivas parcelas de participação nos resultados, sem executar atividades diretas relacionadas a exploração e
produção de P&G. No regime/contrato de Cessão Onerosa, de exclusividade da Petrobras, e a ser explicado
posteriormente, a Petrobras é a operadora e referida como “cessionária”, uma vez que assina contrato de cessão
(BRASIL, 2010a). No regime de Partilha de Produção, e também a ser explicado posteriormente, as empresas
que assinam contrato junto com a Petrobras (operadora única definido por lei) para exploração e produção
(E&P) P&G, são chamadas de “Contratados” (ANP, [2014,a]). Para facilitar a compreensão e seguindo a
classificação normalmente utilizada no setor no Brasil, utiliza-se neste trabalho a expressão “operadora” ou
“operador” como sinônimo de concessionário ou empresa de petróleo e ou de “contratados”, conforme
explicado acima. Caso necessário, maior explicação será dada no texto.
149 R$ 509 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
150 R$ 100 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
114
conhecida como lei do petróleo. Essa alteração no marco regulatório do setor também criou a
ANP, responsável por fiscalizar o setor e licitar os campos exploratórios de P&G, por meio de
rodadas de licitações. Concomitante à alteração do marco regulatório, também foi implantada
no país uma política de Conteúdo Local (CL) para o setor. O objetivo dessa política é
aumentar a participação da indústria nacional de bens e serviços nos projetos de E&P de
P&G, em bases competitivas. Espera-se com o CL impulsionar a capacitação de recursos
humanos, o desenvolvimento tecnológico e geração de emprego e renda deste setor (ANP,
2015a).
Assim, as operadoras presentes no país, ao disputarem blocos exploratórios nas
rodadas de licitações, se comprometem a cumprir determinado índice de CL. Já foram
realizadas 12 rodadas de licitações para concessão de blocos exploratórios desde 1998 (ANP,
2015c). Pelo menos pelo menos até 24/04/2015, 12 operadoras já haviam sido multadas 86
vezes por não cumprirem o CL acordado nas rodadas de licitações (ANP, 2015b). Os
mecanismos para estimular o desenvolvimento industrial da cadeia produtiva do setor de P&G
e as formas de mensurar o CL vêm, desde então, evoluindo (ANP, 2015a).
A partir de 2008, políticas industriais multissetoriais foram implementadas no país,
como a Política de Desenvolvimento Produtivo (PDP) e o Plano Brasil Maior (PBM),
contendo ações que reforçam a política para o desenvolvimento do setor de P&G (BRASIL.
MDIC, [2011?a], 2015). Ações para estimular a internacionalização e o desenvolvimento
tecnológico das empresas do setor de P&G também foram implementadas no Brasil. Destaca-
se que em decorrência da cláusula de Pesquisa e Desenvolvimento (P&D) dos contratos de
concessão do setor de P&G, mais de R$ 10 bilhões já foram gerados com este fim.
O setor de P&G no Brasil tem progredido desde 1997. Alguns indicativos desse
progresso são: o aumento do número de fornecedores instalados no país; a retomada da
indústria naval; o aumento do número de profissionais empregados no setor; a instalação de
centros de P&D de importantes operadoras e de empresas do setor (fornecedores) de classe
mundial; e parcerias internacionais formadas com estaleiros e empresas nacionais da cadeia
produtiva do setor de P&G em geral. Por outro lado, ainda existem desafios relevantes a
serem superados, em especial quanto a sobrecustos e atrasos na construção de plataformas,
navios, sondas de perfuração, e outros grandes equipamentos, como módulos, que são
integrados às plataformas. Os recursos expressivos aplicados na geração de P&D no setor de
P&G também não vêm tendo os resultados esperados, em termos de geração de tecnologias e
inovação na cadeia produtiva.
115
Parte dos altos investimentos realizados atualmente no setor no Brasil são aplicados
para o Desenvolvimento da Produção (DP) das reservas gigantescas de P&G encontradas na
camada do Pré-Sal151 em 2006. A descoberta das reservas de P&G no Pré-Sal colocou o
Brasil em novo patamar no cenário mundial do setor e potencializaram as oportunidades das
políticas industriais implementadas de desenvolverem uma cadeia produtiva ampla e
competitiva internacionalmente.
O governo brasileiro demonstra estar usando como uma de suas referências na
construção das políticas para o setor de P&G, o caso bem-sucedido da Noruega (ABDI,
2011a). Diversos países no mundo, desenvolvidos e em desenvolvimento, também têm se
inspirado na Noruega para a gestão da exploração e produção de P&G (CCPA, 2013;
LOCKE; STRATEGIC CONCEPTS, 2004; HUNTER, 2010; WTI ADVISORS, 2013;
TEKA, 2011; UGANDA, 2011; AYINE, 2010; HEUM et al., 2003; UNCTAD, 2006;
ROGNERUD, 2012). A Noruega se destaca no desenvolvimento do setor de P&G por
conseguir em pouco mais de 20 anos de políticas implementadas: gerar riquezas ao país,
contribuindo para fortalecer o seu desenvolvimento socioeconômico; evitar a
desindustrialização decorrente da doença holandesa152; desenvolver operadoras nacionais
(estatal e privadas); desenvolver uma cadeia produtiva do setor de P&G ampla e competitiva
internacionalmente (as exportações dos fornecedores do setor de P&G equivalem em torno de
15% das exportações do país, excluindo petróleo e gás), incluindo a formação de clusters
relacionados ao setor de P&G; e se tornar uma referência em inovação no setor de P&G
(MEDEIROS, 2015a; ENGEN, 2009; SASSON; BLOMGREN, 2011; RYGGVIK, 2013).
O objetivo desse trabalho é analisar as lições ao Brasil das políticas industriais bem
sucedidas adotadas na Noruega para o desenvolvimento do setor de P&G. Naturalmente,
políticas industriais não podem ser ipsis litteris copiadas de outras nações, como no caso
151 “O termo pré-sal refere-se a um conjunto de rochas localizadas nas porções marinhas de grande parte do
litoral brasileiro, com potencial para a geração e acúmulo de petróleo. Convencionou-se chamar de pré-sal
porque forma um intervalo de rochas que se estende por baixo de uma extensa camada de sal, que em certas
áreas da costa atinge espessuras de até 2.000m. O termo pré é utilizado porque, ao longo do tempo, essas
rochas foram sendo depositadas antes da camada de sal. A profundidade total dessas rochas, que é a distância
entre a superfície do mar e os reservatórios de petróleo abaixo da camada de sal, pode chegar a mais de 7 mil
metros.
As maiores descobertas de petróleo, no Brasil, foram feitas recentemente pela Petrobras na camada pré-sal
localizada entre os estados de Santa Catarina e Espírito Santo, onde se encontraram grandes volumes de óleo
leve. Na Bacia de Santos, por exemplo, o óleo já identificado no pré-sal tem uma densidade de 28,5º API,
baixa acidez e baixo teor de enxofre. São características de um petróleo de alta qualidade e maior valor de
mercado (PETROBRAS, 2015a)”.
152 O termo “doença holandesa” foi designado para explicar o processo de desindustrialização que a Holanda
passou ao elevar a sua renda e ter o seu câmbio apreciado com a exportação de grandes volumes de gás nos
anos 1960/70, após descobrir esse recurso natural no Mar do Norte (BRASIL, 2012).
116
citado. Outras questões têm de ser observadas no processo de aderência da PI ao país em
questão, levando-se em consideração, por exemplo, o contexto mundial e as diferenças nas
características socioeconômicas entre os países (MEDEIROS, 2015b; AL-KASIM, 2006).
Assim, o presente trabalho está organizado da seguinte maneira: a estrutura e o
desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no mundo, a cadeia produtiva da E&P de P&G
no Brasil, as lições ao Brasil do desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G na Noruega e a
conclusão. A seção da cadeia produtiva da E&P de P&G no Brasil está subdividida da
seguinte maneira: análise do cenário socioeconômico nos anos recentes; cenário geral da E&P
de P&G; políticas industriais e o estágio atual do desenvolvimento da cadeia produtiva da
E&P de P&G; além de outros fatores importantes para o desenvolvimento da cadeia produtiva
da E&P de P&G no Brasil.
4.2 A Estrutura e o Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da Exploração e Produção
(E&P) de Petróleo e Gás (P&G)
Pretende-se nessa seção apresentar resumidamente a estrutura da cadeia produtiva de
E&P de P&G no Brasil, fazendo uma breve comparação com referência a outros países e o
seu desenvolvimento no mundo. Entender a estruturação desta cadeia produtiva e o seu
desenvolvimento pode auxiliar na compreensão das relações entre os atores e,
consequentemente, contribuir para melhor aderência da PI que visa o desenvolvimento do
setor de P&G.
4.2.1 A Estrutura da Cadeia Produtiva da E&P
A cadeia de valor de petróleo e gás é composta basicamente de três fases: upstream
(Exploração e Produção – E&P), middle stream (transporte e armazenagem) e downstream
(refino e distribuição). A figura 4.1 resume essas fases.
117
Figura 4.1 - Cadeia de valor de P&G
Fonte: BNDES (2009)
As funções em cada uma dessas fases são (BNDES, 2009, p. 8):
• Exploração e produção: descoberta de novas reservas de petróleo e gás e a
extração
eficiente deles;
• Refino: processo de conversão do petróleo cru em produtos
comercializáveis e de purificar o gás para consumo;
• Vendas e marketing: divulgação e venda de gás, combustíveis e
lubrificantes derivados do petróleo por atacadistas e varejistas;
• Serviços: atividades de suporte à cadeia de valor realizadas por
terceiros, como serviços de exploração sísmica, tratamento de efluentes
e serviços de engenharia;
• Transporte e armazenamento: transporte de petróleo e de gás através
de dutos ou navios, assim como sua estocagem ao longo das etapas da
cadeia;
• Comércio de energia: negociação e transação de gás e petróleo em
qualquer estado de processamento (desde cru até qualquer produto
refinado).
Funcionalmente, a atividade de E&P se subdivide em Exploração, Desenvolvimento e
Produção e os objetivos em cada estágio são (BNDES, 2009, p. 9):
• Exploração: buscar, identificar e quantificar novas reservas de P&G;
• Desenvolvimento: planejar a abordagem e definir os recursos
necessários para a produção que maximizem a rentabilidade de uma
reserva. Inclui toda a preparação para a etapa de produção;
• Produção: extrair o petróleo e gás de uma reserva com intuito de
maximizar sua vida útil.
Os investimentos no setor de P&G no Brasil concentram-se majoritariamente na fase
de E&P, equivalendo a 70% dos investimentos da Petrobras (PETROBRAS, 2014). A política
118
de CL refere-se a fase de E&P, como detalharemos adiante. Nesse contexto, o foco desta
seção é descrever a estrutura da cadeia produtiva da E&P de P&G.
A cadeia produtiva de E&P é complexa. Envolve um número grande de atores e sua
segmentação por elos pode ter inúmeras formas (BNDES, 2009). Inkpen e Moffett (2011, p.
11) frisam que a cadeia produtiva de P&G é composta de milhares de empresas de diversos
tamanhos, especialidades e formatos e, consequentemente, a indústria deve ter um uso
excessivo de terminologias para descrever os atores. Inkpen e Moffett (2011) ainda mostram
que, devido às várias combinações possíveis na relação de contratação de fornecedores, se
torna impossível descrever a melhor forma para organizar a cadeia produtiva de E&P.
Os autores postulam que entre os dois casos extremos – i) a empresa de petróleo é
100% verticalmente integrada e não usa fornecedores, e ii) a empresa de petróleo subcontrata
todas as atividades, operando como se fosse uma empresa virtual – existem inúmeras
possibilidades de estruturas de propriedade e relação de contratação (INKPEN; MOFFETT,
2011, p. 155).
Assim, apresentam, por exemplo, seis tipos de estruturas possíveis de contratação de
plataformas, por parte das empresas de petróleo (INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 155):
1. Total integration - the IOC [International Oil Company] does the design,
engineering, construction of the oil platform.
2. An independent engineering company designs the platform and delivers the
service to the IOC; the IOC builds the platform.
3. An independent engineering company designs and builds the platform and sells it
to the IOC.
4. An independent engineering company delivers services to a prime contractor that
builds the platform and sells it to the IOC.
5. Engineers employed by the IOC provide services to the prime contractor that
builds and delivers the platform to the IOC.
6. An independent engineering company provides drawings/solutions to the IOC.
The IOC passes the drawings/solutions to a prime contractor who builds the
platform and delivers it to the IOC.
Inkpen e Moffett (2011) afirmam também que a cadeia produtiva se torna ainda mais
complexa, se mais atividades forem inseridas. Citam como exemplo que se a instalação da
plataforma for levada em consideração, esses seis arranjos citados se tornam ainda mais
complicados: “Does the IOC manage the installation or is a contractor used? If a contractor
is used, is it the builder or a third party? Who manages platform maintenance? (INKPEN;
MOFFETT, 2011, p. 156).”
Por esta razão, Inkpen e Moffett (2011, p. 155) acabam adotando uma forma mais
simplificada de caracterizar os atores da cadeia produtiva de P&G (Figura 4.2).
119
Figura 4.2 - A estrutura dos elos dos serviços offshore
Fonte: Inkpen e Moffett (2011). Tradução nossa. Adaptado.
De fato, os principais estudos encontrados no Brasil descrevendo a estrutura desta
cadeia produtiva, por exemplo, diferem quanto à sua segmentação ou caracterização. Em
Araújo, Mendes e Costa (2012)153 e BNDES (2009), a cadeia de E&P foi subdividida em oito
segmentos, sendo baseada nos propósito dos serviços e equipamentos utilizados (Figura 4.3):
1. Informação de reservatórios: identificação de potenciais reservatórios;
2. Contratos de perfuração: perfuração de poços;
3. Serviços de perfuração e equipamentos associados: atividades e equipamentos
de suporte à perfuração, medida e registro;
4. Revestimento e completação de poços: preparo de poços para a produção;
5. Infraestrutura: desenho, construção, montagem e instalação de infraestrutura
destinada à produção;
6. Produção e manutenção: operação e suporte da infraestrutura de produção;
7. Desativação: encerramento da produção de um poço;
8. Apoio logístico: transporte de insumos e equipamentos e pessoas.
153 Este estudo basicamente detalhou mais a estruturação da cadeia de E&P feita pelo BNDES (2009).
1º#Elo:#as#CPI########################
Têm#o#direito#de#
desenvolver#o#petróleo#
(Chevron,#Petrobras,#BP,#
ExxonMobill).##############
2º#Elo:#Empresas#de#
Serviços#########################
Fazem#a#exploração#e#perfuração#
(Haliburton,#Schlumberger,#
Transocean).############
3º#Elo:#Fornecedores#de#
Equipamentos#####################################
Produzem#equipamentos#para#o#segundo#elo.##
(NOV)#
120
Figura 4.3 - Cadeia de fornecedores de bens e serviços para a exploração e produção de petróleo e
gás
Fonte: Araújo, Mendes e Costa (2012), a partir de dados de Prominp (2011) e BNDES (2009).
Na sequência, cruzam os oito segmentos com sua classificação das empresas da cadeia
produtiva (BNDES, 2009, p. 16; Figura 4.4):
1. Integradores: empresas como Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes e
Weatherford, que tiveram origem no início da indústria de P&G e através de
aquisições de outras empresas, atuam hoje em vários segmentos do setor de serviços
e equipamentos de E&P com alto foco no fornecimento de serviços de maior
conteúdo tecnológico;
2. Drillers: empresas dedicadas ao fornecimento de serviços de perfuração;
3. EPCistas: empresas cujo negócio original é o fornecimento de serviços de
engenharia, compras e construção;
4. Fabricantes de equipamento: empresas dedicadas à manufatura de
equipamentos e consumíveis, assim como ao fornecimento de serviços relacionados
a estes;
5. Empresas de apoio logístico: firmas que fornecem serviços logísticos, como
transporte marítimo de insumos e equipamentos;
6. Empresas de nicho: firmas que se focam em um nicho de mercado, por exemplo,
os fornecedores de serviços de exploração sísmica.
121
Figura 4.4 - Classificação das empresas de serviços e equipamentos de E&P segundo a
participação em cada um dos segmentos
Fonte: BNDES (2009).
Fernández e Musso (2011) caracterizam as atividades da cadeia produtiva de E&P de
forma semelhante, baseando-se nos equipamentos e serviços demandados (Figura 4.5).
Figura 4.5 - Caracterização da cadeia offshore (Demanda) - principais atividades e processos
da cadeia offshore
Fonte: Fernández e Musso (2011).
Entretanto, a caracterização das empresas que fornecem esses bens e serviços (Figura
4.6) nitidamente difere da apresentada em Araújo, Mendes e Costa (2012) e BNDES (2009).
Ressalta-se também que Fernández e Musso (2011) não apresentam as definições das
atividades desenvolvidas pelos diferentes atores. Chama atenção que estes trabalhos são de
122
organizações centrais no setor de P&G no Brasil: Banco Nacional de Desenvolvimento
Econômico e Social (BNDES) e a Organização Nacional da Indústria de Petróleo (ONIP).
Figura 4.6 - Caracterização da cadeia de fornecimento de bens e serviços offshore
Fonte: Fernández e Musso (2011).
Fernández e Musso (2011), por exemplo, aparentemente consideram as atividades de
empresas como Schlumberger e Halliburton como “serviços de poços”. Esta visão está mais
alinhada com o conceito que é normalmente usado na indústria. Por outro lado, BNDES
(2009) consideram esses tipos de empresas como “integradores”, baseando-se no fato de
integrarem diversos serviços. Destaca-se ainda que em dicionário de petróleo publicado no
Brasil (FERNÁNDEZ; PEDROSA JUNIOR; PINHO, 2009, p. 173), que tem Fernández
como um dos editores, a empresa integradora é caracteriza de forma diferente: “Organização
que compõe determinado produto por processo de integração de da maioria de seus
componentes, os quais são fabricados por outras empresas.” Esta definição de integradores
fornecida pelo dicionário aparenta estar alinhada com o a caracterização fornecida em
Fernández e Musso (2011).
Portanto, a partir dos levantamentos feitos, aparentemente não se tem um consenso
sobre a caracterização dos atores que compõem a cadeia produtiva da E&P de P&G no Brasil.
Apesar de não haver consenso quanto à caracterização desta cadeia produtiva no Brasil, este
fato não impede a construção de PI para o desenvolvimento do setor. Entretanto, entende-se
123
que esse tópico requer estudos mais aprofundados, com vistas a facilitar a explicitação e o
entendimento de políticas para o setor P&G no Brasil.
Uma compreensão mais aprofundada e consensual dos atores que compõem a cadeia
produtiva de E&P no Brasil pode auxiliar no desenvolvimento, avaliação e ajustes de políticas
industriais para o setor de P&G. A identificação, por exemplo, das características centrais das
empresas que integram a cadeia produtiva de E&P no Brasil, favorece a compreensão de
como interagem entre si e comparações com outros países.
Existem outros fatores que podem dificultar a caracterização dos atores que compõem
a cadeia produtiva de P&G:
a) o processo de Fusões e Aquisições (F&A) ocorrido na cadeia produtiva nos
últimos anos, que será tratado na próxima seção;
b) a mudança no papel/atividades desempenhado pelas empresas de petróleo,
também tratado posteriormente;
c) o fato de tradicionais empresas fornecedoras internacionais atuarem em
determinados países com apenas partes do portfólio de bens e serviços que detêm;
d) a diferença de tamanho das empresas na cadeia produtiva em geral;
e) formas de contratação do setor (pedidos/licitações desmembrados em
tamanhos/valores menores e/ou maiores e no formato EPC – Turn Key).
A despeito dessas aparentes dificuldades para caracterizar a cadeia produtiva de E&P
no Brasil, identificou-se que organizações centrais que trabalham neste setor no Reino Unido
adotam uma forma homogênea (Figura 4.7)154. Destaca-se que a principal versão de cadeia
produtiva de E&P de P&G encontrada na Noruega também se assemelha à britânica, a
despeito de algumas diferenças na agregação de atividades (SASSON; BLOMGREN,
2011)155.
Cabe ainda ressaltar que o operador, na figura 4.5, é o principal elo da cadeia
produtiva deste setor, mas estudos que tratam do tema, em geral, não o incluem nas
estimativas deste tema. Portanto, o operador, apesar de ser o principal ator dessa indústria,
não costuma ter seus dados incluídos nas estatísticas da cadeia produtiva da E&P de P&G;
154 Este modelo de cadeia produtiva de E&P de P&G é utilizado no Reino Unido, pelo menos, pelas seguintes
organizações: NOF Energy (2013), O&G UK (2012) e EY (2014).
155 Algumas diferenças mais relevantes são a inclusão da área marítima na parte de “suporte a operação” e a
parte de “Facilities” se concentrar mais em “Topside”. Assim, algumas atividades na parte de “facilities” do
modelo britânico ficam agregadas no modelo Norueguês, de Sasson e Blomgren (2011), em “suporte e
operação”.
124
apenas seus fornecedores de bens e serviços, tal como em EY (2014) e Fernández e Musso
(2011).
Figura 4.7 - Atividades e categorias da cadeia produtiva de E&P no Reino Unido
Fonte: Oil & Gas UK (2012).
Desta maneira, acredita-se ser importante que se construa no Brasil um maior
consenso sobre a estrutura da cadeia produtiva da E&P de P&G, e de forma mais detalhada,
tal como feito no Reino Unido (Figura 4.7). Entretanto, devem-se avaliar possíveis adaptações
ao mercado local do modelo britânico ou de outros países. A própria quantidade de
documentos encontrados sobre a estrutura da cadeia produtiva de E&P no Brasil já demonstra
a incipiência do assunto no país.
4.2.2 O Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P:
Alguns dos principais fornecedores da cadeia produtiva atualmente surgiram junto
com o nascimento das atividades de E&P, na mesma época que as empresas de petróleo. A
National Oilwell Varco (NOV), por exemplo, teve origem em 1867, na época Oil Well
Supply Company, fornecendo equipamentos para perfuração, oito anos depois de o petróleo
ser descoberto nos Estados Unidos (BNDES, 2009, p. 12).
125
Inkpen e Moffett (2011, p. 153) destacam que as três grandes empresas de serviços de
petróleo - Baker Hughes, Schlumberger e Halliburton – têm a sua origem no século passado, e
que no início de suas atividades forneciam às operadoras serviços de perfuração, entre outros
correlacionados. A Weatherford que também é uma grande empresa desse segmento, foi
criada em 1948, e fornecia manufatura de equipamentos para revestimento e cimentação de
poços e serviços associados (BNDES, 2009, p. 20).
As grandes Empresas Internacionais de Petróleo (EIP) costumavam ser mais
verticalizadas, integradas financeiramente e operacionalmente, ao longo da cadeia de valor,
inclusive oferecendo serviços sociais completos em alguns países (JONES, 1988, p. 207;
TORDO et al., 2011, p. 19; STABELL, 2001, p. 34).
Um dos primeiros pontos de inflexão para o desenvolvimento da cadeia produtiva de
P&G ocorreu durante os anos 60, iniciado nas refinarias do Reino Unido. Estas
implementaram um processo de terceirização e redução do número de empregados, buscando
aumento de barganha por produtividade. O movimento se espalhou rapidamente para outras
áreas do setor e empresas de petróleo. Esse processo de terceirização foi fortalecido pela crise
de 1973, uma vez que o mercado se tornou mais acirrado, com muito mais competidores, e as
operadoras tendo que acelerar as ações para aumentar a eficiência (JONES, 1988, p. 207).
Tordo et al. (2011, p. 19) frisam que esse processo de desverticalização foi acelerado
pelo movimento de nacionalização na indústria de petróleo no Oriente Médio e pelas duas
crises do setor nos anos 70. O mercado intermediário tinha se tornado mais transparente,
confiável e líquido, portanto, facilitando o desenvolvimento de novos entrantes (TORDO et
al. 2011). Inkpen e Moffett (2011, p. 153) destacam que as Empresas Nacionais de Petróleo
(ENP), ao exercerem sua propriedade sobre as reservas, olharam para as empresas de serviços
petrolíferos a fim de realizarem serviços antes feitos internamente pelas EIP. Nesse contexto,
as empresas de serviço de petróleo viram oportunidades para aumentar seu portfólio.
Em meados dos anos oitenta as empresas de serviços de petróleo começaram a
diversificar suas atividades e o processo de F&A vem tendo um papel importante. BNDES
(2009, p. 23) detalham essas F&A pelas quatro empresas líderes desse segmento: Baker
Hughes, Schlumberger, Halliburton e Weatherford. Ainda destacam que apesar de essas
quatro empresas serem grandes fornecedoras, o mercado de fornecimento de bens e serviços
de E&P é bem fragmentado. O motivo para isso é que as empresas de serviços focam a
aquisição de firmas menores, de forma a complementarem suas capacitações e tecnologias e
fortalecerem a liderança tecnológica nas áreas em que atuam (BNDES, 2009).
126
Acha (2002, p. 70) chama atenção que, a despeito desse processo de concentração da
indústria fornecedora de bens e serviços, nos anos 80 e 90, formando o que classifica de
“gigantes empresas de serviços156” - Schlumberger, Baker Hughes e Halliburton -, outras
empresas, como ABB e Cooper Cameron também adquiriram fornecedores, aumentando sua
participação no mercado. A complexidade e a dinâmica da evolução da cadeia produtiva157 da
E&P historicamente, devem contribuir para dificultar ainda mais a descrição do papel
desempenhado pelos seus atores, especialmente na categorização das empresas e suas
principais atividades.
De acordo com BNDES (2009, p. 12), nos últimos anos as atividades de E&P têm
elevado nível de terceirização, mantendo-se entre 70 a 90% dos seus gastos totais. Esse
percentual elevado se tornou mais significativo com o retorno de grandes investimentos das
empresas de petróleo em 1995, com o crescimento da demanda asiática (BNDES, 2009).
Mesmo que outros trabalhos estimem valores menores (superiores a 50%) para a terceirização
em geral no setor de P&G (WIIG, 2001), e especificamente em E&P (EY, 2014, para o Reino
Unido), continua sendo expressivo.
Wiig (2001, p. 6) frisa que devido ao alto percentual de subcontratação de operadoras
de P&G, boa parte da criação de valor é feito fora da companhia e, portanto: “Since even a
small change in the organisation of the supply chain may lead to a significant change in
profits for the oil company, providing the supply industry with incentives for cost reduction is
important.” Inkpen e Moffett (2011, p. 156) também fazem observações semelhantes à
importância do bom gerenciamento da cadeia produtiva da E&P de P&G:
Efficient management of contractor supply chains during development and into
production is an area that firms use to establish a unique cost advantage relative to
competitors. Problems with supply chain management can be very costly, and in
times of tight contractor supply cycles, those firms with the best supply chains will
be superior performers.
BNDES (2009, p. 12) explicam esses percentuais elevados de terceirização pelos
seguintes motivos:
• Redefinição e foco do negócio principal das operadoras: operadoras direcionam
cada vez mais sua atenção e esforços no gerenciamento de suas reservas e na
produção, contratando fornecedores para executar inúmeras atividades;
156 Tradução de “service supermajors”.
157 BNDES (2009) detalham bem esse processo de F&A do setor.
127
• Otimização do uso do capital por parte das operadoras: reduzir a necessidade
de capital a ser imobilizado em ativos;
• Benefícios de compartilhamento de custos e investimentos: prestadores de
serviços e fornecedores de equipamentos podem alavancar melhor suas estruturas de
custos e investimentos se atenderem mais de um cliente, propiciando menores custos
e investimentos para operadoras. Os benefícios obtidos por “compartilhamento” de
investimentos são cada vez mais relevantes, com a necessidade de desenvolvimento
de tecnologias avançadas, em especial para indústrias menores e CNPs [Companhias
Nacionais de Petróleo] que são mais carentes de tecnologia.
Jones (1988, p. 210) aprofunda mais as razões que levam as empresas de petróleo a
terceirizarem bens e serviços ao invés de produzirem internamente. Entretanto, postula que
grandes companhias de petróleo normalmente terceirizam por opção, enquanto que empresas
menores o fazem por não terem recursos suficientes para produzir internamente. O autor ainda
elenca outras razões que explicam a terceirização de bens e serviços pelas empresas de
petróleo, podendo ser uma ou uma combinação destas (JONES, 1988)158:
a) fornecimento de competências especializadas: as atividades das empresas de
petróleo requerem alguns conhecimentos específicos de forma não regular, logo, não
justifica ter tais empregos correspondentes como funcionários. Essas atividades
especializadas e não regulares poderiam ser prestadas por outra empresa de serviço
externa ou consultoria. Usualmente, tais especialidades se referem a necessidades para
solucionar problemas específicos que não são de ocorrência tão comum. Operadoras
menores tendem a terceirizar praticamente todos os serviços desse gênero. Em todos
os casos as empresas de serviços prestam assessoria às operadoras e têm acesso de
forma estritamente confidencial aos dados destas;
b) otimização de recursos: como existem muitas áreas nas empresas de petróleo em que
as necessidades de empregados variam bastante, é razoável manter as especialidades
necessárias para gerenciar a operação sobre as demandas presentes e utilizar
fornecedores (empresas de serviços ou EPCistas159) para atender os picos. Essa lógica
também se aplica a equipamentos de capital ou mão de obra caros, de forma a reduzir
a sua subutilização e desperdícios de recursos. Alguns exemplos de equipamentos são:
sondas de perfuração offshore, navios de sísmica avançados, guindastes pesados de
construção offshore e navios de instalação de dutos em águas profundas;
c) redução de capital mobilizado: um fator importante, mas em nível inferior aos
anteriores, é a utilização também de fornecedores de bens e serviços para economizar
158 Apesar de aparentemente terem alguma correspondência com os fatores apresentados por BNDES (2009)
acima, os enfoques são diferentes e/ou complementares.
159 Tradução nossa do termo “contractor”.
128
com despesas de capital ou capital de giro. O custo de armazenar peças
avulsas/reservas, incluindo seguro, que às vezes podem nunca nem ser usadas ou
ficarem obsoletas, pode sair mais caro do que comprar de um revendedor que tem
disponibilidade de entregar na hora que for preciso. O revendedor também pode
conseguir um desconto ainda maior do que se o operador comprar direto do
fornecedor, por agregar a demanda de outros compradores160;
d) fatores sociais e políticos: questões políticas podem ser uma das principais razões que
levam as operadoras a comprarem produtos de uma revenda ou contratar uma empresa
de serviço. Prioridade para fornecedores ou EPCistas locais, onde é possível, pode ser
requerido em muitos países para as operadoras, quando estas forem explorar P&G
tanto em contratos de licença de exploração quanto Partilha de Produção. Nesse
sentido, complementa:
Where oil companies have established operations in developed countries,
such as refineries in the UK, there is frequently a policy of seeking out
locally-based service and supply companies wherever possible. This is part
of a conscious policy of showing the company to be a good citizen of the
location in which it is established. For the same reason many of the oil
companies in the UK, the US and a number of other countries have been at
the forefront in promoting local business enterprise schemes, job creation
schemes and minority opportunity programmes. There are in fact very many
flourishing businesses today which relied heavily in their early years on
contract work for a local oil refinery or the oil exploration business but
which have subsequently developed nationally or even internationally
(JONES, 1988, p. 215).
e) acesso a novos conhecimentos: empresas de serviço podem trazer novas ideias ou
revitalizá-las dentro das operadoras, com fortes culturas corporativas em várias áreas,
pela interação com profissionais em especialidades correspondentes. Propaganda é um
exemplo típico, mas existem outros, como corretores de seguros, empresas de
advocacia e empresas de tecnologia da informação161. Essa lógica de buscar no
mercado competências complementares àquelas internas das operadoras também se
aplica a universidades, associações comerciais e institutos de pesquisas:
The desire to keep in contact with new ideas is also one of the factors behind
the extensive use made by oil companies of university departments, industry
160 Para uma rica compreensão de um caso prático de ganhos com redução de capital imobilizado para o
Operador (Petrobras), sugere-se ver MEDEIROS, F. A. Gestão de Estoques de Materiais e Equipamentos
para Manutenção, Reparos e Operações na Indústria Intensiva em capital. Dissertação (Mestrado em
Sistema de Gestão) – Universidade Federal Fluminense, Niterói, 2004.
161 Tradução para “computer software houses”.
129
trade associations and contract laboratories in their research and
development work. Whilst most of the major companies have their own
extensive research facilities and whilst most of the more commercially
sensitive work is done there, the use of outside facilities under contract and
active participation in the seminars and conferences of trade and
professional associations enable research management to keep abreast of
outside developments (JONES, 1988, p. 216).
f) fatores econômicos: devido à estrutura de benefícios dos empregados, que em
grandes operadoras pode ser muito grande, com pacotes de remuneração muito
atrativos, incluindo boas assistências por acidentes e pensões, por exemplo, pode ser
uma vantagem econômica não ter várias atividades na companhia. O autor cita como
exemplo o caso de um empregado de restaurante na sede de uma grande companhia de
petróleo:
The majority of these may be married women who have returned to work for a few
years on the basis of 15 or 20 hours work per week. The expensive elements of the
company's benefit policies are generally of limited interest to them and are in any
event excessive by comparison with those normally prevailing for similar part-time
work in the catering trades. A catering contractor can usually afford to pay these
staff the same or a higher hourly rate than the oil company with only a rather
rudimentary package of benefit policies and more flexible terms of service and can
still quote to the oil company an overall price for its catering service lower than the
direct costs involved in the provision of the service through direct company staff
(JONES, 1988, p. 216).
Por outro lado, Acha (2002, p. 83) chama atenção para o fato de que vários executivos
seniores de tecnologias – os quais entrevistou para seu trabalho de doutorado - reportaram
casos de empresas de petróleo que estimularam o desenvolvimento de tecnologias e spin-offs
na cadeia produtiva. Nesse sentido, destacamos o seguinte trecho de seu trabalho:
Indeed, the literature tells of many similar stories. In 1962, for example, Shell Oil
developed the technology for the semi-submersible drilling rig, but this technology
was spun out.
[...] Technological advances in offshore drilling vessels are now the preserve of the
oil service and supply companies like Aker Maritime, Maersk and Kvaerner.
[...]There are many other examples of technologies fostered by the oil companies
and ultimately spun out to the oil service and supply companies. For many oil
majors, the main objective is to have the technology needed and to know how to
apply it better than the competitors. The fundamental skill of the operator is in
identifying, integrating and applying effective technologies to solve the key
problems. Developing, commercialising and maintaining equipment and materials is
not within the core competitive domains as perceived by most of the oil majors
today, but they have every interest in seeing new and more effective technologies
realized (ACHA, 2002, p. 83-84).
130
Inkpen e Moffett (2011) ressaltam que a complexidade inerente às atividades,
tecnologias e processos que envolvem a E&P de P&G torna impossível para uma firma
executá-las sozinha. Assim, destacam:
There are thousands of firms worldwide of all shapes, sizes, ownerships, and
interests that provide the many services and equipment needed in the field. For the
E&P firm, successfully executing a project requires working with many contractors
and building a reliable supply chain during project execution and into the
production phase (INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 153).
O fato de as atividades em E&P cada vez mais avançarem para áreas mais
desafiadoras, especialmente águas profundas, demandam novas tecnologias. Como as
soluções inovadoras vêm em parte das empresas de petróleo e em outra dos grandes
fornecedores de serviços, isso contribui para a existência de uma variedade de expertises e
tecnologias extremamente complexa na indústria atualmente (INKPEN; MOFFETT, 2011, p.
154).
Os autores ainda destacam as empresas de serviço de campo de petróleo162, por sua
grande contribuição nesta cadeia produtiva, devido à relevância do seu papel na fase de E&P,
tornando-os grandes parceiros das empresas petrolíferas. Em relação à importância destas
grandes firmas fornecedoras para as petrolíferas, destacam:
These firms play a critical role throughout the exploration, development, and
production phases by providing both products and services that, according to Baker
Hughes, help oil and gas producers “find, develop, produce, and manage oil and
gas reservoirs.” Because the oil field service firms do not seek ownership rights to
oil and gas reserves, many analysts predict that their role will become increasingly
important in the future as partners to the NOCs [National Oil Companies]
(INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 154).
Além das quatro maiores empresas de serviços de petróleo, já apresentadas
anteriormente, destacam-se outras grandes empresas deste segmento, por valor de mercado:
China Oilfield Services, Smith Intn´l, BJ Service, SBM Offshore, Oceaneering Intn´l, Core
Labs, Tidewater, Bourbon, Superior Energy, Trican Well Services e Carbo Ceramics
(INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 154).
Salienta-se que, para poderem fornecer os serviços para as petrolíferas, essas empresas
de serviço demandam uma enorme quantidade de equipamentos, gerando uma forte relação
com os fornecedores de equipamentos (3° elo da figura 4.2). Os fornecedores de
162 Tradução de “oilfield services companies”, mas às vezes se referem a essas empresas como “contractors”.
131
equipamentos, por conseguinte, se conectam com seus subfornecedores. Cabe frisar que estes
também podem disponibilizar, por exemplo, bens e serviços diretamente às operadoras ou às
empresas de serviços.
A despeito do crescimento no portfólio das empresas de serviços e grandes
fornecedores, Inkpen e Moffett (2011, p. 154) apontam que o modelo de negócios ainda não
mudou, logo, as empresas de petróleo continuam no topo da cadeia produtiva. Nessa direção,
Jones (1988, p. 206) observa que as empresas de petróleo ainda detêm o petróleo, enquanto a
indústria de bens e serviços trabalha por um determinado preço pelos seus fornecimentos.
Segundo Inkpen e Moffett (2011, p. 154), a indústria fornecedora de bens e serviços
está muito mais suscetível às oscilações dos preços do petróleo e do nível de atividades da
indústria global que as próprias empresas de petróleo. Os autores também argumentam que,
como as empresas têm no seu “book” as reservas de petróleo, contribuem para uma visão
mais de longo prazo da indústria. Também postulam que uma das formas que os fornecedores
de bens e serviços encontraram para ser menos afetado por essas oscilações do mercado, foi
diversificar seus portfólios, e, portanto, aumentar junto aos clientes (Operadoras) seu poder de
barganha (INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 154).
Jacoby (2012, p. 132) também aponta que essa concentração existente hoje no
mercado de serviços é devido à tentativa de diversificar risco dos fornecedores. Assim, por
exemplo, atenuam-se os efeitos da flutuação do mercado de aluguel de sondas de perfuração,
que gera o que se intitula de “efeito chicote”, ou “bullwhip effect”, que é ampliado na cadeia
produtiva. Dessa maneira, os fornecedores têm: “[...] used vertical integration, scale, and
market dominance to shield themselves against the bullwhip effect over time, which explains
in significant part why the industry is so concentrated for oil field products and services
(JACOBY, 2012, p. 133)163”.
Acha (2002, p. 74-75) frisa que esse processo de terceirização das empresas de
petróleo descrito permitiu não só a possibilidade de especialização, mas também a exploração
de fornecedores. Nesse sentido, cita parte do trabalho de Peebler (2000)164, que indica que
existem situações em que as empresas de petróleo procuram brechas em contratos de longo
prazo com empresas de perfuração, por exemplo, para conseguir rompê-los.
163 Chima (2007, p. 33) define o “efeito chicote” como: “A bullwhip effect is the tendency of small variations in
demand to become larger as their implications are transmitted backward through the supply-chain”.
164 Peebler, R. (2000) The Virtual Oil Company: Capstone of Integration. Disponível em:
<http://ogj.pennnet.com/articles/article_display.cfm?Section=Archives&Article_Cat
egory=Feat&ARTICLE_ID=65805>. Acesso em 16 jul. 07 2015.
132
Alinhado a esse pensamento, destacam-se os comentários de Jones (1988, p. 217-218,
grifo nosso) sobre as oportunidades e riscos do fornecimento de bens e serviços na cadeia
produtiva da indústria de petróleo:
As the oil industry becomes more cost-competitive, more volatile and more diffuse in
its structure, the opportunities for the whole range of service and supply contractors
is likely to increase. In general independent oil companies and national oil companies
will tend to use service and supply companies more extensively than the major oil
companies which traditionally have been more self-reliant. Even within the major
companies management seeks to be flexible, responsive and lean-staffed, all trends
which presume the more extensive use of outside services and supplies where it is
possible to contract them out. This provides great opportunities for service and
supply companies but also presents them with considerable commercial risks;
margins are fine and any miscalculation can quickly make a contract unprofitable.
Essentially the oil companies are attempting, quite reasonably, to shift some of the
risk of idle capacity from themselves to their contractors. This probably means that
at times when industry activity is high and contractor capacity fully utilised the
service and supply companies will be extremely profitable, but that when industry
activity is reduced much of the immediate impact will be felt by the service
companies rather than by the oil companies. This has certainly been the case in
1986, when exploration activity declined in the aftermath of a fall in the oil price;
many of the drilling contractors, oilfield supply houses and other service companies
have failed.
Oil companies have generally proved to be fair but demanding customers of their
suppliers and service companies. Sub-specification material, missed deliveries or any
other failure of reliability have not been tolerated and companies which have failed to
achieve have rarely been given a second chance. Where however a competent and
reliable service has been provided, oil companies have proved loyal to their
contractors and have in many cases had a continuing and mutually profitable
business connection over many years.
Inkpen e Moffett (2011) ainda afirmam que as operadoras têm crescentemente como
estratégia, concentrar a contratação e procuram relações de longo prazo, com viés em redução
de custos:
E&P companies increasingly prefer to deal with a limited number of suppliers and if
possible, suppliers that can provide a turnkey solution. To get turnkey solutions
there must be a collaborative relationship between the project operator, prime
contractors, and subcontractors. Tasks must be closely integrated, increasing the
scale of complexity for the project manager (INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 156).
[...] firms are looking for stable and long-term relationships. They are also looking
for predictable and downward trending costs. To the extent possible, firms would
like to establish relationships that cover multiple projects in order to push the
contractor down the learning curve. In recent years there have been constraints on
the availability of high-quality contractors, although that has abated somewhat as
the most recent recession ended (INKPEN; MOFFETT, 2011, p. 198).
Por fim, acredita-se ser importante destacar a magnitude deste mercado de bens e
serviços da cadeia produtiva de E&P, os segmentos que mais recebem investimentos, que
133
agregam mais valor e empregam mais. Tendo em vista a grande dificuldade de encontrar
esses dados globais em fontes públicas e atualizadas, apresenta-se os dados de diferentes
fontes, de forma que ao menos tenha-se uma ideia geral das tendências nesses tópicos.
Segundo relatório da Marketline (2012, p. 8), o valor de investimentos na cadeia
global de bens e serviços da E&P representavam aproximadamente US$ 400 bilhões em 2011.
As quatro principais empresas de serviços - Schlumberger, Baker Hughes, Halliburton e
Weatherford - concentraram aproximadamente 23% deste total em 2011 (MARKETLINE,
2012, p. 8). Essas estimativas referem-se a receitas advindas da venda de manufatura de
equipamentos, incluindo sondas de perfuração e equipamentos e fornecedores de serviços
envolvidos na atividade de perfuração, avaliação e completação de poços de P&G. Portanto,
não incluem plataformas de produção e navios de apoio. As estimativas de investimentos para
2016 para equipamentos e serviços do setor de P&G são de aproximadamente US$ 640
bilhões (MARKETLINE, 2012, p. 10).
Marketline (2012, p. 11) ratifica que esse mercado de bens e serviços do setor de P&G
é muito fragmentado e competitivo, e informa que apenas nos Estados Unidos (EUA) existem
500 empresas na cadeia produtiva. Entretanto, o relatório defende que existem algumas
barreiras a novos entrantes neste segmento de empresas, devido a características do mercado:
The level of technology required and the high costs of production as well as
government regulation (a salient issue in light of the Deepwater Horizon spill
involving BP in April 2010) constitute a strong barrier to entry and thereby reduce
the threat of new players establishing themselves in this Market (MARKETLINE,
2012, p. 11).
Segundo a classificação adotada em BNDES (2009), acima descrita, as atividades
correspondentes à preparação do poço e perfuração (contratos de perfuração, serviços de
perfuração e equipamentos associados, e revestimento e completação de poços) recebem em
torno de 65% dos investimentos de E&P (Figura 4.8).
134
Figura 4.8 - Receitas e rentabilidades dos segmentos de E&P
Fonte: SPEARS & ASSOCIATES (2008). Elaboração BNDES (2009).
Trabalho do BNDES (2009, p. 15) observa que os dados de infraestrutura estão baixos
(13%) por não incluírem os valores de construção de plataformas de produção. Também
atentam para a dificuldade de encontrar fontes públicas informando valor despendido na
fabricação de plataformas offshore, mas estimam que no mundo essas receitas deveriam ser
em torno de US$ 19 bilhões anuais entre 2008 e 2012 (BNDES, 2009).
Os sete segmentos analisados (Figura 4.8) têm em geral uma rentabilidade
operacional, antes de despesas financeiras e impostos (EBIT), entre 20 e 30%, com algumas
exceções (BNDES, 2009):
a) infraestrutura e instalações apresentam a menor rentabilidade (entre 8% e 12%);
b) contratos de perfuração têm a maior rentabilidade (35% a 45%), mas o estudo
aponta que a média histórica é de aproximadamente 20% a 25%.
Marketline (2012, p. 6) também aponta o segmento de construção de equipamentos de
perfuração e serviços correlacionados como o mais lucrativo do setor de P&G:
The manufacturers of oil rigs and drilling equipment segment was the market's most
lucrative in 2011, with total revenue of $127 billion, equivalent to 31.8% of the
market's overall value. The drilling related services segment contributed revenue of
$67.6 billion in 2011, equating to 16.9% of the market's aggregate value.
135
Infelizmente não foram encontradas fontes públicas que estimassem a quantidade de
mão de obra global empregada nos segmentos da cadeia produtiva de E&P. De todo modo,
acredita-se que as considerações feitas sobre a estrutura da cadeia produtiva de E&P e do seu
desenvolvimento ao longo do tempo, em nível global, contribuam para as analises destes
temas no Brasil.
4.3 A Cadeia Produtiva da E&P de P&G no Brasil
Pretende-se, nessa seção, analisar as políticas industriais recentes voltadas para o setor
de P&G e avaliar o atual estágio de desenvolvimento da cadeia produtiva deste setor no
Brasil. O corte no horizonte temporal para a analise é de 1997, quando houve a quebra do
monopólio da E&P de P&G, até 2014165. A partir de então, como veremos na subseção 4.3.2,
diversas empresas de petróleo puderam ingressar ou se desenvolver no país para E&P de
P&G.
O potencial de reservas de P&G no Brasil, em especial na camada do Pré-Sal, deve
ser outro fator importante contribuindo para atrair operadoras estrangeiras ou estimular o
desenvolvimento de operadoras privadas nacionais. Acredita-se que o cenário
socioeconômico do Brasil também pode influenciar a atração e desenvolvimento das
operadoras, dos seus fornecedores de bens e serviços, bem como os resultados da
implementação das políticas para o setor de P&G, tal como ocorrido na Noruega
(MEDEIROS, 2015a).
Assim, entende-se que as variáveis socioeconômicas podem exercer uma força pró ou
contra cíclica no desenvolvimento deste setor. Portanto, elegeu-se algumas variáveis
socioeconômicas centrais para serem analisadas, de forma a compreender minimamente o
contexto da economia brasileira no período estudado, de 1997 a 2014, tal como feito em
Medeiros (2015a).
Por fim, procurou-se identificar outros fatores que foram e podem ser importantes para
o desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no Brasil, mas que não são políticas
diretamente implementadas pelo Governo, a exemplo do cenário mundial do setor.
165 Conseguiu-se dados mais atualizados referentes a 2015, de algumas informações relevantes, e optou-se por
utilizá-los, de forma a enriquecer a compreensão do tema. De todo modo, informa-se que a 13ª rodada de
licitações de blocos exploratórios de P&G da ANP, realizada em outubro de 2015, não foi analisada neste
trabalho.
136
4.3.1 Cenário Socioeconômico do Brasil nos anos recentes
A despeito do Brasil apresentar a 79ª posição no Índice de Desenvolvimento Humano
(IDH) em 2013 (UNDP, 2015), indicadores socioeconômicos selecionados se mostraram em
geral favoráveis, após a quebra do monopólio da E&P de P&G no Brasil (1997). De 2004 a
2014, por exemplo, o país teve uma média anual de crescimento de 4,31%, apesar de em anos
anteriores ter apresentado crescimento fraco em quatro anos (1998, 1999, 2001, 2003)
(Quadro 4.1). Cabe destacar que nesses quase vinte anos analisados, o cenário foi marcado
por crises internacionais, como em 1997 (crise asiática), 1998 (crise russa) e em 2008 (crise
financeira americana), afetando fortemente a economia mundial.
O Brasil também se mostrou estável macroeconomicamente no período analisado.
Considerando o problema inflacionário histórico do país, com hiperinflação e diversas trocas
de moedas, ter apresentado inflação acima de um dígito apenas em 2003, em todo período
analisado, é um dado muito favorável (Quadro 4.1). Possivelmente, parte dessa inflação em
2003 foi decorrente das turbulências causadas na economia pelas eleições presidenciais de
2002, em que a oposição ganhou. Esta estabilidade econômica no período analisado favorece
o planejamento das empresas já existentes na economia e a atração de novos investimentos
domésticos e estrangeiros.
A tendência de redução da dívida líquida do setor público sobre o Produto Interno do
Bruto (PIB), no período analisado, também merece ser destacada (Quadro 4.1). Esta variável
tem especial importância para o tema geral tratado nesse trabalho, por ser um indicador da
capacidade do governo de implementar políticas públicas e/ou industriais.
137
Quadro 4.1 - Dados socioeconômicos do Brasil (1997-2014)
Ano
Percentual
de adultos
que
concluiram
pelo
menos o
ensino
médio (25-
64 anos)
Cresc.
do
PIB
(%)
Inflaç.
(%)
Balança
comercial
(saldo) -
anual -
US$
(milhões)
Res.
Int. *
Dívida
Líquida do
Setor
Público (%
PIB) - Total
- Setor
público
consol.
Desemp.
(%)**
Taxa de
Câmbio
Oficial
(Real
por
US$)
1997
-
3.4
7.7
-6.753
52.173
-
7,7
1,12
1998
-
0.4
4.9
-6.575
44.556
-
8,9
1,21
1999
-
0.5
8.0
-1.199
36.342
-
9,6
1,79
2000
-
4.4
5.5
-698
33.011
-
9,5
1,96
2001
-
1.3
8.1
2.651
35.866
52,02
9,3
2,32
2002
-
3.1
9.9
13.121
37.823
60,38
10,5
3,53
2003
-
1.2
14.0
24.794
49.296
54,83
10,9
2,88
2004
-
5.7
7.8
33.641
52.935
50,61
9,6
2,65
2005
-
3.1
7.5
44.703
53.799
48,44
8,4
2,34
2006
-
4.0
6.7
46.457
85.839
47,27
8,4
2,14
2007
-
6.0
6.4
40.032
180.334
45,53
7,5
1,77
2008
-
5.0
8.9
24.836
193.783
38,53
6,8
2,34
2009
41,0
-0.2
7.4
25.290
238.520
42,07
6,8
1,74
2010
-
7.6
8.6
20.147
288.575
39,15
5,3
1,67
2011
43,0
3.9
8.3
29.793
352.012
36,41
4,7
1,88
2012
45,0
1.8
5.9
19.395
373.147
35,29
4,6
2,04
2013
-
2.7
6.5
2.286
358.808
31,53
4,3
2,34
2014
-
0.1
6.9
-3.959
363.551
34,11
4,3
2,66
Fonte: Banco Mundial, Banco Central do Brasil, IBGE, OECD. Elaboração própria.
* Reservas Internacionais.
** Desemprego. De 1997 a 2001 usou-se os dados do Banco Mundial. A partir de 2002, usou-se os dados
atualizados do IBGE, tendo em vista não haver encontrado série histórica completa.
Outra variável que também pode afetar a estabilidade do país e que se mostrou muito
favorável no período estudado, são as reservas internacionais. Após o ano de 2000, o Brasil
teve crescimentos consecutivos de reservas internacionais, à exceção de 2013, que apresentou
leve queda (Quadro 4.1). O patamar de reservas internacionais atingido também chama
atenção, ao se manter acima de US$ 350 bilhões a partir de 2010. Essa variável se conecta
diretamente com a balança comercial, que se mostrou positiva desde 2000, exceto em 2014. A
balança comercial apresentou valores significativos e positivos por uma década nesse período
(2003 a 2012).
A despeito das diversas crises internacionais nessas quase duas décadas, o Brasil
manteve sua taxa de desemprego sempre inferior a dois dígitos, à exceção de 2002 e 2003,
quando apresentou aproximadamente 10%. Esses anos de desemprego mais altos também
podem ter correlação com a instabilidade da economia, provocada pelas eleições presidenciais
de 2002. Entre 2010 e 2014, a taxa de desemprego ficou igual ou inferior a 5%, período em
138
que o mundo ainda sofria das consequências da última crise internacional de 2008 (Quadro
4.1).
Uma variável social que precisa melhorar consistentemente no país é o percentual da
população adulta que concluiu pelo menos o ensino médio. Enquanto no Brasil apenas 45%
dos adultos concluíram o ensino médio (Quadro 4.1), a média da OECD é 75% (OECD, 2014,
p. 43). Essa variável é importante para o desenvolvimento de uma indústria que emprega
grande quantidade de trabalhadores com nível de qualificação inferior ao nível terciário,
sobretudo na construção de navios e plataformas (MEDEIROS, 2015a).
A despeito de ter-se dados deste indicador apenas para poucos anos, como é uma
variável estrutural, não deve variar muito de um ano para outro. Ressalta-se ainda que este
indicador de qualificação de mão de obra vem apresentando melhora no Brasil, apesar da
discrepante diferença que persiste se comparado aos dados da OECD (2014).
Portanto, entende-se que o cenário socioeconômico do Brasil após a abertura da setor
em 1997, tem sido favorável ao desenvolvimento da indústria de P&G.
4.3.2 Cenário Geral da E&P de P&G no Brasil
A perfuração do primeiro poço de petróleo no Brasil ocorreu no final do século XIX,
em Bofete, São Paulo, mas apenas em 1939 o petróleo foi encontrado, em Lobato, na Bahia
(CANELAS, 2007, pág. 20; DIAS; QUAGLINO, 1993, pág. 21).
O debate sobre qual política de exploração de petróleo o Brasil deveria adotar
permeou a década de 40, culminando em 1953 na concessão do monopólio à União na
pesquisa, lavra, refino e transporte do petróleo e seus derivados (Lei n. 2004) e na criação da
Petrobras (CANELAS, 2007, pág. 20). Esta, uma empresa estatal, monopolista, tendo os
segmentos de exploração e produção (E&P) monopolizados, verticalizada e responsável pelo
desenvolvimento da indústria brasileira de petróleo. Cabe destacar que, até aquele momento, a
iniciativa privada conduzia as atividades de E&P de petróleo no Brasil, mas a escala era
pequena. A partir de então, começou o desenvolvimento da indústria nacional petrolífera e
das pesquisas nas bacias sedimentares166 no Brasil (CANELAS, 2007).
A cadeia produtiva de P&G no Brasil começou a se desenvolver junto com as
atividades de produção destes recursos naturais, na sua maior parte por investimentos
privados. Este desenvolvimento da cadeia produtiva foi marcado por relações de longo prazo
166 Bacia sedimentar significa: “Depressão da crosta terrestre onde se acumulam rochas sedimentares que podem
ser portadoras de petróleo ou gás, associados ou não (ANP, 2014c)”.
139
dos fornecedores com a Petrobras e por políticas protecionistas (ZAMITH, 1999). A atual
indústria de P&G no Brasil teve sua origem em projetos de desenvolvimento industrial que
tomaram por base políticas de substituição de importações (CANELAS, 2007, pág. 20).
Como o preço do barril de petróleo era baixo até o seu primeiro choque, em 1973, os
investimentos em E&P no Brasil eram pequenos, sendo essa indústria mais focada nas
atividades de downstream - refino, distribuição e revenda (CANELAS, 2007, pág. 24). O
forte aumento do preço do barril decorrentes dos choques de 1973 e 1979 estimulou as
atividades de E&P de P&G, upstream, no Brasil, sobretudo offshore, ao torná-la
economicamente viável. Nesse momento, idealiza-se o conceito de autossuficiência de
petróleo e derivados, num viés nacionalista (CANELAS, 2007).
Após os grandes choques no preço de petróleo da década de 1970, aumenta-se o
volume de plataformas em operação no Brasil, começando a E&P em águas rasas (até 400
metros), avançando para águas cada vez mais profundas. Desta maneira, o fortalecimento dos
esforços técnico-econômicos ao longo dos anos conduziu a Petrobras a estar entre os líderes
no mundo, tanto em desenvolvimento tecnológico em E&P offshore167, como em volume de
reservas de P&G (CANELAS, 2007; USA. EIA, 2015; PETROBRAS, 2015b).
A partir do anúncio das descobertas de grandes reservas de P&G da camada do Pré-
Sal, em 2006, o Brasil posicionou-se em definitivo entre os maiores detentores de reservas
destes recursos naturais no mundo (USA. EIA, 2015). A Petrobras estima que apenas o campo
de Tupi, por exemplo, tem volumes recuperados estimados entre 5 e 8 bilhões de barris de
óleo equivalente (boe). O campo de Guará, também localizado na bacia de Santos, apresenta
reservas estimadas em 4 bilhões de boe, sendo o óleo de boa qualidade (30º API)168. As
reservas brasileiras de P&G praticamente dobraram apenas com as descobertas iniciais no
Pré-sal (DA COSTA, et. Al, 2010).
Em última instância, a duração máxima de política de CL do setor de P&G é o tempo
que durarem as reservas destes recursos naturais de um país. Neste caso, ressalta-se que as
reservas totais de petróleo no Brasil ao final de 2013 foram de 30,2 bilhões de barris, sendo
15,6 bilhões as reservas provadas. Em 2013, o Brasil ocupou a 15ª posição no ranking
167 A Petrobras recebeu em 1992, 2001 e 2007 prêmios pela sua distinção técnica/tecnológica na maior feira de
petróleo do mundo, a Offshore Technology Conference (OTC), realizada anualmente em Houston –Texas
(EUA). Ver: <http://www.otcnet.org/> e <www.petrobras.com.br>. Acesso em: 28 abr. 2012.
168 Quanto maior o grau de API, mais leve é o petróleo, passando assim, menos tempo no processo de refino e
consequentemente tendo maior valor agregado. A sigla vem da instituição que desenvolveu essa classificação:
American Petroleum Institute (DA COSTA et al., 2010, pág. 276).
140
mundial de países com maiores reservas provadas. A relação reserva/produção (R/P) de
petróleo em 2013 foi de 21,1 anos (ANP, 2014b).
Se confirmadas as estimativas de reservas de P&G para todo o Pré-Sal, entre 70 e 100
bilhões de barris, o Brasil passaria a estar entre os dez maiores detentores destes recursos no
mundo. Nessa situação, ficaria em níveis de reservas de P&G próximos a países como
Venezuela e Nigéria (DA COSTA et al., 2010, p. 280) e, portanto, entende-se que se trata de
um ciclo de desenvolvimento de longo prazo desse setor no país.
Em 2013, o Brasil foi o 13ª maior produtor de petróleo, com uma produção total de
738,7 milhões de barris (média de 2,02 milhões de b/d169), sendo 91,2 % advinda de
operações no mar (offshore). Cabe frisar que o Pré-Sal já é uma realidade, e, em 2013, foram
produzidos a partir dos campos desse polígono 110,5 milhões de barris. O crescimento de
quase 80% na produção de petróleo a partir do Pré-Sal, em relação a 2012, mostra a sua
rápida evolução (ANP, 2014, p. 5-6).
Essa produção advém majoritariamente de 12 rodadas de licitações para E&P de P&G
pelo regime de concessão, já realizadas desde a quebra do monopólio da E&P, em 1997170.
Também existem no Brasil outros dois regimes de E&P: a Cessão Onerosa, firmado entre a
União e a Petrobras, e o contrato de Partilha de Produção, ambos referentes ao Pré-Sal171.
A quebra do monopólio da E&P de P&G permitiu a entrada de novas empresas no
mercado. Atualmente existem 89 concessionários registrados na ANP, sendo 44 empresas
nacionais (Quadro 4.2). Os concessionários nacionais são na sua maioria pequenas e médias
empresas, e concentram suas operações onshore (em terra) e ou em campos marginais.
169 Barris por dia.
170 Mais detalhadas na próxima seção.
171 Mais detalhados na próxima seção.
141
Quadro 4.2 - Concessionários de P&G registrados na ANP
Concessionário
Origem do Capital
Concessionário
Origem do Capital
A.R.G.
BRASIL
Niko
CANADÁ
Aloes
BRASIL
ONGC
ÍNDIA
Anadarko
EUA*
Ouro Preto
BRASIL
Arclima
BRASIL
Pacific Rubiales
CANADÁ
Aurizonia
BRASIL
Panergy
BRASIL
Barra Holding
CAYMAN, ILHAS
Panoro
NORUEGA
Bayar
BRASIL
Partex
CAYMAN, ILHAS
BG
REINO UNIDO
Perenco
REINO UNIDO
BHP
AUSTRALIA
Petro Latina
CINGAPURA
Bolognesi Part.
BRASIL
Petrobras
BRASIL
BP
REINO UNIDO
Petrominerales
COLÔMBIA
Brasoil
BRASIL
PetroRecôncavo
BRASIL
BrazAlta
CANADA
Phoenix
BRASIL
CEMIG
BRASIL
Premier Oil Group
REINO UNIDO
Central Resources
EUA *
Proen
BRASIL
CEPSA
ESPANHA
PTTEP
TAILÂNDIA
Chariot
GUERNESEI
Quantra
BRASIL
Cheim
BRASIL
Queiroz Galvão
BRASIL
Chevron
EUA*
Ral
BRASIL
Codemig
BRASIL
Repsol YPF
ESPANHA
COPEL
BRASIL
Rio Proerg
BRASIL
Cowan
BRASIL
Serena
ANGOLA
Delp
BRASIL
Severo & Vilares
BRASIL
EBX
BRASIL
Shell
REINO UNIDO
Ecopetrol
COLÔMBIA
Sinochem
CHINA
Egesa
BRASIL
SINOPEC
CHINA
Engepet
BRASIL
Sollita
BRASIL
EP Energy
EUA*
Sonangol
ANGOLA
ERG
BRASIL
Sotreq
BRASIL
Eromanga
AUSTRÁLIA
Statoil
NORUEGA
ExxonMobil
EUA*
STR
BRASIL
G&C
BRASIL
Synergy Group
PANAMÁ
Galp Energia
PORTUGAL
TDC
EUA*
GDF Suez
FRANÇA
TNK-BP
ILHAS VIRGENS
Genesis 2000
BRASIL
TotalFinaElf
FRANÇA
Geopark
BERMUDAS
Trayectoria
PANAMA
Governo da China
CHINA
Tucumann
BRASIL
Gran Tierra
CANADA
UBX
BRASIL
HRT
BRASIL
UTC
BRASIL
Imetame
BRASIL
Vale
BRASIL
Inbrael
BRASIL
VB
ÍNDIA
Inpex
JAPÃO
Vibrapar
BRASIL
Karoon
AUSTRÁLIA
Vitoria Ambiental
BRASIL
Lábrea
BRASIL
W.Washington
BRASIL
Maersk
DINAMARCA
-
-
Fonte: ANP (2014a). Adaptado. *Estados Unidos da América (EUA).
Desde 2010 a Petrobras, principal alavanca deste setor no país, tem investido mais de
40 bilhões de dólares anualmente. Esses valores são quase 10 vezes maiores que aos
investimentos no período de 1997 a 2001 (Quadro 4.3).
142
Quadro 4.3 - Histórico do investimento nominal da Petrobras (US$ MM)172
Anos
E&P
Abast
Gás &
Energia
Internac.
Distrib.
Outros
Total
1997
1.849,00
955
78
766
81
280
4.009,00
1998
2.564,00
830
519
852
69
146
4.980,00
1999
2.316,00
532
501
469
63
96
3.977,00
2000
2.869,00
590
139
318
0
234
4.150,00
2001
2.675,00
514
159
500
89
290
4.227,00
2002
2.868,00
858
272
2.009,00
150
280
6.437,00
2003
3.021,00
1.530,00
364
640
108
350
6.012,00
2004
4.309,00
1.335,00
214
797
418
368
7.441,00
2005
5.758,00
1.349,00
627
1.295,00
203
1.326,00
10.559,00
2006
7.041,00
1.922,00
720
3.292,00
295
2.216,00
15.486,00
2007
10.684,00
5.409,00
2.473,00
3.375,00
857
449
23.248,40
2008
14.279,00
6.540,00
3.937,00
3.343,00
304
676
29.079,00
2009
15.928,00
9.349,00
5.238,00
3.419,00
318
1.154,00
35.406,00
2010
18.600,00
16.169,00
3.922,00
2.710,00
509
1.505,00
43.415,00
2011
20.405,00
16.133,00
2.293,00
2.631,00
679
1.023,00
43.164,00
2012
21.959,00
14.745,00
2.113,00
2.572,00
666
894
42.949,00
Fonte: Petrobras ([2013?]). Adaptado.
Mesmo tendo havido pequena redução nos investimentos previstos no Plano de
Negócios da Petrobras para 2014-2018, os números ainda são expressivos, e as atividades de
E&P concentram 70% dos recursos (Quadro 4.4). Dos US$ 135,9 bilhões destinados a E&P,
60% se destinam ao Pré-Sal. Somando-se os valores referentes aos investimentos das
operadoras parceiras da Petrobras, US$ 63 bilhões, o volume total de investimentos é US$
283, 6 bilhões (Petrobras, 2014).
Quadro 4.4 - Plano de investimentos da Petrobras para 2014 - 2018 (US$ bilhões)
Segmentos
Investimentos
%
E&P
153,9
70%
Abastecimento
38,7
18%
Gás & Energia
10,1
5%
Internacional
9,7
4%
Petrobras Biocombustíveis
(PBio)
2,3
1%
BR Distribuidora
2,7
1%
Engenharia, Tecnologia e
Materiais
2,2
1%
Demais Áreas
1,0
0,5%
Total
220,6
100
Fonte: Petrobras (2014).
O relatório do BNDES (2014, p. 2) estima que os investimentos previstos para o setor
de P&G no Brasil para o período de 2015 a 2018 serão de US$ 191.627.149.300,00173. Este
172 A Petrobras não informa valores mais atualizados dos investimentos realizados. Ver:
<www.investidorpetrobras.com.br/pt/destaques-operacionais/investimentos>. Acesso em: 15 jun. 2015.
143
valor é superior em mais de US$ 37 bilhões174 a todos os investimentos nas demais indústrias
somados (Quadro 4.5). O relatório ainda afirma que setores de P&G e infraestrutura de
logística irão impulsionar os investimentos da economia e que nos dois casos dependem
pouco da conjuntura econômica nacional e internacional (BNDES, 2014). Mais
especificamente, destaca que o setor de P&G aumentou seu peso na Formação Bruta de
Capital Fixo (FBCF) de 3,5%, em 2000, para 10% em 2013, e que a perspectiva é de aumento
para os próximos anos175 (BNDES, 2014, p. 139).
Quadro 4.5 - Perspectivas do investimento no Brasil (2015-2018)*
Setores (em R$ bilhões de 2014
(1º sem.))
2010-2013
2015-2018
Variação (%)
Petróleo & Gás
358
509
42,1
Extrativa Mineral
44
40
-8
Automotivo
58
59
0,4
Papel & Celulose
20
21
2,5
Indústria Química
22
22
2,6
Siderúrgico
20
12
-38,5
Complexo Eletrônico
22
28
25,9
Complexo Indust. da Saúde
8
13
57
Aeroespacial
4
12
187
Alimentos
58
49
-15,8
Sucroenergético
41
25
-40,5
Demais da Indústria
112
121
8
Indústria
767
909
18,5
Fonte: BNDES (2014). Adaptado.
*posição em novembro de 2014.
O relatório do BNDES (2014, p. 139) ainda afirma que os investimentos da Petrobras,
somado aos das outras operadoras, que também vêm crescendo, e à política de conteúdo local,
têm assumido papel central no desenvolvimento da indústria nacional. Entretanto, o relatório
chama atenção para dois fatores que podem diminuir o ritmo dos investimentos do setor: o
desalinhamento dos preços externos e internos dos combustíveis, que pode afetar a
capacidade de geração de caixa da Petrobras176, e restrições físicas que inviabilizam maior
investimento no setor (BNDES, 2014, p. 139, grifo nosso):
173 R$ 509 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
174 R$ 100 bilhões convertido de R$ para US$ com câmbio de 31/12/2014 (0,38). Disponível em:
<www.bcb.gov.br>. Acesso em 13 out. 2015.
175 Para mais informações sobre o peso do setor de P&G no Produto Interno Bruto (PIB) Brasileiro ver Machado
(2002, 2003).
176 Nesta direção, Oliveira e De Almeida (2015) analisam o grave impacto do governo ter impedido o reajuste
dos combustíveis nos últimos anos, como um dos instrumentos para tentar controlar a inflação, na capacidade
de investimento da Petrobras.
144
(i) o desafio de realizar diversos, grandes e complexos projetos de forma
simultânea, nos prazos previstos; (ii) restrições, por parte dos fornecedores, de
entregar no prazo fixado, na especificação adequada e com o conteúdo local
mínimo contratado, ou restrições para realizar investimentos em melhoria de
sua produtividade; (iii) dificuldade de obter licenciamentos em órgãos ambientais,
tanto pela Petrobras quanto pelos fornecedores; e (iv) escassez de mão de obra
qualificada. Todas essas restrições podem ser superadas ao longo do tempo, mas a
velocidade de seus ajustes ocorre de forma mais lenta que os ajustes financeiros
necessários destacados anteriormente.
Em relação ao potencial dos investimentos no setor de petróleo no Brasil, relatório da
ABDI ([2010?], p. 25) salienta que:
Nesse contexto, na cadeia de Petróleo e Gás, o programa brasileiro de exploração da
camada do Pré-Sal abre oportunidades para o forte adensamento da cadeia de
fornecedores, objetivando a sua transformação em um amplo complexo industrial e
de serviços especializados, que incorpora desde o setor naval e aeronáutico de asas
rotativas (helicópteros) até serviços intensivos em conhecimento de tecnologia da
informação, como avançados softwares para processamentos de dados sísmicos e
modelagem de reservatórios em 3D e 4D, bem como softwares para o
desenvolvimento de produtos e projetos de engenharia.
O relatório da ABDI ([2010?], p. 25, grifo nosso) ainda destaca que:
Para o país, interessa contar não somente com uma poderosa companhia
petroleira, mas também uma robusta indústria parapetroleira, cujo
desenvolvimento e internacionalização poderão promover um processo de
upgrading tecnológico, de consolidação corporativa e ampliação do mercado
para as empresas brasileiras para além do mercado doméstico, em função do
crescimento contínuo das operações de exploração e produção de petróleo offshore
no mundo, notadamente na costa ocidental da África e na costa oriental da América
do Sul.
Este relatório ainda classifica a cadeia produtiva de P&G e naval como um sistema
com capacidade de transformação da estrutura produtiva (ABDI ([2010?], pág. 30):
Pelo seu potencial de participação em programas de várias diretrizes, existem
setores, cadeias e complexos que assumem um caráter estratégico, apresentando
grande capacidade de transformação da estrutura produtiva, tanto em função de seu
poder de difusão de inovações quanto devido ao encadeamento das relações
intersetoriais.
Por fim, cabe-se frisar que majoritariamente as pesquisas e análises presentes neste
trabalho foram realizadas anteriormente à deflagração da atual crise de corrupção do setor de
P&G no Brasil, em 2014, e intitulada “Operação Lava Jato”. Naturalmente esta crise, de
consequências ainda desconhecidas e de difícil avaliação, impactará negativamente o ritmo de
145
investimentos do setor P&G no Brasil, e consequentemente no desenvolvimento desta cadeia
produtiva. Portanto, entende-se que novas análises sobre as políticas para desenvolver o setor
devam ser refeitas, uma vez a crise passada e ou seus impactos mais compreendidos.
4.3.3 Políticas Industriais e o Estágio Atual do Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P
de P&G no Brasil
As alterações no marco regulatório que ocorreram a partir do final da década de 1990
promoveram fortes impactos na estrutura de mercado da indústria de P&G, principalmente no
segmento de E&P, bem como no desenvolvimento da cadeia produtiva do setor. A partir da
quebra do monopólio da E&P de petróleo e gás natural, pela Lei n. 9.478 em 1997, conhecida
como lei do petróleo, a Petrobras perdeu a exclusividade nessas atividades. Também foi
criado o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) e a ANP (BRASIL, 1997).
A ANP (2015c) como órgão regulador do setor tem o papel de:
[...] desenvolver estudos visando à delimitação de blocos e também promover as
licitações de áreas para exploração, desenvolvimento e produção de óleo e gás;
celebrar, em nome da União, os contratos delas decorrentes; e fiscalizar a sua
execução. Os blocos são partes de uma bacia sedimentar onde são desenvolvidas
atividades de exploração ou produção de petróleo e gás natural.
Em relação à delimitação dos blocos oferecidos nas rodadas de licitações da ANP,
destaca-se (ANP, 2015c):
[...] é condicionada à disponibilidade de dados geológicos e geofísicos que
demonstrem indícios da presença de petróleo e gás natural e a considerações
preliminares sobre fatores ambientais, entre outros itens técnicos. A seleção final é
feita de acordo com as diretrizes do CNPE, nos termos da Resolução CNPE nº
8/2003 e Lei nº 12.351/2010.
Assim, a partir desse momento as concessões177 dos blocos exploratórios passaram a
ser feitas por meio de licitações (ou “rodadas”), coordenadas pela ANP e permitindo, assim,
novos entrantes nacionais e estrangeiros nas atividades de E&P no Brasil. A rodada
considerada “zero” ocorreu em agosto de 1998, quando a ANP concedeu à Petrobras 115
blocos exploratórios e áreas em desenvolvimento que tinham investimentos realizados. A 1ª
rodada de licitações de campos de P&G ocorreu em junho de 1999, com 38 empresas de
petróleo habilitadas entre nacionais e estrangeiras (ANP, [2000?]). A partir de então,
177 A definição de concessão é: “Contrato administrativo mediante o qual a ANP outorga a empresas que
atendam aos requisitos técnicos, econômicos, jurídicos e fiscais por ela estabelecidos, o exercício das atividades
de exploração e produção de petróleo e gás natural no território nacional (ANP, 2014c).”
146
passaram a ocorrer rodadas anualmente, pelo regime de concessão, até a décima em 2008, que
foi cancelada178 (ANP, 2015d).
Em setembro de 2010, a Petrobras assinou com a União o contrato de Cessão Onerosa,
que concedeu o direito à empresa de extrair até 5 bilhões de barris de óleo equivalente do Pré-
Sal (BRASIL, 2010a). No final deste mesmo ano, a Lei nº 12.351 (BRASIL, 2010b) foi
implementada, determinando que fosse adotado o regime de Partilha de Produção para as
áreas do Pré-Sal e outras estratégicas. No regime de Partilha de Produção, o julgamento das
ofertas dos concessionários é baseado no maior percentual de óleo oferecido à União (a maior
parcela de excedente em óleo). O programa exploratório mínimo obrigatório, o valor do
bônus de assinatura, e CL mínimo estão determinados no edital de licitação, igual ao regime
de concessão, como veremos a seguir (BRASIL. MME, 2013).
O CNPE pode decidir entre a contratação direta da Petrobras, sem licitação, ou pela
realização de licitações de áreas no regime de partilha. Assim, para uma empresa de petróleo
entrar na E&P no Pré-Sal, tem de constituir um consórcio com a Petrobras, operadora
obrigatória, com participação mínima de 30%, e com a empresa pública criada pela União
para representar os seus interesses, a Pré-Sal Petróleo – PPSA (ANP, 2015c). Segundo ANP
(2011), a adoção do regime de partilha pode evitar a contaminação da economia pela doença
holandesa, ao permitir o controle do ritmo de produção.
Em 2013, ocorreu a primeira licitação de blocos para E&P de P&G sobre o regime de
Partilha de Produção, voltada ao Pré-Sal e ofertando o campo de Libra. Quatro empresas
estrangeiras compuseram o consórcio (Shell, Total, CNPC e CNOC), o qual foi liderado pela
Petrobras. Ainda cabe ressaltar que: “De acordo com a lei aprovada em setembro de 2013179,
75% dos royalties do petróleo serão destinados para a educação e 25% para a saúde. A
legislação ainda prevê que 50% do Fundo Social do Pré-Sal também devem ir para as áreas da
educação e saúde” (BRASIL, 2013).
Em 2013, também retornaram as rodadas de licitações sobre regime de concessão,
sendo a 11ª rodada em maio, e a 12ª rodada em novembro. A 11ª rodada focou em áreas
terrestres maduras nas regiões Norte, Nordeste e Sudeste e na margem equatorial brasileira.
178 A 8ª rodada foi cancelada pela Resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) nº 02/2012 e
pela Resolução de Diretoria ANP nº 165/2013 (ANP, [2013])
179 Para mais informações ver: BRASIL. Lei nº 12.858, de 9 de setembro de 2013. Dispõe sobre a destinação
para as áreas de educação e saúde de parcela da participação no resultado ou da compensação financeira pela
exploração de petróleo e gás natural, com a finalidade de cumprimento da meta prevista no inciso VI do caput do
art. 214 e no art. 196 da Constituição Federal; altera a Lei nº 7.990, de 28 de dezembro de 1989; e dá outras
providências. Disponível em: <www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2011-2014/2013/Lei/L12858.htm>. Acesso
em: 15 jul. 2015.
147
Tal rodada buscou descentralizar geograficamente as atividades de E&P e incentivar a
participação de concessionários de porte médio e pequeno com os campos terrestres licitados
(ANP, 2013a). Já a 12ª rodada teve foco apenas nas atividades de E&P terrestres (onshore) e
também estimular a participação dos pequenos concessionários (ANP, 2013b). Segundo a
ANP ([2015?]; 2015d), desde 2005 essa política de estimular a entrada de pequenos e médios
concessionários vem sendo implementada, ao ofertarem em licitações áreas inativas com
acumulações de P&G que as grandes empresas têm interesse marginal.
A 13ª rodada ainda não ocorreu, mas o CNPE sugeriu em dezembro de 2014 que fosse
realizada e encaminhada à autorização da Presidente da República (ANP, 2015e). Esta nova
rodada pretende:
[...] assegurar as atividades exploratórias em bacias maduras e atrair investimentos
para a descoberta de novas jazidas em bacias de novas fronteiras. A licitação
também visa manter a produção no médio e longo prazos a partir da oferta de áreas
de elevado potencial, além de estimular a participação de empresas de pequeno e
médio porte nas atividades de exploração e produção, por meio da oferta de campos
marginais.
Desde a 1ª rodada em 1999, o conceito de conteúdo local (CL) foi aplicado pela ANP
através das cláusulas de CL presentes nos contratos de concessão de E&P. Segundo a cláusula
de CL, os fornecedores brasileiros devem ter a preferência assegurada de contratação pelos
concessionários sempre que suas ofertas tiverem equivalência em condições de preço, prazo e
qualidade às de outros fornecedores convidados a apresentar propostas (ANP, 2015a).
O objetivo da cláusula de CL é:
“[...] incrementar a participação da indústria nacional de bens e serviços, em bases
competitivas, nos projetos de exploração e desenvolvimento da produção de petróleo
e gás natural. O resultado esperado da aplicação da cláusula é o impulso ao
desenvolvimento tecnológico, a capacitação de recursos humanos e a geração de
emprego e renda neste segmento (ANP, 2015a)”.
A cláusula de conteúdo local foi sendo aprimorada ao longo dos anos até finalmente
constituir-se num Sistema de Certificação, envolvendo uma terceira parte a partir da 7ª rodada
e após consultas públicas. Mais detalhadamente, destaca-se que segundo a ANP, na 1ª rodada
os diferentes percentuais de CL ofertados livremente pelas empresas concorrentes na disputa
pelos blocos eram considerados na pontuação para decidir o vencedor. Esse modelo, em que
os concorrentes declaravam o percentual de bens e serviços a serem contratados na fase de
exploração, e outro na fase de produção, permaneceu até a 4ª rodada (ANP, 2015a).
148
Desde a 1ª rodada 1 até a 4ª rodada, o peso do CL na oferta para o bloco era 15%,
sendo 3% para a fase de exploração e 12% para a fase de Desenvolvimento da Produção (DP).
O Bônus de assinatura180 era o outro critério para decidir o ganhador da licitação, com peso de
85%. Ainda cabe observar que o conteúdo local era definido apenas por fases de forma
absoluta, isto é, não existiam subdivisões dentro das fases (ANP, [2014a]).
Da 1ª rodada à 4ª rodada, e apenas para efeito de cálculo do percentual de CL, a
aquisição de fornecedores locais de determinados bens e ou serviços (por exemplo, serviços
de engenharia de unidades de produção ou sistemas), tinha o seu custo real multiplicado por
fatores positivos. Assim, apesar de não se ter CL mínimo específico, já havia algum
direcionamento de quais bens e serviços eram estimulados que fossem mais desenvolvidos no
Brasil (ANP, [2014a]).
Na 5ª e 6ª rodadas de licitações, a cláusula de CL foi alterada, passando a exigir
percentuais mínimos tanto em blocos terrestres quanto em blocos em águas rasas e profundas.
Além disso, o CL foi subdividido em diferentes atividades típicas das fases de exploração e
DP, com ponderações diferentes. A fase de exploração teve o CL subdividido em duas
atividades ou conjunto de bens e serviços para blocos no mar e em três para blocos em terra.
Na fase de DP, o CL também foi subdividido em duas atividades ou conjunto de bens e
serviços para blocos no mar e em outras duas para blocos em terra (ANP, [2014a]).
Adicionalmente, para fins de acompanhamento e monitoramento pela ANP, da compra
de fornecedores nacionais, cada oferta de conteúdo local deveria conter obrigatoriamente
declaração do concessionário, contendo a descrição detalhada dos planos de aquisições de
bens e serviços locais. Esse declaração foi dividida em 13 atividades ou conjunto de bens e
serviços, sendo quatro na fase de exploração e nove no DP (ANP, [2014a]). A partir deste
momento, pode-se dizer que há um claro direcionamento de quais atividades e segmentos do
setor pretende-se desenvolver mais no país. Entende-se que os mínimos de CL exigidos, sua
subdivisão e detalhamento de compras levaram em consideração a competência já instalada
da indústria no país e as lacunas a serem preenchidas.
Segundo estudo da FIEB, (2015, p. 8) esse detalhamento de CL mínimo com
ponderações diferentes, tinha o intuito de dar maior peso a itens de valor relativo pequeno,
porém de grande impacto. Nesse sentido cita, por exemplo, a aquisição de engenharia
básica/detalhamento para a fase de DP que tinha seu percentual calculado numa fórmula
180 Bonus de Assinatura equivale ao montante ofertado pelo licitante vencedor na proposta para obtenção da
concessão de petróleo ou gás natural, não podendo ser inferior ao valor mínimo fixado pela ANP no edital da
licitação e devendo estar pago no ato da assinatura do contrato de concessão (ANP, 2014c).
149
específica e elevado à quinta potencia. Não obstante, ressalva que não produziu o resultado
esperado no desenvolvimento da engenharia nacional:
Apesar do seu caráter estratégico e, portanto, plenamente coerente com políticas de
aumento de conteúdo local, a aplicação da medida de premiação para a realização da
engenharia no Brasil não produziu os resultados esperados e necessitava de medidas
complementares, como a abertura efetiva da demanda de engenharia básica para
fornecedores locais privados (FIEB, 2015, p. 8).
O estudo da FIEB (2015, p. 8) ainda coloca que hoje a engenharia básica é
desenvolvida internamente na Petrobras, que contrata como terceirizados engenheiros
experientes demitidos, quando do enfraquecimento deste segmento nos anos 80. Conclui esse
assunto informando que: “Dessa forma não houve o ressurgimento das empresas de
engenharia nacionais. Atualmente, a maioria é mera locadora de mão de obra para a
Petrobras, sendo preciso a definição de condições para que as empresas nacionais de
engenharia possam participar efetivamente deste processo (FIEB, 2015, p. 8)”.
Na 5ª e 6ª rodada, o peso do CL para oferta do bloco subiu para 40%, sendo 15% para
a fase de exploração e 25% para a fase de DP (ANP, [2014a]). Ainda cabe ressaltar que a
partir da 5ª rodada um terceiro critério foi inserido para decidir o ganhador da licitação – a
saber, o Programa Exploratório Mínimo (PEM)181, com peso de 30% até a 6ª rodada (ANP,
[2014a]). Portanto, como o Bônus de assinatura teve seu peso reduzido de 85% para 30% na
5ª e 6ª rodada, o CL foi o principal fator para decidir o ganhador das licitações (Quadro 4.6).
181 PEM equivale ao conjunto de atividades destinadas ao cumprimento das obrigações contratuais da fase de
exploração, realizadas em uma área de concessão e no qual cada atividade é computada quantitativamente de
acordo com a sua natureza e abrangência, que possui uma equivalência em unidades de trabalho (UT's) e que
corresponde ao parâmetro de oferta vencedor da licitação da área (ANP, 2014c).
150
Quadro 4.6 - Peso dos critérios de apuração das ofertas das rodadas de licitações (concessões)
Rodadas
CL - Total
CL- Exploração
CL - DP
Bônus de
assinatura
PEM
1
15%
3%
12%
85%
-
2
15%
3%
12%
85%
-
3
15%
3%
12%
85%
-
4
15%
3%
12%
85%
-
5
40%
15%
25%
30%
30%
6
40%
15%
25%
30%
30%
7
20%
5%
15%
40%
40%
9
20%
5%
15%
40%
40%
10*
20%
5%
15%
40%
40%
11
20%
5%
15%
40%
40%
12*
20%
5%
15%
40%
40%
Fonte: ANP ([2014a]). Elaboração própria.
* Apenas blocos terrestres.
Como não se tinha percentuais máximos de CL, tais fatores devem ajudar a explicar:
os altos índices de ofertados de CL na 5ª e 6ª rodada (Quadro 4.7); e o fato de 92% das 86
multas aplicadas até 24 de abril de 2015, por não cumprimento de CL, se referirem apenas a
essas rodadas (ANP, 2015b). Assim, entende-se que esses dois fatores devam ter estimulado
os concessionários a assumir índices de CL extremamente altos, e improváveis de serem
atingidos, para não correr o risco de perder os blocos que desejavam.
Quadro 4.7 - Conteúdo local médio das rodadas de licitações (concessões)
Rodadas
Conteúdo local médio
– etapa de exploração
Conteúdo local médio –
etapa de DP
1
25%
27%
2
42%
48%
3
28%
40%
4
39%
54%
5
79%
86%
6
86%
89%
7
74%
81%
9
69%
77%
10*
79%
84%
11
62%
76%
12*
73%
84%
Fonte: ANP ([2014b]). Elaboração própria.
* Somente blocos terrestres.
Obs: CL médio é a média do CL das ofertas ganhadoras dos blocos.
Entre a 1ª e 6ª rodada, o CL ainda era operacionalizado de forma declaratória. Isto é,
as operadoras se comprometiam com percentuais de conteúdo local nas rodadas e
posteriormente apresentavam declarações dos fornecedores quanto à origem dos bens e
serviços, junto com as notas fiscais. Segundo os contratos da 1ª a 5ª rodada, esses documentos
151
compõem o relatório de aquisição de bens e serviços, que deve ser entregue anualmente,
sendo que em relação aos serviços ainda é obrigatório indicar também o objeto (ANP,
[2014a]).
Na 7ª rodada, em 2005, novas mudanças foram implementadas nas regras do conteúdo
local, permanecendo até hoje. O CL ficou limitado a faixas percentuais entre valores máximos
e mínimos, além de ter sido mais detalhado em itens e subitens, abrangendo bens e serviços
das fases de exploração e DP. O CL passou a ser dividido em 22 itens e 30 subitens para
campos em terra, 34 itens e 30 subitens para campos em águas rasas (100 a 400 metros) e
campos em águas profundas e 31 itens e 30 subitens para campos em aguas rasas (menos de
100 metros). Essa grande subdivisão, com mínimos por itens e subitens, direciona ainda mais
os tipos de bens e serviços que pretende-se desenvolver no país no setor de P&G (ANP,
[2014a]).
A partir desta 7ª rodada, o concessionário também passou a ser exigido comprovar o
CL por meio de certificado de CL, obtido junto a seus fornecedores e emitidos por
certificadoras credenciadas na ANP. Essas mudanças foram realizadas a partir da adoção pela
ANP da Cartilha de Conteúdo Local, elaborada pelo Programa de Mobilização da Indústria
Nacional do Petróleo e Gás Natural (Prominp) em 2004, como instrumento para guiar a
aferição de CL nos contratos. Inicialmente era anexada ao contrato de concessão, sendo
retirada do mesmo em 2007 e incorporada a regulamento da ANP (ANP, [2014a]; PROMINP,
[2008?]).
Assim, apenas efetivamente a partir da 7ª rodada de licitações, a ANP passou adotar
um Sistema de Certificação de Conteúdo Local, definindo as condições para aferição e
cumprimento dos compromissos assumidos pelos concessionários. Esse sistema define a
metodologia para certificação e as regras para que as entidades certificadoras sejam
credenciadas junto a ANP (PROMINP, [2008?]). Criou-se a figura da terceira parte.
As certificadoras têm o papel de mensurar e informar à ANP o CL dos bens e serviços
consumidos pelos concessionários nas atividades de exploração e desenvolvimento de P&G
(PROMINP, [2008?]). Atualmente existem no Brasil 36 certificadoras credenciadas na ANP,
divididas por 21 áreas de atividades relacionadas a E&P de petróleo e gás natural (ANP,
2015f).
O Sistema de Certificação de Conteúdo Local é composto de quatro resoluções (ANP,
2015a):
152
a) Resolução ANP n° 19 de 14.06.2013, que define os critérios e procedimentos
para execução das atividades de Certificação de Conteúdo Local. (Anexo II -
Cartilha de Conteúdo Local).
b) Resolução ANP n° 37 de 13.11.2007, que define os critérios e procedimentos
para cadastramento e credenciamento de entidades para exercer a atividade de
Certificação de Conteúdo Local.
c) Resolução ANP n° 38/2007 de 13.11.2007, que define os critérios e
procedimentos de auditoria nas empresas de autorizadas ao exercício da
atividade de Certificação de Conteúdo Local.
d) Resolução ANP n° 39/2007 de 13.11.2007, que define os relatórios de
investimentos locais em exploração e desenvolvimento da produção em
Contratos de Concessão a partir da Sétima Rodada de Licitações.
A Resolução da ANP n° 19 de 14/06/2013 substituiu a resolução número 36 de
13/11/2007, que define os critérios e procedimentos para execução das atividades de
Certificação de Conteúdo Local (Anexo II - Cartilha de Conteúdo Local). No anexo II desta
resolução n° 19, encontram-se as fórmulas para cálculo do CL. A fórmula geral para mensurar
o Índice de Conteúdo Local (ICL) é de fácil compreensão, como se pode ver abaixo a versão
para bens, em caso de já ter sido vendido (ANP, 2013c):
CLb = (1 – X)·100
Y
Sendo X = Valor dos componentes importados (em R$), somando-se: a) valor CIF,
acrescido do respectivo imposto de importação, dos componentes importados diretamente
pelo fabricante e incorporados ao bem; b) valor CIF, acrescido do respectivo imposto de
importação, dos componentes importados diretamente pela compradora e incorporados ao
bem; c) valor dos componentes importados por terceiros e adquiridos no mercado interno,
pelo fabricante ou comprador, excluídos IPI e ICMS; d) valor da parcela importada do bem
nacional certificado que componha o bem objeto de certificação (ANP, 2013c).
Y =Preço de venda do bem efetivamente praticado, excluídos IPI e ICMS.
Cabe ressaltar que ainda existem fórmulas similares na cartilha de conteúdo local para
calcular CL de: a) contratação de bens e sistemas para uso temporal relacionados à indústria
de petróleo e gás natural; b) conjuntos; c) sistemas relacionados à indústria de petróleo e gás
natural; d) serviços de mão-de-obra relacionados à indústria de petróleo e gás natural; e)
materiais adquiridos diretamente pelos concessionários (ANP, 2013c).
O peso do CL para decisão do ganhador do bloco reduziu para 20% na 7ª rodada,
permanecendo até a 12ª rodada, realizada em 2013. Esses 20% são divididos em 5% para a
153
fase de exploração e 15% para a fase de DP. Os outros dois critérios considerados no
julgamento das ofertas dos blocos no regime de concessão, isto é Bônus de Assinatura e
Programa Exploratório Mínimo, passaram a ter um peso de 40% cada, desde então (Quadro
4.6).
Como mencionado anteriormente, um dos fatores que pode ajudar a explicar os índices
recordes de CL na 5ª e 6ª rodada (Quadro 4.7), é o fato do conteúdo local ter sido o critério de
maior peso na decisão do ganhador da licitação e não existir limites máximos (Quadro 4.8).
De todo modo, observa-se que mesmo após o estabelecimento de limites máximos (a partir da
7ª rodada), o CL tem se mantido em índices elevados nas rodadas de concessão. Cabe frisar
que na 10ª e 12ª rodada apenas blocos terrestres foram ofertados e estes têm sempre maiores
percentuais mínimos e máximos de CL (Quadro 4.8).
Quadro 4.8 - Exigências mínimas e máximas de conteúdo local (concessões)
Rodadas
Águas Profundas
(maior que 400 m)
Águas Rasas
(menos que 100 m)
Terra
Águas Rasas
(100 a 400 m)
Explor.
DP
Explor.
DP
Explor.
DP
Explor.
DP
1 a 4
0
0
0
0
0
0
-
-
5
30
30
50
60
70
70
-
-
6
30
30
50
60
70
70
-
-
7*
37 a 55
55 a 65
51 a 60
63 a 70
70 a 80
77 a 85
37 a 55
55 a 65
9
37 a 55
55 a 65
51 a 60
63 a 70
70 a 80
77 a 85
37 a 55
55 a 65
10**
-
-
-
-
70 a 80
77 a 85
-
-
11
37 a 55
55 a 65
51 a 60
63 a 70
70 a 80
77 a 85
37 a 55
55 a 65
12**
-
-
-
-
70 a 80
77 a 85
-
-
Fonte: ANP ([2014a]. Elaboração própria.
* Introdução de limites máximos. ** Apenas blocos terrestres.
Em relação a CL mínimo e médio ainda cabe destacar os valores para a Cessão
Onerosa e para a rodada de Partilha de Produção. A Cessão Onerosa teve conteúdo local
mínimo global para a fase de exploração de 37% e mínimo global para a de DP de 65%.
Entretanto, esta última fase teve o CL mínimo segregado da seguinte maneira: a) 55% para os
módulos desta etapa que iniciarem a produção em 2016; b) 58% para os módulos desta etapa
que iniciarem a produção entre 2017-19; c) 65% para os módulos desta etapa que iniciarem a
produção a partir de 2020 (BRASIL, 2010a). A 1ª rodada da partilha teve CL mínimo de 37%
para fase de exploração, e na etapa de DP 55% para os módulos com primeiro óleo até 2021 e
59% para os módulos com primeiro óleo a partir de 2022 (ANP, [2014a]).
154
A Cessão Onerosa também teve tabela com itens e subitens de CL182, mas difere dos
apresentados nas últimas rodadas de concessão. Por exemplo, na fase de exploração, tem sete
itens para CL e na fase de DP tem 28 itens e 30 subitens. Porém, seguiu os mesmos critérios
de aferição de CL utilizados pela ANP. Ou seja, a aferição do CL se dará ao final da fase de
exploração e no final de cada módulo da etapa de DP, conforme o plano de desenvolvimento
aprovado pela ANP e por meio dos certificados de CL. No contrato de partilha, o conteúdo
local foi subdivido em 7 itens na exploração, 39 itens e 34 subitens no DP (BRASIL, 2010a;
ANP, [2014a]).
Em relação a duração destes contratos referentes ao Pré-sal, destaca-se: o contrato de
Cessão Onerosa tem duração de 40 anos, podendo ser prorrogado por no máximo 5 anos, e a
fase de exploração terá duração máxima de 4 anos, podendo ter prorrogação de até 2 anos;
enquanto que o contrato de partilha é válido por 35 anos, não prorrogáveis, tendo a fase
exploratória estimada em 4 anos (BRASIL, 2010a; ANP, 2015d).
Caso os concessionários não cumpram o ICL assumido nas rodadas de licitações,
serão multados, conforme o percentual não cumprido. Por outro lado, existe a possibilidade de
o concessionário excepcionalmente solicitar autorização de contratação no exterior, conhecido
como mecanismo ou cláusula de waiver. Assim, uma vez concedido, o concessionário tem
autorização de importar um determinado bem, liberando-o do cumprimento do CL assumido
em determinado item. Entretanto, caso consiga esta liberação para importação, seguirá com a
obrigação de atingimento do índice global de CL na etapa ou fase em questão (CNI, 2012;
ANP, [2014a]; FRAIHA, 2013). Logo, terá de possuir conteúdo local superior ao assumido
em algum outro item, de forma a compensar o item importado.
A possibilidade de uso desse mecanismo de waiver foi aberta a partir da 7ª rodada,
condicionada ao respeito a alguns dos pilares da cláusula de CL, quais sejam: se não existir no
país determinada tecnologia que o operador pretenda utilizar durante as fases de E&P, logo
não prevista na ocasião da licitação; ou se os preços de determinados bens ou serviços locais
(itens e subitens específicos) ou seus prazos de entrega forem excessivamente superiores aos
padrões internacionais. Na 12ª rodada foi incluído um item adicional: a não existência de
fornecedor brasileiro para o bem adquirido ou serviço contratado (CNI, 2012; ANP, [2014a]).
Os contratos da Cessão Onerosa e da Partilha de Produção também têm o mecanismo
de waiver. Apesar da existência deste mecanismo de waiver, não se tem conhecimento que o
182 De blocos em aguas profundas.
155
mesmo tenha sido aceito em qualquer regime de E&P de P&G no Brasil (FRAIHA, 2015)183.
O estudo da CNI (2012) discute a dificuldades de se implementar o waiver.
Até 24/04/2015, 86 multas já foram aplicadas a 12 concessionários, por não
cumprimento de CL, referentes à quinta, sexta e sétima rodada, sendo todas na fase
exploratória. O valor total dessas multas aplicadas é de R$ 315.218.012,42. Como as multas
foram pagas com desconto, na sua maioria, o valor arrecadado foi menor: R$ 222.441.101,26.
Apenas uma multa, não expressiva, no valor de R$ 606.567,44, não foi paga ainda e encontra-
se sub judice (ANP, 2015b).
Como só foram analisadas a fase exploratória e até a 9ª rodada, as multas de CL
podem aumentar substancialmente, sobretudo pelo fato de o volume de investimentos na fase
de DP ser maior. Chama atenção que todos esses recursos arrecadados com as multas de CL
são recolhidos à União e sem vínculo, isto é, não se sabe o destino da sua aplicação. Estes
recursos poderiam, por exemplo, ser utilizado para financiar programas de desenvolvimento
de fornecedores do setor ou mesmo as ações do Prominp, contribuindo assim para o
atingimento dos objetivos da política de CL.
Outra questão importante a ser observada é quando será realizada a mensuração do CL
na fase de DP. Não foram encontradas informações no site da ANP sobre aferições de CL
realizadas na fase de DP em rodada alguma (ANP, 2015b). Também não foram encontradas
informações conclusivas sobre esse assunto nos contratos da 1ª à 10ª rodada. Nos contratos de
concessão da 8ª, 9ª e 10ª rodada, por exemplo, faz-se menção à mensuração de CL apenas ao
final da fase de exploração e da etapa de DP (ANP, [2014a])184.
Os contratos de concessão da 1ª a 7ª rodada informam que o concessionário será
multado se o conteúdo local assumido e o mínimo obrigatório, para os casos em que se
aplica185, não forem atingidos ao final de qualquer etapa do DP. Entretanto, não foi
encontrado a definição temporal das etapas do DP mencionadas, para efeitos de aferição de
CL nas rodadas de concessão, tal como feito na 11ª e 12ª rodada, e demonstradas a seguir
(ANP, [2014a]). Desta maneira, entende-se que o CL da fase de DP será auferido apenas
quando esta for concluída ou estiver próxima de ser concluída. Considerando que o prazo em
geral da etapa de exploração, no regime de concessão, é de 3 a 8 anos e que uma vez
declarada a comercialidade de algum campo, o contrato tem a vigência de mais ou até 27
183 Fraiha (2015) entrevistou o coordenador de conteúdo local da ANP e o waiver foi uma das questões centrais
debatidas.
184 Na 9ª e 10ª rodada o contrato de concessão trata como sendo apenas uma etapa o DP, logo, como sinônimo de
fase (ANP, [2014a]).
185 Lembra-se que CL mínimo só foi estabelecido a partir da quinta rodada, como visto acima.
156
anos, relativos ao DP (ANP, [2014a]), o resultado da análise do CL do DP, da 1ª a 10ª rodada,
pode demorar mais de 30 anos.
A importância desta questão deve-se ao fato da fase de DP concentrar as maiores
oportunidades para desenvolver a cadeia produtiva da E&P de P&G no Brasil, pelos seguintes
motivos:
a) os investimentos no DP podem durar até o fim da vida útil de um campo (ou o
prazo máximo contratual de 27 anos);
b) a fase de DP tem maior peso que a fase de exploração nos critérios de decisão do
ganhador dos blocos, em todas as rodadas (Quadro 4.6);
c) a partir da 5ª rodada o CL mínimo e máximo (quando aplicável) da fase de DP é
pelo menos igual e na maioria das vezes superior a fase de exploração (Quadro
4.8);
d) o CL médio em todas as rodadas foi superior na fase de DP, do que na fase
exploratória (Quadro 4.7).
Al-Kasim (2006, p. 185) também reforça que a fase de DP tem relevância superior a
fase de exploração, no que concerne as oportunidades de desenvolver a cadeia produtiva da
E&P de P&G num país, de forma competitiva:
The scope for providing local goods and services in the development and operation
phases is normally much wider than in the exploration phase. Encouraging the
creation of national expertise capable of providing goods and services in these two
phases should be a prime objective for the host country. The large investments in the
development and operation phases provide a strong incentive for pursuing that
approach. The country will obviously benefit from channelling as much as possible
into the national economy. Through a healthy development of local goods and
services, there is a reasonable chance that the basis will be created for their export in
the medium term. Such transactions will undoubtedly bring benefit to the host
country in terms of employment and trade balance.
Portanto, acredita-se que a possibilidade de auferir o CL do DP aproximadamente 30
anos após o início das atividades exploratórias nos blocos, da 1ª a 10ª rodada, seja muito
prejudicial à análise de eventual necessidade de correções na política. Por mais que a ANP
eventualmente tenha o controle interno da evolução do CL no DP e as próprias operadoras
dos seus campos, o fato de o CL não ter sua análise concluída e publicada (e as eventuais
157
multas aplicadas), impossibilita que “o mercado”186 tome conhecimento e, portanto, se
manifeste, sugerindo melhorias.
O contrato da 11ª rodada define que a etapa de DP, para fins de CL, começa a partir
da data em que é apresentada a declaração de comercialidade e encerra para cada módulo
desta fase, com a primeira entre as seguintes situações (ANP, 2013d, p. 47): “a) O decurso de
10 (dez) anos após a Extração do Primeiro Óleo; b) A desistência, pelo Concessionário, do
Desenvolvimento do Módulo da Etapa de Desenvolvimento; ou c) A realização dos
investimentos previstos no Plano de Desenvolvimento”. No contrato de concessão da 12ª
rodada no item “a” acima, isto é, a análise de CL na fase de DP ocorrerá no decurso de 5
(cinco) anos após a extração do primeiro óleo. Os itens “b” e “c” são idênticos (ANP,
[2014a]). Deste modo, pelo menos a partir da 11ª e 12ª rodada, entende-se que fica mais fácil
analisar o nível de sucesso ou acerto da política de CL e as eventuais necessidades de
correção da mesma.
O contrato da Cessão Onerosa informa que a aferição de CL será realizada ao final da
etapa de exploração e no final de cada módulo da etapa de DP, seguindo o plano de
desenvolvimento aprovado pela ANP. Este contrato ainda define o horizonte temporal do DP,
para efeitos de CL, em: módulos com primeiro óleo até 2016, módulos com primeiro óleo em
2017 e 2018, e módulos com primeiro óleo em ou após 2019 (BRASIL, 2010a).
No contrato de Partilha de Produção a aferição de conteúdo local se dará ao final da
fase de exploração e no encerramento da etapa de DP para fins de CL local. Neste modelo de
contrato a mensuração do CL na fase de DP ocorre a partir da declaração de comercialidade e
se encerra ao final de cada módulo da etapa, quando da ocorrência da primeira entre as
seguintes situações: a) após cinco anos da extração do primeiro óleo; b) desistência do
desenvolvimento do módulo; c) os investimentos previstos no plano de desenvolvimento
forem realizados (ANP, [2014a]). Desta maneira, consegue-se acompanhar de forma precisa a
evolução do CL do DP, antes do final do plano de desenvolvimento ou desta etapa, apenas na
11ª e 12ª rodada, na Cessão Onerosa e na Partilha de Produção. Portanto, entende-se que a
avaliação do CL para a fase de DP se apresenta como uma questão de suma importância a ser
debatida.
Outro ponto que destaca-se é a fórmula de cálculo da multa por não cumprimento de
CL. Na 1ª e 2ª rodada, o concessionário deve pagar um montante igual a duas vezes o valor
das compras de fornecedores brasileiros, que são necessárias para que o CL assumido seja
186 O termo mercado, neste caso específico, refere-se aos atores em geral do setor de P&G.
158
cumprido, ao final da fase de exploração ou de qualquer etapa do desenvolvimento da
produção. A partir da 3ª rodada, a fórmula para calcular a multa passou por alterações até a
adotada para a 7ª rodada e mantida até a 12ª rodada (ANP, [2014a]). Apesar de a fórmula de
cálculo da multa ter passado por alterações, ressalta-se que não se identificou questionamento
algum das partes interessadas quanto a essas mudanças, como, por exemplo, ter
eventualmente ficado mais ou menos severa.
A partir da 7ª rodada, a multa pode ocorrer pelo não cumprimento do CL global e ou
por itens e subitens assumidos. Assim, mesmo que o índice global de CL seja cumprido, a
multa pode ocorrer pelo não atingimento dos índices de conteúdo local de itens e subitens.
Destaca-se a seguir a nova fórmula de cálculo da multa, a partir da 7ª rodada (ANP, [2014a]):
a) Se o percentual de Conteúdo Local não realizado (NR%) for inferior 65% do
valor oferecido, a multa (M%) será de 60% sobre o valor do Conteúdo Local não
realizado.
b) Se o percentual de Conteúdo Local não realizado (NR%) for igual ou
superior a 65% do valor oferecido, a multa será crescente, partindo de 60% e
atingindo 100% do valor do Conteúdo Local oferecido, no caso o percentual de
Conteúdo Local não realizado seja de 100%.
Resumindo, o critério de multas por não cumprimento de CL ficou da seguinte
maneira (ANP, [2014a]):
b) Se NR (%) ≥ 65 % ⇒ M (%) = 8 . NR – 1
7
Segundo a ANP, essa nova fórmula foi elaborada de forma a desencorajar fortemente
o não cumprimento do CL em valores superiores a 2/3 (dois terços) do ofertado na licitação
(ANP, [2014a]). Na figura 4.9, fica mais fácil visualizar a nova fórmula da multa. O eixo
vertical é o valor da multa incidente sobre o montante do CL não realizado, M(%), em função
do percentual de conteúdo local não realizado, NR(%), no eixo horizontal.
60(%) M(%) 65% NR(%)0 Se a) =⇒<<
159
Figura 4.9 - Ilustração gráfica do cálculo da multa por não cumprimento de Conteúdo Local
Fonte: ANP (ANP, [2014a]).
Nos contratos de Cessão Onerosa e de Partilha de Produção os critérios de multas
aplicadas por não cumprimento de CL foram os mesmos seguidos desde a 7ª rodada do
regime de concessões (BRASIL, 2010a; ANP, [2014a]).
Outra diretriz também implementada por meio da ANP (2014d) e importante para o
desenvolvimento da cadeia produtiva do setor foi a cláusula 24ª de Pesquisa e
Desenvolvimento. Esta cláusula consta nos contratos de Concessão de E&P e determina que
(ANP, 2014d):
Caso a Participação Especial (PE) seja devida para um campo em qualquer trimestre
do ano calendário, o concessionário está obrigado a realizar despesas qualificadas
com pesquisa e desenvolvimento em valor equivalente a 1% (um por cento) da
receita bruta da produção para tal campo.
A participação especial é definida como a “Compensação financeira extraordinária
devida pelos concessionários de exploração e produção de petróleo ou gás natural, nos casos
de grande volume de produção ou de grande rentabilidade.”, pelo decreto nº 2.705, de
03/08/1998 (ANP, 2014c)187. Levando em consideração que os campos relacionados ao Pré-
Sal têm como característica serem de grande volume de produção, estes recursos para P&D
devem aumentar substancialmente.
A cláusula 24ª de P&D ainda estabelece que (ANP, 2014d):
187 Para mais detalhes ver:<www.planalto.gov.br/ccivil_03/decreto/D2705.htm>. Acesso em: 27 mai. 2015.
0 20 40 60 80 100
0
40
60
Multa, M(%)
% do Conteúdo Local Não Realizado - NR(%)
20
80
100
0 20 40 60 80 100
0
4040
6060
Multa, M(%)
% do Conteúdo Local Não Realizado - NR(%)
2020
8080
100
160
Até 50% (cinquenta por cento) das Despesas Qualificadas com Pesquisa e
Desenvolvimento poderão ser realizadas através de atividades desenvolvidas em
instalações do próprio Concessionário ou suas Afiliadas, localizadas no Brasil, ou
contratadas junto a empresas nacionais [...] O restante deverá ser destinado à
contratação dessas atividades junto a universidades ou institutos de pesquisa e
desenvolvimento tecnológico nacionais que forem previamente credenciados para
este fim pela ANP.
Após consultas e audiências públicas, a cláusula foi regulamentada pelas resoluções n°
33/2005 e n° 34/2005 e pelos seus regulamentos técnicos respectivos, a saber, nº 5/2005 e nº
6/2005 (ANP, 2014d):
Resolução ANP nº 33/2005, Regulamento Técnico ANP nº 05/2005 e Resolução
ANP nº 46/2013
Definem normas para a realização de investimentos em P&D pelos concessionários
e regulamentam a elaboração do Relatório Demonstrativo das Despesas realizadas
com investimentos em P&D.
Resolução ANP nº 47/2012 e Regulamento Técnico ANP nº 7/2012188
Estabelecem os critérios para o credenciamento das instituições de pesquisa e
desenvolvimento aptas a participarem de projetos financiados com recursos de
investimentos em P&D.
De 1998 até o primeiro trimestre de 2015 já foram gerados quase R$ 10,5 bilhões de
obrigação de investimentos em P,D&I pelos concessionários. A Petrobras é o concessionário
responsável pela maior parte desses recursos (Quadro 4.9).
188 Esta Resolução ao entrar em vigor revogou a Resolução ANP nº 34/2005, o Regulamento Técnico ANP nº
06/2005 e o Art. 4º da Resolução ANP no 33/2005.
161
Quadro 4.9 - Obrigação de investimento em P,D&I gerada por ano (em R$)
Ano
PETROBRAS
Outras
Concessionárias
Total
1998
1.884.529
1.884.529
1999
29.002.556
29.002.556
2000
94.197.339
94.197.339
2001
127.274.445
127.274.445
2002
263.536.939
263.536.939
2003
323.299.906
323.299.906
2004
392.585.953
11.117.686
403.703.639
2005
506.529.318
2.279.136
508.808.454
2006
613.841.421
2.547.915
616.389.336
2007
610.244.146
6.259.121
616.503.266
2008
853.726.089
7.132.144
860.858.233
2009
633.024.264
5.858.020
638.882.284
2010
735.337.136
11.579.885
746.917.020
2011
990.480.683
41.416.212
1.031.896.895
2012
1.148.763.766
77.922.925
1.226.686.691
2013
1.161.786.262
98.080.695
1.259.866.956
2014
1.246.469.446
161.095.785
1.407.565.231
2015*
203.329.903
26.773.717
230.103.620
TOTAL
9.935.314.101
452.063.239
10.387.377.340
Fonte: ANP (2015g). *até o primeiro trimestre.
Outros concessionários, sobretudo estrangeiros, começam a se destacar também na
geração de recursos em decorrência da cláusula de P&D (Quadro 4.10).
Quadro 4.10 - Detalhamento da obrigação de investimento em P,D&I gerada – Outros
Concessionários (em R$)
Concessionária
2014
2015
Acumulado de 1998 a 2015*
BG Brasil
51.354.989
14.933.615
109.624.256
Statoil
31.730.903
83.209.045
Repsol-Sinopec
18.732.336
5.320.379
61.301.616
Sinochem
21.153.935
55.472.696
Petrogal
13.580.330
3.706.533
34.621.124
Chevron
27.711.795
Shell
7.541.569
23.869.727
Queiroz Galvão
4.806.007
1.070.241
20.305.084
Frade Japão
9.780.656
ONGC Campos
4.072.447
4.951.848
Brasoil Manati
1.068.002
237.831
4.512.241
Rio das Contas
1.068.002
237.831
4.512.241
Parnaíba Gás
Natural
1.762.701
887.100
3.848.603
QPI Brasil Petróleo
3.469.122
3.469.122
BP do Brasil
1.934.271
Petra Energia
Parnaíba
755.443
380.186
1.649.401
Maersk Oil
1.289.514
TOTAL
161.095.785
26.773.717
452.063.239
Fonte: ANP (2015g). *até o primeiro trimestre.
Nota: Esses valores ainda não contemplam as auditorias efetuadas pela SPG/ANP.
162
Desses recursos de quase R$ 10,5 bilhões, aproximadamente R$ 4,5 bilhões já foram
aplicados entre 2006 e março de 2015 em diversas instituições cadastradas na ANP, por meio
de autorizações prévias. Estes valores correspondem às despesas enquadradas no item 8.2 do
regulamento técnico da ANP N° 5/2005, que necessitam de aprovação prévia (ANP, 2015h).
Dentre as despesas realizadas, os seguintes tipos se destacam: infraestrutura laboratorial
(49,8%) e recursos humanos - RH (39,4%) (Quadro 4.11). As despesas com RH foram
distribuídas da seguinte maneira (ANP, 2015h): Programa de Recursos Humanos - PRH
(11,39%), Ciências Sem Fronteiras (19,58%), Prominp (9,75%), outros (0,69%).
Quadro 4.11 - Investimentos em P&D / Autorização Prévia (entre Jan/2006 e Mar/2015)
Tipo de
Despesa
Recursos (R$)
2006 - 2013
2014
2015
Total
%
Gestão
Tecnológica
3.311.925
0
0
3.311.925
0,1
Recursos
Humanos
1.124.055.859
627.469.826,99
0
1.751.525.686
39,4
Infra-estrutura
Laboratorial
2.085.643.994
110.556.490,37
13.487.983,17
2.209.688.468
49,8
Pessoal
administrativo
e técnico-
operacional
11.649.885
0
3.271.514,40
14.921.399
0,3
P&D em TIB
23.274.490
2.006.686,08
0
25.281.176
0,6
P&D em
Energia
129.464.135
3.162.917,31
0
132.627.052
3,0
Poço
Estratigráfico/
Dados
Sísmicos
82.373.000
221.015.561,00
0
303.388.561
6,8
Total
3.459.773.287
964.211.481,75
16.759.497,57
4.440.744.267
100,0
Fonte: ANP (2015h). Adaptado.
O PRH da ANP (PRH-ANP) foi implantado em 1999 para incentivar a formação de
mão de obra especializada, de forma a contribuir com a expansão da indústria de P&G, após a
abertura do mercado em 1997. Entre 1999 e 2004, o PRH-ANP atuou focado em duas
vertentes: profissionais de nível superior (PRH-ANP/MCTI) – desde a graduação até a pós-
graduação stricto sensu (mestrado e doutorado); e educação profissional de nível técnico
(PRH-ANP/MEC-Técnico). As bolsas para o nível técnico só foram concedidas entre 1999 e
2004. Desde então, apenas as bolsas voltada para o nível superior e pós-graduação foram
concedidas (ANP, 2015i). Entende-se que após a criação do Prominp, em 2004 (como
veremos a seguir), possivelmente este ficou responsável pela capacitação em nível técnico no
setor.
163
Essa cláusula 24ª de P&D deve ter influenciado a instalação e/ou o desenvolvimento
de centros globais de P&D dos concessionários estrangeiros, como o da BG do Brasil189, bem
como de filiais estrangeiras de institutos de pesquisa, como o Instituto Sintef do Brasil
(Noruega) (ANP, 2014e)190. Neste contexto, ressalta-se que até abril de 2015 existem 596
unidades de pesquisa de 112 instituições credenciadas na ANP, e aptas a utilizarem estes
recursos de P&D decorrentes da cláusula 24ª (ANP, 2015g). Algumas grandes empresas
internacionais do setor, e parceiras das operadoras, também estão instalando no país centros
globais de P&D, como a GE191 e a Schlumberger192. Outros fatores também podem estar
influenciando a atração desses centros de P&D, como os desafios técnicos a serem vencidos
para o desenvolvimento do Pré-Sal e perspectiva de investimentos de longo prazo.
É importante detalhar os critérios para aplicação dos recursos em P&D acima citados.
O Regulamento Técnico ANP nº5/2005, com alterações dadas pela Resolução ANP nº
46/2013, estabelece: as despesas que podem ser consideradas como P&D, para efeitos do
cumprimento da obrigação contratual; bem como as despesas que os concessionários podem
realizar e as despesas que só podem ser realizadas uma vez autorizadas previamente pela ANP
(ANP, 2014f). Assim, as despesas qualificadas como P&D, que podem ser realizadas
diretamente pelo concessionário, estão discriminadas no quadro 4.12, seguindo o local de
aplicação. Já as despesas que somente podem ser realizadas com autorização da ANP estão
descritas no quadro 4.13.
189 Ver: <www.bg-group.com/~/tiles/?tiletype=pressrelease&id=668>. Acesso em: 06 mai. 15.
190 O Sintef está cadastrado em diversos temas na ANP (2014e). Para mais informações sobre o Sintef ver:
<www.sintefbrasil.org.br>. Acesso em: 06 mai. 15.
191 Ver:<www.ge.com/br/nossa-empresa/pesquisa_e_desenvolvimento>. Acesso em: 06 mai. 15.
192 Ver:<www.slb.com/about/rd/research/sbr.aspx>. Acesso em: 06 mai. 15.
164
Quadro 4.12 - Despesas em P&D realizadas diretamente pelo concessionário
Local de aplicação e natureza da despesa
Parcela do
recurso
Despesas realizadas nas instalações do próprio concessionário ou suas
afiliadas
Até 50%
do valor
obrigatório
:9J@I#'K(K(#1.#L@M30>I@6J.#;N4694.#OP2#6.#*H$!!*B##
Somente serão consideradas as despesas (vinculadas diretamente às atividades de
P&D) relativas a:
a) projetos, programas de pesquisa básica e aplicada e/ou desenvolvimento
experimental;
b) construção e instalação de protótipos e de unidades–piloto;
c) aquisição de equipamentos, instrumentos, materiais utilizados em experimentos e
construção de protótipos ou instalações-piloto;
d) salário bruto de pessoal que atua nas atividades qualificadas como de pesquisa e
desenvolvimento;
e) despesas de pessoal que atue na coordenação ou gerenciamento dos projetos,
computado apenas o tempo de dedicação.
Despesas realizadas nas empresas nacionais
:9J@I#'K(K$#1.#L@M30>I@6J.#;N4694.#OP2#6.#*H$!!*B##
a) Serviços tecnológicos, projetos e ou programas de desenvolvimento experimental;
b) construção e instalação de protótipos e de unidades-piloto.
Despesas realizadas nas instituições credenciadas
No mínimo
50% do
valor
obrigatório
:9J@I#'K(K,#1.#L@M30>I@6J.#;N4694.#OP2#6.#*H$!!*B##
a) Serviços tecnológicos, projetos e ou programas de pesquisa básica e aplicada
e/ou desenvolvimento experimental;
b) construção e instalação de protótipos e de unidades-piloto.
Fonte: ANP (2014f). Adaptado.
Quadro 4.13 - Despesas em P&D admitidas mediante autorização prévia da ANP
Local de aplicação e natureza da despesa
Parcela do
recurso
Despesas realizadas nas empresas nacionais
Até 50%
do valor
obrigatório
:9J@I#'K$K*#1.#L@M30>I@6J.#;N4694.#OP2#6.#*H$!!*B##
- Programas tecnológicos para desenvolvimento e capacitação de fornecedores
(micro, pequenas e médias empresas), incluindo implantação de novo produto ou
processo e fabricação-piloto.
Despesas realizadas nas instituições credenciadas
No mínimo
50% do
valor
obrigatório
(itens 8.2.1, 8.2.2. 8.2.3, 8.2.4, 8.2.6, 8.2.7 e 8.2.8 do Regulamento Técnico ANP no
5/2005 e alterações dadas pela Resolução ANP nº 46/2013)
- Despesas com gestão tecnológica de programas/projetos, desde que estes sejam
de autoria do concessionário;
- Programas de formação de recursos humanos;
- Implantação de infra-estrutura laboratorial;
- Contratação de pessoal administrativo e técnico-operacional para as unidades
laboratoriais implantadas – por dois anos;
- Programas/projetos específicos de P&D em Tecnologia Industrial Básica –
tecnologias de metrologia, normatização e certificação de novos produtos/processos
para o setor de petróleo, seus derivados e gás natural;
- Programas/projetos específicos de P&D em energia, preferencialmente em
biocombustíveis;
- Projetos de P&D que envolvam o levantamento de dados geológicos, geoquímicos
e geofísicos.
Os projetos devem ser apresentados à ANP somente pelo concessionário obrigado a investir em
despesas com P&D.
Fonte: ANP (2014f). Adaptado.
165
Ainda sobre a cláusula de P&D, cabe destacar a consulta pública e a audiência n°
02/2015 para divulgar as alterações implementadas pela ANP e relativas à revisão da
resolução ANP nº 33/2005 e do regulamento técnico ANP nº 05/2005. Esta resolução e
regulamento referem-se às regras de aplicação dos recursos da cláusula de P&D dos contratos
para exploração, desenvolvimento e produção de P&G, que foi objeto do aviso de outra
consulta e audiência, nº 10/2014. Entre as mudanças sugeridas, ressalta-se a possibilidade de
maior participação das empresas fornecedoras da cadeia produtiva de P&G, de diferentes
portes, no acesso a essas verbas de P&D administradas pela ANP (2015j).
Segundo parecer analítico da Secretaria de Acompanhamento Econômico (SEAE) do
Ministério da Fazenda (MF), sobre essa consulta pública n° 02/2015, a nota técnica da ANP
que subsidiou a análise, justificou a medida proposta193 com o argumento de que os resultados
em termos de desenvolvimentos tecnológicos - sob a forma de novos serviços, produtos e
processos implementados - são pouco consistentes (ANP, 2015j). O parecer da SEAE/MF
critica a forma como a ANP conduziu a consulta pública e sugere que esta agência apresente
uma Análise de Impacto Regulatório (AIR), a qual permitiria: avaliar melhor os impactos
diretamente decorrentes da medida, a partir da análise de custos e benefícios relacionados e se
existem ou não alternativas viáveis para solucionar o problema (ANP, 2015j).
Acredita-se que aumentar a possibilidade de acesso das empresas fornecedoras às
verbas geradas pela cláusula de P&D, tende a contribuir para resultados mais consistentes em
termos de desenvolvimento tecnológico. Por outro lado, as críticas da SEAE parecem
pertinentes, portanto, se fazendo necessário análise mais detalhada, até para auxiliar a
direcionar e quantificar194 como essas alterações devem ser implementadas.
O Programa de Mobilização da Indústria Nacional de Petróleo e Gás Natural
(Prominp), mencionado anteriormente, foi instituído pelo Governo Federal por meio do
decreto n° 4.925 de 2003, com o objetivo de: “[...] maximizar a participação da indústria
nacional de bens e serviços, em bases competitivas e sustentáveis, na implantação de projetos
de petróleo e gás natural no Brasil e no exterior (PROMINP, [2014?a])”.
O programa, coordenado pelo Ministério de Minas e Energia (MME) e pela Petrobras,
conta ainda no seu comitê diretivo com a participação do Ministério de Desenvolvimento da
Indústria e Comércio (MDIC), BNDES, Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e
Biocombustíveis (IBP) e da ONIP. O Prominp também dispõe de Comitê Executivo e
193 Nota Técnica nº 06/2014/SPD, de 10 de Junho de 2014 (ANP, 2015j).
194 No sentido de definir o percentual da verba de P&D que deve ser disponibilizado para tal fim.
166
Comitês Setoriais compostos por diversas associações de classe relacionadas ao setor, bem
como a Transpetro (PROMINP, [2015a]).
O Prominp identifica lacunas e gargalos do setor que afetam a sua competitividade,
por meio de diagnósticos, e associado ao conhecimento da capacidade de atendimento da
indústria no Brasil, e então conduz diversas ações de forma a solucioná-los. Os pontos
considerados vão desde infraestrutura industrial, fornecimento de equipamentos, componentes
e materiais até qualificação profissional, financiamento, tecnologia, entre outros (PROMINP,
[2015?]).
Essas ações do Prominp se materializam por meio de projetos e iniciativas. Comitês
setoriais organizam os projetos que são agregados formando carteiras: E&P, Abastecimento
(Abast), Gás, Energia e Transporte Dutoviário (GE&TD), Transporte Marítimo (TM) e para
os projetos que envolvem todos os setores, o Indústria de Petróleo e Gás Natural (IND P&G).
O Programa Progredir e o Prominp tecnológico, apesar de não serem projetos em carteira, são
considerados iniciativas do programa ou que receberam apoio (PROMINP, [2015?]).
As ações do Prominp (2015) para fomentar a indústria nacional se subdividem em CL,
desenvolvimento de fornecedores, financiamento, tecnologia e estudos da indústria de P&G.
Como citado anteriormente, a cartilha de CL elaborada pelo Prominp em 2004, adotada na 7ª
rodada para mensurar o conteúdo local, foi retirada do contrato em 2007 e incorporada à
resolução da ANP n° 36195. Segundo o Prominp ([2008?]), esta cartilha foi construída devido
à necessidade de se ter uma forma única de medir o CL, de modo que fosse assegurada a
uniformidade, credibilidade e transparência aos inúmeros agentes que atuam no setor de P&G
no país.
As ações do Prominp para desenvolvimento de fornecedores são divididas em cinco
rotas, visando ao aumento da competitividade de bens e serviços no Brasil e foram baseadas
em Estudo de Competitividade da Indústria Brasileira de Bens e Serviços do Setor de Petróleo
e Gás Natural (Projeto IND-P&G-28)196 (PROMINP, [2015b]; PROMINP, [2014?b]):
• Ampliação da capacidade produtiva dos setores de alta competitividade;
• Desenvolvimento da competitividade dos setores de Média Competitividade;
• Incentivo ao desenvolvimento de novos entrantes nacionais;
• Incentivo à associação de empresas nacionais com empresas estrangeiras; e
• Incentivo à instalação de empresas estrangeiras no Brasil.
195 A resolução da ANP n° 36 foi posteriormente substituída pela Resolução ANP n° 19/2013 (ANP, 2013c).
196 Esse estudo analisou o nível de competitividade de 18 segmentos da indústria de P&G no país entre 2006 e
2007. Em 2010 esse estudo foi atualizado, passando a incluir 25 segmentos industriais e permitiu a
identificação da capacidade produtiva utilizada e a instalada, servindo como referência para o desempenho do
setor (PROMINP, [2014?b]).
167
Ainda nessa direção, o Prominp aprovou o Projeto IND P&G – 75, estimulando a
formação de Arranjos Produtivos Locais, em cinco regiões do Brasil, a saber: Ipojuca – Suape
(Pernambuco); Maragojipe (Bahia), Ipatinga (Minas Gerais); Itaboraí (Rio de Janeiro); e Rio
Grande (Rio Grande do Sul). A escolha dessas regiões levou em consideração os seguintes
critérios: “[...] áreas em que existam empreendimentos do setor de petróleo, gás natural, porte
do empreendimento e características e tecnologias necessárias aos investimentos ao longo da
cadeia” (PROMINP, [2015b]).
Para estimular a entrada de micro e pequenas empresas nacionais no setor, o Prominp
implementou em 2004 o projeto IND – P&G 06 para qualificá-las, numa parceria com o
SEBRAE (Serviço Brasileiro de Apoio às Micro e Pequenas Empresas), em diversos estados
da federação. O Prominp resume os resultados desse projeto em: a) 13 mil micro e pequenas
empresas capacitadas; b) 135 rodadas de negócios foram realizadas, com grandes empresas do
setor; c) as rodadas movimentaram R$ 6 bilhões em negócios; d) cinco mil novas micro e
pequenas empresas foram aprovadas no cadastro corporativo de fornecedores e nos cadastros
regionais da Petrobras (PROMINP, [2015b]).
As ações do Prominp para facilitar o crédito aos fornecedores consistiram na
estruturação de novos mecanismos de financiamento e capitalização da cadeia produtiva,
envolvendo os bancos públicos e privados no Brasil. Nesse contexto, foram criados o
Prominp Recebíveis e o programa Progredir. O primeiro mecanimo antecipa para as empresas
fornecedoras, os valores dos contratos de fornecimento de materiais e serviços à Petrobras,
por meio de Fundos de Investimentos em Direitos Creditórios (FIDCs). Estes fundos captam
recursos do mercado de capitais, oferecendo aos fornecedores o financiamento com um custo
mais favorável (PROMINP, [2011?].
Essas operações com FIDCs não impactam no limite de crédito e tampouco afetam o
balanço dos fornecedores, porque não são consideradas contabilmente no endividamento das
empresas. Já o Progredir objetiva facilitar a oferta de crédito em volume e condições mais
favoráveis a toda cadeia produtiva da Petrobras, ao melhorar a robustez e liquidez dessas
empresas nas suas operações. Desta maneira, o financiamento concedido, por um dos 11
maiores bancos do país, tem como lastro os recebíveis ainda não desempenhados nos
contratos entre os integrantes da cadeia produtiva (PROMINP, [2011?].
O Plano de Desenvolvimento Tecnológico Industrial – ou Prominp Tecnológico,
citado anteriormente, objetiva aumentar a competitividade dos fornecedores de bens e
168
serviços, através do desenvolvimento e implantação de tecnologias na cadeia produtiva e do
fortalecimento da integração entre as universidades e a indústria. Uma agenda tecnológica foi
definida, tomando por base um estudo que diagnosticou os principais entraves dos sistemas
produtivos de vários segmentos da indústria brasileira. A execução dessa agenda ocorre
através da aproximação entre instituições de ciência e tecnologia e empresas do setor,
promovida por editais da FINEP, por exemplo, numa ação articulada com o Prominp e o
Ministério de Ciência e Tecnologia e Inovação (MCIT). Destaca-se que duas chamadas
públicas já foram realizadas nesse sentido, ambas em 2010 (PROMINP, [2010?]).
Outra ação para contribuir com o desenvolvimento da cadeia produtiva que o Prominp
implementou foi o Portal de Oportunidades da Cadeia de Suprimentos do setor de P&G.
Neste portal, as empresas da cadeia produtiva podem: se conhecer melhor, saber o que cada
empresa compra e vende, contribuindo para aumentar a interação entre as empresas ao longo
dos elos produtivos; visualizar as demandas por equipamentos, matérias e componentes, por
trimestre e estado; e ainda acessar os currículos de milhares de profissionais qualificados pelo
próprio Prominp ([2015c]).
Nas ações de qualificação profissional do Prominp, destaca-se em especial a criação,
em 2006, do Plano Nacional de Qualificação Profissional (PNQP), por meio do projeto IND
P&G - 26. Este projeto tem como objetivo qualificar profissionais para trabalharem nos
diferentes elos da cadeia produtiva do setor. O PNQP já investiu em torno de R$ 304 milhões,
qualificando mais de 99 mil profissionais entre 2006 a 2015, distribuídos em 185 categorias
profissionais do setor em cursos de nível básico, médio, técnico e superior. Esses
treinamentos foram realizados pelas principais instituições de ensino do país (PROMINP,
2015).
Como visto anteriormente, parte das capacitações do Prominp são financiadas pela
cláusula de P&D nos contratos de E&P de P&G e condicionado a autorização da ANP. Cabe
frisar que o PNQP tem duas rotas de qualificação: o Aluno-Público (seleção dos profissionais
a serem qualificados é feita por meio de seleção pública); e o Aluno-Empresa (profissionais
são qualificados em parceria com as empresas, que selecionam os alunos, podendo ser seus
próprios funcionários – Aluno-Empresa Contratado – ou recrutados no mercado – Aluno-
Empresa Recrutado). Na rota que envolve a empresa, esta divide o custo do curso com o
Prominp (2015).
A qualificação pela rota Aluno-Empresa foi intensificada a partir de 2014. Após
analisar a experiência com os treinamentos nos anos anteriores, foi identificado ser necessário
169
maior participação das empresas da cadeia produtiva na definição do perfil de ingresso do
profissional e do processo de seleção de candidatos. O Prominp entendeu que, dessa forma,
aumenta a chance de absorção pelas empresas do setor de P&G dessa mão de obra capacitada
(PROMINP, 2015) .
Segundo Da Silva e Furtado (2006), o Prominp foi criado como um modelo de política
industrial e tecnológica para desenvolver a indústria nacional parapetroleira (cadeia de
fornecedores), mas de maneira diferente da política paternalista que a Petrobras adotou nos
anos 70 e 80. Segundo pesquisa feita pelos autores, nessas décadas, por pressões
governamentais para política de substituição de importações, não havia a devida preocupação
com preço, prazo e qualidade. Por outro lado, afirmam que o Prominp se apresenta diferente
da política competitiva neoliberal da década de 90, que levou à falência grande parte do
parque industrial nesse setor. Assim, o Prominp se apresenta agora como um modelo
intermediário, que busca o desenvolvimento da indústria nacional, mas em bases competitivas
e sustentáveis.
Cabe mencionar as ações para internacionalização das empresas da cadeia produtiva,
que vêm sendo adotadas no setor, com participação do governo federal. No período recente,
encontraram-se cinco ações diretas para estimular a internacionalização da cadeia produtiva
de P&G no Brasil:
a) Brazilian Supply Oil and Gas (2007-2011?197). Foi o programa de promoção
comercial de exportações das empresas do setor de óleo e gás, realizado em
parceria da APEX Brasil (Agência Brasileira de Promoção de Exportações e
Investimentos) com a ONIP (BRASIL. MDIC, 2010). O objetivo do programa era
(BRASIL. MDIC, 2010, p. 34): “Ampliar as exportações de bens e serviços para a
indústria de petróleo em seus diversos segmentos (especialmente exploração,
produção, refino e transporte)”. Público-alvo (BRASIL. MDIC, 2010, p. 34):
“Empresas de todo o território nacional, preferencialmente micro e pequenas
empresas, fornecedoras de bens e serviços para a indústria de óleo e gás natural
nos segmentos de exploração, produção, refino e transporte.”;
b) Prointer P&G (Programa de Internacionalização de Pequenas e Médias Empresas
Brasileiras Fornecedoras do Setor de Petróleo, Gás e Energia). Foi fruto de uma
parceria realizada entre o Projeto de Apoio à Inserção Internacional de Pequenas e
197 Através de pesquisa realizada na internet, entende-se que este programa existiu entre 2007 e 2011 (BRITO,
2008; BRASIL. MDIC, 2010).
170
Médias Empresas Brasileiras (PAIIPME)198 e o SEBRAE-RJ, assinada em 2008 e
com duração de 23 meses. Objetivo geral do programa era (ABDI, 2011b, p. 28):
“Promover a inserção competitiva, sustentável e independente de micro e
pequenas empresas brasileiras no mercado internacional de petróleo, gás e
energia”. Objetivos específicos eram (ABDI, 2011b, p. 28): “Preparar e capacitar
a empresa para o seu processo de internacionalização; construção de um plano
estratégico de internacionalização; fomentar as exportações das PME brasileiras,
em especial para o mercado europeu; viabilizar a transferência de tecnologias;
criar capital intelectual na empresa de forma a gerar processos inovadores; e
potencializar as oportunidades às PME como compradores de bens, serviços e
tecnologia provenientes do mercado externo”. Um ponto diferencial da
metodologia desse programa foi a sugestão de ter a Petrobras como empresa-
âncora, de forma a estimular que empresas brasileiras aumentassem o
fornecimento de bens e serviços nas suas subsidiárias na América Latina. Essa
ideia também se aplicou a outros operadores e players atuantes no setor. O projeto
abrangeu os 14 estados nos quais a Petrobras tem parceria com o SEBRAE, tendo
126 empresas envolvidas no projeto, aumento de 6 milhões de euros em
exportação e formação de joint ventures firmadas no valor de 5 milhões de euros
(ABDI, 2011b).
c) Oil Brazil (2011– 2012?)199. O projeto, também parceria da APEX com a ONIP,
tinha como objetivo (APEX, 2011): “[...] promover comercialmente bens e
serviços brasileiros no mercado internacional, aumentando a sua capacidade de
exportação, através de prospecção e diversificação de mercados. Para isso o
projeto realiza eventos, feiras, missões e estudos de mercados.”;
d) Brazilian Petroleum Partnerships – BPP (2014). O projeto, criado em 2014 numa
parceria da APEX com a ONIP, tem como objetivo direto (APEX, 2014): “[...]
fomentar investimentos e acordos tecnológicos entre empresas estrangeiras e
brasileiras, tendo como alvo segmentos previamente definidos, de forma a
contribuir para o atendimento do Conteúdo Local.”. O objetivo indireto do projeto
é: contribuir para a inserção de empresas do Brasil na cadeia produtiva do setor
198 O PAIIPME foi fruto de cooperação entre o Brasil e a União Europeia, sendo gerido e executado pela ABDI.
Para mais informações ver: <www.paiipme.com.br/?page_id=2808>. Acesso em 24 mai. 2015.
199 Através de pesquisa realizada na internet, entende-se que este programa existiu até 2012, já que é o último
ano em que se encontram referências sobre o mesmo (FIERGS, 2012).
171
globalmente. O projeto foca apenas em dois segmentos (subsea e navipeças) e
pretende avançar até a promoção de memorando de entendimento entre as
empresas brasileiras e estrangeiras. O projeto tem duração total de dois anos
(APEX, 2014).
e) FOCEM P&G (2011 – 201?)200. Este projeto de qualificação e integração de
fornecedores da cadeia produtiva de petróleo e gás no Mercosul é executado pela
Agência Brasileira de Desenvolvimento Industrial (ABDI), sendo supervisionado
pelo MDIC e cofinanciado pelo Fundo para a Convergência Estrutural e
Fortalecimento Institucional do Mercosul (Focem). O projeto tem duração de dois
anos e as seguintes ações previstas: consultorias, cursos e treinamentos, oficinas,
mapeamentos e estudos de mercado, rodadas tecnológicas e de negócios,
workshops e missões técnicas e comerciais. O público-alvo é composto de cem
pequenos e médios fornecedores de bens e serviços dos segmentos de exploração,
produção e refino da cadeia de petróleo e gás do Mercosul. O objetivo do projeto
é (ABDI, [2011?]): “[...] fortalecer esse setor produtivo do bloco a partir da
qualificação, integração e complementação dessas empresas, em alinhamento com
as demandas e necessidades das empresas-âncora dos países-membros”. Este
projeto tem um total de US$ 3.672.236,19 de recursos previsto, sendo que, além
destes (referentes a produção de eventos e passagens), está incluído o outro
projeto semelhante do setor automotivo.
Dentre estes projetos, destaca-se em especial o Prointer e o BPP. O Prointer teve como
características mais importantes promover a capacitação e produzir plano de
internacionalização das empresas participantes. O BPP tem como característica mais
importante o foco, já que trabalha apenas com dois segmentos importantes do setor (subsea e
navipeças).
Por mais importantes que esses projetos e ou programas sejam, o fato de terem como
característica comum a curta duração, prejudica a sua disseminação e consolidação no
mercado brasileiro e internacional, uma vez que trocam-se os nomes. Talvez seja mais
adequado haver menos projetos e programas de internacionalização, mas que tenham maior
duração.
200 Não foram informações na internet sinalizando que o projeto foi encerrado e ou relatório de avaliação do
mesmo.
172
Chama atenção, por exemplo, que alguns desses programas e projetos, como o Oil
Brazil, por exemplo, tiveram identidade visual criada, site, sendo inclusive divulgado
globalmente, em feiras e jornal de petróleo internacional201. O site do Oil Brazil não funciona
mais202 e o projeto foi aparentemente encerrado203, sem ter sido divulgado publicamente,
assim como a avaliação dos seus resultados. Observa-se também que após analisar os
relatórios anuais de prestação de conta da APEX Brasil, referentes aos anos de 2009 à
2014204, identificou-se que apenas menções superficiais são feitas ao setor de P&G. A única
ação diretamente citada, entre os programas e projetos acima elencados e que a APEX Brasil
está envolvida, é o Brazilian Supply Oil & Gas e mesmo assim não descreve seus resultados
(APEX BRASIL, 2010-2015).
A curta duração desses projetos e/ou programas também dificulta a avaliação dos seus
resultados concretos, tendo em vista que o processo de internacionalização de empresas pode
demorar alguns anos. Destaca-se em especial a consolidação de parcerias internacionais
tecnológicas, produtivas e/ou joint ventures205. Entende-se ser uma tarefa difícil mensurar o
impacto negativo no setor, de um projeto como o Oil Brazil ser interrompido de forma tão
breve. Nessa direção, cabe frisar que Porter (2009, p. 201) lembra que a indústria
automobilística japonesa, apesar de começar as exportações na década de 1950, apenas na
década de 1970 conquistou forte posição internacional. Porter ainda atribui esse tipo de erro
de políticas de governos, em busca da competitividade nacional, ao fato de (PORTER, 2009,
p. 201, grifo nosso):
[...] o tempo competitivo para as empresas e o tempo político para os governos são
fundamentalmente discrepantes. Em geral, a conquista de vantagem competitiva
por um setor exige mais de uma década; o processo envolve longo
aprimoramento das qualificações humanas, investimentos em produtos e processos,
desenvolvimento de arranjos produtivos locais e incursão em mercados externos.
[...] Mas, em política, uma década é uma eternidade. Em consequência, a maioria
dos governos prefere políticas que proporcionem resultados de curto prazo
facilmente perceptíveis, como subsídios, proteção e incentivos a fusões e
incorporações – que são aquelas que retardam a inovação.
201 Upstream. The international Oil & Gas Newspaper (p. 23). Edição de 11 ago. 2011.
202 Ver: <www.oilbrazil.com.br>. Acesso em 10 jun. 2015.
203 Informação confirmada em contato direto com profissionais que trabalham nas organizações que
coordenavam o projeto.
204 Não encontrou-se o relatório anual de prestação de contas da APEX Brasil referente ao ano de 2008.
205 Entende-se que os resultados concretos no processo de internacionalização das empresas sejam mensurados
em termos de exportações, parcerias internacionais (comercial, tecnológica ou produtiva, por exemplo) e/ou
investimentos diretos estrangeiros (IDE) realizados no exterior.
173
Apesar de não se ter identificado de forma clara e transparente os resultados das ações
governamentais para internacionalização da cadeia produtiva de P&G no Brasil, fornecedores
locais concretizaram parcerias internacionais. No Rio Grande do Sul, por exemplo, diversas
parcerias do tipo foram firmadas nos últimos anos no setor de P&G, mas não se pode afirmar
que foram frutos dessas ações: Rentank com Tiger (EUA), Cim Componentes com Suretank
(Irlanda), ambos para fabricação de contêineres e contentores offshore; Nuvemlog com a
Smart Management (Noruega), na área de logística/gerenciamento de cadeia produtiva; Koch
Metalúrgica com Dreggen/Palfinger (Noruega/Áustria) para fabricação de guindastes offshore
(MEDEIROS, 2014).
Cabe ainda destacar as políticas industriais federais multissetoriais, a partir de 2008,
que tiveram o setor de P&G como um dos pontos centrais: Política de Desenvolvimento
Produtivo - PDP (BRASIL. MDIC, [2011?a]) e o Plano Brasil Maior - PBM (BRASIL.
MDIC, 2015)206. No setor de P&G, a PDP tinha dois objetivos iniciais (BRASIL. MDIC,
[2011?a], p. 31): “(i) garantir a autossuficiência em petróleo (ii) revitalizar e ampliar a
participação da indústria nacional, em bases competitivas e sustentáveis, na implantação de
projetos de óleo e gás no Brasil e no exterior”. Em relação ao segundo item, que se
correlaciona diretamente com o tema desta tese, relatório da PDP informa que o CL no setor
aumentou de 57% para 75% desde 2003, tendo como meta manter o CL nos projetos em 75%
em 2010 (BRASIL. MDIC, [2011?a]).
No documento de acompanhamento de metas das ações em P&G da PDP, o indicador
de evolução de CL apenas apresenta a informação “ND1”, que a fonte é o Prominp, e não
informa qual a periodicidade dos dados (BRASIL. MDIC, [2011?b]). Entende-se que houve
um erro no ator responsável pela informação, já que a ANP é o órgão responsável pela
mensuração do CL no país neste setor. Outro erro que se nota é o horizonte temporal definido
para a análise, já que, como visto anteriormente, a agência ainda não divulgou os resultados
da fiscalização de conteúdo local para a fase de DP. Por esta ótica, a PDP chegou ao fim e não
se conseguiu medir um dos seus principais indicadores.
Quando se analisa o relatório dos Programas para Consolidar e Expandir a Liderança,
no qual o setor de P&G da PDP se enquadra, essa questão do indicador da meta de CL segue
confusa. O relatório afirma que (BRASIL. MDIC, [2011?a], p. 35): o “Objetivo [manter o CL
206 Apesar da Política Industrial, Tecnológica e de Comércio Exterior do Governo Federal (PITCE), lançada em
2003, não ter o setor de P&G como um dos focos, marcou o retorno da Política Industrial para a agenda de
desenvolvimento do Brasil. A Política foi acompanhada, na sequência, da criação da Agência Brasileira de
Desenvolvimento Industrial (ABDI), responsável pela implementação e coordenação da PITCE (PERES;
PRIMI, 2009, p. 37).
174
nos projetos em 75% em 2010] foi alcançado com êxito nos contratos com a Petrobras,
considerando-se a metodologia adotada pela empresa”. Não obstante, os dados não foram
apresentados de forma consistente, descrevendo em quais projetos se refere. Ademais, como
mencionando anteriormente, a análise do CL na fase de DP ainda não foi divulgada e a ANP é
o órgão competente a mensurar este indicador, e não o Prominp. Entende-se que uma das
principais ações da PDP na área de P&G apresentou problema com escolha do indicador,
transparência da informação, e horizonte temporal proposto para análise. De maneira mais
global, tal como na análise das ações para internacionalização feitas acima, acredita-se que
dois anos da PDP foi pouco tempo para analisar de fato o impacto das suas ações no
desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G.
Por outro lado, existem avanços no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no
Brasil, no período, que o relatório da PDP relata como tendo sido fruto dos seus esforços,
como por exemplo (BRASIL. MDIC, [2011?a]):
a) a criação da “Rede para a Melhoria da Gestão para o Desenvolvimento Nacional
da Cadeia de Fornecedores e Bens e Serviços da Petrobras”207. Entretanto, tal
como provavelmente ocorrido com o programa Oil Brazil, aparentemente essa
ação importante também foi encerrada sem ter sua conclusão e um relatório de
avaliação divulgados publicamente;
b) a seleção pública da FINEP208, ofertando R$ 90 milhões para área de energia,
tendo petróleo entre os temas abordados, para seleção de projeto para receber
subvenção econômica à inovação;
c) a atração de centros de P&D de grandes players mundiais do setor: Schlumberger,
Baker Hughes e FMC;
d) o aumento dos investimentos da Petrobras nas universidades para construção e
modernização de laboratórios voltados para o setor de P&G;
e) o anúncio pela Petrobras de seu Plano de Negócios 2010-2014 e finalização do
processo de capitalização da empresa em 2010;
f) a criação do departamento da cadeia produtiva de petróleo e gás do BNDES;
207Para mais informações sobre esta rede ver:
<www.google.com.br/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&frm=1&source=web&cd=1&ved=0CC4QFjAAahUKEwiT
krCc4d_GAhWJTJAKHb4wCCE&url=http%3A%2F%2Fwww.cdes.gov.br%2Fdocumento%2F2184698%2Fc
aderno-dos-subgrupos-de-trabalho-do-gt2-.html&ei=-7GnVdOoH4mZwQS-
4aCIAg&usg=AFQjCNHRqmEfFJuFR1RC3BlE3FFicXHlWQ&sig2=Zo5l2BxDmn-
tTAu2yLaibg&bvm=bv.97949915,d.Y2I>. Acesso em: 15 jul. 2015.
208 Empresa pública vinculada ao Ministério da Ciência, Tecnologia e Inovação.
175
g) a criação de comitês de P&G por Federações de Indústria no Brasil, objetivando o
desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G (RS, PR, PB, MG, BA, AL, SP).
Não fica evidenciado, entretanto, que todos esses resultados foram frutos de fato da
PDP, como por exemplo, a instalação de centros de P&D de grandes empresas internacionais
do setor de P&G, já mencionados anteriormente, e algumas ações que são implementadas pela
Petrobras.
As ações para fortalecimento do setor naval foram tratadas em separado pela PDP e
tinham a gestão atribuída ao MDIC. As metas iniciais para o setor naval da PDP eram
(BRASIL. MDIC, [2011?c], p. 81) : “i) aumentar o uso de navipeças nacionais de 65% para
85%; ii) ampliar a participação da bandeira brasileira na marinha mercante mundial para 1%;
iii) gerar mais 25 mil empregos na cadeia produtiva.” Em 2009, a primeira meta foi
flexibilizada para (BRASIL. MDIC, [2011?c], p. 82. Grifo nosso): “Aumentar o uso de
navipeças nacionais de 65% para até 85%”. Também foram estabelecidos os seguintes
desafios (BRASIL. MDIC, [2011?c], p. 81): “ 1) apoiar a consolidação e a modernização da
estrutura industrial; 2) ampliar o investimento em P,D&I e em qualificação profissional; 3)
criar empresa líder em projetos navais; 4) fortalecer a cadeia produtiva”.
De forma semelhante às ações da PDP para o setor de P&G, aparentemente as ações
para desenvolvimento da indústria marítima também tiveram erro na escolha dos indicadores
para mensurar as metas ou no horizonte temporal definido. As duas primeiras metas, acima
citadas, tiveram seu status no relatório final de avaliação descritos como “ainda não
mensurável” (BRASIL. MDIC, [2011?c]). O relatório informa que a meta de ampliar o uso de
navipeças nacionais só poderia ser mensurada em 2014, com a entrega das últimas
embarcações dos programas de renovação de frotas da Transpetro (Promef e Prorefam).
Ainda informa que em relação à meta de aumentar a participação da bandeira brasileira na
marinha mercante mundial, só seria possível ser mensurada em 2011, quando se teria acesso
aos dados da Unctad sobre a frota da Marinha Mercante mundial de 2009 (BRASIL. MDIC,
[2011?c]).
A terceira meta, de aumentar em 25 mil os empregos na cadeia produtiva parece ter
sido quase alcançada, tendo em vista que foram gerados 24 mil empregos na indústria de
construção naval entre 2008 e 2010, segundo aponta o relatório, com dados do Sinaval
(BRASIL. MDIC, [2011?c]). Portanto, das três metas estabelecidas pelo PDP para a indústria
naval, apenas uma conseguiu ser mensurada e atingida.
176
Em relação aos desafios estabelecidos para a área naval acima citados, o relatório traz
uma perspectiva positiva. Afirma que o BNDES e FINEP entendem como prioritários os
investimentos dos estaleiros brasileiros em pesquisa e desenvolvimento de tecnologias e
processos. Destaca também que cinco projetos relacionados ao setor naval foram aprovados
em chamada pública da FINEP e apoio à iniciativa da Sociedade Brasileira de Engenharia
Naval (SOBENA), para criação de rede de P&D de construção naval e offshore (BRASIL.
MDIC, [2011?c]). De fato, em 2010 foi criada esta rede com apoio do governo, e intitulada de
Rede de Inovação para a Competitividade da Indústria Naval e Offshore (RICINO).
Entretanto, não se tem conhecimento dos resultados concretos das ações da RICINO, uma vez
que o link com os relatórios anuais não funciona209.
Em relação à qualificação profissional, o relatório de balanço da PDP frisa que os
estaleiros novos e os já instalados criaram ou ampliaram os cursos de formação de mão de
obra para suas respectivas necessidades (BRASIL. MDIC, [2011?c]). Nesta direção, cita, por
exemplo, que 450 trabalhadores foram qualificados em 2009, na cidade de Rio Grande (Rio
Grande do Sul), pelo Plano Setorial de Qualificação Naval (Planseq Naval), sendo
ministrados pelo SENAI-RS (BRASIL. MDIC, [2011?c], p. 86).
Apesar de não confirmar que foi criada empresa líder de projetos navais, um dos
desafios estabelecidos, o relatório informa que: i) missões internacionais para estimular a
formação de parcerias na área de projetos foram promovidas pela APEX; ii) o BNDES
concedeu, em 2010, financiamento de R$ 1.1 milhão para a empresa InterOcean Engenharia
para desenvolvimento de projeto de engenharia naval de uma embarcação de apoio. Por fim,
em releção a ação de fortalecer a cadeia produtiva, o relatório destaca que o risco de crédito e
desempenho das operações de financiamento do Fundo de Marinha Mercante (FMM) aos
estaleiros diminuiu com as leis n° 12.058 de 2009 e n° 11.786 de 2008. Ressalta ainda o
desenvolvimento do catálogo de navipeças, lançado em 2009, reunindo informações das
empresas fornecedoras, oferecendo certificação de seus produtos e facilitando a interação
entre os atores da cadeia produtiva (BRASIL. MDIC, [2011?c], p. 87).
A agenda estratégica da área de P&G e Naval no PBM ficou a cargo do Conselho de
Competitividade deste setor, devendo levar em consideração os objetivos e metas do plano.
Este conselho foi coordenado pelo MDIC e composto de diversos organismos públicos como
ABDI, BNDES, ANP, APEX, FINEP, MCTI, MME, por exemplo, além de Petrobras,
209 Ver: <www.ricino.org.br/>. Disponível em: 30 mai. 2015.
177
Transpetro, organizações do setor, associações de classe diversas, e algumas empresas de
diferentes elos da cadeia produtiva (BRASIL. MDIC, [2013?]).
O Relatório de Acompanhamento das Agendas Estratégicas Setoriais do PBM, de
novembro de 2014 (BRASIL, 2014), apresenta cinco objetivos para o setor de P&G e Naval,
tendo oito iniciativas e 11 medidas adotadas, e a sua situação. O primeiro objetivo é
(BRASIL, 2014, p. 15): “Ampliar a Participação no Fornecimento de Bens e Serviços de
Empresas Nacionais para Petróleo, Gás e Naval”. A iniciativa deste objetivo é (BRASIL,
2014, p. 15): o “Incentivo aos estaleiros para atingir níveis de produtividade e
competitividade internacionais”. A medida adotada é (BRASIL, 2014, p. 15): “Estabelecer
indicadores de melhores práticas para a indústria de construção naval e offshore, como
critério de financiamento setorial”. É coordenada pela Associação Brasileira das Empresas de
Construção Naval e Offshore (ABENAV) e encontra-se em execução. Esta iniciativa é
interessante, pois, se implementada, estimulará diretamente o aumento da competitividade dos
estaleiros nacionais e permitirá que suas curvas de aprendizado sejam aceleradas. A segunda
iniciativa deste primeiro objetivo é (BRASIL, 2014, p. 15): a “Promoção da equalização de
condições tributárias dos fornecedores brasileiros em relação aos estrangeiros”. A medida
adotada para esta iniciativa é (BRASIL, 2014, p. 15): “Propor aperfeiçoamento da tributação
sobre a cadeia de petróleo, gás e naval.” É coordenada pelo MDIC e encontra-se em
execução.
O segundo objetivo é (BRASIL, 2014, p. 16): “Promover inovação, incentivando a
cooperação e o desenvolvimento tecnológico”. A iniciativa é a “garantia do fluxo contínuo de
recursos para Inovação”. As medidas para esta iniciativa são (BRASIL, 2014, p. 16): “Manter
no novo marco regulatório do petróleo os recursos de participações governamentais
(royalties) para inovação e capacitação da indústria de petróleo” e “Permitir que as empresas
acessem parte dos recursos da cláusula de P&D dos contratos de concessão para exploração,
desenvolvimento e produção de petróleo e gás natural, firmados pela ANP e operadoras”. A
primeira medida foi coordenada pelo IBP, mas o relatório não deixa muito claro se logrou
sucesso e/ou quanto ao seu status. A segunda medida foi coordenada também pelo IBP e
encontra-se em execução (BRASIL, 2014, p. 16). Chama atenção o possível conflito de
interesse desta última medida, por ser coordenada por organização que representa as
operadoras de P&G e não a cadeia produtiva, como a CNI e a ONIP, por exemplo.
A segunda iniciativa deste segundo objetivo é (BRASIL, 2014, p. 17): “Viabilização
de empresas nacionais de Valor Tecnológico Agregado”. As medidas correspondentes são
178
(BRASIL, 2014, p. 17): “Realizar agendas tecnológicas setoriais (ATS) nos segmentos
estratégicos para a cadeia de fornecedores de P&G”, “Integrar conhecimento, inovação e
tecnologia no conteúdo local brasileiro a partir das Redes Temáticas e sistema tecnológico da
Petrobras” e “Identificar oportunidades e estimular o desenvolvimento e a nacionalização de
equipamentos, sistemas complexos e serviços de valor agregado para a indústria de petróleo,
gás e naval brasileira”. A primeira medida tem coordenação da ABDI, encontra-se em
execução, tendo já sido identificadas as tecnologias prioritárias. A segunda medida é
coordenada pela Petrobras e encontra-se em execução. A terceira medida é coordenada pela
ONIP e encontra-se em execução, através de parceria do Programa de Plataformas
Tecnológicas, fruto de parceria entre a ONIP e a FINEP (BRASIL, 2014, p. 17).
O terceiro objetivo é (BRASIL, 2014, p. 18): “Aumentar qualificação de RH”. A
primeira iniciativa é (BRASIL, 2014, p. 18): “Promover a capacitação de recursos humanos
em cooperação com países de referência”, tendo como medidas “Projeto de Cooperação
Técnica Brasil-Japão no setor Naval e Offshore para promoção da qualificação profissional.”
É coordenado pelo MDIC e encontra-se em execução, com parceria assinada entre instituto
japonês de cooperação internacional, JICA, o SENAI e este ministério. A outra iniciativa é
(BRASIL, 2014, p. 18): “Expansão da formação de recursos humanos para atender ao
crescimento do setor de P&G e Naval”, tendo como medida: “Inserir as demandas de
capacitação identificadas nas linhas de financiamento do PRONATEC, por meio de
cooperação entre os programas federais PRONATEC-PBM–PROMINP.” Esta iniciativa é
coordenada pelo MDIC e encontra-se em execução (BRASIL, 2014, p. 18). A ação de buscar
parceria para capacitação em país com grande tradição na indústria naval, como o Japão,
parece ser uma medida acertada, a qual pode trazer resultados importantes para a busca de
competitividade dos estaleiros.
O quarto objetivo é (BRASIL, 2014, p. 18): “Incentivar polos produtivos e
tecnológicos e a formação de empresas âncoras da cadeia de fornecedores de P&G e Naval”.
A iniciativa deste objetivo é (BRASIL, 2014, p. 18) “Promover a formação ou o
desenvolvimento de polos empresariais voltados para a cadeia de fornecedores”. A medida
adotada é (BRASIL, 2014, p. 18): “Desenvolver propostas de política para mobilização e
desenvolvimento de [Arranjos Produtivos Locais] APLS para o setor de petróleo, gás e
naval.” Esta ação é coordenada pelo MDIC e encontra-se em execução, segundo o relatório
(BRASIL, 2014, p. 18). Os benefícios das sinergias geradas pela formação de APLs
naturalmente tendem a contribuir para o aumento da competitividade. Por outro lado, o
179
desenvolvimento de cinco APLs de um mesmo setor em cinco estados geograficamente
distantes pode ser não produtivo.
O quinto e último objetivo é (BRASIL, 2014, p. 19): “Diversificar as exportações e
promover a internacionalização das empresas brasileiras”. A iniciativa correspondente é o
(BRASIL, 2014, p. 19): “Mapeamento das dificuldades da cadeia local (capacidade produtiva,
tecnológica, adensamento) e promoção das exportações de bens e serviços para mercados
potenciais.” A medida desta iniciativa é (BRASIL, 2014, p. 19): “Mapear demandas
tecnológicas não atendidas internamente para formação de parcerias tecnológicas entre
empresas brasileiras e estrangeiras.” Essa ação é coordenada pela APEX Brasil, e o seu
desenvolvimento é feito por meio do projeto Brazilian Petroleum Partnership (BRASIL,
2014, p. 19), mencionado anteriormente.
Outras ações que merecem destaque e apresentadas no Balanço Executivo do PBM
(BRASIL, [2015?]) são:
a) o programa setorial BNDES P&G, com R$ 4 bilhões de orçamento e vigência até
dezembro de 2015;
b) a execução de Plano de Desenvolvimento de Arranjo Produtivo Local em cinco
regiões: Maragogipe-São Roque (BA), Rio Grande-São José do Norte (RS),
Ipatinga-Vale do Aço (MG), Ipojuca-Suape Global (PE) e Itaboraí-Conleste (RJ);
c) o plano Inova Petro, com R$ 3 bilhões de orçamento, e desenvolvido por FINEP,
BNDES e Petrobras, para estimular a inovação tecnológica;
d) ex-tarifário para bens de capital, informática e telecomunicações, que reduz
temporariamente o imposto de importação para máquinas e equipamentos que não
tenham similar no Brasil. No setor de P&G, teve 275 itens incluídos e atingiu
valor próximo a R$ 1,6 bilhão em importações.
Como se pode ver, o PBM, de modo geral, apresentou ações relevantes para
desenvolver o setor de P&G no Brasil, envolvendo o âmbito privado na sua condução, mas os
relatórios finais de avaliação não são conclusivos sobre os resultados alcançados. Assim,
entende-se que é necessário a criação de indicadores e metas, para as políticas e programas
que objetivam o desenvolvimento do setor de P&G e Naval, bem definidos e mensuráveis no
tempo proposto, para a efetiva aferição dos seus resultados.
De todo modo, a análise dos resultados concretos dessas políticas industriais que vêm
sendo implementadas, de forma geral e em última instância, pode ocorrer ao analisar-se o
180
atual estágio de desenvolvimento da cadeia produtiva de E&P de P&G. Por outro lado,
poucos estudos e/ou documentos foram encontrados dimensionando e analisando a cadeia
produtiva de P&G no Brasil, sobretudo no segmento de E&P. O principal documento
encontrado refere-se especificamente a Petrobras e também relata a insuficiência de
referências neste assunto (DE NEGRI et al. 2011, p. 11).
Neste caso, apresenta-se a seguir os dados e informações identificadas, de forma a
permitir fazer algumas inferências sobre o estágio de desenvolvimento da cadeia produtiva de
P&G no Brasil. Nesse sentido, resgata-se que pela cláusula de CL, a preferência pela
contratação de fornecedores brasileiros é incentivada desde que suas ofertas sejam
competitivas em termos de preço, prazo e qualidade aos concorrentes convidados, como visto
acima.
Segundo De Negri et al. (2011, p. 20), a Petrobras teve 69.874 fornecedores no Brasil
entre 1998 e 2007, tendo comprado destes R$ 378,3 bilhões no período analisado. Cabe
observar inicialmente que tal estudo engloba os fornecedores da Petrobras em geral, logo não
sendo específico do segmento de E&P, foco desta tese. Optou-se por utilizá-lo, mesmo assim,
para se ter pela menos uma referência do setor e pela insuficiência de documentos
encontrados sobre o tema, já mencionada.
Em torno de 18 mil empresas forneceram anualmente aproximadamente R$ 38 bilhões
à Petrobras, entre 1998 e 2007 (Quadro 4.14). Em relação ao número de fornecedores, chama-
se atenção para: o volume grande de fornecedores, se comparado com os dados da Statoil
(12.000) que é a principal operadora na Noruega (LESKINEN et al., 2012), tendo papel
semelhante a Petrobras no setor210; o aumento de fornecedores no período analisado (1998-
2007); e o fato da Petrobras ter tido mais de 24.000 fornecedores nos anos de 2005 e 2006,
mas ter reduzido para 18.365 empresas em 2007 (Quadro 4.14). Entretanto, destaca-se que
nesta base de dados de fornecedores da Petrobras, não houve o corte tradicional por empresa
que tem faturamento representativo no setor de P&G, tal como feito em EY (2014).
Como a Petrobras é a principal operadora e demandante do setor, o fato de muitos
fornecedores terem deixado de fornecer a empresa, pode significar que saíram do setor de
P&G. Entende-se ser importante melhor avaliação das razões para essas variações tão grande
nos fornecedores da Petrobras.
210 Para uma análise comparativa da Petrobras e Statoil ver: MENDONÇA, R. W. Petrobras and Statoil:
Trajectories, System of Innovation and Local Content. [2012?]. Disponível em:
<www.redesist.ie.ufrj.br/ga2012/paper/RobertoWagnerMendonca.pdf>. Acesso em: 10 jan. 2015.
181
Quadro 4.14 - Número de firmas contratadas pela Petrobras (1998-2007)
Ano
Nº Firmas
Valor corrente (R$)
Valor real (R$) (IPCA –
Julho 2008=100)
1998
13.703
10.857.791.316,36
21.085.830.736,38
1999
13.257
17.843.283.560,43
33.134.977.571,72
2000
15.818
12.520.945.604,97
21.711.319.679,01
2001
17.692
22.259.758.073,18
36.060.808.078,55
2002
16.305
22.806.226.806,87
34.368.983.797,96
2003
16.465
75.676.170.316,19
98.757.402.262,63
2004
19.340
26.408.380.830,14
32.271.041.374,43
2005
24.442
24.186.565.873,07
27.741.991.056,41
2006
24.268
33.174.222.829,05
36.591.167.780,44
2007
18.365
34.441.620.790,50
36.611.442.900,30
Média 98/07
17.966
28.017.496.600,08
37.833.496.523,78
Total
69.874
280.174.966.000,76
378.334.965.237,83
Fonte: De Negri et al. (2011), com base em dados da PETROBRAS. Adaptado.
Destas empresas, em torno de 20% são fabricantes de bens e 80% são classificadas
como fornecedoras de serviços pela Petrobras. Entretanto, empresas industriais de bens de
capital também prestam uma parte relevante de serviços à Petrobras (DE NEGRI et al., 2011,
p. 20). Após realizar corte por número de funcionários, eliminando as empresas com menos
de 30 empregados, a pesquisa identificou que 8 mil empresas forneceram à Petrobras nesses
dez anos analisados (DE NEGRI et al., 2011, p. 23). A média anual de fornecedores após esse
corte foi de 2.591 para o período, tendo crescido de 1.859 em 1998 para 3.407 empresas em
2007 (Quadro 4.15).
Quadro 4.15 - Total de fornecedores de bens e serviços para a Petrobras (1998-2007)
Ano
Total de Compras
de bens e
serviços
da
PETROBRAS*(A)
Fornecedores
da
PETROBRAS
com 30 ou mais
pessoas
ocupadas
Total de Compras da
PETROBRAS de
fornecedores com 30
ou mais pessoas
ocupadas na Indústria
e Serviços* (B)
(B/A)
1998
21.085.830.736
1.859
15.220.245.777
72,18%
1999
33.134.977.571
1.758
10.044.801.357
30,31%
2000
21.711.319.679
1.982
14.771.558.987
68,04%
2001
36.060.808.078
2.274
18.850.025.675
52,27%
2002
34.368.983.798
2.282
14.712.924.596
42,81%
2003
98.757.402.262
2.276
90.037.638.359
91,17%
2004
32.271.041.374
2.867
8.605.320.132
26,67%
2005
27.741.991.056
3.572
16.300.576.507
58,76%
2006
36.591.167.780
3.632
23.385.722.112
63,91%
2007
40.873.479.663
3.407
20.304.192.134
49,68%
Total
382.597.001.997
8.046
232.233.005.636
60,70%
Fonte: DE NEGRI et al. (2011), com base em dados da PETROBRAS. Adaptado.
* Valores reais -IPCA/julho 2008.
182
Essas 8.046 fornecedoras da Petrobras com 30 ou mais pessoas empregadas foram
responsáveis por 60,7% das compras da Petrobras no período analisado (Quadro 4.15), e em
2007 empregavam 1.823.063 pessoas (DE NEGRI et al., 2011, p. 25). Destas 3.407
fornecedoras da Petrobras em 2007, 834 (24%) exportaram um total de R$ 38.785.617 neste
ano e importaram R$ 23.012.268 (DE NEGRI et al., 2011, p. 25). Observa-se que esse
número de mão de obra empregada nos fornecedores é muito superior a outro documento
usado como referência no setor do Brasil, intitulado “Agenda de Competitividade da Cadeia
Produtiva de Óleo e Gás Offshore no Brasil (ONIP, 2010)”.
Em estudo da ONIP (2010), a mão de obra estimada empregada diretamente na cadeia
produtiva offshore é de aproximadamente 75 mil pessoas, e mais de 350 mil pessoas entre
setores relacionados e devido ao efeito renda (Figura 4.10). Apesar de não descrever muito a
metodologia da seleção de empresas, não apresentar o número de empresas total analisado e
ser restrito apenas às atividades offshore, esse estudo da ONIP (2010) foca toda a cadeia
produtiva (fornecedores da Petrobras ou não) e leva em consideração o efeito renda na
economia.
Figura 4.10 - Empregos ao longo da cadeia produtiva offshore no Brasil em 2009
Fonte: ONIP (2010), a partir de dados de ABIMAQ, ABINEE, Petrobras, PROMINP , ABRASEG, Sinaval,
ABIFA, SINDIFORJA, IBS, Empresas do Setor, Pesquisas de Campo, IBGE, BNDES, Análises Booz &
Company.
Acredita-se que se esta estimativa da ONIP fosse atualizada apresentaria valores bem
superiores. Por exemplo, enquanto o estudo da ONIP (2010, p. 93) apresentou cálculo de 25
mil pessoas empregadas para estaleiros e EPCistas no Brasil em 2009, a ABENAV para o
183
mesmo ano, informa que os estaleiros empregavam 46.500 trabalhadores. A ABENAV ainda
informa que em 2014 os estaleiros empregavam 82.472 trabalhadores (Quadro 4.16). Segundo
o Sindicato Nacional da Indústria da Construção e Reparação Naval e Offshore (SINAVAL,
2015) existem 41 estaleiros no Brasil. Cabe destacar que, quando da primeira rodada de
licitação de campos exploratórios, em 1998, havia aproximadamente 2.000 pessoas
empregadas nos estaleiros no Brasil (Quadro 4.16).
Quadro 4.16 - Número de pessoas empregadas em Estaleiros no Brasil
Ano
N° Empregados
1997
2.641
1998
1.980
1999
2.240
2000
1.910
2001
3.976
2002
6.493
2003
7.465
2004
12.651
2005
14.442
2006
19.600
2007
39.000
2008
40.277
2009
46.500
2010
56.112
2011
59.167
2012
62.036
2013
78.136
2014
82.472
Fonte: ABENAV (2015)211. Adaptado.
O estudo da ONIP (2010, p. 94) ainda observa que o efeito-renda ocorre
principalmente nos fornecedores diretos da cadeia produtiva (entre 140 e 150 mil empregos) e
nos drivers da cadeia produtiva (entre 115 e 130 mil empregos). Esse estudo entende como
fornecedores diretos fabricantes de grandes equipamentos, integradores, fabricantes de
módulos e sistemas. Ainda define como drivers da cadeia produtiva empresas de sísmica,
serviços de poços, apoio logístico, estaleiros e EPCistas e empresas de instalação submarina
(ONIP, 2010, p. 91).
O estudo da ONIP (2010, p. 97) também identifica que existem 199 empresas no
Brasil fornecendo bens de capital, tubos e equipamentos submarinos para P&G, sendo,
portanto, concentrado, mas com um leque grande de segmentos (Figura 4.11).
211 Informações fornecidas por e-mail pela ABENAV em 25 jun. 2015.
184
Figura 4.11 - Número de empresas por segmento de P&G no Brasil
Fonte: ONIP (2010), a partir de dados da ABIMAQ, ONIP, Catálogos Especializados e Vendor List
Petrobras. Adaptado.
* “Outros subsea” incluem risers, umbilicais, BAP - Base Adaptadora de Produção e TH - Suspensor de
Coluna
Observa-se no segmento subsea, de alto valor agregado e complexidade tecnológica, a
concentração de empresas estrangeiras fornecendo bens e serviços. Por outro lado, o domínio
de fornecedores locais se mostra mais evidente em caldeiras, fornos, trocadores de calor,
válvulas e vasos de pressão. Algumas das empresas subsea estrangeiras destacadas são FMC,
Cameron, Kvaerner e ABB, as quais possuem elevado índice de nacionalização
(aproximadamente 75%), por exemplo, para árvores de natal e manifolds (ONIP, 2010, p.
103). Nestes tipos de equipamentos, a estimativa de exportação varia entre 5 a 10% da
produção.
Resumindo a análise da caracterização da cadeia produtiva offshore no Brasil, o
estudo da ONIP (2010, p. 110) chega às seguintes conclusões, por tópicos:
a) emprego e renda: setor tem potencial elevado para geração de emprego, renda e
faturamento, levando em consideração os efeitos ao longo da cadeia produtiva;
b) abrangência e porte: a indústria brasileira é diversificada, tendo capacidade de
fornecer diversos serviços e equipamentos para o setor; a necessidade de escala do
setor favorece que fornecedores sejam de porte maior; ainda existe fragmentação
no setor, sobretudo nos bens de capital e estaleiros;
c) mercado: as exportações ainda são pouco representativas, sendo o foco principal o
mercado interno. Os principais concorrentes estrangeiros estão tanto em países
desenvolvidos como nos países emergentes;
*# +# %# +# %# $# ,# %# &# (# $#
((# &#
'# (!# ('#
&# *# %# %# (,# '#
$!# $&#
!#
*#
(!#
(*#
$!#
$*#
,!#
,*#
C.6J/.0>1>=#D./#Q3056>49.6>9=## R/>=90@9/>=#
185
d) capacidade: aparentemente existe grande capacidade ociosa, com boa parte do
parque fabril trabalhando em um turno;
e) participação no mercado: casos recentes mostram que as empresas de bens de
capital têm participação pequena no fornecimento para o mercado offshore,
especialmente nos equipamentos de alto valor agregado. O segmento subsea está
bem estabelecido no país, com empresas capazes de atender as demandas do setor
e com elevada participação local.
Segundo o estudo da ONIP (2010, p. 110), a caracterização acima traz algumas
implicações para o desenvolvimento de políticas para desenvolver o setor, como por exemplo:
a) concentração e consolidação nos principais elos da cadeia produtiva são
fundamentais para a obtenção de ganhos de escala e o avanço na competitividade;
b) a internacionalização deverá ser estimulada, assim como o desenvolvimento
tecnológico;
c) capacitações devem ser implementadas visando a ampliar potencial de
fornecimento, uma vez que existe capacidade ociosa;
d) políticas para desenvolver o setor, tendo sucesso em reter a produção, terão
grande impacto no país e na sociedade.
O estudo da ONIP (2010, p. 144) ainda sugere que as políticas para desenvolvimento
competitivo da cadeia produtiva do setor sejam mais focadas, analisando os custos e
benefícios de cada segmento a ser estimulado. Nessa direção, reforça que países que tiveram
sucesso na implementação de políticas identificaram os setores que tinham maior potencial de
alcançar competitividade global. Na sequência, o estudo analisa 19 segmentos segundo sua
representatividade na cadeia produtiva de P&G offshore, contrapondo os esforços para
desenvolvê-los e os respectivos benefícios obtidos (ONIP, 2010).
As análises incluíram as seguintes dimensões: mão de obra técnica, mão de obra
especializada, inovação/tecnologia, escala/capital, relação entre elos da cadeia produtiva,
dinâmica do mercado. O resultado das análises pode ser visto na figura 4.12 e separa os 19
segmentos em três grupos de empresas, indicando ainda se o poder decisório é local ou não.
186
Figura 4.12 - Matriz de direcionamento para desenvolvimento dos segmentos offshore no Brasil
Fonte: ONIP (2010), a partir de Balanço das empresas, entrevistas, Análises Booz & Company.
De acordo com esta análise, oito segmentos mereceriam maiores investimentos, tendo
em vista o retorno que trazem comparando com o esforço para desenvolvê-los. Dentre eles, os
que mais se destacam são estaleiros, sistemas elétricos, EPCistas/integradores, equipamentos
submarinos e engenharia básica, seguidos de automação, medição e controle, geradores e
apoio logístico. Para esses oito segmentos o estudo da ONIP (2010, p. 156), sugere que sejam
adotadas políticas mais proativas, estimulando que atinjam competitividade global e formação
de grandes players.
Por outro lado, os segmentos que demandariam maiores esforços com menor retorno
são sistemas de turbo-geradores, sísmica e brocas. Para esses segmentos, sugere-se que
deixem as forças de mercado agirem (ONIP, 2010, p. 156). Para os segmentos com custo
benefício equilibrado (tubos e tubulações, operação de sondas, compressores, trocadores de
calor, válvulas, bombas, serviços de perfuração, serviços e equipamentos de completação),
são sugeridas políticas horizontais, visando mitigar problemas comuns e favorecendo o seu
desenvolvimento, e fortalecer grupos locais grandes e atrair empresas estrangeiras (ONIP,
2010, p. 156).
Outro ponto relevante destacado por ONIP (2010, p. 149) é que a maioria desses 19
segmentos analisados possui importantes empresas atuando no Brasil e com investimentos
elevados (Figura 4.13). Ao analisar a posição da engenharia básica nas figuras 4.13 e 4.14
reforça-se a observação anterior feita por estudo da FIEB (2015), que esse segmento precisa
ser reestimulado no país.
187
Figura 4.13 - Tamanho e demanda por investimentos de empresas do segmento de P&G no
Brasil*
Fonte: ONIP (2010), a partir de websites de empresas, e análises Booz & Company.
* Considera as principais empresas globais fornecedores do setor de E&P - exceto para Estaleiros,
EPCistas e Engenharia Básica que considera empresas nacionais.
Segundo ABENAV212 (apud IPEA, 2015, p. 417), a fabricação de navios-tanques e
plataformas offshore no Brasil tem aproximadamente 62% e 44% de insumos importados,
respectivamente. Portanto, ainda há espaço substancial para desenvolver a cadeia produtiva de
P&G no país.
Em relação às ressalvas para preferência aos fornecedores nacionais, colocada pela
cláusula de CL, destaca-se que qualidade aparentemente não deve ser um problema. As
certificações e exigências para fornecimento no setor de P&G, naval e offshore é um critério
qualificador, tal como aponta Pinto et al. (2007, p. 2): “Um estaleiro que não produza dentro
dos critérios estabelecidos pelas sociedades classificadoras não estará apto a fornecer para
grande parte do mercado mundial de navegação”.
As exigências e certificações para fornecer no setor de P&G e offshore devem
aumentar os custos de produção e fornecimento de bens e serviços em geral. Logo, se uma
empresa fornece para o setor de P&G e para outros setores, possivelmente estes últimos não
pagaram pelo custo mais alto de fabricação que já está estabelecido na empresa. Imagina-se,
por exemplo, que deva ser difícil para uma empresa do setor metal-mecânico fabricar
equipamentos para o de P&G, e quando os mesmos funcionários forem fabricar para outras
indústrias o gerente de produção pedir para não produzir com a mesma qualidade. Assim,
entende-se que o atendimento as certificações e exigências do setor de P&G, por parte dos
212 Associação Brasileira das Empresas de Construção Naval e Offshore - ABENAV. A ABENAV. Rio de
Janeiro: ABENAV, [s.d.]. Disponível em: <http://goo.gl/Cx1ZdK>. Acesso em: 20 jun. 2015.
188
fornecedores, pode oferecer barreiras para novos entrantes que não são dedicados
integralmente ao setor.
Em relação a preços e prazos, os trabalhos encontrados identificam que os
fornecedores brasileiros em segmentos importantes do setor de P&G ainda não são
competitivos internacionalmente (FAVARIN et al., 2010, DE OLIVEIRA et al., 2013, ONIP,
2010, e CAMPOS NETO, 2014). Estaleiros e EPCistas têm atrasado a entrega de
embarcações, plataformas e grandes equipamentos, como módulos, aparentemente devido a
vários problemas, como financeiro, mão de obra e gerenciamento ineficiente (MEDEIROS et
al., 2015).
Nessa direção, Campos Neto (2014, p. 122) destaca os atrasos e dificuldades na
produção de embarcações no Estaleiro Atlântico Sul (EAS), um dos maiores do Brasil: “O
primeiro navio ficou pronto com vinte meses de atraso. O EAS teve problemas de gestão, de
aprendizado e de treinamento de mão de obra”. De forma mais geral, Pires, Gomide e Amaral
(2014, p. 102) destacam: “É perceptível hoje a existência de atrasos nas encomendas de
embarcações aos estaleiros nacionais. Tais atrasos têm provocado repercussões negativas e
alguma insegurança no setor213”.
Segundo Campos Neto (2014, p. 130), em 2013, a Petrobras, preocupada com atrasos
de equipamentos e objetivando acelerar a produção de óleo, transferiu para a China a
fabricação de parte de quatro plataformas (P-75, P-76, P-77 e P-67). A realização de tais
serviços em estaleiro chinês (Cosco) não implicará descumprimento das regras de CL, tendo
em vista o seu peso pouco representativo no valor total dos contratos das plataformas.
Entretanto, como o serviço a ser realizado é intensivo em mão de obra (troca de chapa),
possivelmente reduzirá os postos de trabalho no Brasil (Campos Neto, 2014, p. 130).
Silva (2014, p. 419) identifica que o sobrecusto de navios-tanque no Brasil, quando
comparados a China e Coreia do Sul, é de 46% e 26%, respectivamente. Assim, na média os
navios-tanque no Brasil custam 36% mais que nesses países, líderes mundiais no setor. O
autor ainda afirma que estes valores são semelhantes à diferença encontrada entre 1985 e
1992 em relação ao mercado internacional (SILVA, 2014). Já o sobrecusto identificado na
produção de plataformas do tipo FPSO do Brasil em relação a China e Coreia do Sul foi de
60% e 37%. Silva (2014, p. 422) ainda aponta como principais razões para essas diferenças:
213 Medeiros et al. (2015) relatam esses problemas de atrasos e sobrecustos na construção naval e offshore,
atrelados a formação e ineficiências da mão de obra técnica e gerencial e propõem sugestões de melhoria.
189
i) maior peso dos custos de mão de obra em relação à China e à Coreia do Sul; e ii)
maior peso do custo unitário com equipamentos em relação à China. Em média, as
estimativas apontam que o custo destas estruturas é aproximadamente 48% maior no
Brasil quando comparado com China e Coreia do Sul.
De Oliveira et al. (2013) destacam que, além da retomada da construção naval
brasileira ser marcada por grande sobrepreços, ainda apresenta problemas de ratificação
negativa de orçamentos. Muitos estaleiros têm tido dificuldade de mantê-los conforme
previsto na oferta inicial. Ainda colocam que a dificuldade da gestão na produtividade dos
estaleiros está associada ao fato da maioria dos indicadores de produtividade terem sido
definidos antes da construção, baseados em informações imprecisas e incompletas. Portanto,
os planejamentos se tornam grandes incógnitas (OLIVEIRA et al., 2013).
Por outro lado, Favarin et al. (2010) ressaltam que estaleiros no Brasil têm buscado
parcerias com construtores internacionais para suprir gaps tecnológicos214. Os autores
também apontam que é uma das formas de melhorar a competência em gestão e montagem
dos estaleiros (FAVARIN et al., 2010, p. 11). Essas parcerias internacionais podem ter
importância central, se bem construídas, incluindo, por exemplo, transferência de tecnologias
e conhecimento de gestão de estaleiros. O fato de o Brasil ter ficado duas décadas estagnado
nesse setor parece ser muito tempo para ser suprido apenas com uso de tecnologias modernas.
A gestão eficiente dos estaleiros é um ponto muito importante, e essas parcerias internacionais
com estaleiros em países-chave podem auxiliar na transferência desse conhecimento, tal como
feito na Noruega e retratado na seção 4.4.
Favarin et al. (2010, p. 4), ao analisarem a competitividade dos estaleiros no Brasil,
abordam alguns aspectos que podem ajudar a entender mais as razões dos sobrepreços e
atrasos na construção naval e offshore no Brasil. Os autores destacam que, na construção de
navios, o aço representa o elemento de maior custo, compreendendo de 20 a 30% dos valores
totais. Para plataformas, porém, representa apenas 5%. Na sequência, expõem que, pelo fato
de a demanda por aço dos estaleiros no Brasil serem ainda pouco representativa comparada a
Coreia do Sul e Japão, por exemplo, e por ser pulverizada e irregular, reduz o seu poder de
barganha junto a um único fornecedor nacional (FAVARIN et al., 2010).
214 Alguns exemplos de parcerias internacionais de empresas japonesas com estaleiros brasileiros são: Toyo com
Setal no Brasil (Ver:<www.toyosetal.com/organizacao-societaria>. Acesso em 27 jun. 2015.), o Ishikawajima
e o Kawasaki, com o Estaleiro Atlântico Sul (EAS) e o Estaleiro Enseada do Paraguaçu (EEP),
respectivamente (Ver: <http://brasilenergia.editorabrasilenergia.com/news/oleo-e-gas/construcao-naval-e-
offshore/2012/09/eles-voltaram-448899.html>. Acesso em 27 jun. 2015).
190
Os autores apontam que o fato de a Usiminas ser basicamente a única fornecedora de
chapas grossas215, com pequena participação recente da ArcelorMittal, constitui grave
problema para os estaleiros brasileiros. No caso de aços longos, informam que o mercado é
dominado por ArcelorMittal e Gerdau (FAVARIN et al., 2010, p. 5). Nesse contexto, frisam
que normalmente o preço interno do aço é 30% superior ao mercado internacional, mesmo o
Brasil sendo muito competitivo na sua produção. A razão para tal situação deve-se ao fato de
a sua precificação levar em consideração a segunda melhor opção, a sua importação, somando
o imposto de importação. Silva (2014, p. 360) também ressalta o sobrepreço praticado na
venda do aço para os estaleiros no Brasil.
Em relação à mão de obra, Favarin et el (2010, p. 7) destacam que esse fator
representa entre 15 e 20% do custo total de navios e plataformas, e que a experiência mostra
que, ao aumentar a escala, se obtêm significativos ganhos de produtividade. De Oliveira et al.
(2013, p. 6), ao analisarem a produtividade do setor naval brasileiro, ratificam esse
pensamento da curva de aprendizado estar diretamente correlacionada a quantidade em série
produzida. Possivelmente foi por esse fato que a Petrobras licitou algumas embarcações,
plataformas e pacotes de módulos iguais, num mesmo processo/contrato, objetivando acelerar
a curva de aprendizado.
Segundo Justi et al. (2009, p. 4), se baseando no princípio da repetibilidade e
similaridade de projetos, oito cascos de plataformas,216 do tipo FPSO, foram licitados num
único pacote pela Petrobras e hoje se encontram em fabricação no mesmo estaleiro (Ecovix).
Por outro lado, essa expressiva participação da mão de obra no custo das embarcações pode
ajudar a explicar os sobrecustos no Brasil no setor, tendo em vista problemas relatados no seu
treinamento e aprendizado, como apontado acima por Campos Neto (2014).
Entretanto, Pinto et al. (2007, p. 6) identificam que a estabilidade de demanda é a
principal diferença entre os estaleiros brasileiros e os estrangeiros. Os autores entendem que
este fator é mais importante, por exemplo, que o nível de automação ou o nível de uso de
elementos de produção enxuta, e reforçam a ideia acima exposta de ganhos de escala de De
Oliveira et al. (2013):
A estabilidade da carga de trabalho nos estaleiros internacionais facilita a evolução
na curva de aprendizado, e a produtividade do estaleiro como um todo pela maior
pressão e motivação para a padronização de processos. No caso brasileiro, a grande
215 Moura et al. (2007, p. 4) também chamam atenção para esse monopólio da Usiminas.
216 Não apenas as estruturas dos cascos são semelhantes, mas os sistemas dos cascos, tal como: “[...] Mooring,
Water Lift System, Fire Fighting Pumps, Ballast, etc (JUSTI ET AL, 2009)”.
191
variação na carga de trabalho faz com que mais do que ser produtivo, o objetivo seja
ser flexível para atender as grandes variações de carga. A falta de ciclos construtivos
estáveis induz à baixa padronização.
A falta de estabilidade na carga de trabalho faz com que estoques sejam
desbalanceados e os ativos não sejam utilizados de maneira ótima. Estoques
desbalanceados geram custo de capital de giro ou atraso da obra. O pouco uso dos
ativos também tem implicações diretas na lucratividade da empresa tendo em vista
que a imobilização do capital é a mesma indistintamente do uso do ativo (PINTO et
al., 2007, p. 6).
Nessa perspectiva, talvez termos 41 estaleiros no Brasil, como visto acima, não seja o
estrutura de mercado mais indicada, tendendo a gerar dispersão de recursos em diferentes
regiões geográficas do país e consequentemente dificultando a criação e consolidação de
Arranjos Produtivos Locais. Isto posto, entende-se ser importante que uma análise
aprofundada sobre a capacidade ociosa dos estaleiros no país esteja sendo feita, antes de o
governo liberar financiamentos para a instalação de novos estaleiros. Não encontrou-se dados
de ociosidade dos estaleiros no Brasil no período analisado neste trabalho. Apenas como
exemplo, de como isso pode ser de fato uma questão importante, segundo Lima e Velasco
(1998, p. 6) entre 1970 e 1995 os estaleiros no Brasil sempre operaram com capacidade
ociosa em torno de 30%.
Segundo Favarin et al. (2010, p. 9), os equipamentos compõem entre 30 e 50% dos
custos totais da fabricação de navios e plataformas. Os autores também frisam que a
produção de parte representativa dos equipamentos de alto conteúdo tecnológico ainda não se
mostra economicamente viável no Brasil, tais como sistema de automação e controle, motores
principais e auxiliares, sistemas de comunicação, entre vários outros. O sobrepreço estaria
entre 20 e 30%, devido à pequena escala de produção. Por fim, salientam, que para que a
fabricação desses equipamentos se tornasse competitiva, seria necessário que mais de 30
unidades fossem produzidas anualmente (Favarin et al., 2010, p. 9).
O estudo da ONIP (2010, p. 130) identificou também consideráveis sobrepreços para
uma série de equipamentos voltados ao setor de P&G, produzidos no Brasil e comparados ao
exterior (Figura 4.14). Ainda fazem a seguinte análise (ONIP, 2010, p. 130): “[...] produtos
altamente dependentes de escala ou pouco sofisticados apresentam maiores diferenças de
preço (válvulas, tubos). Demais produtos apresentam diferença de preço média de
aproximadamente 40%-70%.”
192
Figura 4.14 - Diferenças de preços de equipamentos voltados ao setor de P&G (% do nacional
acima do importado).
Fonte: ONIP (2010), a partir de entrevistas de Campo, ABIMAQ, Análises Booz & Company.
Em relação a projeto de engenharia básica em projeto offshore, o estudo da ONIP
(2010, p. 138) apresenta um caso de uma operadora internacional que cotou preço para esse
serviço para uma plataforma no Brasil e no exterior. A diferença do custo homem-hora foi
pouco representativa (20% superior no Brasil), mas a quantidade de horas necessárias
apresentou diferença substancial (290 mil horas a mais no Brasil). A principal razão que
apontou para tamanha diferença deve-se ao fato de as empresas nacionais não terem
desenvolvido muitos projetos desse gênero, logo, é quase como se “construíssem do zero”. As
empresas internacionais acumulam experiências que reduzem a quantidade de horas
necessárias para a realização de um novo projeto, por terem desenvolvido vasto portfólio de
projetos e de forma continua (ONIP, 2010, p. 138).
Outra ótica interessante de analisar é a percepção dos fornecedores nacionais quanto a
seu nível de competitividade em relação aos fornecedores internacionais. De Morais, Campos
Neto e Pompermayer (2014, p. 239) fizeram essa análise para os fornecedores do setor naval e
offshore no Brasil, com base numa ampla base de dados. Apesar de boa parte se julgar
competitiva em preço, prazo e qualidade internacionalmente, por outro lado também afirmam
que ainda dependem de medidas protecionistas do governo, tais como preferências nas
compras ou tarifas de importação. Quando perguntadas sobre as políticas públicas necessárias
193
para expandir a produção de navipeças, as empresas responderam (POMPERMAYER, 2014,
p. 239):
[...] preferência ao fornecedor nacional (31,5%), com regras de conteúdo local
(24,3%) e de sobrepreço (7,2%); incentivos ao investimento (19,5%), com
financiamento facilitado (10,6%) e incentivos tributários (8,9%); incentivos
tributários sobre os custos de produção (14,0%); e incentivos à cooperação entre
empresas fornecedoras e estaleiros/EPCistas/operador (11,1%).
Numa perspectiva diferente, Martínez Prieto (2014, p. 82) chama atenção para os
riscos que o CL no Brasil pode ter sobre a decisão de investimento das empresas de petróleo,
indo além da questão do sobrecusto:
A incerteza no conhecimento do volume dos investimentos em 34 anos e o tipo
exato de equipamentos e serviços a serem utilizadas no bloco potencializam riscos
de descumprimento do conteúdo local com o pagamento de uma multa, ou
potencializam os sobrecustos e atrasos nos projetos.
Outra crítica correlacionada que Martínez Prieto (2014) faz refere-se ao fato das
operadoras se comprometerem com um índice de CL sem ter certeza que poderão cumprir, e,
portanto, assumindo fortes riscos de terem que pagar multa no médio prazo. Essa incerteza de
cumprir o conteúdo local advém também do não conhecimento pleno da capacidade de
fornecimento de bens e serviços locais. Martínez Prieto (2014) ainda desenvolve ao longo do
trabalho que o CL pode ter significante impacto negativo sobre a decisão de investimentos das
operadoras.
De fato, esse é um ponto importante a ser avaliado. Se o CL acabar inviabilizando ou
reduzindo os investimentos do elo que alavanca o setor, reduzirá também a geração de
tributos ao governo e o desenvolvimento da cadeia produtiva. Nesse cenário, o resultado
líquido para o país tende a ser ruim, subaproveitando a exploração desse recurso natural, e os
benefícios decorrentes que podem ser gerados no desenvolvimento industrial e da economia
em geral.
Um ponto que considera-se importante e não abordado em Martínez Prieto (2014)
refere-se as ações e esforços que as empresas de petróleo, sobretudo as maiores, estão fazendo
para desenvolver fornecedores locais no Brasil. Entende-se que um trabalho estruturado para
desenvolver fornecedores no país, por parte das operadoras, aproveitando o diversificado
parque industrial (ONIP, 2010), tende a reduzir o sobrecusto, as chances de atraso no
fornecimento e ou mesmo multas por não atendimento de CL.
194
Como já mencionado anteriormente, o valor das multas referentes a CL, poderiam, por
exemplo, estar a disposição das operadoras de forma que fossem aplicado em programas de
desenvolvimento de fornecedores, de forma obrigatória, sendo fiscalizado pela ANP e talvez
realizado em parceria com o Prominp. Cabe salientar que o estudo da FIEB (2015) expõe que
as multas por não cumprimento de CL não são benéficas ao governo, às operadoras e,
sobretudo, à cadeia produtiva.
Pelo lado do governo, destaca-se duas ações para facilitar o conhecimento e estimular
a integração da cadeia produtiva do setor de P&G: i) nos próprios editais das rodadas de
licitações de campos exploratórios, a ANP sugere que as operadoras entrem em contato com
as associações setoriais e federações industriais no Brasil, para conhecerem melhor os
fornecedores locais; ii) o Portal de Oportunidades do Prominp, em que fornecedores nacionais
são estimulados a se cadastrarem, de forma relativamente fácil, assim como Operadoras
(PROMINP, [2015c]). Talvez o governo ou uma organização do setor de P&G pudessem
coordenar um processo de consolidação da lista de fornecedores da cadeia produtiva,
agregando as empresas registradas nos diversos cadastros existentes no país para o setor de
P&G. Esta ação poderia separar as empresas entre as já fornecedoras do setor e as que
desejam ser novos entrantes217.
Outra ação que as operadoras, sobretudo as internacionais, poderiam estar
desenvolvendo é atrair fornecedores tradicionais do seu país-sede e/ou dos mercados onde
atuam. A estabilidade econômica e política do Brasil, bem como o potencial do mercado
brasileiro de P&G e casos bem sucedidos de multinacionais instaladas no país, devem auxiliar
nesse processo de atração de empresas.
Apesar de não ter sido possível avaliar plenamente os impactos das políticas
industriais para o desenvolvimento da cadeia produtiva de E&P de P&G, pela insuficiência de
estudos e dados, conseguiu-se identificar diversos fatos positivos:
a) grande número de concessionários que se desenvolveu no país, nacionais e
estrangeiros;
b) aperfeiçoamento da política e da cláusula de CL;
c) aumento do número de fornecedores do setor;
d) ressurgimento da industrial naval;
217 Na Noruega, por exemplo, existem interessantes iniciativas privadas com ações para integração e
desenvolvimento de fornecedores da indústria de P&G, em geral, e que poderiam ser melhor estudadas a sua
aplicação no Brasil. Ver: <www.epim.no/epim/main/home>; <www.achilles.com/en?cont=>;
<http://navitas.no>; <www.petroarctic.no/>. Acesso em: 04 jan. 2014.
195
e) aumento expressivo de pessoas empregadas no setor;
f) instalação de centros de P&D de operadoras internacionais e de grandes players
mundiais do setor (fornecedores dos principais elos da cadeia produtiva);
g) geração de altos volumes de recursos disponíveis para P&D no setor;
h) formação de parcerias internacionais nos estaleiros e na cadeia produtiva do setor
em geral.
Foi possível identificar também que a cadeia produtiva de P&G, em geral, ainda
enfrenta fortes desafios em busca da competitividade internacional, especialmente no que se
refere a prazos e custos. Destaca-se também que, como visto, a maioria das multas aplicadas
até o momento, por não cumprimento de CL, parece estar mais associada ao fato de as
operadoras colocarem metas extremamente altas e falhas na 5ª e 6ª rodada, do que de fato
significar que os fornecedores locais não têm capacidade produtiva suficiente.
A partir das análises realizadas, apenas da experiência brasileira, já foi possível
identificar possíveis ações de melhorias nas políticas industriais implementadas, como as
elencadas a seguir:
a) aperfeiçoar as ações de PI no que concerne a planejamento, execução, mensuração
de resultados e transparência, por exemplo: o estabelecimento de metas,
indicadores e horizonte temporal das ações para internacionalização e ou para o
desenvolvimento do setor naval serem mais objetivos, factíveis e mensuráveis e
seus resultados tornados públicos e de forma sistemática;
b) aplicar os recursos das multas, por não cumprimento de CL, em projetos visando
ao desenvolvimento da cadeia produtiva do setor;
c) focar mais as ações de PI nos segmentos que têm maior potencial de sucesso,
levando em consideração o custo para desenvolvê-los, tal como apontam as
análises da ONIP (2010). Cita-se como exemplo, aumentar ou melhor desenvolver
os incentivos para o desenvolvimento da engenharia básica e de detalhamento no
Brasil, tendo em vista este item ser de cunho estratégico e ter valor relativo
pequeno, porém de grande impacto;
d) consolidar lista de fornecedores da cadeia produtiva, agregando as empresas
registradas nos diversos cadastros existentes no país para o setor de P&G,
separando as empresas entre as já fornecedoras ao setor e as que desejam se
qualificar como novos entrantes;
196
e) aumentar o estímulo para que o acesso aos benefícios das políticas para
desenvolver a cadeia produtiva em geral seja atrelado ao aumento de
produtividade, tomando por base métricas internacionais. Cita-se como exemplo a
proposta para o financiamento do setor naval no PBM;
f) melhorar o monitoramento do desenvolvimento da cadeia produtiva da E&P de
P&G, avaliando a evolução da produtividade das empresas, de forma a identificar
mais precisamente quais ações precisam ser tomadas e/ou reforçadas, no geral e
em segmentos específicos.
4.3.4 Outros Fatores Importantes para o Desenvolvimento da Cadeia Produtiva da E&P de
P&G no Brasil
O cenário internacional do setor de P&G, incluindo o preço do barril do petróleo, pode
influenciar no desenvolvimento da cadeia produtiva no Brasil. Quanto maior a instabilidade
geopolítica de países detentores de grandes reservas de P&G, maior a propensão das
operadoras internacionais buscarem mercados mais estáveis como o Brasil, semelhante ao que
ocorreu na Noruega na década de 70218.
A redução do preço do petróleo em final de 2014 (Figura 4.15), se mantida ou
ampliada, pode influenciar negativamente a E&P dos campos do Pré-Sal e diminuir o
interesse de operadoras internacionais a participar das rodadas futuras de licitações de campos
exploratórios no Brasil.
218 Melhor explicado na próxima seção.
197
Figura 4.15 - Preço do barril do petróleo (1997-2014)
Fonte: USA. EIA (2015).
O desenvolvimento de novas fronteiras internacionais de E&P de P&G também pode
influenciar o crescimento da cadeia produtiva deste setor no Brasil. Cabe observar o
desenvolvimento do gás não convencional, ou shale gas, nos Estados Unidos e, sobretudo, a
abertura do mercado mexicano de P&G em 2014. O desenvolvimento desses comércios pode
diminuir a atratividade do mercado brasileiro, tanto de operadoras quanto de empresas da
cadeia produtiva.
O México se destaca por ser o 10° maior produtor mundial de petróleo e o 18º em
reservas. Estima-se que tenha a 8ª maior reserva de tight oil (SEELKE et al., 2014, p. 6).
Frisa-se também que a inclusão de requisitos de conteúdo local com baixo percentual (25%
para 2015, quando deve ocorrer a primeira rodada, e 35% até 2025), se comparados ao Brasil,
por exemplo, aumenta a atratividade do Mercado mexicano de P&G. A baixa capacidade de
investimento da Petroleira mexicana PEMEX (SEELKE et al., 2014) pode atrair operadoras
internacionais. Esses fatores também podem atrair forcedores globais da cadeia produtiva do
setor de P&G.
Dentre outros fatores internos e estruturais que podem influenciar o desenvolvimento
da cadeia produtiva de P&G no Brasil, destaca-se o chamado Custo Brasil, tal como carga
tributária elevada, burocracia, além do custo elevado do capital (ONIP, 2010; CNI, 2012;
FIEB, 2015). Em contrapartida, programas como o Repetro e de financiamento do BNDES
para o setor de P&G, podem contribuir para mitigar o Custo Brasil (CNI, 2012).
!#
$!#
%!#
&!#
'!#
(!!#
($!#
(%!#
1@S#,("#())+#
1@S#,("#())'#
1@S#,("#()))#
1@S#,("#$!!!#
1@S#,("#$!!(#
1@S#,("#$!!$#
1@S#,("#$!!,#
1@S#,("#$!!%#
1@S#,("#$!!*#
1@S#,("#$!!&#
1@S#,("#$!!+#
1@S#,("#$!!'#
1@S#,("#$!!)#
1@S#,("#$!(!#
1@S#,("#$!((#
1@S#,("#$!($#
1@S#,("#$!(,#
1@S#,("#$!(%#
#2/@T.#1.#?>//90#1@#2@J/U0@.#@I#EFG#:R/@6J#V#FD.J#V#W8RB#
198
4.4 Lições ao Brasil da Experiência Norueguesa no Desenvolvimento da Cadeia
Produtiva de P&G219
A Noruega é uma referência mundial em implementação de políticas para desenvolver
o setor de P&G, contribuindo para o desenvolvimento sócioeconômico (CCPA, 2013;
LOCKE; STRATEGIC CONCEPTS, 2004; HUNTER, 2010; WTI ADVISORS, 2013;
TEKA, 2011; UGANDA, 2011; AYINE, 2010; HEUM et al., 2003; UNCTAD, 2006;
ROGNERUD, 2012; ABDI, 2011).
O país nórdico conseguiu fortalecer o seu desenvolvimento socioeconômico por meio
do setor de P&G, evitar a doença holandesa e criar fundo para gerações futuras. Também
desenvolveu: a cadeia produtiva de P&G ampla e competitiva internacionalmente, além de
operadoras nacionais e privadas, empresas renomadas internacionais de engenharia e
construção, no segmento subsea, na área sísmica e de perfuração, incluindo vários pequenos e
médios fornecedores em geral do setor. O setor de P&G representa mais de 20% da economia
da Noruega. A cadeia produtiva do setor tem aproximadamente 2.500 fornecedores e
representa cerca de 30% do faturamento do setor. As exportações dos fornecedores equivalem
em torno de 15% do total do país, excluindo petróleo e gás, mostrando assim a importância da
cadeia produtiva de P&G para a economia do país (SASSON; BLOMGREN, 2011).
Devido à forte participação da operadora controlada pelo governo, Statoil, a
participação estrangeira na indústria de P&G em geral é bem inferior (37%) do que na cadeia
produtiva (acima de 50%) (SASSON; BLOMGREN, 2011). A Noruega ainda se destaca pelos
clusters relacionados ao setor de P&G e também pelo sistema de inovação do setor
(MEDEIROS, 2015a; SASSON; BLOMGREN, 2011; RYGGVIK, 2013; VATNE, 200;
ENGEN, 2009). Considerando o exemplo bem-sucedido do desenvolvimento socioeconômico
da Noruega, a partir do desenvolvimento do setor de P&G, quais as lições que o Brasil
poderia extrair desta experiência para ter políticas igualmente exitosas?
Um dos primeiros aprendizados refere-se ao detalhado planejamento e organização na
elaboração de políticas e ações. Como os indicadores socioeconômicos da Noruega eram
positivos e estáveis, o governo pôde agir com cautela na condução das ações para desenvolver
um novo setor que pouco compreendia (MEDEIROS, 2015a, NORENG, 2006).
219 A presente seção é baseada majoritariamente em longa pesquisa feita in loco pelo autor, sobre o
desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G na Noruega e detalhada no artigo “The Development of the
Upstream Oil & Gas Supply Chain in Norway (MEDEIROS, 2015a)”.
199
As principais políticas implementadas para desenvolver o setor de P&G que destaca-se
são (MEDEIROS, 2015a; NORENG, 2006; SASSON; BLOMGREN, 2011; AUSTVIK,
2012; FIEB, 2015; BJØRNSTAD, 2009; ENGEN, 2007; HAGEN, 2001; AL-KASIM, 2006;
NORWAY. MPE, 1980):
a) separar o papel dos principais atores do governo responsáveis pelo
desenvolvimento da indústria de P&G: Ministério do Petróleo e Energia - MPE,
responsável pelas políticas no setor e concessão de licenças; agência reguladora
(Norwegian Petroleum Directorate - NPD), lidando com controle técnico, funções
reguladoras e de aconselhamento ao ministério; operadora estatal (Statoil); órgão
responsável pelos interesses econômicos do governo no setor (State's Direct
Financial Interest - SDFI)220;
b) usar as rodadas de concessões de campos exploratórios para estimular a
participação da indústria local no setor de P&G: estimular operadoras em geral a
comprar mais bens e serviços locais, por meio de legislação formal de conteúdo
local (artigo/parágrafo 54), no início do desenvolvimento do setor (1972),
incluindo avisar a indústria local antecipadamente aos bids, as demandas de bens
e serviços dos operadores);
c) usar as rodadas de concessões de campos exploratórios para estimular o
desenvolvimento tecnológico das empresas locais: forçar e estimular fortemente
operadoras internacionais a transferir tecnologias para a indústria e instituições de
pesquisas locais, treinar noruegueses, em diferentes níveis da cadeia produtiva,
desenvolvendo acordos de tecnologias (Good Will Agreements e Good Will
Points). Na 4ª rodada , em 1978, o governo exigiu que ao menos 50% dos gastos
em P&D das operadoras fossem empregados na Noruega;
d) forçar e estimular fortemente EPCistas e empresas de serviço global
internacionais (foreign contractors, engineering consultants/contractors, oil
service companies) a transferirem conhecimento e realizar cooperações e joint
venture com fornecedores locais, especialmente quando houvesse
220 Cabe destacar que o SDFI foi criado em meados da década de 1980, numa tentativa de contrabalancear o
“excesso” de poder econômico ou domínio sobre o setor que a Statoil havia adquirido. Essa ação ficou conhecida
como “cortando as asas” da Statoil, ao conceder ao SDFI 50% dos interesses econômicos da Statoil em campos
de P&G, pipelines e outras instalações. Em 2001, uma empresa estatal, Petoro, foi criada para gerir o SDFI, que
até então era administrado pela Statoil. Ainda em 2001, a Statoil foi parcialmente privatizada, mas o controle
governamental foi mantido.
200
complementariedade221. As concessões de permissões de trabalho, que podiam ser
dificultadas pelas autoridades com apoio dos sindicatos, também acabaram
forçando a formação de parcerias internacionais;
e) criar instituição que fiscalizasse o cumprimento da preferência aos fornecedores
locais por parte dos operadores (Goods and Services Office- GSO). Apesar de não
ter havido a aplicação de multas por não comprimento, o CL realizado pelas
operadoras era fiscalizado e levado em consideração nas aquisições de novas
áreas para E&P;
f) conceder campos exploratórios importantes à operadora estatal (Statoil) e
estimular que esta seja uma alavanca para aumentar a participação de
fornecedores locais. Esta estratégia também foi usada com duas outras operadoras
nacionais privadas, Saga e Hydro, e a competição entre elas foi estimulada,
gerando fortes benefícios ao desenvolvimento tecnológico (competição de cadeia
produtivas verticais)222;
g) controlar o desenvolvimento de “excessos de riquezas” (oil revenues) e os
eventuais desequilíbrios socioeconômicos que a extração do P&G poderia gerar,
implementando a política do “vá devagar” (Go Slow Policy), sobretudo na
concessão de campos/rodadas. Havia o receio de se criar um processo
inflacionário, com o excesso da renda gerada pelas atividades petrolíferas, que em
conjunto com a apreciação do câmbio, decorrente das exportações do recurso
natural, poderia levar a desindustrialização. Para evitar esse processo conhecido
como “doença holandesa”, controlar o ritmo de produção de P&G parecia ser a
melhor solução223. Essa política levava em consideração dois fatores centrais: a
Noruega era uma economia pequena e as suas reservas de P&G no Mar do Norte
eram grandes. A política de P&G da Noruega também objetivava conceder tempo
para a indústria local ganhar a competência necessária para participar do setor de
P&G, antes de novas rodadas de campos exploratórios: “It was a period of
national competence-building. The authorities wanted to develop in house
expertise and capacity before new concession rounds were held. There was no
concession round between 1974 and 1978 (ANDERSEN, 1993, p. 100)”. Em
221 Foi identificado que quando feito de forma não obrigatória foi mais produtivo, mas em vários casos foi
mandatório para que as empresas estrangeiras ganhassem contratos.
222 Em 1999 a Saga foi incorporada a Hydro e em 2007 a divisão de P&G da Hydro se fundiu com a Statoil.
223 Também havia preocupação de eventuais alterações no estilo de vida e cultura norueguesa, decorrentes do
desenvolvimento deste setor.
201
momentos de baixa de contratos de construção de plataformas, após 1975, AKER
e outros fornecedores nacionais do setor, em conjunto com a Federação de
Indústrias Norueguesas, pressionaram o Governo para relaxar esta política de “Go
Slow”. Esperava-se assim, aumentar o ritmo das atividades e consequentemente
aumentar a demanda por equipamentos e serviços offshore (LIND e MACKAY,
1980, p. 41-42). Em 1985, o ritmo de produção foi acelerado com este objetivo:
“but by 1985, the focus of policy had shifted to ensuring a stable pace of
production investment, so as to stabilize the market for Norwegian suppliers
(ENGEN, 2007, p. 24);
h) participar de forma representativa diretamente na cadeia produtiva. O governo
tem participação em empresas centrais da cadeia produtiva (AKER and
Kongsberg). A participação do Estado na cadeia produtiva do setor de P&G é
estimada em 18%;
i) estimular, durante o período de construção da cadeia produtiva, que grandes
contratos fossem desmembrados em pacotes menores, favorecendo a participação
de empresas de pequeno e médio porte e ou em áreas com concentração de
pequenas empresas (atualmente no norte da Noruega);
j) criar programa para integrar toda a cadeia produtiva para estimular a redução ou
evitar o desenvolvimento de altos custos das atividades petrolíferas (NORSOK),
quando ocorrer;
k) estimular a competitividade e internacionalização da cadeia produtiva ao longo
dos anos;
l) analisar detalhadamente e de forma regular o desempenho dos fornecedores locais
quanto à sua competitividade. Destaca-se adicionalmente que, entre 1973 e 2003,
agência governamental mensurava a empregabilidade da cadeia produtiva de
P&G;
m) coordenar as ações de capacitação do setor nos diferentes níveis;
n) fortalecer empresas de engenharia locais (Norwegian Petroleum Consultant –
NPC). A firma foi fundada em 1975, a partir da fusão de 10 das maiores empresas
de engenharia da Noruega. A Statoil deu suporte à criação da NPC e estimulou a
formação de parcerias (joint ventures) com empresas internacionais renomadas do
setor de P&G (Brown & Root, Bechtel, etc), para que ganhasse experiência.
Outras importantes empresas de engenharia, como AKER, KVAERNER e
202
KONGSBERG, também foram favorecidas em contratos e tiveram apoio para
formação de parcerias internacionais. Skogli (1998) identificou 150 firmas de
consultoria/engenharia offshore empregando 7.500 pessoas;
o) orientar os recursos de P,D&I para pesquisa aplicada e desenvolvimento
experimental. Historicamente 80% dos recursos para P,D&I da Noruega tiveram
esse destino;
p) favorecer e estimular a escolha de tecnologias locais que fossem economicamente
viáveis (plataformas com base/estrutura de concreto ou Condeep Platforms). As
Condeep eram tão inovadoras e rentáveis economicamente que também foram
utilizadas na plataforma continental britânica, em bases comerciais. Essas
plataformas de base de concreto representaram um ponto de ruptura na inovação e
no fornecimento da indústria local no setor de P&G;
q) estimular a rivalidade entre as operadoras nacionais (Saga, Hydro e Statoil) pelo
desenvolvimento da cadeia produtiva local (competição de cadeias produtivas
verticais). Essa competição foi importante para desenvolvimentos tecnológicos na
cadeia produtiva, tal como no segmento subsea e marcado, por exemplo, pelas
parcerias Statoil/FMC, Hydro/Aker Kvrerner, e Saga/ABB;
r) continuar estimulando o desenvolvimento do setor e da cadeia produtiva, mesmo
após a legislação de conteúdo local ser terminada (1994), estimulando a formação
de clusters224, internacionalização225 e inovação das empresas226.
Mesmo com todo esse robusto conjunto de ações, a Noruega também apresentou
alguns problemas e desafios no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G, sendo alguns
semelhantes aos que temos hoje no Brasil. Entre estes problemas e desafios na Noruega
destaca-se (MEDEIROS, 2015a; RYGGVIK, 2013; VATNE, 2000; SASSON; BLOMGREN,
2011):
a) não ter mão de obra com a qualificação requerida a tempo para projetos, em
determinados momentos, como no início dos anos 80, o que prejudicou a política
224 Os principais clusters diretamente relacionados ao setor de P&G são: NCE Subsea, NCE Maritime (foco em
barcos de apoio) e NCE NODE (foco em engenharia offshore e de sondas), entre outros que trabalham mais
transversalmente com esta indústria.
225 Hoje as organizações INTSOK e o Innovation Norway trabalham fortemente para internacionalização das
empresas fornecedoras da cadeia produtiva de P&G.
226 Hoje a P&D é estimulada através de vários canais e organizações na Noruega e a maioria relaciona-se com
fornecedores: The SkatteFUNN policy para toda as indústriais; Innovation Norway; SIVA; Research Council
of Norway (RCN); PETROMARKS e DEMO 2000 (SASSON; BLONGREN, 2011, p. 72).
203
para favorecer fornecedores locais, aumentando os custos e ainda provocando
atritos com outros setores, ao atrair seus profissionais;
b) trabalho ter de ser “quebrado” e refeito, como solda, devido a problemas na
adaptação das competências industriais para a construção offshore, e, portanto,
acarretando ineficiências;
c) atraso na entrega de equipamentos e serviços, em parte devido aos problemas
acima mencionados e em outros casos devido ao gerenciamento de projetos
ineficientes;
d) sobrecusto dos fornecedores locais, tendo diferentes níveis, dependendo do
segmento analisado. Em geral foi de 10% o sobrecusto do fornecimento local,
com exceções abertas por meio de intervenções políticas ou em contratos com
maior conteúdo tecnológico (RAMM, 2001). Plataformas do tipo jaqueta (de
metal) e contratos de módulos, pelo menos até 1980, normalmente não eram
competitivos internacionalmente, ao passo que serviços marítimos e fabricação de
plataformas com estrutura de concreto eram. Destaca-se três formatos principais
de contratação de fornecedores: a) competição aberta internacionalmente; b)
competição aberta a empresas norueguesas; c) escolha de fornecedor sem
competição. Cabe frisar a compensação que as operadoras tinham ao usarem
fornecedores locais: “As a compensation for these regulations, foreign (and
Norwegian) oil companies do not pay for the license (e.g. using auction) to
explore for or produce petroleum in the Norwegian sector. Further, the high
windfall tax in the end makes the State pay most of the bill for whatever the extra
cost would be incurred in using national companies as suppliers (VATNE, 2000,
p. 3).”;
e) atrasos e sobrecustos em geral no desenvolvimento de projetos de E&P de campos
de P&G, atrasando consequentemente a extração destes recursos minerais;
f) problemas nas cooperações e joint ventures de empresas locais com estrangeiras,
quando feito de forma mandatória;
g) forças políticas internas indo contra as ações para desenvolver a indústria local
(armadores e indústria pesqueira, por exemplo) ao longo do tempo e por
diferentes motivos;
h) investimentos improdutivos realizados pelas operadoras internacionais, tentando
agradar as autoridades e pensando em facilitar o acesso a novos campos
204
exploratórios, quando não devidamente guiado e acompanhado de perto pelo
governo;
i) importantes empresas locais em diferentes elos da cadeia produtiva terem
dificuldades financeiras, falindo e ou sendo adquiridas ou se fundindo com outras
ao longo do tempo e por diferentes motivos (empresas de navegação, operador
privado – SAGA, consórcios de empresas – OIS, KVARNER);
j) empresas locais serem adquiridas por multinacionais. Alguns autores não
classificam isso necessariamente como algo ruim, pois pode facilitar que as
empresas locais pequenas acessem canais comerciais internacionais e/ou desde
que os centros de P&D das empresas adquiridas se mantenham no país, como
ocorreu com o segmento subsea (SASSON; BLOMGREN, 2011).
Existem algumas peculiaridades do desenvolvimento do setor de P&G da Noruega que
dificilmente devam ocorrer novamente (tanto internamente em outros países, quanto
externamente), tendendo a tornar mais difícil a adaptação das políticas industriais lá
implementadas. Nesse sentido, Al-Kasim (2006, p. 144) afirma: “As such they [Policies and
solutions] are not directly applicable to other countries”. Alguns maiores destaques nesse
sentido são (MEDEIROS, 2015a):
a) indicadores socioeconômicos positivos e estáveis anteriores ao desenvolvimento
da indústria de P&G, que ajudaram em inúmeras maneiras, tais como facilitar o
ajuste num relativo curto espaço de tempo da competência educacional em
diferentes níveis (secundário e terciário), estimulando a atração e parcerias de
empresas e institutos de pesquisa locais com empresas estrangeiras e, talvez ainda
mais importante, ter tranquilidade de estruturar institucionalmente o setor e
conduzir o seu desenvolvimento sem pressa;
b) operadoras internacionais pressionadas a acessar novas reservas de P&G (haviam
recém sido expulsas de países do Oriente Médio, num movimento de
nacionalização de reservas), num cenário de alto preço do barril (dois choques de
petróleo, em 1973 e 1979), e, portanto, mais suscetíveis a aceitar forte barganha
do governo norueguês para que treinassem a indústria local em diferentes níveis
da cadeia produtiva e transferir tecnologias;
c) estabilidade/consenso político. Não promover grandes mudanças nos pontos
centrais da PI para desenvolver o setor de P&G, quando a oposição eventualmente
205
ganhar as eleições, como, por exemplo: na gestão da operadora estatal (Statoil) e
da agência reguladora do setor (NPD), na política de contratação de fornecedores
(conteúdo local) e no documento base que alicerçou a construção das políticas
(´The Ten Commandments on Oil Policy´). O primeiro presidente da Statoil, Arve
Johnsen, ficou no cargo de 1972 até 1988 – portanto, permaneceu na gestão da
companhia mesmo depois de a oposição vencer as eleições no início dos anos 80.
Johnsen deixou a presidência da Statoil em decorrência de escândalo de altos
sobrecustos na extensão de uma refinaria (Mongstad). O primeiro diretor-geral da
agência reguladora do setor de P&G (Norwegian Petroleum Directorate –NPD),
Fredrik Hagemann, permaneceu no cargo desde a sua criação, em 1972, até sua
aposentaria em 1996. Portanto, sua gestão na prática foi mais longa que todo o
período formal de PI para o setor (1972-1994). A política de CL permaneceu
sendo implementada na década de 80.
d) baixo nível de desenvolvimento tecnológico mundial de E&P de P&G offshore,
logo facilitando novos entrantes;
e) competência industrial (incluindo em P&D) em áreas-chave correlacionadas ao
setor de P&G: indústria da mineração (geologia), marítima (diversos estaleiros
espalhados ao longo da costa e suas tradicionais cadeias de suprimento), de
processo (a indústria de fertilizantes, papel e celulose e de alumínio, por exemplo,
dispunham de engenheiros de processos para atender mudanças tecnológicas, de
alguma maneira comparáveis com os encontrados na indústria de P&G),
engenharia civil acostumada a grandes projetos (represas/hidroelétricas) e
indústria mecânica;
f) armadores com experiência em contratos internacionais (investimentos grandes e
com alto risco) e representatividade destacada na marinha mercante mundial;
g) mão de obra acostumada a atividades marítimas;
h) funcionários públicos com forte experiência em regular outras indústrias de
recursos naturais, tais como mineração, pesca e hidroelétricas;
i) ótima formação geofísica das reservas/reservatórios de P&G;
j) capacidade da operadora estatal de arcar financeiramente com o desenvolvimento
da cadeia produtiva local (incluindo os sobrecustos e efeitos indiretos), tendo os
custos da fase exploratória pagos por operadoras internacionais no período inicial;
206
k) fortes movimentos sindicais trabalhando de forma alinhada com associações de
empregadores e empresas locais, para assegurar a maior participação de
trabalhadores locais e controle dos aumentos salariais (bom para a estabilidade do
setor e da economia como um todo);
l) fortes requisitos de segurança contribuindo para o desenvolvimento de novas
tecnologias no setor;
m) formação de consórcios de empresas locais, os quais são capazes de competir com
empresas estrangeiras internacionais consolidadas (Oil Industry Services (OIS) ou
Offshore Industries Services e Norwegian Contractors (NC));
n) cenário mundial contribuindo para o fim das políticas protecionistas quando a
indústria estava já madura (a Noruega aderiu a Comunidade Econômica Europeia
– CEE em 1994, abolindo a partir de então a legislação formal de CL e dos
acordos de tecnologias, visando transferência de know-how);
o) durante os anos 90, os fornecedores noruegueses focaram mais em áreas intensas
em tecnologias mais próximas às tecnologias centrais da indústria de petróleo,
deixando, portanto, a construção de plataformas, sondas e produção de navios
migrar gradualmente para fora do país. Exemplo desta tendência é a relação de
fornecimento dos projetos do campo de Goliath da operadora italiana ENI. A
construção das estruturas offshore está sendo realizada na Coreia do Sul, mas com
conteúdo norueguês de aproximadamente 65%;
p) aparentemente a indústria local não dependeu muito de mecanismos de
financiamento especiais (subsídios) para adaptar seus bens e serviços para atender
às exigências da indústria de P&G.
O quadro 4.17 sintetiza as principais semelhanças e diferenças das ações de PI
implementadas na Noruega e no Brasil para desenvolver a cadeia produtiva de P&G, bem
como algumas das particularidades existentes em cada país.
207
Quadro 4.17 - Comparação das políticas industriais para desenvolver setor de P&G na Noruega e Brasil
(continua)
Noruega
Brasil
Separar o papel dos principais atores do Governo
responsáveis pelo desenvolvimento da indústria de
P&G: Ministério do Petróleo, agência reguladora
(NPD), operadora estatal (Statoil), órgão
responsável pelos interesses econômicos do
Governo no setor (SDFI). Em meados da década de
80, o poder econômico da Statoil foi diminuído ao ter
50% dos seus interesses econômicos em campos,
pipelines e demais estruturas repassados ao SDFI.
Também separou o papel dos principais
atores responsáveis pelo desenvolvimento
da indústria de P&G: MME, CNPE, ANP,
MDIC, Petrobras, PPSA.
Pode-se dizer que a criação da PPSA é
semelhante à criação do SDFI.
Entretanto, o Prominp, mesmo sendo um
programa federal, na prática é gerido pela
Petrobras.
Usar as rodadas de concessões de campos
exploratórios para estimular a participação da
indústria local no setor de P&G – estimular
operadoras a comprar mais bens e serviços locais
por meio de regra de conteúdo local formal (artigo
ou parágrafo 54), no início do desenvolvimento do
setor (1972).
O Governo era informado previamente pelos
operadores quais empresas seriam convidadas a
disputar contratos para valores altos (acima de US$
150.000), tendo o direito de incluir empresas
norueguesas na lista e inclusive influenciar a
decisão do ganhador.
O CL era medido como valor líquido em mão de
obra e valores monetários.
As operadoras também forneciam, por meio de
relatórios ao final do ano, informações
complementares sobre o percentual de contratação
de empresas norueguesas, incluindo os contratos
de menor valor (abaixo de US$ 150.000). As
informações do conteúdo local norueguês total
também eram usadas como um dos critérios nas
próximas tentativas de aquisição de campos
exploratórios pelas operadoras.
As operadoras também tinham que avisar duas
vezes ao ano ao ministério do petróleo sobre futuras
contratações a serem realizadas. O ministério
repassava essas informações os fornecedores
locais noruegueses. Assim, as empresas
fornecedoras norueguesas tinham mais tempo para
se preparar para os bids de bens e serviços que as
empresas empresas estrangeiras.
Apesar de não ter se encontrado muitos registros
sobre meta de CL, pelo menos um relatório
governamental (NORWAY. MPE, 1980, p. 55) e Al-
Kasim (2006, p. 61) fazem clara referência à meta
de CL global de 75%.
Esta ação formal teve de ser encerrado quando a
Noruega aderiu a CEE.
Também usa as rodadas de concessões de
campos exploratórios para estimular a
participação das empresas locais no setor
de P&G (Regra de Conteúdo Local formal).
O conteúdo local é usado como um dos
critérios para ganhar campo apenas na
rodada presente (regime de concessão).
Existe a definição formal do peso do CL
para ganhar um campo, durante o processo
de licitação. Entretanto, no Brasil o CL é
comprovado por meio de certificado emitido
por terceira parte e multas são aplicadas em
caso de não cumprimento. O conteúdo local
também é dividido em itens e subitens, e
nas fases de exploração e desenvolvimento
da Produção.
O CL existe no Brasil desde a primeira
rodada, mas pode-se dizer que sua
aplicação se tornou mais evidente a partir
da quinta rodada, quando seu peso foi
aumentado e foram estabelecidas
exigências mínimas. A aplicação das multas
ter começado a partir da 5ª rodada ajuda a
evidenciar isso.
Os contratos da Cessão Onerosa e do
Regime de Partilha também têm clásula de
CL.
208
(continua)
Usar as rodadas de concessões de campos
exploratórios para estimular o desenvolvimento
tecnológico da indústria local de P&G: forçar e
estimular a transferência de tecnologias para a
indústria local e instituições de pesquisas e treinar
noruegueses e empresas locais, em diferentes
níveis da cadeia produtiva.
Na 4ª rodada as operadoras foram exigidas que
pelo menos 50% dos gastos em P&D das fossem
empregados na Noruega.
Os esforços das operadoras em desenvolver P&D
relacionado ao setor de P&G, junto a empresas e
institutos de pesquisa noruegueses, eram
recompensados na próxima rodada (good will
points). Esta ação formal também teve de ser
encerrada em 1994, quando a Noruega aderiu a
CEE.
Obrigação das operadoras de aplicação de
1% das receitas dos campos de alta
produção ou rentabilidade em P&D no
Brasil, podendo 50% ser aplicado dentro da
própria empresa e 50% em P&D em
instituições credenciadas para tal fim na
ANP.
Aparentemente, as cooperações das
operadoras ocorrem mais com os institutos
de pesquisas e universidades no Brasil
(Cláusula de P&D).
Está sendo avaliada pela ANP, a
flexibilização das regras para acesso os
recursos de P&D, para aumentar as
oportunidades das empresas da cadeia
produtiva conseguirem utilizá-los,
favorecendo o desenvolvimento tecnológico.
Forçar e estimular EPCistas e empresas de serviços
globais internacionais (foreign contractors) a
transferir conhecimento e realizar cooperações e
joint ventures com fornecedores locais,
especialmente quando houvesse
complementariedade. Houve maior produtividade
quando feito de forma não obrigatória, mas várias
vezes o processo ocorreu de forma mandatória.
Programas do governo federal apoiam
internacionalização e parcerias
internacionais na cadeia produtiva.
Entretanto, em geral, são programas de
curta duração e/ou que não têm seus
relatórios de avaliação dos resultados
publicamente divulgados. Não identificou-se
registros de que empresas estrangeiras
tenham sido forçadas a realizar parcerias
com empresas locais, de forma a favorecer
que ganhassem contratos.
Criar instituição que fiscalizasse o cumprimento da
preferência aos fornecedores locais por parte das
operadoras (Goods and Services Office - GSO).
A coordenadoria de Conteúdo Local (CCL)
da ANP presta serviço semelhante de
fiscalização do comprimento do CL mínimo
e/ou assumido nos contratos. Diferencia-se
pela aplicação de multa em caso de não
cumprimento.
Conceder campos exploratórios importantes à
operadora estatal (Statoil) e estimular para que esta
seja uma alavanca capaz de aumentar a
participação de fornecedores locais. Esta estratégia
também foi usada com outras duas operadoras
nacionais privadas (Saga e Hydro).
O estimulo a competição (de cadeias produtivas
verticais) destas três operadoras se mostrou
benéfico ao desenvolvimento de fornecedores, em
especial na parte tecnológica.
Aparentemente, tal ação não foi
implementada no Brasil, uma vez que as
operadoras privadas nacionais não têm ou
não tiveram privilégios na concessão de
campos, tal como ocorreu na Noruega.
A Petrobras teve a cessão de 5 bilhões de
barris de Petróleo por meio do contrato de
Cessão Onerosa e foi atribuída a operadora
única do Pré-Sal, com no mínimo de 30% de
participação nos campos, no regime de
partilha. Em ambos os contratos e regimes
de produção existem obrigações de
cumprimento de índices de CL.
209
(continua)
A política do “Vá devagar” (Go Slow Policy). Tentar
controlar o ritmo de produção de P&G e,
consequentemente, a geração de riquezas (oil
revenues), evitando desequilíbrios socioeconômicos
estruturais, processo inflacionário,
desindustrialização/doença holandesa, bem como
conceder tempo para que a indústria local se
prepare para ingressar no setor. Acelerar as
atividades exploratórias para aumentar a demanda
de equipamentos e serviços, quando a contratação
destes estiver em baixa, tentando manter o nível de
investimentos estável.
As primeiras rodadas de concessões tiveram
espaçamento de alguns anos.
A partir de 2000 existem leilões regulares
anualmente para áreas maduras (APA).
Apesar de o Brasil ter ficado sem rodadas
por quatro anos seguidos (2009 a 2012),
não se tem conhecimento das razões que
levaram a tal fato. Chama atenção que esse
período tenha sido após a descoberta do
Pré-Sal (2006). Em 2010 ocorreu a
assinatura do contrato de Cessão Onerosa
e a implementação da lei que regula o
regime de Partilha de Produção, ambos
referentes ao Pré-Sal. Possivelmente o
governo/CNPE utilizou esse tempo sem
rodadas para repensar a política energética
do Brasil, tendo em vista a descoberta do
Pré-Sal. Segundo ANP (2011), o regime de
partilha, ao permitir o controle do ritmo da
produção de P&G, deve evitar a doença
holandesa.
Participar de forma representativa e diretamente do
em empresas centrais da cadeia produtiva (30% da
AKER e 50% da Kongsberg).
Não se tem conhecimento de participação
do governo diretamente em grandes
empresas da cadeia produtiva por meio de
participação acionária representativa.
Entretanto, possivelmente o BNDES e/ou os
fundos de pensão de estatais tenham
participação acionária em empresas do
setor de P&G no Brasil.
Estimular que grandes contratos fossem
desmembrados em pacotes menores, favorecendo
inicialmente a participação de empresas de pequeno
e médio porte e/ou em áreas com concentração de
pequenas empresas (atualmente no norte da
Noruega).
Acredita-se que no Brasil ações
semelhantes foram implementadas ao
separar os contratos de construção de
plataformas, por exemplo, entre cascos e
integração dos módulos. A Fábrica da IESA,
em Charqueadas/RS, por exemplo, era
especializada em fabricação de módulos, os
quais seriam integrados às plataformas
(IESA, 2012).
Criar programa para integrar toda a cadeia produtiva
a fim de estimular a redução ou evitar o
desenvolvimento de altos custos das atividades
petrolíferas (NORSOK), quando ocorrerem.
Um programa para estimular a integração
da cadeia produtiva foi implementado ("A
Rede para a Melhoria da Gestão para o
Desenvolvimento Nacional da Cadeia de
Fornecedores e Bens e Serviços da
Petrobras"), mas aparentemente foi
terminado sem que houvesse uma avaliação
dos seus resultados. O Portal de
Oportunidades do Prominp também objetiva
a integração da cadeia produtiva, mas não
se tem conhecimento dos resultados
efetivos.
Analisar em detalhe e de forma regular o
desempenho dos fornecedores locais quanto à sua
competitividade. Pelo menos duas vezes (1980 e
1999) a Noruega realizou grandes e detalhados
estudos para estimar os custos de produção local,
averiguando seu nível de competitividade e razões
para problemas e ou eventuais sobrecustos.
Não se tem conhecimento de estudos
semelhantes realizados no Brasil, por parte
do governo, no mesmo nível de detalhe. O
melhor documento nesse sentido, o qual
apontou algumas estimativas de
sobrecustos na fabricação de plataformas e
navios no Brasil, foi feito por De Negri et al.
(2011), com dados fornecidos pela
Petrobras dos seus fornecedores ("O Poder
de Compras da Petrobras"). Cabe ressaltar
também os estudos de competitividade
desenvolvidos pelo Prominp e pela ONIP.
210
(conclusão)
Coordenar as ações de capacitação do setor nos
diferentes níveis.
Destaca-se que a Noruega já dispunha de estaleiros
ao longo da costa, com suas cadeias de
fornecedores também estabelecidas, e
representativo contingente de mão de obra, a qual
estava acostumada a trabalhos marítimos.
O governo também coordena as
capacitações no setor, com destaque para o
trabalho realizado pelo Prominp. A diferença
talvez esteja no fato de o Brasil ter tido de
treinar um grande volume de pessoas
(quase 100 mil) em dez anos, e em 185
especialidades diferentes.
Observa-se que a mão de obra nos
estaleiros brasileiro em 1998 era de pouco
menos de 2 mil profissionais, ao passo que
em 2014 esse número aumentou para mais
de 82 mil.
Fortalecer empresas de engenharia locais
específicas (Norwegian Petroleum Consultant –
NPC, Aker, Kvaerner e Kongsberg).
Apesar de haver estímulos nas rodadas de
licitações para que as operadoras
desenvolvam empresas de engenharia no
Brasil, aparentemente a medida ainda não
teve o resultado esperado.
A indústria naval foi reerguida, mas não
escolha de campeões.
Historicamente, 80% dos recursos para P,D&I da
Noruega foram destinados à pesquisa aplicada e
desenvolvimento experimental (FIEB, 2015, p. 27).
Dos quase R$ 10,5 bilhões gerados para
P&D no setor de P&G no Brasil (cláusula de
P&D), aproximadamente R$ 4,5 bilhões já
foram aplicados por meio de autorização
prévia, sendo gastos 50% em infraestrutura
laboratorial e 40% em recursos humanos.
Esses dados devem ajudar a explicar os
resultados em inovação na cadeia produtiva
do setor de P&G abaixo do esperado no
Brasil.
Consenso/estabilidade político significativo em
relação a questões centrais na política do setor de
P&G. Não promover grandes mudanças na gestão
da operadora estatal (Statoil) e da agência
reguladora (NPD), na política de contratação de
fornecedores (conteúdo local) e dos mandamentos
(´The Ten Commandments on Oil Policy´) que
serviram como alicerce para as políticas do setor,
quando a oposição ganhar as eleições.
Em princípio, no Brasil, quando a oposição
ganha as eleições, ocorre a troca de
presidentes de empresas estatais, e/ou
controladas pelo governo, tal como a
Petrobras, órgãos reguladores e algumas
políticas do governo anterior são ignoradas,
independentemente de sua qualidade ou
resultado.
Continuar estimulando o desenvolvimento do setor e
da cadeia produtiva, mesmo após a legislação de
conteúdo local ser terminada (1994): estimulando a
formação de clusters, internacionalização e
inovação das empresas. O CL na Noruega foi
terminado de forma direta em 1994, isto é, não teve
um término gradativo.
A legislação de CL no setor de P&G no
Brasil está vigente desde 1999, mas não se
identificou referências ou discussões quanto
a um eventual término.
Fonte: Elaboração própria.
A despeito dessas particularidades do desenvolvimento da indústria de P&G
norueguesa e das diferenças com o Brasil, concorda-se com Al-Kasim (2006, p. 144):
The positive circumstances enjoyed by Norway compared with most producing
countries do not however preclude it from making a substantial contribution to
resource management on a global scale. At least some of the solutions pursued by
211
Norway can be relevant to other countries provided they are adapted to local
conditions and objectives.
4.5 Conclusão:
O aumento dos investimentos no setor de P&G no Brasil, em conjunto com as
políticas industriais implementadas, têm conseguido importantes resultados no
desenvolvimento desta cadeia produtiva. A abertura do mercado para E&P de P&G, em 1997,
contribuiu para esse crescimento nos investimentos do setor, permitindo que outras 88
operadoras entrassem no mercado brasileiro. A descoberta de grandes reservas de P&G no
Pré-sal em 2006, colocou o Brasil em outro patamar no cenário mundial do setor.
Aproximadamente 50% das 89 operadoras presentes no Brasil são estrangeiras e o
restante nacionais. As operadoras nacionais são, em geral, de médio e pequeno porte,
concentrando sua atuação em campos onshore (terra) e/ou em campos marginais. A Petrobras
segue sendo a principal empresa de Petróleo do país.
Com a abertura do mercado, os campos exploratórios passaram a ser licitados,
majoritariamente sobre o regime de concessão, em rodadas organizadas pela ANP. Foram
criadas cláusulas de conteúdo local e de P&D, visando ao desenvolvimento do setor de P&G
no país. Os contratos assinados referentes a E&P nas áreas do Pré-sal, Cessão Onerosa e
Partilha de Produção, também têm metas de CL e cláusula de P&D. A partir de então, as
operadoras de petróleo passaram a ter de cumprir com o CL acordado e/ou mínimo exigido,
sob pena de multas por não comprimento. O peso do conteúdo local para decidir o ganhador
destes processos licitatórios, a forma de mensurá-lo, bem como das multas por não
cumprimento de CL, evoluíram ao longo dos anos. Entretanto, aparentemente ainda existe
espaço para melhorias nessas questões.
Até pelo menos 24/04/2015, 12 operadoras já foram multadas 86 vezes por não
cumprimento de CL acordado e/ou mínimo exigido, totalizando um valor de R$
315.218.012,42. Como as multas foram pagas majoritariamente com desconto, geraram R$
222.441.101,26 aos cofres da União. Mais de 90% dessas penas foram relativas à fase de
exploração de P&G na 5ª e 6ª rodada. Cabe destacar que em nestas rodadas o conteúdo local
foi o critério de maior peso para decidir o ganhador dos campos exploratórios, e que não
existiam limites máximos. Aparentemente, esses fatos acabaram levando as operadoras a
assumirem índices de CL irrealistas, de forma a tentar garantir acesso aos campos
exploratórios de P&G. Entende-se que mesmo com número expressivo de multas geradas, por
212
não cumprimento de CL, estas não necessariamente significam que a indústria nacional não
tem capacidade de atendimento.
Cabe frisar que, até o momento, apenas a fase de exploração teve o CL analisado, e até
a 9ª rodada. Portanto, ainda falta analisar CL até a 12ª rodada na fase de exploração e em
todas as 12 rodadas na fase de DP. Dessa forma, entende-se que o volume das multas pode
aumentar substancialmente quando se analisar a fase de DP, sobretudo na 5ª e 6ª rodada, e
pelos mesmos motivos já apresentados. Entende-se que os recursos gerados por essas multas
deveriam ser aplicados em projetos para desenvolver a cadeia produtiva de P&G e/ou
financiar programas já existentes com este intuito, tal como o Prominp, por exemplo.
Destaca-se alguns pontos positivos referentes ao atual estágio de desenvolvimento da
cadeia produtiva de P&G no Brasil:
a) houve aumento expressivo do número de fornecedores do setor de P&G. Em
1998, a Petrobras tinha 1.859 fornecedores (com mais de 30 funcionários), e em
2007 esse número aumentou para 3.407;
b) a construção naval foi reerguida, saltando de pouco menos de 2 mil pessoas
empregadas em 1998, para mais de 82 mil pessoas empregadas em 2014 em 41
estaleiros;
c) fornecedores globais da cadeia produtiva do setor de P&G se instalaram no país
(em parceria ou individualmente);
d) estaleiros e empresas em geral da cadeia produtiva realizaram parcerias
internacionais com firmas estrangeiras;
e) operadoras internacionais, fornecedores globais e institutos de pesquisa
internacionais do setor de P&G instalaram centros de P&D no país;
f) mais de 596 unidades de pesquisa de 112 instituições já foram credenciadas na
ANP e estão aptas para acessar as verbas de P&D do setor de P&G;
g) mais de R$ 10 bilhões já foram gerados para P&D no setor, decorrentes da
cláusula de P&D, que obriga os concessionários a aplicar no país 1% do
faturamento dos campos de alta produção ou rentabilidade em P&D.
Outras ações para desenvolver o setor de P&G foram adotadas por meio de políticas
industriais multisetoriais adotadas no Brasil, como a PDP e o PBM. Estas ações, apesar de
importantes para fortalecer o desenvolvimento do setor, apresentaram algumas falhas e
inconsistências na definição do horizonte temporal e/ou das metas. A PDP, por exemplo,
213
estabeleceu algumas metas em cima de indicadores sobre os quais não tinha controle, e o
resultado só era divulgado após o término da própria política, como o objetivo de aumentar
para 1% a participação na marinha mercante mundial.
Algumas ações para estimular a internacionalização da cadeia produtiva também
aparentam ter sofrido problemas na definição do horizonte temporal (muito curto), além de
terem sido encerradas sem a devida avaliação dos resultados alcançados, ao menos de forma
pública. “A Rede para a Melhoria da Gestão para o Desenvolvimento Nacional da Cadeia de
Fornecedores e Bens e Serviços da Petrobras”, criada no âmbito da PDP, também foi
encerrada provavelmente sem a devida avaliação, com a publicação de relatório com os
resultados alcançados.
Apesar dos avanços no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no Brasil, acima
citados, ainda persistem desafios a serem superados e oportunidades de aumentar o
fornecimento de empresas locais. Destaca-se que as plataformas, navios e alguns grandes
equipamentos do setor ainda enfrentam problemas de sobrecustos e atrasos. Outros desafios
que se colocam são: a construção de consenso sobre a estrutura da cadeia produtiva do setor
de P&G no Brasil, uma vez que favoreceria melhor precisão das políticas industriais; e
melhorar o aproveitamento da aplicação dos recursos de P&D em resultados práticos em
inovações em serviços, produtos e processos.
Aparentemente as políticas industriais do setor de P&G no Brasil já levam em
consideração a experiência norueguesa no setor de P&G (ABDI, 2011a). Entretanto, a análise
do bem-sucedido desenvolvimento do setor de P&G na Noruega demonstrou que ainda
existem lições importantes a serem aprendidas na confecção e implementação de PI neste
setor no Brasil. Apesar do êxito, a Noruega também passou por alguns problemas semelhantes
ao Brasil no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G, como sobrecustos, atrasos nas
entregas dos fornecedores, falta de mão de obra qualificada, e em projetos de E&P de P&G
em geral.
Parte do sucesso norueguês no setor de P&G reside no fato de ter conseguido em
pouco mais de 20 anos: desenvolver operadoras nacionais (privadas e estatal), desenvolver a
cadeia produtiva deste setor ampla e competitiva internacionalmente, com representativa
exportação, construir clusters relacionados ao setor e se tornar referência também em
inovação. A Noruega, além de fortalecer o seu desenvolvimento socioeconômico, ao
desenvolver o setor de P&G, logrou evitar a doença holandesa e ainda criar fundo de recursos
para gerações futuras.
214
Assim, destaca-se os principais pontos das políticas implementadas para desenvolver o
setor de P&G na Noruega, os quais acredita-se que podem servir de lições ao Brasil:
a) consenso/estabilidade político significativo em relação a questões centrais na
política do setor de P&G. Não promover grandes mudanças na gestão da
operadora estatal (Statoil) e da agência reguladora (NPD), na política de
contratação de fornecedores (conteúdo local) e nos mandamentos (´The Ten
Commandments on Oil Policy´) que serviram como alicerce para as políticas do
setor, mesmo quando a oposição ganhar as eleições;
b) tentar controlar o ritmo de produção de P&G (a política do “Vá devagar” ou Go
Slow Policy, por meio das rodadas, por exemplo) e, consequentemente, a geração
de riquezas (oil revenues), evitando desequilíbrios socioeconômicos estruturais na
economia, processo inflacionário, desindustrialização/doença holandesa, bem
como conceder tempo para que a indústria local se prepare para ingressar no setor.
Por outro lado, acelerar as atividades de E&P (por meio das rodadas), aumentando
a demanda por equipamentos e serviços, quando a contratação destes estiver em
baixa, tentando manter assim o nível de investimentos do setor estável;
c) usar as rodadas de concessões para estimular a participação da indústria local na
indústria de P&G de forma mais eficiente, ao servir como parâmetro para as
concessões futuras, mas sem o ônus e custo da certificação de conteúdo local. A
Noruega utilizou mecanismos mais simples para estimular o CL, mas sem perder
o controle do fornecimento local;
d) estimular fortemente, por meio das rodadas, que operadoras internacionais
transfiram conhecimento e tecnologias e trabalhem em cooperação com
operadoras e institutos de pesquisa nacionais, incluindo treinarem profissionais
noruegueses;
e) estimular que EPCistas internacionais e empresas de serviços global transfiram
conhecimento e realizem cooperações e joint ventures com fornecedores locais,
especialmente quando houver complementariedade, mas de forma não
mandatória;
f) favorecer em alguns campos-chave operadoras nacionais, mas estimular a
competição entre estas para fortalecimento do uso de bens e serviços nacionais
(competição entre cadeias produtivas verticais). Este foi um dos fatores
215
determinantes para alto grau de inovação da cadeia produtiva de P&G da
Noruega;
g) forte participação do Estado em fornecedores centrais da cadeia produtiva (AKER
e Kongsberg), contribuindo para que a geração de tecnologia no setor fique no
país;
h) estimular que grandes contratos sejam desmembrados em pacotes menores,
durante a fase inicial de desenvolvimento da cadeia produtiva, favorecendo a
participação de empresas de pequeno e médio porte e/ou em áreas com
concentração de pequenas empresas (atualmente no norte do país);
i) desenvolver programa para integrar toda a cadeia produtiva, a fim de estimular a
redução ou evitar o desenvolvimento de altos custos das atividades petrolíferas, a
exemplo do NORSOK;
j) analisar em detalhe e de forma regular o desempenho dos fornecedores locais
quanto à sua competitividade e empregabilidade;
k) fortalecer o desenvolvimento empresas de engenharia locais (NPC, AKER,
kvaerner e Kongsberg);
l) focar majoritariamente os recursos de P&D para pesquisa aplicada e
desenvolvimento experimental (FIEB, 2015), favorecendo assim o
desenvolvimento de tecnologias que serão úteis ao mercado;
m) continuar trabalhando para o desenvolvimento do setor de P&G e da cadeia
produtiva, mesmo após a legislação de conteúdo local ser formalmente terminada
(1994), estimulando a formação de clusters227, internacionalização228 e inovação
das empresas229.
Em que pese o Brasil aparentemente estar adotando ações de PI para o setor de P&G
semelhantes às adotadas na Noruega, algumas diferenças tornam o exercício de lições
aprendidas um grande desafio, para um país rico em recursos naturais, mas carente de
políticas públicas sustentáveis. Algumas destas principais diferenças ou particularidades são
227 Os principais clusters que se destacam são: NCE Subsea, NCE Maritime (foco em barcos de apoio) e NCE
NODE (foco em engenharia offshore e de sondas), entre outros que trabalham mais transversalmente com a
indústria de P&G.
228 As organizações INTSOK e o Innovation Norway trabalham fortemente para internacionalização das
empresas fornecedoras da cadeia produtiva de P&G.
229 Atualmente P&D é estimulado através de vários canais e organizações na Noruega e a maioria relaciona-se
com fornecedores: The SkatteFUNN policy para toda as indústriais; Innovation Norway; SIVA; Research
Council of Norway (RCN); PETROMARKS e DEMO 2000 (SASSON; BLONGREN, 2011).
216
as condições pré-existentes na Noruega, tanto socioeconômicas, incluindo culturais e
políticas, bem como o cenário mundial do setor favorável à adoção de PI forte e consistente.
Algumas ações de intervenção do Estado implementadas na Noruega durante a
construção do setor de P&G poderiam esbarrar hoje em questionamentos pela OMC e pela
Comunidade Econômica Europeia - CEE. De todo modo, identificou-se que, quando as
parcerias internacionais no setor de P&G da Noruega foram desenvolvidas levando em
consideração a complementariedade de tecnologias e/ou conhecimento, de forma não
mandatória, acabaram sendo mais produtivas.
Decorridos quase 20 anos de políticas industriais para desenvolver a cadeia produtiva
de E&P de P&G no Brasil, e apesar dos avanços, desafios importantes a serem superados
ainda persistem. Entende-se que ações de melhorias e aperfeiçoamento nas políticas
industriais no Brasil podem e devem continuar sendo feitas, analisando as próprias falhas,
bem como comparando com experiências de países bem-sucedidos, como a Noruega. Nesse
contexto, cita-se como exemplo aumentar os estímulos para desenvolver segmentos da cadeia
produtiva que têm melhor custo benefício, tal como empresas de engenharia básica ou de
detalhamento.
Deve-se levar em conta o atual cenário mundial do setor, com o preço do barril de
petróleo em baixa e outros importantes mercados no setor de P&G, como o mexicano, que
recém foi aberto e tem índice de CL bem menor do que o exigido no Brasil. O cenário atual
internacional do setor tende a reduzir a atratividade do mercado brasileiro, levando
operadoras a pressionarem o governo para promover mudanças na atual política de CL e
retirar da Petrobras a condição de operadora única do Pré-Sal. Por mais importantes que
sejam as políticas industriais para desenvolver uma cadeia produtiva, deve-se ter em mente
que os custos e desafios a serem superados não devem ser tão grandes, a ponto de mudar a
decisão do investimento das operadoras no país, tal como alerta Martínez Prieto (2014).
Também é relevante melhorar o monitoramento do estágio de desenvolvimento da
cadeia produtiva e dos resultados das ações diretas para desenvolvimento do setor,
identificando e mensurando eventuais sobrecustos, atrasos e problemas de qualidade de bens e
serviços fornecidos e a origem destes problemas. Complementarmente, se faz necessário
maior atrelamento dos benefícios concedidos a progressos em indicadores de produtividade,
tomando como referência métricas globais, a exemplo do que o PBM propõe para
financiamento na construção naval. A competitividade deve ser estimulada antes da abertura
217
do mercado, isto é, do fim das políticas industriais protecionistas para o desenvolvimento do
setor, tal como a cláusula de CL.
Conclui-se que o Brasil avançou no desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G em
inúmeros pontos analisados, desde a quebra do monopólio do setor de P&G, em 1997. A
descoberta de reservas gigantescas de P&G do Pré-Sal potencializou as oportunidades para
desenvolver a cadeia produtiva do setor, a despeito dos desafios relevantes ainda a serem
superados. Não obstante, as demais diferenças socioeconômicas, incluindo políticas e
culturais, da Noruega, agravadas por uma atual conjuntura global do setor mais adversa,
tornam o desafio do Brasil de desenvolver a cadeia produtiva do setor de P&G ampla e
competitiva internacionalmente muito mais difícil do que foi para a nação nórdica.
Por fim, entende-se que novas análises devam ser feitas sobre o estágio atual de
desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G do Brasil, e posteriormente reavaliações das
políticas industriais, principalmente após: o maior conhecimento dos impactos da crise
mundial atual do setor, provocada pela baixa acentuada do preço do barril do petróleo, e seus
reflexos no Brasil - em especial na E&P das reservas de P&G do Pré-Sal - , agravados pela
crise interna do setor decorrente da chamada “Operação Lava Jato”, cujos impactos
econômicos e políticos aparentam não ter precedentes na história recente do país.
4.6 Referências
AGÊNCIA BRASILEIRA DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - ABDI. Referências
para a Política Industrial do Setor de Petróleo e Gás: o caso da Noruega. Brasília: ABDI,
2011a.
______. Contribuições para a Política de Desenvolvimento Industrial, de Inovação e de
Comércio Exterior. Período 2011/2014. Brasília: ABDI, [2010?].
______. Pequenas e Médias Empresas. Apoio a Inserção Internacional. Projeto de
Subvenção ABDI – SEBRAE-RJ. Brasília: ABDI, 2011b. Disponível em:
<www.paiipme.com.br/wp-content/uploads/2011/06/SEBRAERJ.pdf>. Acesso em: 19 mai.
2015.
______. Notícias. PMEs do Mercosul contarão com projetos de US$ 7,6 mi. [2011?].
Disponível em: <www.abdi.com.br/Paginas/noticia_detalhe.aspx?i=954>. Acesso em: 21 mai.
2015.
AGÊNCIA BRASILEIRA DE PROMOÇÃO DE EXPORTAÇÕES E INVESTIMENTOS –
APEX BRASIL. Vídeo Institucional Oil Brazil. 26 set. 2011 (4:03 minutos). 2011.
Disponível em: <www.youtube.com/watch?v=qFgu00GslBQ>. Acesso em: 19 mai. 2015.
218
______. Prestação de Contas Ordinária Anual. Relatório de Gestão do Exercício de 2009 -
2014. Brasília: APEX Brasil, 2010 – 2015.
______. Projeto Brazilian Petroleum Partnerships – BPP. 12 set. 2014. 2014. Disponível
em:
<www.google.com.br/url?sa=t&rct=j&q=&esrc=s&source=web&cd=1&ved=0ahUKEwi60r-
R2KnJAhUJLZAKHRFEAvIQFggcMAA&url=http%3A%2F%2Fwww2.fiescnet.com.br%2F
web%2Frecursos%2FVUVSR05EYzBNZz09&usg=AFQjCNH4qyFPH7lucZ3n1J9jQ49HA
WL1Mg&sig2=P-kAVgpWhTSHEOabn_-ZLw>. Acesso em: 19 mai. 2015.
ACHA, V. Framing the Past and Future: the Development and Deployment of
Technological Capabilities by the Oil Majors in the Upstream Petroleum Industry. 2002.
Thesis (PhD) - Science Policy Research Unit (SPRU), University Of Sussex, Brighton, 2002.
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS –
ANP. Brasil-Rounds. Relação de Concessionários. 2014a. Disponível em: <www.brasil-
rounds.gov.br/portugues/lista_de_concessionarios.asp>. Acesso em: 06 out. 2014.
______. Conteúdo Local. Apresentação. 2015a. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=75648&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448134652135>.
Acesso em: 21 mar. 2015.
______. Conteúdo Local. Fiscalização de Conteúdo Local. 2015b. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=75115&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1429988375730>.
Acesso em: 24 abr. 2015.
______. Rodadas de Licitações. Apresentação. 2015c. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?id=516>. Acesso em: 20 jan. 2015.
______. Brasil-Rounds. 1ª Rodada de Licitações (1999). [2000?]. Disponível em:
<www.brasil-rounds.gov.br/round1/index.asp>. Acesso em: 20 mar. 2012.
______. Rodadas de Licitações. Rodadas Anteriores. 2015d. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?id=2912>. Acesso em: 20 abr. 2015.
______. Brasil-Rounds. Resolução de Diretoria ANP nº 1.237/2013. [2013]. Disponível em:
<www.brasil-rounds.gov.br/portugues/devolucao_taxa.asp>. Acesso em: 30 jan. 2015.
______. Rodadas de Licitações. 11ª Rodada de Licitações de Blocos para Exploração e
Produção. 2013a. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=65092&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1425244674
92>. Acesso em: 01 mar. 2015.
______. Rodadas de Licitações. Concluída a 12ª Rodada de Licitações. 2013b. Disponível
em:
<www.anp.gov.br/?pg=68956&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&cachebust=1425244538
228>. Acesso em: 01 mar. 2015.
______. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo e do Gás Natural 2011. Rio de Janeiro:
ANP, 2011.
219
______. [2015?]. Disponível em: <www.anp.gov.br/?id=2653>. Acesso em: 30 jan. 2015.
______. Rodadas de Licitações. 13ª Rodada de Licitações. 2015e. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?id=2896>. Acesso em: 30 jan. 2015.
______. Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo e do Gás Natural 2014. Rio de Janeiro:
ANP, 2014b.
______. Brasil-Rounds. Contratos e Editais: Modelos e Extratos. [2014a]. Disponível em:
<www.brazilrounds.gov.br/portugues/contratos_e_editais.asp>. Acesso em: 15 jun. 2015.
______. Glossário. 2014c. Disponível em: <www.anp.gov.br/?id=582#p> . Acesso em: 27
abr. 2015.
______. Brasil-Rounds. Resultado das Rodadas Realizadas. [2014b] Disponível em:
<www.brazilrounds.gov.br/Resultado_Rodadas/resultados.asp>. Acesso em: 27 abr. 2015.
______. Conteúdo Local. Empresas Credenciadas para as Atividades de Certificação de
Conteúdo Local. 2015f. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=77403&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448232556030>.
Acesso em: 15 mar. 2015.
______. Conteúdo Local. Legislação - Conteúdo Local. 2013c. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=69011&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1437077069236>.
Acesso em: 27 mai. 2015.
_____. 11ª Rodada de Licitações. Contrato de Concessão para Exploração e Produção de
Petróleo e Gás Natural. 2013d. Disponível em:
<www.brazilrounds.gov.br/arquivos/Edital/Edital_Contrato/Contrato_R11_06032013_Vfinal.
pd>. Acesso em: 15 abr. 2015.
______. Pesquisa e Desenvolvimento. Investimentos em P&D – Apresentação. 2014d.
Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=70151&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448296912765>.
Acesso em: 27 abr. 2015.
______. Boletim ANP Petróleo e P&D. Edição n° 21. Mai. 2015. 2015g. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=78239&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448299606363>.
Acesso em: 02 jun. 2015.
______. Pesquisa e Desenvolvimento. Autorização Prévia. 2015h. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=74935&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1436039801259>.
Acesso em: 06 mai. 2015.
______. Formação de Recursos Humanos (PRH-ANP). Apresentação. 2015i. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=76374&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1436106730292>.
Acesso em: 06 mai. 15.
220
______. Pesquisa e Desenvolvimento. Instituições Credenciadas. 2014e. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=71410&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448302643900>.
Acesso em: 06 mai. 2015
______. Pesquisa e Desenvolvimento. Despesas Admitidas como P&D. 2014f. Disponível
em: <www.anp.gov.br/?pg=70404&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1430965372567>.
Acesso em: 06 mai. 2015
______. Consultas e Audiências Públicas. Consultas e Audiências Públicas Realizadas. Aviso
de Consulta e Audiência Públicas nº 2/2015 na íntegra, com os procedimentos para
participação. 2015j. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=74662&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1431499116054#2014>.
Acesso em: 06 mai. 2015
AL-KASIM, F. Managing Petroleum Resources: The ‘Norwegian Model’ in a Broad
Perspective. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, 2006.
ARAÚJO, B.; MENDES, A.; COSTA, R. Perspectivas para o desenvolvimento industrial e
tecnológico na cadeia de fornecedores de bens e serviços relacionados ao setor de P&G. In:
LAGE, F. (Org.). BNDES 60 anos - Perspectivas Setoriais. Rio de Janeiro: BNDES, 2012. p.
224-273.
AUSTVIK, O.G. Landlord and Entrepreneur. The shifting roles of the State in Norwegian
Oil and Gas Policy. Governance: An International Journal of Policy, Administration, and
Institutions. v. 25, issue 2, p. 315-334, 2012.
AYINE, D. Consolidated Report on Proposed Petroleum Bills and Local Content Policy
for the Petroleum Sector. Submitted To: The Ghana Research And Advocacy Programme
(G-Rap), 2010.
BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES.
Relatório III - Desenvolvimento da cadeia produtiva de petróleo e gás e investimentos em
E&P. In: Estudos das alternativas regulatórias, institucionais e financeiras para a
exploração e produção de petróleo e gás natural e para o desenvolvimento industrial da
cadeia produtiva de petróleo e gás natural no Brasil. Rio de Janeiro: Bain & Company e
Tozzini Freire Advogados, 2009.
______. Perspectivas do Investimento 2015-2018 e Panoramas Setoriais, 2014. Disponível
em: <https://web.bndes.gov.br/bib/jspui/handle/1408/2842>. Acesso em: 16 jul. 2015.
BJØRNSTAD, S. Shipshaped - Kongsberg Industry and Innovations in Deepwater
Technology, 1975-2007. 2009. Thesis (PhD) - Department of Innovation and Economic
Organisation, Bi Norwegian School Of Management, Oslo, 2009.
BRASIL. Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997. Dispõe sobre a política energética nacional,
as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política
Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências. Lex: Diário Oficial da
República Federativa do Brasil, Brasília, 1997. Disponível em:
<www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9478.htm>. Acesso em: 20 de nov. 2011.
221
______. Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior – MDIC. Política de
Desenvolvimento Produtivo - PDP. Balanço de Atividades 2008-2010. Volume 2
Relatório dos Programas para Consolidar e Expandir a Liderança. [2011?a].
______. Plano Brasil Maior - PBM. Dimensão Setorial. 2015. Disponível em:
<www.brasilmaior.mdic.gov.br/conteudo/153>. Acesso em: 21 nov. 2015.
______. Desafios da Indústria Brasileira frente à Competitividade Internacional.
Brasília: Câmara dos Deputados, 2012. Disponível em: <www2.camara.leg.br/documentos-e-
pesquisa/publicacoes/edicoes/paginas-individuais-dos-livros/desafios-da-industria-brasileira-
frente-a-competitividade-internacional>. Acesso em: 15 jul. 2015
______. Contrato de Cessão Onerosa do Exercício das Atividades de Pesquisa e Lavra
de Petróleo, de Gás Natural e de Outros Hidrocarbonetos Fluidos. 2010a. Disponível em:
<www.investidorpetrobras.com.br/download/201592>. Acesso em: 15 jun. 2015.
______. Lei nº 12.351, de 22 de dezembro de 2010. Dispõe sobre a exploração e a produção
de petróleo, de gás natural e de outros hidrocarbonetos fluidos, sob o regime de partilha de
produção, em áreas do Pré-sal e em áreas estratégicas; cria o Fundo Social - FS e dispõe sobre
sua estrutura e fontes de recursos; altera dispositivos da Lei no 9.478, de 6 de agosto de 1997;
e dá outras providências. 2010b. Disponível em: <www.planalto.gov.br/ccivil_03/_Ato2007-
2010/2010/Lei/L12351.htm>. Acesso em: 15 jun. 2015.
______. Ministério de Minas e Energia – MME. Contrato de Partilha de Produção para
Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural. Brasília, 2013. Disponível em:
<www.brazilrounds.gov.br/arquivos/Edital_p1/Contrato_autorizado_030913.pdf>. Acesso
em: 15 jun. 2015.
______. Portal Brasil. Economia e Emprego. Petrobras lidera consórcio e vence leilão de
Libra. 21 out. 2013. 2013. Disponível em: <www.brasil.gov.br/economia-e-
emprego/2013/10/definido-vencedor-do-leilao-de-libra>. Acesso em: 15 jun. 2015
______. MDIC. Secretaria de Comércio e Serviços. Fórum Permanente das Microempresas e
Pequenas de Pequeno Porte. Mecanismos de Apoio às Exportações de Bens e Serviços
pelas Micro e Pequenas Empresas Brasileiras. 2010. Disponível em:
<www.desenvolvimento.gov.br/arquivos/dwnl_1292325675.pdf>. Acesso em: 19 mai. 2015.
______. MDIC. PDP. Indicadores de Metas - Petróleo e Gás Natural. [2011?b].
______. MDIC. PDP. Balanço de Atividades 2008-2010. Volume 3
Relatório dos Programas para Fortalecer a Competitividade. [2011?c].
______. PBM. Gestão. Conselhos de Competitividade. Petróleo, Gás e Naval. Composição.
[2013?]. Disponível em: <www.brasilmaior.mdic.gov.br/conteudo/205>. Acesso em: 30 mai.
2015.
______. PBM. Relatório de Acompanhamento das Agendas Estratégicas Setoriais.
Brasília, 2014.
222
______. PBM. Balanço Executivo 2011-2014. [2015?]. Disponível em:
<www.brasilmaior.mdic.gov.br/images/data/201411/f97a72083144d28b26013b7261e7e06b.p
df>. Acesso em: 15 jul. 2015.
BRITO, V. Petrolíferas latinas e empresas brasileiras fazem encontro de negócios. 17 set.
08. Disponível em: <www.rj.agenciasebrae.com.br/sites/asn/uf/RJ/Petrol%C3%ADferas-
latinas-e-empresas-brasileiras-fazem-encontro-de-negócios>. Acesso em: 19 mai. 2015.
CAMPOS NETO, C. A. S. Investimentos e Financiamentos na Indústria
Naval Brasileira 2000-2013. In: _____________. ; POMPERMAYER, F. M. (Ed.).
Ressurgimento da indústria naval no Brasil: (2000-2013). Brasília: Ipea, 2014. p. 109-149.
CANELAS, A. L. DE SOUZA. Evolução da importância econômica da indústria de
petróleo e gás natural no Brasil: contribuição a variáveis macroeconômicas. Rio de Janeiro:
COPPE/UFRJ, 2007.
CANADIAN CENTRE FOR POLICY ALTERNATIVES - CCPA. Campbell, Bruce. The
Petro-Path not taken, Comparing Norway with Canada and Alberta’s Management of
Petroleum Wealth, 2013.
CONFEDERAÇÃO NACIONAL DA INDÚSTRIA - CNI. Política de conteúdo local na
cadeia do petróleo e gás: uma visão sobre a evolução do instrumento e a percepção das
empresas investidoras e produtoras de bens. Brasília : CNI, 2012.
DA COSTA, R.C. et al. Perspectivas e desafios no setor de Petróleo e Gás. In: ALÉM,
A.C.; GIAMBIAGI, F.(Org.). O BNDES em um Brasil em transição. Rio de Janeiro: BNDES,
2010. p. 275-290.
DA SILVA, C. G. R.; FURTADO, A.T. Uma Análise da Nova Política de Compras da
Petrobras para seus Empreendimentos Offshore. Revista: Gestão Industrial, v.2, n.3,
p.103-122, 2006.
DE MORAIS, J. M.; CAMPOS NETO, C. A. S.; POMPERMAYER, F. M. Análise da
Enquete sobre a Atuação das Empresas no Fornecimento de Bens e Serviços à Indústria
Naval. In: CAMPOS NETO, C. A. S.; POMPERMAYER, F. M.(Ed.). Ressurgimento da
indústria naval no Brasil: (2000-2013). Brasília: Ipea, 2014. p. 233-264.
DE NEGRI, J. A. et al. (Coord.). Poder de Compra da Petrobras: Impactos Econômicos
nos seus Fornecedores. Brasília: IPEA, Petrobras, 2011.
DE OLIVEIRA, M. L. M. C. et al. Produtividade Naval: Um Estudo Empírico da
Indústria Brasileira. Trabalho apresentado no “XXXIII Encontro Nacional de Engenharia de
Produção”, Salvador, Brasil, 2013. Disponível
em:<www.abepro.org.br/biblioteca/enegep2013_TN_STO_177_013_23076.pdf>. Acesso em:
15 jul. 2015.
DIAS, J. L. DE MATTOS; QUAGLINO, M. A. A questão do petróleo no Brasil: uma
história da PETROBRAS. Rio de Janeiro: CPDOC: PETROBRAS, 1993.
223
ENGEN, O. A. The Development of the Norwegian Petroleum Innovation System: A
Historical Overview. In: FAGERBERG, J.; MOWERY, D. C.; VERSPAGEN, B. (Org.).
Innovation, Path Dependency and Policy: The Norwegian Case. New York: Oxford
University Press, 2009. p. 179-207.
ERNEST & YOUNG - EY. UK upstream oil and gas supply chain: Economic contribution.
London: EY, 2014. Disponível em: <www.oilandgasuk.co.uk/knowledgecentre/economic-
contribution.cfm>. Acesso em: 15 jul. 2015.
FAVARIN, J. V. R. et al. Competitividade da indústria naval brasileira. In: 23º Congresso
Nacional de Transporte Aquaviário, Construção Naval e Offshore. Rio de Janeiro, 2010.
FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO ESTADO DA BAHIA - FIEB. A Política Brasileira
de Conteúdo Local para o Setor Petróleo e Gás: Análise e Sugestões de Aperfeiçoamento.
2015. Disponível em: <http://sinaval.org.br/wp-
content/uploads/Relatorio_Final_COnteudo_local_FIEB-v05-02-2015.pdf>. Acesso em: 17
jul. 2015.
FEDERAÇÃO DAS INDÚSTRIAS DO RIO GRANDE DO SUL - FIERGS. Empresários
levantam demandas do setor de petróleo e gás. 8 fev. 2012. 2012. Disponível em:
<www.fiergs.org.br/en/node/1320>. Acesso em: 15 ago. 2015.
FERNÁNDEZ, E. F.; MUSSO, B. Oportunidades e Desafios da Agenda de Competitividade
para Construção de uma Política Industrial na Área de Petróleo: Propostas para um Novo
Ciclo de Desenvolvimento Industrial. In: XXIII Fórum Nacional - Visão de Brasil
Desenvolvido para Participar da Competição do Século (China, Índia e Brasil) e “O Sentido
da Vida”, Estudos e Pesquisas nº 384, Rio de Janeiro, 2011. Disponível em:
<www.forumnacional.org.br/pub/ep/EP0384.pdf>. Acesso em: 15 jul. 2015.
FERNÁNDEZ, E. F.; PEDROSA JUNIOR, O. A.; PINHO, A.C. de. (Ed.) Dicionário do
Petróleo em língua portuguesa: exploração e produção de petróleo e gás: uma colaboração
Brasil, Portugal e Angola. Rio de Janeiro: Lexicon: PUC-Rio, 2009.
FRAIHA, D. Construir módulos no exterior agrava crise de empregos, mas ANP vai
cobrar por conteúdo nacional. 13 jan. 2015. Disponível em:
<www.petronoticias.com.br/archives/62940 >. Acesso em: 07 abr. 2015.
HEUM, P. et al. Enhancement of Local Content in the Upstream Oil and Gas Industry in
Nigeria. A Comprehensive and Viable Policy Approach. Snf Report No. 25, 2003.
HUNTER, T. Legal Regulatory Framework for the Sustainable Extraction of Australian
Offshore Petroleum Resources: a Critical Functional Analysis. 2010. Thesis (PhD),
University of Bergen, Bergen, 2010.
IESA ÓLEO E GÁS. IESA assina contrato da P-75 e da P-77. [2012]. Disponível em:
<www.iesa.com.br/site/oeg/noticias/noticia3.html>. Acesso em: 07 abr. 2015.
INKPEN, A.C.; Moffett, M.H. The Global Oil & Gas Industry: Management, Strategy and
Finance. Oklahoma: Pennwell, 2011.
224
JACOBY, D. Optimal Supply Chain Management in Oil, Gas, and Power Generation.
Oklahoma: Pennwell, 2012.
JONES, P. E. Oil. A Pratical Guide to the Economics of the World Petroleum. Cambridge:
Woodhead-Faulkner Ltd, 1988.
JUSTI, A.C.A. et al. Pre-Salt: The Brazilian Opportunity to Take Local Industry to the Next
Level. Trabalho apresentado na “OTC, Offshore Technology Conference 2009”, Houston,
Texas, 2009.
LESKINEN, O.; BEKKEN, P. K.; RAZAFINJATOVO, H.; García, M. Norway. Oil and Gas
Cluster: A Story of Achieving Success through Supplier Development. Cambridge: Harvard
Business School, 2012.
LIMA, E. T. VELASCO, L. O. M. Construção Naval no Brasil: existem perspectivas?
Revista do BNDES, n. 10, dez. de 1998.
LIND, T.; MACKAY, G. A. Norwegian Oil Policies. London: C. Hurst & Co, 1980.
LOCKE, W.; CONCEPTS, S. Exploring Issues Related to Local Benefit Capture in
Atlantic Canada´s Oil And Gas Industry. 2004. A Discussion Paper Prepared For
“Petroleum Research Atlantic Canada”, 2004.
MACHADO, G. V. Estimativa de Contribuição do Setor Petróleo ao Produto Interno
Bruto do Brasil. Rio de Janeiro: ANP, 2002.
MACHADO, G. V. Estimativa da Contribuição do Setor Petróleo ao Produto Interno
Bruto do Brasil. Rio de Janeiro: Superintendência de Estudos Estratégicos - ANP, 2003.
MARKETLINE. MarketLine Industry Profile. Global Oil & Gas Equipment & Services,
May, 2012.
MARTÍNEZ PRIETO, D. C. A Política de Conteúdo Local e as Decisões de Investimento
no Brasil. Dissertação (mestrado em Economia) - Instituto de Economia, Programa de Pós-
Graduação em Economia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2014.
MEDEIROS, B.B. The Development of the Upstream Oil & Gas Supply Chain in
Norway. 2015a. Manuscrito.
______. Theoretical Review of Industrial Policies. 2015b. Manuscrito.
MEDEIROS, B.B. Entrevista com Breno Medeiros, Escritório de Petróleo e Gás da Federação
da Indústria do Rio Grande do Sul - FIERGS. In: Petróleo e Gás no Brasil. Oportunidades
de Negócio Para Empresas Alemãs no Setor Petrolífero do Brasil. Rio de Janeiro: Câmara de
Comércio e Indústria Brasil-Alemanha, 2014. p. 55 – 59. Disponível em:
<http://ahkbusiness.de/fileadmin/ahk_business_br/01_Home/Publikation_Geschaeftschancen
_Oil___Gas_Brasilien_2014.pdf>. Acesso em: 28 jun. 2015.
MEDEIROS, B. B., et al. The challenge of developing talent to meet the offshore and
shipbuilding demands in Brazil. In: SPE Offshore Europe Conference & Exhibition, sep.
225
2015, Aberdeen, Scotland, UK. Aberdeen: SPE, 2015. Disponível em:
<www.onepetro.org/conference-paper/SPE-175512-MS>. Acesso em: 02 nov. 2015.
NOF Energy. The UK Oil & Gas Industry: A Guide to the Industry, the Supply Chain,
Challenges & Opportunities. Durham: NOF Energy, 2013.
NORENG, Ø. The Norwegian Experience of Economic Diversification in Relation to the
Petroleum Industry. In: M. Abraham (Eds.). Gulf Oil and Gas Sector: Potential and
Constraints. Abu Dhabi: Emirates Centre for Strategic Studies and Research (ECSSR), 2006.
p. 161 – 198.
NORWAY. Ministry of Petroleum and Energy - MPE. Parliamentary Report n. 53 (1979-
1980), 1980.
OECD. Education at a Glance 2014: OECD Indicators, OECD Publishing, 2014.
OIL & GAS UK. Economic Report 2012. London: OIL & GAS UK, 2012. Disponível
em:<www.oilandgasuk.co.uk/2012economic_report.cfm>. Acesso em: 15 jul. 2015.
OLIVEIRA, P.; DE ALMEIDA, E. Impactos da política de preços dos combustíveis sobre
a Petrobras. 18 mai. 2015. Disponível
em:<https://infopetro.wordpress.com/2015/05/18/impactos-da-politica-de-precos-dos-
combustiveis-sobre-a-petrobras/>. Acesso em: 07 jun. 2015.
ORGANIZAÇÃO NACIONAL PARA A INDÚSTRIA DO PETRÓLEO - ONIP. Agenda
de Competitividade da Cadeia Produtiva de Óleo e Gás Offshore no Brasil, 2010.
Disponível
em:<www.onip.org.br/arquivos/competitividade_completo.pdf?PHPSESSID=3b96ed9d11fda
44e39e85e2c13161c96>. Acesso em 05 jan. 2014.
PETROBRAS. Perguntas e Respostas. 2015a. Disponível em:
<http://sites.petrobras.com.br/minisite/presal/perguntas-respostas/index.asp>. Acesso em 15
jul. 2015
______. Fatos e Dados. Confira os destaques do Plano Estratégico 2030 e do PNG 2014-
2018. 2014. Disponível em:<www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/confira-os-destaques-do-
plano-estrategico-2030-e-do-png-2014-2018.htm> . Acesso em: 15 jul. 2014.
______. Comunicados e Fatos Relevantes. Fato Relevante - Reservas Provadas da Petrobras
em 2014. 2015b. Disponível em:<www.investidorpetrobras.com.br/pt/comunicados-e-fatos-
relevantes/fato-relevante-reservas-provadas-da-petrobras-em-2014>. Acesso em: 15 jul. 2015.
______. Relacionamento com Investidores. Investimentos. [2013?]. Disponível
em:<www.investidorpetrobras.com.br/pt/destaques-operacionais/investimentos>. Acesso em:
15 jul. 2015
PINTO, M. M. O. et al. Contribuições à Eficiência Produtiva de Navios no Brasil Através
do Planejamento, Programação e Controle, 2007. In: Congresso Pan-Americano de
Engenharia Naval, Transporte Marítimo e Engenharia Portuária, 20o. e Congresso Íbero-
Americano de Engenharia Naval, 4o. Anais. São Paulo; IPIN, USP; 2007. CD-Rom.
226
PIRES, R.; GOMIDE, A.; AMARAL, L. A Ver Navios? A Revitalização da Indústria Naval
no Brasil Democrático. In: CAMPOS NETO, C. A. S.; POMPERMAYER, F. M.(Ed.).
Ressurgimento da indústria naval no Brasil: (2000-2013). Brasília: Ipea, 2014.
PORTER, M. E. Competição. Rio de Janeiro: Elsevier, 2009.
PROGRAMA DE MOBILIZAÇÃO DA INDÚSTRIA NACIONAL DE PETRÓLEO E GÁS
NATURAL – Prominp. Fomento à Indústria Nacional. Conteúdo Local. [2008?]. Disponível
em:<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/conteudo-local-1.htm>. Acesso em: 14
mar. 2014.
______. O Programa. Sobre o Prominp. [2014?a]. Disponível em:
<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/sobre-o-prominp.htm>. Acesso em: 07 mai.
2015.
______. O Programa. Governança. [2015a]. Disponível em:
<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/sobre-o-prominp.htm>. Acesso em: 07 mai.
2015.
______. Projetos e Iniciativas. [2015?]. Disponível em:
<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/projetos/projetos.htm >. Acesso em: 07 mai. 2015.
______. 2015. Disponível em:<www.prominp.com.br>. Acesso em: 14 jun. 2015.
______. Fomento a Indústria Nacional. Desenvolvimento de Fornecedores. [2015b].
Disponível em:<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/desenvolvimento-de-
fornecedores.htm>. Acesso em: 17 mai. 2015.
______. Fomento a Indústria Nacional. Estudos da Indústria de P&G. [2014?b]. Disponível
em:<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/estudos-da-industria-de-p-g.htm>.
Acesso em: 17 mai. 2015.
______. Fomento a Indústria Nacional. Financiamento. [2011?]. Disponível
em:<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/financiamento.htm>. Acesso em: 17 mai.
2015.
______. Fomento a Indústria Nacional. Tecnologia. [2010?]. Disponível em:
<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/tecnologia.htm>. Acesso em: 17 mai. 2015.
______. Portal de Oportunidades da Cadeia de Suprimentos do Setor de P&G. [2015c].
Disponível em: <https://fornecedores.prominp.com.br/oportunidades/jsp/index.jsp>. Acesso
em: 17 mai. 2015.
______. Qualificação Profissional. Qualificação no Prominp. 2015. Disponível em:
<www.prominp.com.br/prominp/pt_br/conteudo/qualificacao-no-prominp.htm>. Acesso em:
24 nov. 2015.
RAMM, H. H. Industrial Effects of the Petroleum Activities. Presentation for a Venezuelan
Government Delegation at a Ministry of Petroleum and Energy Seminar 18 June 2001, 2001.
227
Disponível em: <http://www.rammcom.com/rep/010618oedven.htm>. Acesso em: 12 ago.
2014.
ROGNERUD, K. F. Initial Socio-Economic and Environmental Aspects of Petroleum
Sector Development in Mainland Tanzania. 2012. Thesis (Master of Science) - Department
of International Environment and Development Studies, Norwegian University of Life
Sciences, Ås, 2012.
RYGGVIK, H. Building A Skilled National Offshore Oil Industry. Oslo: NHO, 2013.
SASSON, A.; BLOMGREN, A. Knowledge Based Oil and Gas Industry. Oslo: BI, mar.
2011. (Report, n. 4)
SEELKE, C.R. et al. Mexico’s Oil and Gas Sector: Background, Reform Efforts, and
Implications for the United States. Congressional Research Service Report, 2014. Disponível
em:<www.fas.org/sgp/crs/row/R43313.pdf> . Acesso em: 15 jun. 2014.
SILVA, M. M. Estrutura de Custos e Tributação na Indústria de Construção Naval:
Comparando Coreia do Sul, China e Brasil. In: CAMPOS NETO, C. A. S.;
POMPERMAYER, F. M. (Ed.). Ressurgimento da indústria naval no Brasil: (2000-2013).
Brasília: Ipea, 2014.
SINDICATO NACIONAL DA INDÚSTRIA DA CONSTRUÇÃO E REPARAÇÃO
NAVAL E OFFSHORE - SINAVAL. Mapa dos Estaleiros no Brasil. 2015. Disponível em:
<http://sinaval.org.br/wp-content/uploads/Mapa_Brasil_Dez14.pdf>. Acesso em: 07 jun.
2015.
SKOGLI, E. Offshore Engineering, Consulting and Innovation. Services in European
Innovation Systems (SI4S). Oslo: STEP Group, 1998.
STABELL, C. New Models for Value Creation and Competitive Advantage in the
Petroleum Industry. Oslo: Norwegian School of Management, 2001. (Research Report n.1).
TEKA, Z. Backward Linkages in the Manufacturing Sector in the Oil and Gas Value
Chain in Angola. Making the Most of Commodities Programme (Mmcp), mar. 2011.
(Discussion Paper, n. 11).
TORDO, S. et al. National Oil Companies and Value Creation: Volume I. Washington:
World Bank, 2011.
UGANDA. Ministry of Energy and Mineral Development. Enhancing National
Participation in the Oil and Gas Industry in Uganda. Kampala, 2011.
UNITED NATIONS CONFERENCE ON TRADE AND DEVELOPMENT - UNCTAD.
Nigeria - Creating Local Linkages by Empowering Indigenous Entrepreneurs. New York and
Genova: African Oil and Gas Services Sector Survey, v. 1, 2006.
UNITED NATIONS DEVELOPMENT PROGRAMME - UNDP. Human Development
Reports. 2015. Disponível em: <http://hdr.undp.org/en/content/table-2-human-development-
index-trends-1980-2013>. Acesso em: 14 nov. 2015.
228
UNITED STATES OF AMERICA - USA. Energy Information Administration - EIA.
2015. Disponível em: <www.eia.gov/beta/international/?fips=no>. Acesso em: 14 nov. 2015.
VATNE, E. Global Markets – Local Competence? Internationalisation of the Norwegian
Petroleum Industry. Bergen: Snf, 2000. (Working Paper, n. 78)
WIIG, A. Supply Chain Management in the Offshore Oil Industry: The Angolan and
Norwegian Cases Compared. In: JEROME, D. (ed.). The Changing World of Oil: an
Analysis of Corporate Change and Adaption. London: Ashgate, p. 67-88.
WTI Advisors. Local Content Requirements & The Green Economy. Geneva: UNCTAD,
2013.
ZAMITH, M.R. A Indústria Para-Petroleira Nacional e o Seu Papel na Competitividade
do “Diamante Petroleiro” Brasileiro. 1999. Dissertação (Mestrado) - Instituto de
Eletrotécnica e Energia, Escola Politécnica, Instituto de Física, e Faculdade de Economia e
Administração, Programa Interunidades de Pós-Graduação em energia, Universidade de São
Paulo, São Paulo, 1999.
229
5 CONSIDERAÇÕES FINAIS
O objetivo geral desta tese foi identificar lições e contribuições ao Brasil das políticas
industriais adotadas na Noruega, visando o desenvolvimento da cadeia produtiva do setor de
P&G. Especificamente, a tese buscou abordar as seguintes questões relacionadas a PI: revisão
teórica sobre o assunto, mostrando que ainda é um tema pertinente e atual ao
desenvolvimento econômico dos países; a análise detalhada das políticas industriais
implementadas na Noruega no setor de P&G e o consequente desenvolvimento desta cadeia
produtiva; a análise detalhada das políticas industriais adotadas no Brasil no setor de P&G, e
o estágio atual de desenvolvimento desta cadeia produtiva no país, buscando identificar lições
e contribuições do bem-sucedido caso norueguês.
As principais contribuições que o primeiro ensaio apresenta, além de reforçar a
pertinência de os países implementarem políticas industriais ativas, tal como defendida pela
corrente de pensamento evolucionária, são:
a) que desde o período mercantilista já existia a ideia de intervenção do Estado na
economia objetivando o seu desenvolvimento;
b) que desde o processo de industrialização pioneiro no mundo (Reino Unido), o
papel do Estado foi determinante;
c) os pioneiros que se destacaram na defesa de políticas e ações objetivando o
desenvolvimento industrial são Alexander Hamilton e Friedrich List, nos seus
trabalhos nos séculos XVIII e XIX, com vistas ao processo de catching up dos
EUA e da Alemanha em relação ao país pioneiro no desenvolvimento industrial,
Reino Unido;
d) apesar de a defesa da PI ter evoluído de forma pendular ao longo da história (com
momentos favoráveis à liberalização dos mercados), identificou-se que, muitas
vezes, políticas industriais são implementadas de forma implícita e que países que
hoje são favoráveis à não intervenção do Estado na economia, utilizaram desses
instrumentos para desenvolver sua indústria no passado;
e) a OMC parece não estar cerceando os países de implementarem PI, mas, de todo
modo, mesmo nas regras atuais, existem brechas pouco exploradas pelos países
em desenvolvimento;
f) são raras as políticas industriais 100% horizontais;
230
g) o desenvolvimento histórico de políticas industriais ativas, tal como apregoado
pela visão evolucionária, mostra que é possível desenvolver uma nova indústria e
promover mudanças estruturais na economia, a exemplo do próprio setor de P&G
na Noruega, tratado no segundo ensaio;
h) a discussão a cerca de PI evoluiu de “por quê” para “como”, inclusive com
antigos críticos agora aceitando a sua implementação;
i) a partir da análise das principais correntes de pensamento sobre PI, foi
identificado que a teoria baseada no pensamento evolucionário é a mais
apropriada e aderente à complexidade do desenvolvimento industrial do setor de
P&G.
O primeiro ensaio ressalva que a teoria de PI pela ótica evolucionária tem como
desafios: a necessidade de o governo e as instituições possuírem funcionários altamente
qualificados, de forma a lidar com as incertezas inerentes ao processo de inovação; as
empresas constantemente buscarem a inovação de forma a desenvolver a sua competitividade,
numa complexa interação de atores público-privada. De forma mais geral, o primeiro ensaio
também aponta que existem outros desafios de cunho prático a serem superados durante a
construção e implementação de políticas industriais, como, por exemplo:
a) coordenação institucional das políticas;
b) definir quais setores e/ou segmentos serão foco de ações desenvolvimentistas;
c) definir quais instrumentos devem ser utilizados;
d) definir o grau de medidas protecionistas e o horizonte temporal que irão perdurar;
e) avaliar sistematicamente o custo e a evolução do desenvolvimento da indústria
que está sendo trabalhada, criando metas e incentivos para estimular a sua
performance em direção à competitividade internacional e à inovação;
f) ter previsibilidade nas políticas e um ambiente macroeconômico estável;
g) o desenvolvimento de infraestrutura na economia seguir ou anteceder o
desenvolvimento industrial focado;
h) guiar o Investimento Direto Estrangeiro (IDE) de forma a maximizar a geração de
efeitos de transbordamentos na economia e/ou setor industrial focado.
Por fim, o ensaio ainda ressalta que o processo de desenvolvimento industrial, sob a
ótica evolucionária, que permite a criação de vantagem comparativa, pode ser longo, gradual,
231
e que não existe uma fórmula padrão. A velocidade do desenvolvimento industrial vai
depender, entre outros fatores já apontados, da distância em que cada país se encontra da
fronteira tecnológica. Existem instrumentos e formas de acelerar o desenvolvimento
industrial, como visto, mas não há milagres que façam esse processo ser muito curto, devendo
respeitar e se adaptarem às especificidades de cada país, além de considerar o contexto
mundial corrente. Assim, o primeiro ensaio fundamenta e auxilia na compreensão dos casos
de políticas industriais estudados no segundo e terceiro ensaio e reforça a importância e
benefícios de PI ativa, tal como proposta pela corrente evolucionária.
O segundo ensaio contribui para as confecções e implementações de políticas
industriais, sobretudo setoriais, ao analisar detalhadamente o bem-sucedido caso norueguês de
desenvolvimento do setor de P&G, com destaque para esta cadeia produtiva. Como pôde ser
visto, a Noruega é referência em PI para desenvolver o setor de P&G, tanto para países
desenvolvidos quanto para países em desenvolvimento, incluindo o Brasil. Algumas das
razões que ajudam a explicar o porquê de a Noruega ter se tornado referência no
desenvolvimento do setor de P&G são:
a) conseguir desenvolver a cadeia produtiva do setor de P&G de forma ampla e
competitiva internacionalmente em pouco mais de 20 anos de políticas industriais
implementadas (1972-1994);
b) evitar a doença holandesa e a desindustrialização, a despeito da geração de
riquezas (oil revenues) e divisas que a E&P de P&G propiciou;
c) desenvolver fundo do petróleo para gerações futuras;
d) desenvolver operadores nacionais (privados e estatal);
e) desenvolver empresas de engenharia nacionais voltadas ao setor de P&G;
f) desenvolver clusters relacionados diretamente e transversalmente ao setor de
P&G ao longo do país;
g) desenvolver um sistema de inovação do setor de P&G avançado;
h) a despeito da inexperiência inicial com o setor de P&G, a Noruega conseguiu com
que a E&P destes recursos naturais contribuísse para fortalecer o desenvolvimento
socioeconômico do país de forma sustentável.
Assim, destaca-se algumas das principais ações que foram implementadas na Noruega
para desenvolver o setor de P&G e contribuíram para a construção desta cadeia produtiva:
232
a) consenso/estabilidade político significativo em relação a questões centrais na
política do setor de P&G. Não promover grandes mudanças na gestão da
operadora estatal (Statoil) e da agência reguladora (NPD), na política de
contratação de fornecedores (conteúdo local) e dos mandamentos (´The Ten
Commandments on Oil Policy´) que serviram como alicerce para as políticas do
setor, mesmo quando a oposição ganhar as eleições;
b) a política do “Vá devagar” (Go Slow Policy), tentando controlar o ritmo de
produção de P&G, e consequentemente a geração de riquezas (oil revenues),
evitando desequilíbrios socioeconômicos estruturais, processo inflacionário,
desindustrialização/doença holandesa, bem como conceder tempo para que a
indústria local se prepare para ingressar no setor. Destaca-se, nesse sentido, a
regularidade das rodadas nos anos 80, reduzindo a incerteza das operadoras
quanto à busca de áreas para E&P de P&G, tentando manter estável o nível dos
investimentos do setor, e consequentemente evitando altos e baixos no
fornecimento de bens e serviços ao setor e na economia em geral;
c) separar o papel dos principais atores do Governo responsáveis pelo
desenvolvimento da indústria de P&G: Ministério do Petróleo, agência reguladora
(NPD), operadora estatal (Statoil) e órgão responsável pelos interesses
econômicos do Governo no setor (State's Direct Financial Interest –
SDFI/PETORO);
d) usar as rodadas de concessões de campos exploratórios para estimular a
participação da indústria local no setor de P&G: estimular operadoras a comprar
mais bens e serviços locais (regra de conteúdo local formal – artigo/parágrafo 54
– controle do fornecimento sem grandes custos) e avisar as empresas locais
antecipadamente (duas vezes ao ano) sobre as demandas de bens e serviços a
serem contratadas pelos operadores, com casos de direcionamento de demandas a
empresas locais;
e) usar as rodadas de concessões para estimular a transferência de tecnologias para a
indústria local e instituições de pesquisas e treinar noruegueses e empresas locais,
em diferentes níveis da cadeia produtiva;
f) estimular fortemente EPCistas e empresas de serviços global internacionais
(foreign contractors) também transferissem conhecimento e realizassem
233
cooperações e joint ventures com fornecedores locais, especialmente quando
houvesse complementariedade;
g) criar organismo para fiscalizar o cumprimento da preferência aos fornecedores
locais por parte das operadoras (Goods and Services Office - GSO);
h) conceder campos exploratórios importantes a operadoras nacionais (estatal e
privadas) e estimular que competissem, servindo como uma alavanca para
aumentar a participação de fornecedores locais (competição de cadeias produtivas
verticais);
i) o Estado participar de forma representativa em empresas centrais da cadeia
produtiva (AKER e Kongsberg);
j) estimular que grandes contratos fossem desmembrados em pacotes menores,
favorecendo a participação de empresas de pequeno e médio porte e ou em áreas
com concentração de pequenas empresas (atualmente no norte da Noruega);
k) criar programa para integrar toda a cadeia produtiva a fim de estimular a redução
ou evitar o desenvolvimento de altos custos das atividades petrolíferas
(NORSOK);
l) estimular a competitividade e internacionalização da cadeia produtiva ao longo
dos anos;
m) analisar em detalhes e em momentos-chave a performance dos fornecedores
locais, averiguando seu nível de competitividade e razões para problemas e/ou
eventuais sobrecustos;
n) coordenar ações de capacitação do setor nos diferentes níveis;
o) fortalecer empresas de engenharia locais (NPC, AKER, KVAENER e
KONGSBERG);
p) orientar os recursos de P,D&I para pesquisa aplicada e desenvolvimento
experimental;
q) continuar estimulando o desenvolvimento do setor e da cadeia produtiva, mesmo
após a legislação de conteúdo local ser terminada (1994), estimulando a formação
de clusters, internacionalização e inovação das empresas.
Algumas características da economia da Noruega e do contexto mundial do setor que
tiveram relativo grau de especificidade e que devem ter contribuído para o desenvolvimento
do setor de P&G no país:
234
a) indicadores socioeconômicos positivos e estáveis anteriores ao desenvolvimento
da indústria de P&G;
b) dispor de antemão de estaleiros ao longo da costa, com suas cadeias de
fornecedores também já estabelecidas;
c) competência industrial (inclusive em P&D) em áreas-chave correlacionadas ao
setor de P&G;
d) armadores com experiência em contratos internacionais e representatividade
destacada na marinha mercante mundial;
e) mão de obra acostumada a atividades marítimas;
f) funcionários públicos com forte experiência em regular outras indústrias de
recursos naturais;
g) operadoras internacionais sob pressão para acessar novas reservas de P&G, num
cenário de alto preço do barril e, portanto, mais suscetíveis a aceitar forte
barganha do governo norueguês para que treinassem a indústria local em
diferentes níveis da cadeia produtiva e transferir tecnologias;
h) baixo nível de desenvolvimento tecnológico mundial da E&P de P&G offshore,
logo facilitando novos entrantes;
i) movimentos sindicais trabalhando de forma alinhada com associações de
empregadores e empresas locais para assegurar a maior participação de
trabalhadores locais e controle dos salários (estabilidade da economia);
j) formação de consórcios de empresas locais capazes de competir com empresas
estrangeiras internacionais consolidadas;
k) aparentemente, a indústria local não dependeu muito de financiamento para
adaptar seus bens e serviços a fim de atender às exigências da indústria de P&G;
l) cenário mundial contribuindo para o fim das políticas protecionistas quando a
indústria já encontrava-se madura.
Mesmo nesse cenário favorável ao desenvolvimento do setor de P&G, a Noruega teve
alguns desafios e problemas importantes a serem superados, tais como:
a) operadoras desistirem de realizar ofertas em rodadas de licitações (3ª rodada),
tendo em vista o excesso de exigências e controle das autoridades, sobretudo
sobre a velocidade de produção de P&G;
235
b) dificuldade em ter mão de obra com a qualificação requerida a tempo para os
projetos, em determinados momentos, contribuindo para atrasos dos fornecedores
locais e aumentou os custos;
c) necessidade de refazer trabalhos, como solda, devido a problemas na adaptação
das competências industriais para a construção offshore, o que acarretou
ineficiências;
d) atrasos na entrega de equipamentos e serviços, em parte devido aos problemas
acima mencionados e em outra por conta do gerenciamento ineficiente de
projetos;
e) sobrecustos dos fornecedores locais, em diferentes níveis, dependendo do
segmento analisado;
f) ineficiências nas cooperações e joint ventures de empresas locais com
estrangeiras, quando feito de forma mandatória;
g) forças políticas internas contrárias às políticas para desenvolver a indústria local
(armadores e indústria pesqueira, por exemplo) ao longo do tempo e por
diferentes motivos;
h) investimentos improdutivos realizados na economia pelas operadoras
internacionais, quando não devidamente guiados e acompanhados de perto pelo
governo;
i) excesso de regulação, com nível de exigência extremamente alto de
documentação para projetos offshore, custosos e trabalhosos;
j) regulações de segurança muito específicas, e portanto, limitando a capacidade das
empresas de incorporar novos procedimentos ou tecnologias;
k) importantes empresas norueguesas em diferentes elos da cadeia produtiva terem
dificuldades financeiras, falindo e sendo adquiridas ou se fundindo com outras ao
longo do tempo, e por diferentes motivos (empresas de navegação, SAGA,
consórcios de empresas – OIS, KVAERNER);
l) forte concorrência na construção naval e offshore com países asiáticos nos últimos
anos;
m) empresas locais serem adquiridas por multinacionais.
Cabe destacar que as ações e fatos mencionados ocorreram em diferentes momentos,
tanto da Noruega quanto do contexto mundial do setor. Cita-se como exemplo: a) durante a
236
década de 1970, o governo estimulou fortemente o desenvolvimento da operadora estatal
Statoil, mas em meados dos anos 80 reduziu seu poder econômico e funções com a criação do
SDFI/Petoro; b) a política para estimular o desenvolvimento da indústria local continuou nos
anos 80, mas de forma menos vigorosa que na década anterior, em parte sendo por conta da
queda no preço do petróleo e desafios técnicos (NELSEN, 1991);
Portanto, o sucesso do desenvolvimento da indústria de P&G norueguesa foi
complexo e marcado por: envolver diversos atores públicos e privados, com opiniões
conflitantes em determinados momentos; forte influência política, que em questões centrais
superaram as diferenças partidárias; mudanças no cenário mundial do setor; particularidades
socioeconômicas do país, entre outros fatores. Portanto, não deve ser trivial um país tentar
adaptar as políticas industriais adotadas na Noruega e obter nível de sucesso semelhante,
sobretudo pelas eventuais diferenças nas características socioeconômicas, políticas, culturais
e do cenário mundial do setor, que podem variar muito.
Acredita-se que o argumento de defesa da indústria nascente pode de fato funcionar,
tal como ficou evidenciado no caso da indústria de P&G na Noruega. Entretanto, deve-se ter
em mente que existem inúmeras variáveis a serem consideradas e que o horizonte temporal
necessário para desenvolver o setor em questão pode variar. Alguns dos fatores atuais que
devem dificultar outro país tentar construir uma cadeia produtiva do setor de P&G ampla e
competitiva, como a norueguesa, são: a alta concentração de fornecedores mundiais e o alto
nível de desenvolvimento tecnológico do setor, aumentando a necessidade de escala de
capital para ingressar e competir em segmentos chave. Por outro lado, a OMC aparenta não
estar impedindo que países se empenhem na tentativa de desenvolver indústrias locais, a
exemplo do próprio setor de P&G.
O terceiro ensaio, apesar de independente, se baseou sobremaneira nos anteriores, ao
analisar as lições e contribuições ao Brasil das políticas industriais adotadas na Noruega para
desenvolver o setor de P&G. Inicialmente, o ensaio apresentou características gerais da
cadeia produtiva do setor de P&G. Cita-se como exemplo que o segmento de empresas de
serviço global é concentrado em poucas firmas, mas que a cadeia produtiva em geral do setor
de P&G ainda é muito fragmentada. Ainda destaca-se que os elos inferiores da cadeia
produtiva de P&G tendem a sofrer mais o impacto de crises do setor (efeito chicote) e que
não se identificou consenso no Brasil quanto à definição da estrutura da cadeia produtiva de
P&G no país, tal como aparenta existir no Reino Unido, por exemplo. O consenso quanto à
estrutura da cadeia produtiva do setor de P&G, em especial, da fase de E&P, facilitaria a
237
compreensão de como os atores nos diferentes elos se relacionam; e consequentemente
contribuiria para melhorar o monitoramento e a implementação das políticas industriais.
Desta maneira, sugere-se como trabalho a ser desenvolvido o desenho, de forma consensual,
da estrutura da cadeia produtiva de P&G no Brasil.
Também foi analisado o cenário socioeconômico do Brasil após a quebra do
monopólio da E&P de P&G. Identificou-se que variáveis que podem ser importantes para o
desenvolvimento industrial e para atração de investimentos se mostraram favoráveis na maior
parte do tempo, como:
a) o crescimento médio anual do país em torno de 4,31% entre 2004 e 2014;
b) a inflação relativamente controlada (ficou acima de um dígito apenas em 2002 e
2003, após a oposição ganhar as eleições), em especial considerando o processo
histórico do país de hiperinflação e troca de moedas;
c) atingir patamar substancial de reservas internacionais (acima de R$ 350 bilhões),
favorecendo resistir a eventuais crises cambiais;
d) a tendência de redução da dívida líquida do setor público sobre o PIB (variável
importante para avaliar capacidade do país de implementar PI).
O cenário geral do setor de P&G no Brasil, após a abertura do mercado, é positivo. A
agência criada para regular o setor, ANP, passou a licitar campos exploratórios para E&P de
P&G, sobretudo por meio de rodadas de concessões. Já ocorreram 12 rodadas de licitações na
modalidade de concessões. A ANP tem 88 concessionários registrados, além da Petrobras,
sendo 50% estrangeiros. As empresas de petróleo nacionais são em geral de médio e pequeno
porte e concentram sua atuação em campos onshore e/ou marginais.
Os investimentos no setor nos últimos anos têm sido expressivos, sem precedentes e
liderados majoritariamente pela Petrobras. Desde 2010, a empresa tem investido mais de 40
bilhões de dólares anualmente. Esses valores são quase dez vezes maiores do que os
investimentos no período de 1997 a 2001. A produção e reservas de P&G no Brasil têm
crescido. Destaca-se sobretudo o reposicionamento do Brasil no cenário mundial entre os
maiores detentores de reservas de P&G, após a descoberta do Pré-Sal em 2006.
Além de atrair a atenção das empresas estrangeiras da indústria de P&G, o Pre-Sál
potencializa as oportunidades de desenvolvimento desta cadeia produtiva. Vale lembrar que
no limite a PI do setor tem o horizonte temporal determinado pelo tempo que durarem as
reservas de P&G. Por outro lado, ressalta-se que não foi identificado referencia alguma nas
238
pesquisas desenvolvidas, e nas consultas com profissionais da indústria, quanto a previsão de
duração da política CL no Brasil.
Desde a abertura do mercado, em 1997, ações foram implementadas para desenvolver
o setor de P&G e vêm influenciando o desenvolvimento desta cadeia produtiva. Duas das
ações que mais se destacam são as cláusulas de CL e de P&D, que as operadoras são
obrigadas a seguir para explorar e produzir P&G no Brasil.
As operadoras passaram a ter que cumprir o CL acordado e ou mínimo exigido,
quando vencedoras das rodadas de licitações, sob pena de multas por não cumprimento. O
peso do CL para decidir o ganhador das rodadas de licitações, a forma de mensurá-lo e das
multas por não cumprimento, evoluíram ao longo dos anos, mas ainda existe espaço para
melhorias. Cita-se, por exemplo, o fato de 12 operadoras já terem sido multadas 86 vezes por
não cumprimento de CL acordado e ou mínimo exigido, totalizando um valor de R$
315.218.012,42.
A análise das multas indicou que o número expressivo de punições aplicadas não
necessariamente significa que a indústria nacional não tenha capacidade de atender às
demandas do setor. Mais de 90% dessas multas foram relativas à fase de exploração de P&G
na 5ª e 6ª rodada, que se destacaram pelo fato de o conteúdo local ter sido o critério de maior
peso para decidir o ganhador dos campos, e que não existiam limites máximos de CL.
Aparentemente esses fatos acabaram levando as operadoras a assumirem índices irrealistas, de
forma a tentar garantir acesso aos campos exploratórios de P&G.
Cabe frisar que até o momento apenas a fase de exploração teve o CL analisado, e até
a 9ª rodada. Portanto, ainda falta analisar o conteúdo local até a 12ª rodada na fase de
exploração e em todas as 12 rodadas na fase de DP. Os recursos gerados por essas multas, de
não cumprimento de CL, são arrecadados a União, sem vinculação. Entende-se que esses
recursos deveriam ser aplicados em projetos para desenvolver a cadeia produtiva de P&G
e/ou financiar programas já existentes com esse intuito, tal como o Prominp.
Devido à cláusula de P&D, mais de R$ 10 bilhões já foram gerados para aplicação
para este fim no setor de P&G. Estão sendo avaliadas alterações nas regras para acesso a esses
recursos de P&D, tendo em vista a pouca efetividade que teve na geração de inovação em
serviços, produtos e processos.
Políticas industriais multissetoriais adotadas no Brasil, como a PDP e o PBM,
incluíram ações para desenvolver o setor de P&G e sua cadeia produtiva. A despeito dos
239
resultados dessas políticas no setor de P&G, ficou evidenciado que apresentaram algumas
falhas, como inconsistências na definição do horizonte temporal e das metas.
Em relação ao estágio atual de desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G no
Brasil, destaca-se os seguintes pontos positivos:
a) aumento expressivo do número de fornecedores do setor de P&G (em 1998 a
Petrobras tinha 1.859 fornecedores, com mais de 30 funcionários, e em 2007 esse
número aumentou para 3.407);
b) o ressurgimento da construção naval, saltando de pouco menos de 2 mil pessoas
empregadas, em 1998, para mais de 82 mil pessoas empregadas em 2014, em 41
estaleiros;
c) a instalação de fornecedores globais da cadeia produtiva;
d) realização de parcerias entre estaleiros e empresas em geral da cadeia produtiva
com firmas estrangeiras;
e) instalação de centros de P&D no país por parte de operadoras internacionais,
fornecedores globais e institutos de pesquisa internacionais do setor de P&G;
f) o fato de 596 unidades de pesquisa de 112 instituições já estarem credenciadas na
ANP e aptas para acessar as verbas de P&D do setor de P&G.
Entretanto, ainda persistem problemas e desafios importantes a serem superados no
desenvolvimento da cadeia produtiva do setor de P&G no Brasil. Destaca-se que a construção
de plataformas, navios e alguns grandes equipamentos do setor ainda enfrentam problemas de
sobrecustos e atrasos. Parte desses problemas está atrelada à formação e ineficiências da mão
de obra técnica e gerencial (MEDEIROS et al., 2015). Desta maneira, pôde ser visto que
alguns dos problemas e desafios que o Brasil enfrenta hoje no desenvolvimento da cadeia
produtiva do setor de P&G são semelhantes aos que a Noruega superou no passado.
Em que pese o Brasil aparentemente já estar implementando ações de PI para o setor
de P&G semelhantes ou inspiradas às adotadas na Noruega, destaca-se algumas das principais
lições e contribuições a serem aprendidas deste caso, a partir das análises feitas:
a) assegurar a estabilidade mínima necessária à maturação das políticas industriais,
na gestão da operadora estatal (presidência) e da agência reguladora do setor
(diretor geral) e em demais questões centrais no desenvolvimento do setor de
P&G, mesmo quando a oposição ganhar as eleições, contribuindo para a
240
continuidade e previsibilidade em questões centrais nas políticas para desenvolver
a indústria de P&G e, consequentemente, manter no longo prazo a indústria de
petróleo internacional interessada no país;
b) tentar controlar o ritmo de crescimento do setor (a política do “Vá devagar” ou Go
Slow Policy), de forma a evitar desequilíbrios socioeconômicos estruturais no
país, processo inflacionário, desindustrialização/doença holandesa, bem como
também conceder tempo para que a indústria local se prepare para atender as
demandas do setor, quando necessário, tentando manter o nível de investimentos
do setor estável;
c) estimular fortemente, por meio das rodadas de concessões, que operadoras
internacionais transfiram conhecimento e tecnologias e trabalhem em cooperação
com operadoras e institutos de pesquisa locais, incluindo treinarem mão de obra
local;
d) estimular fortemente que EPCistas internacionais e empresas de serviços globais
transfiram conhecimento e realizem cooperações e joint ventures com
fornecedores locais, especialmente quando houver complementariedade, mas de
forma não mandatória;
e) estimular o crescimento de empresas de engenharia locais centrais (a exemplo da
NPC, AKER, Kvaerner e Kongsberg), inclusive com participação do Estado
(AKER e Kongsberg);
f) em momentos-chave, analisar em detalhes a performance dos fornecedores locais
quanto à sua competitividade, identificando a origem de eventuais problemas e
ineficiências, além de potenciais soluções;
g) estimular que grandes contratos sejam desmembrados em pacotes menores,
favorecendo a participação de empresas de pequeno e médio porte e/ou em áreas
com empreendimentos e concentração de pequenas empresas (atualmente no norte
da Noruega);
h) desenvolver programas para integrar a cadeia produtiva, objetivando estimular a
redução ou evitar o desenvolvimento de altos custos das atividades petrolíferas, a
exemplo do NORSOK;
i) aplicar os recursos de P&D mais voltados para pesquisa aplicada e
desenvolvimento de tecnologias;
241
j) usar as rodadas de concessões para estimular a participação das empresas locais
na indústria de P&G de forma mais eficiente, tendo o controle do fornecimento
local, mas sem a burocracia e custo da certificação de CL, e informando às
empresas locais antecipadamente as demandas de bens e serviços dos operadores
(“form B”);
k) continuar estimulando o desenvolvimento do setor de P&G e da cadeia produtiva
mesmo após a legislação de conteúdo local ser terminada, estimulando a formação
de clusters, internacionalização e inovação das empresas.
A algumas medidas adotadas na Noruega cabe reflexão maior se realmente seriam
pertinentemente aplicadas ao Brasil, sobretudo tendo em vista a atual crise de corrupção no
setor e ou possíveis implicações. São elas:
a) favorecer operadoras nacionais (incluindo privadas) em alguns campos-chave,
mas estimulando a competição entre estas na contratação de bens e serviços
nacionais. Como visto, essa ação estimulou a competição vertical de cadeias
produtivas na Noruega, sendo um dos fatores importantes para o desenvolvimento
de inovações no setor de P&G, com destaque para o segmento subsea.
b) tentativa do governo de influenciar as tecnologias a serem utilizadas nos campos,
sob o pretexto de estimular maior economicidade das atividades petrolíferas, mas
aparentemente favorecendo as empresas nacionais (em casos de acidentes, pode
gerar problemas de corresponsabilidade por parte do governo);
c) tentativa do parlamento de influenciar a decisão das empresas do setor de P&G de
se instalarem ao longo do país, em vez das regiões mais lógicas economicamente,
tal como no cluster offshore de Stavanger, onde várias companhias já tinham
sedes;
d) governo e operadora estatal utilizarem seu poder de desenvolver fornecedores de
forma discricionária (BJØRNSTAD, 2009).
Existem lições do desenvolvimento da indústria de P&G da Noruega que não
necessariamente são frutos de ações de PI. Cita-se como exemplo o fato de os fornecedores
noruegueses focarem, durante os anos 90, mais em áreas intensas em tecnologias mais
próximas às tecnologias centrais da indústria de petróleo (RIGGVIK, 2013). Se a Noruega,
que é historicamente uma nação atrelada à navegação/construção naval, acabou nos últimos
242
anos perdendo substancialmente o mercado de construção offshore para países na Ásia, para o
Brasil esse desafio se mostra ainda maior. Outro fator que aparentemente tende a aumentar o
desafio da competitividade da construção naval e offshore no Brasil é o grande número de
estaleiros (41) presentes e dispersos no país. Resgata-se que foi identificado que a escala e
estabilidade da carga de trabalho são fatores determinantes da curva de aprendizado e da
produtividade dos estaleiros.
As tentativas de adaptar as lições das políticas industriais implementadas na Noruega
no setor de P&G ao Brasil também devem considerar alguns fatores internos e externos,
como, por exemplo:
a) o atual cenário mundial do setor, com o preço do barril de petróleo em baixa e
outros importantes mercados no setor de P&G sendo abertos, como o mexicano,
que tem baixo índice de CL exigido, tende a diminuir a atratividade do mercado
brasileiro;
b) esse cenário externo desfavorável, somado ao cenário interno também delicado
(grande quantidade de multas aplicadas as operadoras por não comprimento de
CL; os quatro anos que o país ficou sem rodadas de licitações – 2009 a 2012 – e
possíveis e prováveis impactos negativos que a crise atual do setor devem
acarretar à cadeia produtiva e à capacidade de investimentos da Petrobras) tende a
levar que as grandes operadoras pressionem o governo para promover mudanças
na atual política de CL e para retirar da Petrobras a condição de única operadora
do Pré-Sal.
Levando-se em consideração que a operadora é a principal alavanca deste setor, os
seus custos e desafios a serem superados na E&P de P&G não devem ser tão grandes, a ponto
de mudar a sua decisão do investimento no país, tal como alerta Martínez Prieto (2014).
Nelsen (1991), por exemplo, relata que este foi o caso na terceira rodada na Noruega, em que
vários operadores desistiram de fazer ofertas pelos campos, tendo em vista excesso de
exigências e controle sobre a produção de P&G.
Ainda cabe ressaltar que, independente das contribuições que o estudo de caso da
Noruega traz, apenas a análise da PI para desenvolver cadeia produtiva do setor de P&G no
Brasil, tomando por base a discussão teórica, já permite reflexões importantes. Nessa ótica,
apesar de avanços nos quase 20 anos de PI para desenvolver a cadeia produtiva da E&P de
P&G no Brasil, desafios importantes a serem superados ainda persistem, tais como:
243
a) aperfeiçoar as ações de PI no que concerne a planejamento, execução, mensuração
de resultados e transparência, por exemplo: o estabelecimento de metas,
indicadores e horizonte temporal das ações para internacionalização e ou para o
desenvolvimento do setor naval serem mais objetivos, factíveis, mensuráveis e
seus resultados tornados públicos e de forma sistemática;
b) aumentar os estímulos para desenvolver segmentos da cadeia produtiva que têm
melhor custo-benefício, e de cunho estratégico, tal como empresas de engenharia
básica ou de detalhamento;
c) aplicar os recursos das multas, por não cumprimento de CL, em projetos visando
ao desenvolvimento da cadeia produtiva do setor;
d) maior atrelamento dos benefícios concedidos às empresas locais a progressos em
indicadores de produtividade, tomando como referência métricas globais, a
exemplo do que o PBM propõe para financiamento na construção naval, mas até
onde se saiba ainda não foi implementado.
Em relação as contribuições inovadoras e ou pouco disseminada na literatura, que a
análise detalhada e in loco das políticas industriais implementadas nos dois países no setor de
P&G permitiu trazer, destaca-se algumas como:
a) demonstrar a importância do consenso e estabilidade política na Noruega nas
ações para desenvolvimento do setor de P&G;
b) demonstrar que a PI na Noruega para desenvolver a indústria de P&G foi mais
forte do que comumente explicitado;
c) as inferências que pôde-se fazer a partir do conhecimento da fórmula de cálculo
de CL na Noruega como, por exemplo, que havia amplo controle sobre o
fornecimento local e que as empresas locais da cadeia produtiva recebiam
informações anteriormente aos concorrentes estrangeiros sobre contratações
futuras dos operadores;
d) comprovar a existência de meta de CL na Noruega, mesmo que talvez tenha sido
temporária, e discutir suas possíveis implicações;
e) apresentar os tipos de contratação durante a fase de PI mais forte na Noruega:
competição aberta internacionalmente, competição aberta local e escolha de
ganhador sem competição;
244
f) demostrar que alguns desafios que a Noruega teve de superar são semelhantes aos
atuais no Brasil, em relação a sobrecustos, atrasos nos projetos e grandes
empresas locais falirem;
g) demonstrar a participação forte e direta do Estado norueguês na cadeia produtiva;
h) demonstrar que diversas ações para desenvolver a cadeia produtiva de P&G
continuaram a ser implementadas, mesmo após 1994, quando a Noruega aderiu a
CEE.
Conclui-se que, a despeito dos avanços no desenvolvimento da cadeia produtiva de
P&G no Brasil, do aprimoramento das políticas industriais implementadas, ainda persistem
desafios e problemas relevantes a serem superados. Por outro lado, a descoberta de reservas
gigantescas de P&G do Pré-Sal, em 2006, colocou o Brasil em posição de destaque no cenário
mundial do setor e potencializou as oportunidades para desenvolver esta cadeia produtiva.
Entretanto, as diferenças socioeconômicas, políticas e culturais da Noruega, agravadas
por uma atual conjuntura global mais adversa e conjunturas internas, tornam o desafio do
Brasil de desenvolver a cadeia produtiva do setor de P&G ampla e competitiva
internacionalmente, muito mais difícil do que foi para a Noruega.
Por fim, entende-se que novas análises devam ser feitas sobre as políticas industriais e
o estágio atual de desenvolvimento da cadeia produtiva de P&G do Brasil após: conhecido
melhor os impactos da crise mundial atual do setor e seus reflexos no país, em especial na
E&P das reservas de P&G do Pré-Sal, agravados pela crise interna do setor decorrente da
chamada “Operação Lava Jato”, cujos impactos econômicos e políticos aparentam não ter
precedentes na história recente do país.
245
REFERÊNCIAS
AGÊNCIA BRASILEIRA DE DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - ABDI. Referências
para a Política Industrial do Setor de Petróleo e Gás: o caso da Noruega. Brasília: ABDI,
2011.
AGÊNCIA NACIONAL DO PETRÓLEO, GÁS NATURAL E BIOCOMBUSTÍVEIS –
ANP. Brasil-Rounds. Relação de Concessionários. 2014. Disponível em: <www.brasil-
rounds.gov.br/portugues/lista_de_concessionarios.asp>. Acesso em: 06 out. 2014.
______. Conteúdo Local. Apresentação. 2015a. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=75648&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448134652135>.
Acesso em: 21 mar. 2015.
______. Boletim ANP Petróleo e P&D. Edição n° 21. Mai. 2015. 2015b. Disponível em:
<www.anp.gov.br/?pg=78239&m=&t1=&t2=&t3=&t4=&ar=&ps=&1448299606363>.
Acesso em: 02 jun. 2015.
AL-KASIM, F. Managing Petroleum Resources: The ‘Norwegian Model’ in a Broad
Perspective. Oxford: Oxford Institute for Energy Studies, 2006.
ALTENBURG, T. Industrial Policy in Developing Countries. Overview and Lessons from
Seven Country Cases. Bonn: German Development Institute, apr. 2011. (Discussion Papers).
AYINE, D. Consolidated Report on Proposed Petroleum Bills and Local Content Policy
for the Petroleum Sector. Submitted To: The Ghana Research And Advocacy Programme
(G-Rap), 2010.
BANCO NACIONAL DE DESENVOLVIMENTO ECONÔMICO E SOCIAL - BNDES.
Perspectivas do Investimento 2015-2018 e Panoramas Setoriais, 2014. Disponível em:
<https://web.bndes.gov.br/bib/jspui/handle/1408/2842>. Acesso em: 16 jul. 2015.
BJØRNSTAD, S. Shipshaped - Kongsberg Industry and Innovations in Deepwater
Technology, 1975-2007. 2009. Thesis (PhD) - Department of Innovation and Economic
Organisation, Bi Norwegian School Of Management, Oslo, 2009.
BRASIL. Lei n.º 9.478, de 6 de agosto de 1997. Dispõe sobre a política energética nacional,
as atividades relativas ao monopólio do petróleo, institui o Conselho Nacional de Política
Energética e a Agência Nacional do Petróleo e dá outras providências. Lex: Diário Oficial da
República Federativa do Brasil, Brasília, 1997. Disponível em:
<www.planalto.gov.br/ccivil_03/LEIS/L9478.htm>. Acesso em: 20 de nov. 2011.
______. Desafios da Indústria Brasileira frente à Competitividade Internacional.
Brasília: Câmara dos Deputados, 2012. Disponível em: <www2.camara.leg.br/documentos-e-
pesquisa/publicacoes/edicoes/paginas-individuais-dos-livros/desafios-da-industria-brasileira-
frente-a-competitividade-internacional>. Acesso em: 15 jul. 2015
______. Ministério do Desenvolvimento, Indústria e Comércio Exterior – MDIC. Política de
Desenvolvimento Produtivo - PDP. Balanço de Atividades 2008-2010. Volume 2
246
Relatório dos Programas para Consolidar e Expandir a Liderança. [2011?].
______. Plano Brasil Maior - PBM. Dimensão Setorial. 2015. Disponível em:
<www.brasilmaior.mdic.gov.br/conteudo/153>. Acesso em: 21 nov. 2015.
CANADIAN CENTRE FOR POLICY ALTERNATIVES - CCPA. Campbell, Bruce. The
Petro-Path not taken, Comparing Norway with Canada and Alberta’s Management of
Petroleum Wealth, 2013.
CHANG, H-J.; ANDREONI, A.; KUAN, M. L. International Industrial Policy
Experiences and the Lessons for the UK. Cambridge: Centre for Business Research,
University of Cambridge, 2013. (Working Paper, n. 450).
CIMOLI, M.; DOSI, G.; STIGLITZ, J. The Political Economy of Capabilities
Accumulation: the Past and Future of Policies for Industrial Development. Pisa: Laboratory
of Economics and Management, Sant’Anna School of Advanced Studies, jul. 2008. (Working
paper).
CIMOLI, M.; DOSI, G.; NELSON, R.; STIGLITZ, J. Institutions and Policies Shaping
Industrial Development: An Introductory Note. In: Dosi, Giovanni and Cimoli, Mario and
Stiglitz, Joseph E., (ed.). Industrial Policy and Development: The Political Economy of
Capabilities Accumulation. Oxford: Oxford University Press, 2009. p. 19-38.
COHEN, E. Theoretical Foundations of Industrial Policy. EIB papers, Luxemburgo: v. 11, n.
1, p. 84-106, 2006.
ENGEN, O. A. The Development of the Norwegian Petroleum Innovation System: A
Historical Overview. In: FAGERBERG, J.; MOWERY, D. C.; VERSPAGEN, B. (Org.).
Innovation, Path Dependency and Policy: The Norwegian Case. New York: Oxford
University Press, 2009. p. 179-207.
EVANS, P. B. Embedded Autonomy: States and Industrial Transformation. Princeton:
Princeton University Press, 1995.
FERRAZ, J. C.; PAULA, G. M.; KUPFER, D. Política industrial. In: KUPFER, D.;
HASENCLEVER, L. (Org.). Economia Industrial: fundamentos teóricos e práticos no
Brasil. Rio de Janeiro: Elsevier, 2002. p. 545-567.
FREEMAN, C. The ‘National System of Innovation’ in historical perspective. Cambridge
Journal of Economics, Oxford, n. 19, 1995, p. 5-24.
HEUM, P. et al. Enhancement of Local Content in the Upstream Oil and Gas Industry in
Nigeria. A Comprehensive and Viable Policy Approach. Snf Report No. 25, 2003.
HUNTER, T. Legal Regulatory Framework for the Sustainable Extraction of Australian
Offshore Petroleum Resources: a Critical Functional Analysis. 2010. Thesis (PhD),
University of Bergen, Bergen, 2010.
INSTITUTO DE ESTUDOS PARA O DESENVOLVIMENTO INDUSTRIAL - IEDI. A
Política de Desenvolvimento Industrial, o que é e o que representa para o Brasil, 2002.
247
Disponível em: <www.iedi.org.br/admin/pdf/pol_desenvolv_industrial.pdf>. Acesso em: 14
nov. 2015.
LALL, S. Reinventing Industrial Strategy: The Role of Government Policy in Building
Industrial Competitiveness. Geneva: United Nations Conference on Trade and Development,
apr, 2004. (Discussion paper, n. 28)
LOCKE, W.; CONCEPTS, S. Exploring Issues Related to Local Benefit Capture in
Atlantic Canada´s Oil And Gas Industry. 2004. A Discussion Paper Prepared For
“Petroleum Research Atlantic Canada”, 2004.
MARTÍNEZ PRIETO, D. C. A Política de Conteúdo Local e as Decisões de Investimento
no Brasil. Dissertação (mestrado em Economia) - Instituto de Economia, Programa de Pós-
Graduação em Economia, Universidade Federal do Rio de Janeiro, Rio de Janeiro, 2014.
MEDEIROS, B. B., et al. The challenge of developing talent to meet the offshore and
shipbuilding demands in Brazil. In: SPE Offshore Europe Conference & Exhibition, sep.
2015, Aberdeen, Scotland, UK. Aberdeen: SPE, 2015. Disponível em:
<www.onepetro.org/conference-paper/SPE-175512-MS>. Acesso em: 02 nov. 2015.
MEDEIROS, B. B. The Development of the Upstream Oil & Gas Supply Chain in
Norway, 2014a. Manuscrito.
______. Theoretical Review of Industrial Policies, 2014b. Manuscrito.
NAUDÉ, W. Industrial Policy: Old and New Issues. Genova: United Nations University,
World Institute for Development Economics Research, sep. 2010. (Working paper, n. 106)
NELSEN, B. F. The State Offshore. Politics and State Intervention on the British and
Norwegian Continental Shelves. New York: Praeger, 1991.
NORDAS, H. K.; VATNE, E.; HEUM, P. The Upstream Petroleum Industry and Local
Industrial Development. A Comparative Study. Bergen: Snf, may. 2003. (Report n. 08)
PERES, W.; A. PRIMI. Theory and Practice of Industrial Policy: Evidence from the Latin
American Experience. Santiago de Chile: CEPAL, 2009. (Serie Desarrollo Productivo, n.
187).
PETROBRAS. Perguntas e Respostas. 2015. Disponível em:
<http://sites.petrobras.com.br/minisite/presal/perguntas-respostas/index.asp>. Acesso em 15
jul. 2015
______. Relacionamento com Investidores. Investimentos. [2013?]. Disponível
em:<www.investidorpetrobras.com.br/pt/destaques-operacionais/investimentos>. Acesso em:
15 jul. 2015
REINERT, Erik S. Emulation versus Comparative Advantage: Competing and
Complementary Principles in the History of Economic Policy. The Other Canon foundation,
Norway, Tallinn University of Technology, Tallinn, ago. 2009. (Working papers, n. 25).
248
RODRIK, D. Normalizing Industrial Policy. Cambridge: John F. Kennedy School of
Government, Harvard University, sep. 2007. Disponível em: <http://academico.direito-
rio.fgv.br/ccmw/images/9/92/Rodrik_Normal_IP.pdf>. Acesso em: 14 nov. 2015.
ROGNERUD, K. F. Initial Socio-Economic and Environmental Aspects of Petroleum
Sector Development in Mainland Tanzania. 2012. Thesis (Master of Science) - Department
of International Environment and Development Studies, Norwegian University of Life
Sciences, Ås, 2012.
RYGGVIK, H. Building A Skilled National Offshore Oil Industry. Oslo: NHO, 2013.
SASSON, A.; BLOMGREN, A. Knowledge Based Oil and Gas Industry. Oslo: BI, mar.
2011. (Report, n. 4)
SHAFAEDDIN, M. How Did Developed Countries Industrialize? The History of Trade
and Industrial Policy: the case of Great Britain and the USA. Geneva: UNCTAD, 1998.
(Discussion paper, n. 139).
______. What did Frederick List Actually Say? Some Clarifications on the Infant Industry
Argument. Geneva: UNCTAD, 2000. (Discussion paper, n. 149).
TEKA, Z. Backward Linkages in the Manufacturing Sector in the Oil and Gas Value
Chain in Angola. Making the Most of Commodities Programme (Mmcp), mar. 2011.
(Discussion Paper, n. 11).
TORDO, S.; ANOUTI, Y. Local Content in the Oil and Gas Sector: Case Studies.
Washington: World Bank, 2013.
UNITED NATIONS CONFERENCE ON TRADE AND DEVELOPMENT - UNCTAD.
Nigeria - Creating Local Linkages by Empowering Indigenous Entrepreneurs. New York and
Genova: African Oil and Gas Services Sector Survey, v. 1, 2006.
UNITED NATIONS DEVELOPMENT PROGRAMME - UNDP. Human Development
Reports. 2015. Disponível em: <http://hdr.undp.org/en/content/table-2-human-development-
index-trends-1980-2013>. Acesso em: 14 nov. 2015.
UGANDA. Ministry of Energy and Mineral Development. Enhancing National
Participation in the Oil and Gas Industry in Uganda. Kampala, 2011.
WARWICK, K. S. Beyond Industrial Policy: Emerging Issues and New Trends”. Paris:
OECD Science, Technology and Industry Policy Papers, n. 2, 2013.
WTI Advisors. Local Content Requirements & The Green Economy. Geneva: UNCTAD,
2013.
YOGUEL, G.; PEREIRA, M. Industrial and technological policy: Contributions from
evolutionary perspectives to policy design in developing countries. Munich: MPRA, mai.
2014. (MPRA Paper, n. 56290).
