I – NOTÍCIAS
1- PCHs com equipamentos Voith Hydro entram em operação
A Voith Hydro - uma das empresas líderes mundiais em equipamentos para geração de energia hidrelétrica - comemora o início da operação das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) de Indaiá Grande (MS), Indaizinho (MS) e Queixada (GO). Todas as plantas contam com equipamentos da companhia.
Localizada no rio Indaiá Grande, em Cassilândia (MS), a PCH Indaiá Grande entrou em operação no dia 1° de setembro, com a instalação da terceira e última unidade geradora do tipo “Kaplan S“, cuja potência instalada é de 20MW. O projeto foi construído em regime turnkey, e contou com o forneceimento eletromecânico da Voith Hydro, desde a engenharia até a montagem e comissionamento.
Recentemente, também entrou em operação a segunda unidade geradora da PCH Indaiazinho (MS). A Voith Hydro foi resposável por todo o projeto eletromêcanico, que conta com duas máquinas “Kaplan S“, somamando 12,5 MW de capacidade instalada da usina.
Instalada no rio Corrente, entre os municípios de Tarumã e Aporé (GO), a PCH Queixada, entrou em operação no mês de agosto. O empreendimento foi todo construído com equipamentos da Voith Hydro, também responsável pela interface, montagem e comissionamento. Esta é a primeira PCH construída com quatro turbinas Francis horizontais, cada uma com capacidade máxima de 7.770 MW. O projeto conhecido como Small Hydro, que causa menos impacto ambiental, vai gerar energia para o sistema de Goiás.
A Voith Hydro - uma das empresas líderes mundiais em equipamentos para geração de energia hidrelétrica - comemora o início da operação das Pequenas Centrais Hidrelétricas (PCHs) de Indaiá Grande (MS), Indaizinho (MS) e Queixada (GO). Todas as plantas contam com equipamentos da companhia.
Localizada no rio Indaiá Grande, em Cassilândia (MS), a PCH Indaiá Grande entrou em operação no dia 1° de setembro, com a instalação da terceira e última unidade geradora do tipo “Kaplan S“, cuja potência instalada é de 20MW. O projeto foi construído em regime turnkey, e contou com o forneceimento eletromecânico da Voith Hydro, desde a engenharia até a montagem e comissionamento.
Recentemente, também entrou em operação a segunda unidade geradora da PCH Indaiazinho (MS). A Voith Hydro foi resposável por todo o projeto eletromêcanico, que conta com duas máquinas “Kaplan S“, somamando 12,5 MW de capacidade instalada da usina.
Instalada no rio Corrente, entre os municípios de Tarumã e Aporé (GO), a PCH Queixada, entrou em operação no mês de agosto. O empreendimento foi todo construído com equipamentos da Voith Hydro, também responsável pela interface, montagem e comissionamento. Esta é a primeira PCH construída com quatro turbinas Francis horizontais, cada uma com capacidade máxima de 7.770 MW. O projeto conhecido como Small Hydro, que causa menos impacto ambiental, vai gerar energia para o sistema de Goiás.
Fonte: Redação TN Petróleo
2- OTZ Engenharia é a empresa de projetos que mais cresceu em 2011
A carioca OTZ Engenharia, responsável por projetos de consultoria em áreas como papel e celulose, offshore, óleo e gás e siderurgia e mineração, foi a empresa da categoria Projetos e Consultoria que mais cresceu em 2011 no Brasil, segundo ranking elaborado por revista do setor. A companhia teve aumento de 224% nas receitas.
Os dados foram divulgados em evento realizado no final de agosto, em São Paulo, do qual participaram representantes das maiores empresas de engenharia do país. O primeiro lugar foi pelo desempenho no faturamento, saltando de R$ 12,5 milhões em 2010 para R$ 40,5 milhões em 2011.
“O bom desempenho foi fruto de uma forte estruturação, que viabilizou incremento nas receitas com uma forte melhoria em nossos produtos e serviços”, comemora Marcelo Pereira, diretor geral da OTZ Engenharia.
Além de liderar a lista das que mais cresceram no setor, a OTZ também melhorou sua posição no ranking geral das maiores empresas do país em Projeto & Consultoria: pulou da 80º para a 57ª colocação, sendo assim a empresa que mais cresceu no ranking, subindo 23 posições.
Dentre os principais clientes da empresa estão Petrobras, Transpetro, Andritz, Aracruz/Fibria, Alusa, Fidens, Multitek, Queiroz Galvão, IESA, Galvão, Aker Solutions, DM, TKK, Paranasa, Mendes Junior, Ocean Rig e BP.
A carioca OTZ Engenharia, responsável por projetos de consultoria em áreas como papel e celulose, offshore, óleo e gás e siderurgia e mineração, foi a empresa da categoria Projetos e Consultoria que mais cresceu em 2011 no Brasil, segundo ranking elaborado por revista do setor. A companhia teve aumento de 224% nas receitas.
Os dados foram divulgados em evento realizado no final de agosto, em São Paulo, do qual participaram representantes das maiores empresas de engenharia do país. O primeiro lugar foi pelo desempenho no faturamento, saltando de R$ 12,5 milhões em 2010 para R$ 40,5 milhões em 2011.
“O bom desempenho foi fruto de uma forte estruturação, que viabilizou incremento nas receitas com uma forte melhoria em nossos produtos e serviços”, comemora Marcelo Pereira, diretor geral da OTZ Engenharia.
Além de liderar a lista das que mais cresceram no setor, a OTZ também melhorou sua posição no ranking geral das maiores empresas do país em Projeto & Consultoria: pulou da 80º para a 57ª colocação, sendo assim a empresa que mais cresceu no ranking, subindo 23 posições.
Dentre os principais clientes da empresa estão Petrobras, Transpetro, Andritz, Aracruz/Fibria, Alusa, Fidens, Multitek, Queiroz Galvão, IESA, Galvão, Aker Solutions, DM, TKK, Paranasa, Mendes Junior, Ocean Rig e BP.
Fonte: Redação TN Petróleo
3- OGX terá fluxo de caixa positivo só depois de 2013
A OGX, petroleira do grupo EBX, do empresário Eike Batista, passará a ter fluxo de caixa positivo quando atingir uma produção de 70 mil barris diários de petróleo, disse o diretor financeiro da empresa, Roberto Monteiro, mas afirmou que isso ocorreria depois de 2013.
A produção diária da OGX foi, em média, de 7.017 barris de óleo equivalente em julho, segundo relatório divulgado na terça-feira (4) pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A designação "óleo equivalente" contempla a produção de óleo e gás. Somente de óleo, a produção, foi de 6.761 barris diários.
A OGX disse, por meio de sua assessoria de imprensa, que a produção média de agosto foi de 10,6 mil barris de óleo equivalente por dia, alta de 51% ante o mês anterior.
Navios-plataforma
Ela produz atualmente em dois poços de petróleo no Campo de Tubarão Azul, na Bacia de Campos (RJ). No momento, a empresa utiliza um navio-plataforma (FPSO) em sua produção, o OSX-1. O equipamento é fornecido pela empresa de construção naval do grupo EBX, a OSX.
Para aumentar sua produção, a petroleira deve receber mais dois FPSOs (OSX-2 e OSX-3) no segundo semestre de 2013.
A OGX, petroleira do grupo EBX, do empresário Eike Batista, passará a ter fluxo de caixa positivo quando atingir uma produção de 70 mil barris diários de petróleo, disse na quarta-feira (5) o diretor financeiro da empresa, Roberto Monteiro.
Monteiro não disse quando a marca será atingida, mas afirmou que isso ocorreria depois de 2013.A informação, dada pelo diretor financeiro a uma agência internacional de notícias, foi confirmada pela assessoria de imprensa da OGX.
A produção diária da OGX foi, em média, de 7.017 barris de óleo equivalente em julho, segundo relatório divulgado na terça-feira (4) pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).
A designação "óleo equivalente" contempla a produção de óleo e gás. Somente de óleo, a produção, foi de 6.761 barris diários.
A OGX disse, por meio de sua assessoria de imprensa, que a produção média de agosto foi de 10,6 mil barris de óleo equivalente por dia, alta de 51% ante o mês anterior.
Fonte: Folha de São Paulo
4- Petrobras destaca oportunidades e desafios no Clube de Engenharia
O diretor de Engenharia, Tecnologia e Materiais da Petrobras, José Antonio de Figueiredo, apresentou o detalhamento do Plano de Negócios e Gestão da companhia para o período 2012-2016 no Clube de Engenharia do Rio de Janeiro.
Figueiredo reforçou a importância do volume de investimentos a ser realizado pela Petrobras. Ao todo serão US$ 236,5 bilhões no período 2012-2016, com foco nas atividades de Exploração e Produção (E&P). Destacou as metas estabelecidas e os diferenciais da Petrobras para atingi-las. A companhia é líder mundial em produção em águas profundas. Nos últimos cinco anos, 63% das descobertas em grandes profundidades foram realizadas no Brasil.
O diretor reforçou que “poucos países no mundo têm uma carteira de projetos com tantas oportunidades. Temos que transformar esses projetos em realidade, gerando emprego e desenvolvimento sustentável para o país”. Figueiredo destacou a política de conteúdo local e observou a importância do ganho de competitividade da indústria brasileira de bens e serviços para o segmento de petróleo e gás.
Lembrou ainda que para que todos os investimentos previstos possam ser realizados, a estatal tem focado em ferramentas de gestão. “Nesse plano, acrescentamos a letra G, de gestão. Temos que fazer tudo com a melhor gestão, priorizando um bom planejamento, que é a primeira tarefa para a nossa equipe”, afirmou o diretor. Todos os projetos da companhia têm sido acompanhados de perto através das curvas S de desempenho, que consistem no acompanhamento detalhado dos cronogramas físico e financeiro dos projetos, permitindo corrigir eventuais distorções.
O diretor citou os trabalhos realizados pela área de engenharia nos últimos anos. Algumas dessas obras realizadas se destacaram pela inovação das tecnologias aplicadas. O deck mating da plataforma semissubmersível P-55, no Polo Naval do Rio Grande (RS) é um exemplo. "Foi uma operação inédita. O deckbox da plataforma, de 17 mil toneladas, foi içado a cerca de 47 metros para ser acoplado ao casco. Foi uma das maiores operações do tipo já realizada em todo o mundo", destacou Figueiredo.
Entre os investimentos para o segmento de E&P, foram desenvolvidos projetos de várias plataformas, além de outros ligados ao Programa de Modernização da Frota (Promef). Entre os projetos em desenvolvimento para os próximos anos está a construção, já iniciada, dos oito FPSOs replicantes para o pré-sal da Bacia de Santos. A produção em série de plataformas idênticas permitirá a padronização dos projetos e equipamentos e atendimento às métricas internacionais, além de maior rapidez no processo de construção e ganho de escala, com consequente otimização de prazos e custos. Também destaca-se a conversão dos quatro FPSOs para a área da Cessão Onerosa, que será realizada no Estaleiro Inhaúma, no Rio.
No segmento de Gás e Energia foram instalados cerca de 5 mil km de gasodutos. Destacam-se projetos em desenvolvimento para as plantas de fertilizantes, que serão instaladas em Mato Grosso do Sul, Minas Gerais e Espírito Santo. A Unidade de Fertilizantes Nitrogenados de Três Lagoas (UFN III) entrará em operação em 2014 e será a maior planta de fertilizantes nitrogenados da América Latina, com capacidade de produção de 1,2 milhão de toneladas/ano de uréia e 70 mil toneladas/ano de amônia.
Já para o segmento de Abastecimento, os investimentos estão concentrados na ampliação e modernização do parque de refino. Estão em andamento as obras do primeiro trem (primeira fase) do Comperj e da Refinaria Abreu e Lima, que elevarão a capacidade de refino da Petrobras em cerca de 400 mil barris por dia. As refinarias Premium I e Premium II estão em fase de elaboração de projeto de acordo com os padrões internacionais.
“Nosso desafio na engenharia é cumprir o planejado no Plano de Negócios e Gestão da companhia, em termos de prazos, investimentos e conteúdo local, tendo o SMS como valor”, concluiu o diretor Figueiredo.
Fonte: Agência Petrobras
5- Produção de Pré-sal bate recorde em julho
A produção do pré-sal em julho foi de 172,8 mil barris por dia de petróleo e de 5,7 milhões de metros cúbicos de gás natural, totalizando 208,9 mil barris de óleo equivalentes por dia, aumento de 9% em comparação ao mês anterior, quando chegou a 191,2 mil barris. Foi a maior produção já vista e, pela segunda vez, os reservatórios alcançaram produção maior que 200 mil barris.
Os dados divulgados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), revelam que o aumento da produção do pré-sal ocorreu pelos dez poços localizados nos campos de Lula (5); Jubarte, Caratinga, Barracuda, Marlim e Marlim Leste e Voador, com um poço produtor cada.
Dos dez poços produtores do pré-sal, sete estão entre os 30 maiores poços produtores do país. Os destaques, segundo a ANP, ficaram com os poços do Campo de Lula, dos quais três figuram entre os cinco maiores produtores do território nacional, um dos quais foi, em julho, o maior campo produtor individual do país, com vazão média de 37,2 mil barris de óleo equivalente.
Detalhes da produção
No mês de julho de 2012, 308 concessões, operadas por 26 empresas foram responsáveis pela produção nacional. Destas, 79 são concessões marítimas e 229 terrestres. Vale ressaltar que, do total das concessões produtoras, sete encontram-se em atividades exploratórias e produzindo por meio de Testes de Longa Duração (TLD), e outras 11 são relativas a contratos de áreas contendo Acumulações Marginais.
No Brasil, a produção de petróleo foi de aproximadamente 2,023 milhões de barris/dia, apresentando queda de 2,6% em relação a julho de 2011 e de 0,5% na comparação com junho deste ano. A produção de gás chegou 71 MMm3, crescimento de 6,1% em relação ao mesmo mês de 2011 e redução de 1,4% na comparação com o mês anterior. A plataforma P-52, localizada em Roncador, produziu 151,1 Mboe/dia e foi a que teve a maior produção.
Fonte: Sonda Brasil
II – COMENTÁRIOS
1- O verde aguado
Na prática, o carro foi parar no acostamento por uma série de eventos, uns inerentes ao processo produtivo no âmbito agrícola - geadas, estiagens, não renovação dos canaviais, menor uso de insumos por falta de recursos, etc.; outros eventos resultam de fatores conjunturais e estruturais que pressionam pelo achatamento do valor do etanol. Sem dúvida, o que mais contribuiu para o atual impasse do setor sucroenergético foi o "congelamento" do preço da gasolina nos últimos oito anos.
Usada como ferramenta no combate à inflação, a estabilização forçada dos preços dos combustíveis determinou a quebra da paridade econômica entre a gasolina e o etanol, que ficou no pior dos mundos: além de não oferecer resultados para o produtor, não é vantajoso para o consumidor.
Na segunda quinzena de junho último, quando se chegou a acreditar em medidas pró-correção do problema, o governo autorizou apenas o reajuste do preço da gasolina, deixando o etanol ir pela ribanceira. Até quando?
Mantida a disparidade atual, o etanol não tem futuro. O que sobra para o nosso combustível renovável de cana é o papel de aditivo - o mesmo papel que ele vem cumprindo desde muito antes do Programa Nacional do Álcool, criado em novembro de 1975. A meu ver, esse é um papel incompatível com o peso da agroindústria canavieira na matriz energética.
Em pouco mais de 30 anos, o setor saltou de pouco mais do que zero para quase 20% na produção de energia primária. De dois ou três anos para cá, o carro parou ou passou a andar para trás. Precisamos aprender com esses reveses, que se repetem com frequência na história econômica do Brasil.
Bem a propósito, no último dia 4 de junho, participei de um seminário no IEE - Instituto de Eletrotécnica e Energia da USP. A reunião foi convocada pelo seu presidente, o professor Ildo Sauer, ex-diretor da Petrobras, que convidou diversas figuras do mundo empresarial e político, inclusive o ex-governador Paulo Egydio Martins, num esforço para organizar a memória da contribuição do setor canavieiro ao abastecimento energético e ao desenvolvimento nacional.
De minha parte, tive a oportunidade de lembrar episódios de que participei, com meus mais de 50 anos de vivência no meio canavieiro. Muito antes do Proálcool, por exemplo, toda a frota da Usina Sta Elisa (fundada em 1936) consumia uma mistura meio a meio de etanol e gasolina. Em outras usinas, também se praticava essa forma "caseira" de baratear os custos de produção, numa época em que o etanol era um subproduto de baixíssimo valor.
Isso ocorreu não só na década de 1960, mas também nos anos 1950, durante a Segunda Guerra Mundial (1939-45) nos anos 1930 e até na década de 1920, quando o Brasil não produzia petróleo e precisava importar combustíveis líquidos.
Há quem prefira esquecer certos episódios cruciais da nossa história econômica. Alegando que a agroindústria canavieira é o elo mais fraco da cadeia dos combustíveis líquidos, alguns recomendam evitar conflitos com os big players do mercado. Sinceramente, não vejo vantagem em ficar calado nessa briga de pesos-pesados.
O hábito do "deixa pra lá" pode ser útil a curto prazo, mas, a longo prazo, é nocivo porque impede que se chegue a decisões objetivas. O nosso conformismo de agricultores não deve nos levar a esquecer que energia é poder. A omissão custa caro. O medo não é bom conselheiro. Por isso, trazer à luz certos episódios é um exercício importante para a compreensão dos fatos históricos.
Depondo no encontro do IEE, recordei o episódio do final da década de 1980, quando o presidente da Petrobras convidou os dois principais dirigentes do setor sucroalcooleiro para uma reunião na sede da empresa na rua Chile, no Rio.
Preocupado com o rumo das coisas, ele propôs que fossem juntos à direção na Anfavea para sugerir que a indústria automobilística passasse a produzir 50% de carros a álcool e 50% a gasolina. Como a indústria vinha fabricando 98% de carros a álcool, a Petrobras temia ter de enfrentar um duplo problema:
1. o crescimento das exportações das sobras de gasolina a preço gravoso;
2. o risco de faltar etanol no futuro.
Por falta de visão da cúpula sucroalcooleira, amplamente apoiada pelas bases, a proposta não foi aceita. Pecamos pela soberba. Naquele momento, nós usineiros nos sentíamos onipotentes. Toda semana vinha gente de outros países "estudar" o Proálcool, que parecia a saída definitiva para a crise do petróleo. Havíamos perdido a noção do nosso tamanho. Éramos um gigante com os pés de barro.
Algum tempo depois, começou a faltar etanol. No início pareciam episódios isolados, mas, aos poucos, o problema se generalizou, a ponto de configurar uma estranha crise de abastecimento, inclusive nos postos de Ribeirão Preto, epicentro da produção nacional de álcool.
Como presidente da Sta Elisa, sentindo-me na obrigação de buscar informações concretas, fui pessoalmente ao terminal de combustíveis localizado no anel viário de Ribeirão Preto, onde as distribuidoras operavam em forma de pool. Lá, o gerente do terminal me mostrou o documento com papel timbrado do Departamento Nacional de Combustíveis: o volume de etanol autorizado para distribuição havia sido reduzido à metade.
Como podia faltar etanol se, num levantamento informal, eu havia constatado um estoque de cerca de 280 milhões de litros em usinas do estado de São Paulo? E, em algumas unidades, a safra já se iniciava. Minhas atitudes geraram desconforto, mas ninguém veio a público confirmar ou negar aquele número (muitos anos mais tarde, fiquei sabendo que o DNC mandara fazer um levantamento, tendo comprovado - sem divulgá-lo - que o estoque era de 298 milhões de litros).
A esta altura, retratados como omissos e irresponsáveis, os usineiros eram acusados de negligenciar a produção de etanol em favor da fabricação de açúcar. A produção de carros a álcool começou a despencar. Em poucos anos, chegaria perto do zero.
A crônica dessa época é negativa para todos os envolvidos na cadeia dos combustíveis líquidos. Várias medidas paliativas foram implementadas, com resultado apenas parcial, como a mistura MEG (metanol + etanol + gasolina), a adição de gasolina no hidratado e a importação de etanol de milho dos EUA.
Algumas áreas do governo imaginaram inclusive a possibilidade de introdução do MTBE, derivado petroquímico produzido a partir do metanol e do isobutileno, em substituição ao etanol anidro, mas essa medida não foi levada adiante. Pouco depois, o uso do MTBE foi abandonado nos próprios EUA, onde floresceu durante a década de 1980. O etanol levou mais de uma década para se recuperar.
Ressurgiu das cinzas em 2003, graças aos carros flex desenvolvidos pela indústria automobilística em parceria com institutos nacionais de pesquisas. Internacionalmente, com a mudança dos parâmetros ambientais, o etanol passou a ser visto como um potencial oxigenador da gasolina. Em consequência, o setor agroenergético brasileiro atraiu a atenção de diversos investidores interessados não só no etanol, mas no nosso açúcar.
Para não perder a onda, muitos usineiros tomaram empréstimos para investir no aumento da produção. Confiante na expansão do setor sucroalcooleiro, o governo autorizou a Petrobras a planejar refinarias aptas a produzir menor proporção de gasolina do que as antigas plantas de refino.
Tudo ia aparentemente muito bem para o setor sucroenergético quando a conjuntura mudou. Primeiro, em dezembro de 2007, veio o anúncio da descoberta de grandes jazidas de petróleo na camada pré-sal da plataforma continental brasileira. Em seguida, no início do segundo semestre de 2008, estourou a crise financeira internacional, cujos reflexos estão presentes até hoje na economia mundial.
No setor sucroalcooleiro, muitos investimentos foram cancelados, podando projetos e levando diversas usinas endividadas a ceder o controle acionário a capitais de fora. Apesar de toda essa reviravolta, o Brasil chegou ao fim da primeira década do século XXI com números extraordinários no setor sucroenergético, destacando-se a produção de quase 30 bilhões de litros de etanol por ano graças à colheita de mais de 600 milhões de toneladas de cana em 8 milhões de hectares de terra. Pela segunda vez na história (a primeira fora em 1987/88), o consumo de gasolina foi superado pelo de etanol.
Até hoje, muita gente não entendeu o que aconteceu. Por lamentável omissão, nós usineiros deixamos de comunicar ao público o que realmente havia acontecido. Entretanto, se confrontarmos a situação de hoje com o que ocorreu durante a crise de abastecimento do final dos anos 1980, veremos que, mais uma vez, tivemos uma combinação de empáfia, falta de visão estratégica e omissão.
No passado, nos omitimos por medo da opinião pública. Em anos recentes, irresponsavelmente, não nos preocupamos em questionar a hipótese oficial, naturalmente ufanista, de que o setor sucroenergético daria conta do recado.
Basta um mínimo de senso de realidade para reconhecer que, mesmo tendo a perspectiva de uma produção adicional de mais 3 bilhões de litros de etanol a cada safra no final da década de 2000, o setor não possuía condições de acompanhar o aumento do consumo interno e sustentar as exportações projetadas para diversos países. Mais uma vez, faltou comunicação interna e externa.
Agora, quando penso em saídas para a atual situação do setor sucroalcooleiro, vejo que não basta tomar medidas tópicas, como oferecer financiamentos para as usinas renovarem os canaviais, financiarem os estoques ou investirem na produção de só um tipo de etanol (o anidro).
Em sua maior parte sem alternativa, os empresários aceitam qualquer ajuda que lhes permita trabalhar mais perto de sua capacidade instalada, o que, na região Centro-Sul, corresponde ao processamento anual de 620 milhões de toneladas de cana. Podemos chegar perto desse patamar na próxima safra, mas persiste o problema da falta de perspectiva de longo prazo.
A saída, como tenho opinado em artigos publicados na mídia nacional, é tomar medidas estratégicas a partir de um diálogo sensato que envolva todos os elos da cadeia energética - da extração de petróleo aos combustíveis renováveis produzidos em agroindústrias, tudo sob uma única e competente coordenação, incluindo o governo, a quem se impõe a organização de políticas públicas responsáveis, eficientes e duradouras.
*Texto originalmente publicado na Revista Opiniões, edição Jul/Set 2012
Maurílio Biagi Filho
Presidente da Maubisa
2- O grande desafio de apurar nossos custos de produção
O momento em que vivemos é sem dúvida único para sabermos exatamente de quanto estamos falando em termos de prejuízo ou mesmo lucros e para vislumbrarmos um norte mais seguro e metas exequíveis a serem atingidas.
Constantemente ouço falar de custos mais do que variados, levando-se em conta uma infinidade de fatores que dificilmente se comungam em unidades distintas, talvez aí esteja justamente a dificuldade de sua mensuração.
A realidade de uma unidade nem sempre, ou ouso dizer até, quase sempre, é diferente de outra vizinha, quer seja por fatores conhecidos como a quantidade de cana própria, de fornecedor, tipos de parceria, cana campo ou esteira, tipo de colheita, se queimada, crua, manual ou mecanizada, os impactos do corte, carregamento e transporte, sem contar os diferentes tipos de extração ou produção, o que por si só encheria planilhas e mais planilhas que por final, apresentariam números bem diferentes em determinadas situações.
Ponto em comum é acreditar que com a atual situação vivida pelo setor os menores custos farão com que as empresas se perpetuem, e os maiores custos acarretarão em enormes dificuldades, muitas delas até, intransponíveis.
Como entidade prestadora de serviços, a UDOP não poderia manter-se alheia a esta demanda de suas associadas, por isto, criou ao longo dos anos as mais diversas ferramentas (pesquisas) que a entidade disponibiliza hoje a todo o setor, sendo gratuita as suas associadas.
Com as pesquisas da UDOP hoje é possível fazermos um levantamento completo dos custos da mão de obra, através da Pesquisa Salarial; dos custos de Corte Carregamento e Transporte de cana, através da Pesquisa CCT; dos custos de Produção Agrícola; e dos custos de Produção Industrial.
Através dos resultados destas pesquisas é possível mensurar hoje em qual etapa de produção sua unidade está com custos mais elevados que as demais, o que dá um grau de detalhismo importante para a tomada de decisões estratégicas para investimentos precisos.
Acreditamos que o refinamento destes dados venha suprir uma carência de todo o setor, e que estamos realizando nosso papel de entidade fomentadora e prestadora de serviços para o bom desempenho das unidades sucroenergéticas.
Muito se ouve falar hoje que no quesito etanol, por exemplo, as usinas estão trabalhando com preços finais abaixo dos preços de custo de produção. Tal afirmação é verdadeira para algumas, mas não condiz com a realidade de todas, o que dificulta até o levantamento de pleitos junto a organismos de pesquisas e mesmo ao poder constituído.
Recentemente ouvi de um executivo do setor, com usinas em dois estados da federação, a disparidade dos custos entre as duas unidades, o que tornava uma unidade bem menos competitiva do que a outra. As diferenças assustam, pois atingem até 25% do total dos custos.
Neste ponto entram os incentivos governamentais, tão importantes para a sobrevivência do setor, além das diferenças nas taxas de impostos de estados para estados. É nosso pleito, há anos, que haja uma uniformização dos impostos, para impedir que um mesmo setor sofra diferentes impactos para a produção dos mesmos produtos em regiões distintas. Não há lógica nesta equação.
Assim, com boa vontade governamental e muito trabalho embasado em pesquisas sérias e de comprovada excelência, podemos superar a atual crise vivida pelo setor.
*Texto originalmente publicado na revista Stab, edição Julho/Agosto 2012
Antonio Cesar Salibe
Presidente Executivo da UDOP
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