I – NOTICIAS
1-Presidente da CNI considera importante investimentos em infraestrutura para estimular a economia
Fonte: Agência Brasil
Os investimentos na área de infraestrutura, na avaliação do presidente da Confederação Nacional da Indústria (CNI), Robson Andrade, terão papel fundamental na alavancagem da economia em 2012. Ele citou a concessão de aeroportos e a retomada de investimentos em portos como os já anunciados que poderão influenciar nas perspectivas para o próximo ano. "Este ano, os investimentos em infraestrutura ficaram muito prejudicados por diversas questões. Eu espero que no ano que vem esses investimentos sejam retomados”, disse Andrade, que participou de uma reunião com a presidenta Dilma Rousseff, no Palácio do Planalto.
Na próxima semana, a CNI vai divulgar uma revisão das projeções feitas pelo setor do crescimento econômico. A expectativa do presidente da entidade é que o crescimento do Produto Interno Bruto (PIB) fique em torno de 3%. "A expectativa nossa é de um crescimento do PIB em torno de 3%. Alguns economistas, quando olham o que está acontecendo no mundo, acham que é um crescimento bom, mas eu acho que nós não podemos nos dar por satisfeitos", declarou.
Em relação ao setor industrial, Robson Andrade prevê um resultado menor. "A indústria terá um crescimento entre 2% e 2,5%", estimou. Segundo ele, a indústria brasileira já vinha sofrendo com juros elevados, o câmbio desfavorável e a concorrência dos produtos importados. Com o aprofundamento da crise na Europa e nos Estados Unidos, a situação piorou, principalmente no segundo semestre deste ano. "Todos esses aspectos foram agravados agora no segundo semestre pela crise na Europa e nos Estados Unidos, que tem feito com que os produtos importados venham para o Brasil com preço mais baixo ainda porque eles perderam muito mercado", completou.
Andrade também ressaltou que os produtos brasileiros perderam mercado lá fora, principalmente no setor de manufaturados, “exatamente porque o mercado nos Estados Unidos e na Europa se evaporou". Mesmo reclamando da demora na implementação de medidas por parte do governo, o presidente da CNI reconheceu que ações importantes foram feitas.
"Medidas importantes foram tomadas principalmente no que diz respeito à queda dos juros e a não tributação de recursos estrangeiros para a aplicação na Bolsa de Valores. Isso faz com que a bolsa brasileira aumente e canalize recursos para as indústrias nacionais. Houve também algumas medidas pontuais, como a desoneração do setor de linha branca, que estava sofrendo muito com a competição dos produtos importados".
2-Álcool gerado por biomassa começa a ser testado em 2012
Fonte: Folha de São Paulo
A tecnologia para produzir álcool a partir do bagaço e da palha de cana-de-açúcar - o chamado etanol de segunda geração - começa a ser aplicada experimentalmente em usinas no próximo ano. A expectativa é que a pesquisa, desenvolvida pelo CTC (Centro de Tecnologia Canavieira), tenha aplicação em escala industrial em até cinco anos, afirma Thomas Ritter, diretor do CTC. Antes, será preciso testá-la para ajustes finais.
A pesquisa foi apresentada no Cana Show, evento em Piracicaba (160 km de SP).
A produção de etanol pelo uso da "sobra" de moagem da cana trará ganho de produção de álcool de 30% a 50%. A solução soa ideal para atender a crescente demanda no país, dado o aumento de veículos flex, que já representam 51% da frota.
A estimativa da Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar) é que até 2020 seja preciso abastecer o mercado com 28 bilhões de litros de etanol, quando 81% dos veículos do país terão tecnologia flex, diz Antônio Rodrigues, diretor da Unica.
As usinas produziram até 16 de novembro 12,2 bilhões de litros de etanol hidratado.
O processo de produção consiste em usar palha e bagaço de cana - biomassa - e produzir mais álcool após processo que envolve reações químicas. Nele, a glicose é retirada da celulose e, via fermentação, transformada em álcool. Por fim, o álcool é separado da água.
Cada quilo de celulose que sobra da moagem produz 0,7 litro de etanol.
3-Produção na Bacia de Santos ultrapassa 200 mil barris diários
Agência Petrobras - 08/12/2011
No dia 6 de dezembro, dois dias após o início da operação do poço RJS-686, ligado ao FPSO Cidade de Angra dos Reis - projeto Piloto de Lula -, a produção total operada pela Petrobras na bacia alcançou 205,7 mil boe.
Nesse volume, estão incluídos 144,1 mil barris de óleo e condensado, além de 9,8 milhões de metros cúbicos de gás natural (que equivalem a uma produção de 61,6 mil barris de óleo equivalente).
Do total de gás natural, 8,5 milhões de metros cúbicos foram entregues na Unidade de Tratamento de Gás Monteiro Lobato - UTGCA, em Caraguatatuba-SP; e 1,3 milhão de metros cúbicos na Unidade de Gás Natural da Refinaria Presidente Bernardes - RPBC, em Cubatão-SP.
A produção do dia 6 de dezembro teve as seguintes fontes:
• 99,3 mil barris de óleo produzidos em reservatórios do pré-sal do Campo de Lula e da área de Carioca Nordeste;
• 44,8 mil barris de óleo e condensado produzidos em reservatórios pós-sal dos campos de Uruguá, Mexilhão, Lagosta, e áreas de Tiro e Sídon;
• 8,5 milhões de metros cúbicos de gás natural (53,4 mil boe) escoados para a UTGCA provenientes dos campos de Uruguá, Mexilhão e Lula sendo os dois primeiros no pós-sal e o último no pré-sal;
• 1,3 milhão de metros cúbicos de gás natural (8,2 mil boe) escoados para a RPBC produzidos no campo de Lagosta, também no pós-sal daquela da Bacia de S
4-Norueguesa Subsea 7 fecha contrato de US$ 200 mi com Petrobras
A companhia norueguesa de engenheria Subsea 7 anunciou que ganhou um contrato de US$ 200 milhões da Petrobras, relativo a operações na Bacia de Campos.
Conforme a empresa, o contrato prevê a gestão, projeto de engenharia, aquisição e instalação de dois dutos de óleo, de 4,5 quilômetros, em águas com profundidade de 70 metros, incluindo os equipamentos relacionados.
Em comunicado, a empresa informou ainda que o projeto submarino é composto por um terminal offshore de petróleo para armazenamento temporário e descarga, e duas boias que são conectadas ao sistema.
Os trabalhos de engenharia e gerenciamento terão início imediato.
Fonte: Valor Online
5-Novo boom do petróleo nos EUA tem alto custo em água
Fonte: Valor Econômico
A água foi sempre uma preocupação para Joe Parker, de 65 anos, administrador de uma fazenda de gado de 8.000 hectares, aqui no sul do Texas. "A água é escassa na nossa região", diz ele, e uma seca de um ano a tornou ainda mais rara.
O que deixa Parker especialmente apreensivo são os equipamentos de perfuração que agora pontuam a paisagem plana e desordenada. Os poços de petróleo instalados na região usam uma técnica conhecida como fratura hidráulica e exigem cerca de 23 milhões de litros de água para romper as rochas bem abaixo da superfície e liberar petróleo e gás natural. Parker diz que tem dúvidas se a água subterrânea será suficiente para suprir a necessidade das fazendas e da exploração energética.
Darrell Brownlow, um outro criador de gado, diz que, se a região economicamente deprimida tiver que optar entre os dois, a escolha será simples.
Brownlow, que tem doutorado em geoquímica, diz que são necessários cerca de 1,6 bilhão de litros de água para irrigar quase 260 hectares e produzir o equivalente a cerca de US$ 200.000 de milho em uma área árida. A mesma quantidade de água, diz ele, poderia ser usada para fragmentar um volume de poços suficiente para gerar o equivalente a US$ 2,5 bilhões em petróleo. "Sem água, não há fragmentação, não há riqueza", diz Brownlow, que alugou sua fazenda de gado para a exploração de petróleo.
A fragmentação hidráulica reavivou as perspectivas de produção de petróleo e gás nos Estados Unidos. Menos de três anos depois das descobertas, o campo de petróleo de Eagle Ford, aqui da região, já representa 6% da produção econômica do Sul do Texas e sustenta 12.000 empregos em tempo integral, conforme um estudo feito este ano pela Universidade do Texas em San Antonio, com financiamento de um grupo apoiado pela indústria.
Mas a fragmentação também está forçando várias comunidades a batalhar para encontrar um equilíbrio entre os benefícios econômicos e os custos potenciais. Até o momento, as críticas à fragmentação têm como foco principal o temor de que a fonte geológica da água seja contaminada. Representantes do setor petrolífero consideram que esse risco é administrável. O maior desafio para o desenvolvimento, dizem eles, é simplestmente o acesso a um volume suficiente de água.
A questão não está surgindo apenas em regiões sedentas como o sul do Texas. A Dakota do Norte, outra grande fonte de petróleo a partir de fragmentação, teme que o setor esgote as fontes de água.
No ano passado, o Estado da Louisiana aprovou uma lei para regulamentar o que chamou de "uso sem precedentes de enormes quantidades de água"pelo setor, que, se não controlado, tem o "potencial para caos e conflitos. Outros Estados e também municípios americanos têm criado leis para conter o uso de água por petrolíferas.
A fragmentação envolve a perfuração profunda em grandes faixas de rocha densa, onde o petróleo e o gás estão presos. Para fraturar a rocha e permitir que o petróleo e o gás fluam, as petrolíferas injetam milhões de litros de água, misturada com areia e produtos químicos, sob forte pressão.
Após estimular um rápido crescimento da produção de gás natural, a fragmentação hidráulica passou também a ter um papel crítico na impressionante expansão da produção de petróleo nos EUA, provocando discussões sobre a redução da dependência dos EUA de fontes internacionais de combustíveis.
Aqui no sul do Texas, a tensão está crescendo à medida que empresas buscam assegurar seu acesso à agua para perfurar poços de petróleo e gás natural. Em todo o Estado, as empresas estão comprando avidamente, garantindo direitos à escassa água dos rios. Lideradas pela Exxon Mobil Corp., também estão perfurando poços de água três vezes mais que há cinco anos. Estão até mesmo recorrendo aos sistemas de água municipais, embora cidades com reservas limitadas de água tenham começado a impedir o acesso.
Não há dúvida de que essa demanda súbita seja muito positiva para as economias locais, e poucos moradores estão pedindo o fim da fragmentação. A procura por empregados é tão alta que Carrizo Springs parece um campo de trabalho construído às pressas, com milhares de trabalhadores temporários lotando os mais de dez novos estacionamentos para carros de passeio. A população da cidade quase dobrou, para cerca de 11.000 pessoas, nos últimos dois anos, de acordo com autoridades locais. Um estudo da Universidade do Texas em San Antonio prevê que, até 2020, os campos de petróleo serão responsáveis por 68.000 empregos, e que sua produção econômica vai aumentar quase nove vezes.
Comparado à demanda das cidades, dos fazendeiros e até mesmos de geradoras de energia, o volume de água necessário para desenvolver poços de petróleo e gás no Texas é pequeno. Em setembro, o Conselho de Desenvolvimento de Água do Texas divulgou um esboço do plano de água do Estado para 2012 - um relatório que é preparado a cada cinco anos. O documento dizia que 56% da água do Texas são destinados à agricultura comercial; 26,9% vão para cidades e sistemas públicos de água; 9,6%, para a indústria, incluindo refinarias; 4,1%, para geradoras de energia; 1,8% para a criação de animais; e 1,6% para a mineração, que inclui a exploração de petróleo e gás.
Mas o relatório observou que o crescimento da fragmentação tem sido tão intenso que não está completamente refletido no relatório. Além disso, o uso de água pelo setor de petróleo se concentra em algumas partes do Estado, o que amplia o impacto sobre essas regiões.
No ano passado, as empresas de petróleo perfuraram 2.232 novos poços de água no Texas, ou três vezes mais que cinco anos antes, como mostra uma análise dos documentos da agência estatual de saneamento feita pelo Wall Street Journal. É esperado que o número de poços cresça, e que o setor aperfeiçoe suas técnicas e que perfure poços mais profundos, ampliando a quantidade de água consumida para cada poço.
Há muito tempo a indústria petrolífera já acreditava que sua sede poderia causar problemas. O Instituto Americano de Petróleo, uma associação do setor sediada em Washington, fez um alerta contra o uso de água potável para a fragmentação em seu aconselhamento de boas práticas em 2010. Em um email, o instituto disse que o setor deveria considerar o uso de água não-potável "sempre que possível", mas as decisões precisam ser tomadas "caso a caso".
Algumas empresas estão tomando medidas para reduzir o uso da água potável. A Anadarko Petroleum Corp. diz que está estudando a possibilidade de extrair água salgada de fontes geológicas inadequadas para o consumo humano ou para a agricultura. A Devon Energy Corp. começou a reciclar uma pequena quantidade da água que usa para a fragmentação.
Até mesmo pessoas como Parker, o fazendeiro preocupado com a escassez de água, acham difícil resistir às ofertas das petrolíferas. No sul do Texas, a água necessária para a fragmentação de um único poço pode representar uma receita de mais de US$ 50.000. Parker decidiu vender a água. "Se eles não comprassem de mim", disse ele, "comprariam do meu vizinho".
II – COMENTÁRIOS
1-ANP encontrou 58 não conformidades em medição de produção da P-50
Fonte: Valor Econômico
A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) afirmou ter encontrado 58 não conformidades no sistema de medição da produção de óleo e gás natural da plataforma P-50 na fiscalização realizada em agosto de 2009. Os problemas resultaram em multa de R$ 83,490 milhões aplicada à Petrobras em junho de 2010.
A estatal recorreu da autuação em julho de 2010 e atualmente o processo está em análise pela superintendência do órgão regulador. Não há prazo para uma decisão, que só será proferida pela agência depois da análise da procuradoria e da diretoria da ANP.
Antes dessa fiscalização, a P-50 já tinha sido alvo de uma multa de R$ 1,5 milhão aplicada em maio de 2010 devido a problemas na medição da produção de petróleo entre fevereiro de 2008 e janeiro de 2009. Neste caso, a estatal decidiu pagar a multa, o que fez em novembro de 2010 e garantiu um desconto de 30%, reduzindo o valor desembolsado pela companhia para R$ 1,050 milhão.
Mais cedo, em nota, a Petrobras rechaçou a informação de que teria omitido dados de produção na plataforma, que fica no campo de Albacora Leste, na bacia de Campos.
“A companhia cumpre todas as exigências e procedimentos estabelecidos nas normas da ANP e busca permanentemente adotar a melhor solução para as solicitações feitas pela agência reguladora”, afirmou a companhia em nota.
A Petrobras garantiu ter avaliado todas as não-conformidades apontadas pela ANP que deram origem a essa multa e, “a despeito dos argumentos apresentados no recurso administrativo, adotou uma solução técnica para saná-las a fim de atender às exigências feitas pela Agência”.
2-Balanço do ano na cana mostra oportunidades desperdiçadas
Uma primeira oportunidade perdida veio com a safra de cana 8% menor devido ao clima, às pragas e às doenças, à falta de investimentos e a outros fatores.
E mais: a cana mostrou-se 2% pior em qualidade. Cerca de 100 milhões a 150 milhões de toneladas a mais poderiam ter sido produzidas, o que representaria faturamento de R$ 700 milhões a R$ 1 bilhão para a atividade agrícola.
A falta dessa cana logicamente gerou menos açúcar e menos etanol. No caso do açúcar, havia espaço no mercado mundial para serem exportados mais de 2 milhões de toneladas, o que representaria pelo menos cerca de US$ 2 bilhões a mais na balança comercial.
A falta de etanol trouxe outro prejuízo: a necessidade de importar mais de 1 bilhão de litros dos EUA, o que representou gasto desnecessário de quase US$ 1 bilhão na balança comercial.
No caso do mercado interno de etanol, a oportunidade perdida foi imensa, pois a frota cresceu. Poderiam ter sido vendidos mais 10 bilhões de litros de hidratado, o que representaria faturamento próximo a R$ 18 bilhões, gerando pelo menos uns R$ 4 bilhões em tributos. Essa venda permitiria exportar petróleo e gasolina, pois o etanol ocuparia o mercado interno.
Cerca de 15 a 20 novas usinas por ano seriam necessárias para o crescimento sustentável da oferta, mas apenas 5 entraram em operação.
Pode-se dizer que o setor de bens de capital deixou de vender algo próximo a R$ 8 bilhões, que gerariam grande valor em tributos e inúmeros empregos.
Em 2011, também pouco se avançou na cogeração de eletricidade. Sem reconhecimento em preço para essa energia renovável, existiram poucos projetos.
Para 2012, é provável que a safra seja um pouco maior, mas ficará muito aquém do necessário para atender as diferentes demandas atuais, além de mais 3 milhões de novos carros no mercado.
Fora isso, existe boa chance de os preços internacionais do açúcar serem menores, em virtude de boas produções nos países concorrentes.
É o momento de se desenhar no Brasil uma safra bem mais alcooleira, desde que os preços remunerem, e com isso arbitrar positivamente os preços do açúcar em 2012.
O setor sucroenergético termina 2011 com uma coleção de oportunidades perdidas, que serão maiores ainda em 2012. Quem perde com tudo isso não é o setor de cana, é a sociedade brasileira.
Essas perdas geram menos exportações e mais importações, menor ajuda no combate à inflação, menos empregos, menos tributos e menos desenvolvimento.
Artigo publicado no jornal Folha de São Paulo
Marcos Fava Neves Prof. titular de planejamento na Faculdade de Economia, Administração e Contabilidade da Universidade de São Paulo (FEA/USP)
3-Múltis de petróleo têm futuro mais promissor no Ocidente
Durante décadas seu principal terreno foi o mundo em desenvolvimento - locais como o Golfo Pérsico e as areias desérticas da África do Norte, o Delta do Níger e o Mar Cáspio. Mas, nos últimos anos, o foco mudou radicalmente. As grandes petrolíferas privadas do Ocidente estão buscando cada vez mais jazidas em países desenvolvidos - uma mudança que pode ter consequências profundas para o setor, a política e os consumidores mundiais.
O que está alimentando essa mudança é o boom das jazidas não convencionais - hidrocarbonetos como o gás de xisto e as areias betuminosas, que antes eram consideradas difíceis demais de extrair mas agora estão sendo exploradas numa escala sem precedentes em países que vão da Austrália ao Canadá.
Os Estados Unidos estão na liderança dessa revolução nas jazidas heterodoxas. O gás de xisto responderá por cerca de um terço da produção total de petróleo e gás dos EUA até 2020, segundo a consultoria PFC Energy, de Washington. Quando isso acontecer, os EUA se tornarão o maior produtor mundial de petróleo e gás, ultrapassando a Rússia e a Arábia Saudita, prevê a PFC.
Isso pode ter consequências extremamente abrangentes para a política do petróleo e transferir o poder sobre o recurso natural da Organização de Países Exportadores de Petróleo para os países ricos. Com mais petróleo sendo produzido na América do Norte, será menos provável que problemas políticos no Oriente Médio causem choques na oferta que aumentem o preço da gasolina.
E a mudança está transformando as próprias petrolíferas, já que elas estão transferindo recursos vastos para novas áreas e novos tipos de combustível. Operar em país rico - com a previsibilidade de seus impostos e políticas amigáveis ao investimento - elimina alguns dos riscos das petrolíferas que preocupam investidores, tornando-as menos vulneráveis ao nacionalismo com os recursos naturais de petroestados como a Rússia e a Venezuela.
"Uma empresa como a Exxon Mobil pode eliminar o risco tecnológico" de desenvolver as jazidas não convencionais, diz Amy Myers Jaffe, consultora sênior do setor energético do Instituto Baker, da Universidade Rice. "Mas não o risco de um Vladimir Putin ou Hugo Chávez."
Essa nova maneira de enxergar o risco está no centro da transformação. As petrolíferas multinacionais sempre tiveram de escolher entre investir em petróleo fácil de produzir, mas localizado em países politicamente voláteis; ou buscar oportunidades em países estáveis onde o petróleo é difícil de extrair, exigindo técnicas de produção caras e complexas.
Mas a escolha foi imposta a elas. Os grandes campos terrestres das jazidas de hidrocarbonetos mais prolíficas do mundo são dominados cada vez mais pelas petrolíferas nacionais, gigantes estatais como a Saudi Aramco, as russas OAO Rosneft e OAO Gazprom ou a Petróleo Brasileiro SA. Para multinacionais como a Royal Dutch Shell PLC e a BP PLC, seus antigos centros de produção em meio às areias do Golfo Pérsico agora estão fora dos limites.
Expulsas do Oriente Médio, as petrolíferas realizaram uma grande investida em novas áreas, tanto geográficas quanto tecnológicas. Elas construíram nas últimas décadas instalações vastas para produzirem gás natural liquefeito. Elas foram explorar petróleo no mar, em águas cada vez mais profundas e mais distantes da costa. Elas descobriram como extrair petróleo das areias betuminosas de Alberta, no Canadá. E criaram tecnologias como a da fratura hidráulica e da perfuração horizontal, que permitiram a produção de gás de xisto.
A Wood Mackenzie, uma consultoria de Edimburgo, afirma que mais da metade da despesa de capital de longo prazo das petrolíferas multinacionais agora está alocada para essas quatro "temáticas de recursos" - uma mudança monumental quando se leva em conta como as empresas antes as consideravam marginais.
Existem desvantagens no novo foco em categorias heterodoxas de hidrocarbonetos. Os ativos convencionais são relativamente fáceis de explorar e sempre oferecem bom retorno. Os projetos em alguns dos setores tecnicamente mais difíceis - como águas profundas e GNL - geralmente demoram mais para começar a produzir e são mais caros, o que significa que o retorno é menor.
Mas há um lado positivo para as multinacionais. "A vantagem é o formato e o perfil desses projetos, diferente dos convencionais", disse Simon Flowers, diretor de análise empresarial da Wood Mackenzie. Os empreendimentos de GNL, por exemplo, podem propiciar grandes contratos de fornecimento de gás a um preço estável por 20 anos. "Assim o retorno pode ser menor, mas em geral você tem um fluxo de caixa mais confiável", diz ele.
Ao buscar esses combustíveis heterodoxos, as petrolíferas se comprometem ainda mais com os países ricos.
A Wood Mackenzie afirma que US$ 1,7 trilhão da receita que será obtida pelas grandes multinacionais futuramente - ou 52% - está na América do Norte, na Europa e na Austrália. A consultoria identificou uma "mudança significativa para o Ocidente" no desenvolvimento da indústria petrolífera, para longe de áreas tradicionais como Norte da África e Oriente Médio, "rumo à costa brasileira, as águas profundas do Golfo do México e da África Ocidental e as jazidas não convencionais de petróleo e gás da América do Norte". E também há a Austrália, bem ao leste, "que está nos estágios iniciais de uma fase de crescimento espetacular".
Considere a Shell. Sete anos atrás, a gigante petrolífera que se tornou sinônimo de lugares turbulentos como a Nigéria, decidiu transferir recursos para países mais desenvolvidos que oferecem um ambiente amigável para investidores e um regime tributário previsível. A Shell costumava dividir seu gasto em produção - o negócio básico de encontrar e extrair petróleo e gás - em cerca de meio a meio entre os países da Organização para Cooperação e Desenvolvmento Econômico e os de fora dela. Agora a proporção é de 70 para 30 em favor da OCDE, com a maioria das despesas no Canadá, na Austrália e nos EUA.
Com a centralização em novas áreas surge um novo foco: logo a Shell produzirá mais gás natural que petróleo. Isso poderia ter amedrontado os investidores dez anos atrás. Mas com a demanda por gás prevista para crescer fortemente, especialmente na Ásia, o futuro das empresas concentradas no gás parece cada vez melhor.
Como a Shell, a Exxon Mobil Corp. está fortalecendo sua presença nas Américas, lar de pouco mais da metade da sua base de recursos naturais. Suas jazidas não convencionais aumentaram quase 90% nos últimos cinco anos, para 35 bilhões de óleo equivalente. E a produção da Exxon com fontes heterodoxas está prevista para aumentar nos próximos dez anos.
Algumas gigantes estão de olho em lugares mais distantes. As três principais áreas de concentração da Chevron Corp. - a parte do mundo que consome a maior fatia do orçamento de exploração da empresa - são o Golfo do México americano, a costa da África Ocidental e as águas do oeste da Austrália.
Ainda assim, estar em países mais estáveis não garante vida mansa para as petrolíferas. O recente conflito da Chevron com o governo brasileiro em torno de um vazamento no litoral do Rio é um exemplo, assim como um aumento inesperado de impostos sobre produtores de petróleo no Reino Unido este ano.
Mas os riscos são muito maiores fora desse grupo. "As grandes foram para a Venezuela e perderam suas propriedades", diz Myers Jaffe, do Instituto Baker. "Eu mesma preferiria investir numa companhia que tivesse 70% de seus investimentos na OCDE." Guy Chazan, The Wall Street Journal
Fonte: Valor Econômico
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