I – NOTÍCIAS
1- BTG Pactual e Deep Sea formam joint venture para operar navios de apoio no Brasil
Duas companhias decidiram se unir e criar uma joint venture no Brasil. Tratam-se do banco BTG Pactual e da Deep Sea Supply. A nova empresa irá controlar e operar navios de apoio à plataforma (PSV), além de embarcações AHTS, especializadas em manuseio de âncoras, reboque e suprimento a unidades offshore.
Cada uma terá direito a 50% de participação na associação, que vai operar, a princípio, 15 instalações. A joint venture permite também que sejam adquiridos mais seis PSVs de grande porte para a Deep Sea Supply (que já possui uma frota de 24 navios), com previsão de entrega ainda para este ano.
As 15 instalações que serão operadas pelas duas companhias são:
AHTS: Sea Tiger, Panther Sea, Sea Leopard, Mar Cheetah, Jaguar Sea, Sea Fox, Mar Chacal, Sea Vixen e Mar Stoat;
PSV: Mar Halibut, Mar Pike, Robalo, Linguado, Mar Pollock e Mar Brasil.
Fonte: Petronotícias/ Noticiário cotidiano - Navegação
2- Obras do Estaleiro Brasil em São José do Norte começam em fevereiro
A população da tranqüila São José do Norte experimenta um clima de euforia com o anúncio da chegada do estaleiro da EBR. O empreendimento avaliado em R$ 1,2 bilhão é o assunto em pauta entre grande os 25 mil habitantes da cidade. Alguns temem por eventuais prejuízos que a iniciativa possa trazer para a pesca e o cultivo da cebola, principais atividades econômicas do município. Outros têm a expectativa de que o investimento tire o município da estagnação.
Um estudo de avaliação de impacto regional do empreendimento foi entregue, na quarta-feira (16), ao governo do Estado. O levantamento contempla, entre outras melhorias, a implantação de infraestrutura básica e qualificação dos acessos hidroviário e rodoviário. As obras de estrutura começarão em fevereiro. O estaleiro ocupará uma área construída de 1,5 milhão de metros quadrados e será três vezes maior que o de Rio Grande. Quando estiver em plena atividade o estaleiro gerará 4 mil empregos.
Fonte: Revista Amanhã
3- ANP: reservas vão dobrar em dez anos
"Se tudo aconteccer como planejado e e de acordo com o desenvolvimento pretendido no pré-sal, em dez anos o Brasil poderá exportar 1,5 milhão de barris por dia". A afirmação sobre o crescimento das reservas de petróleo do Brasil foi feita pela diretora-geral da Agència Nacional de Pertróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, neste quinta-feira (17).
A executiva acompanhou a entrega do navio de produtos Rômulo Almeida, a quarta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar em operação.
Ela confirmou ainda a realização de uma rodada de leilões para exploração de gás em terra em 2013. Segundo disse, as reservas brasileiras de xisto são importantes demais para serem desprezadas. Magda disse que a realização do leilão foi um pedido da presidente Dilma Rousseff.
"Se tudo acontecer como planejado e de acordo com o desenvolvimento pretendido no pré-sal, em dez anos o Brasil poderá exportar 1,5 milhão de barris por dia". A afirmação sobre o crescimento das reservas de petróleo do Brasil foi feita pela diretora-geral da Agència Nacional de Pertróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP), Magda Chambriard, neste quinta-feira (17).
A executiva acompanhou a entrega do navio de produtos Rômulo Almeida, a quarta embarcação do Programa de Modernização e Expansão da Frota (Promef) a entrar em operação.
Ela confirmou ainda a realização de uma rodada de leilões para exploração de gás em terra em 2013. Segundo disse, as reservas brasileiras de xisto são importantes demais para serem desprezadas. Magda disse que a realização do leilão foi um pedido da presidente Dilma Rousseff.
Fonte: Redação TN Petróleo
4- OGX demite cerca de 30 funcionários
A OGX, empresa do setor de petróleo do grupo EBX, começou o ano com cortes. Em torno de 30 pessoas foram demitidas da petroleira essa semana, segundo a assessoria de imprensa da companhia.
De acordo com a assessoria, as demissões fazem parte de uma “pequena reestruturação”, que acabou por conduzir a uma redução no quadro de funcionários da companhia.
A empresa não informou mais detalhes sobre os motivos dos cortes e salientou apenas que os cortes são “ajustes” no quadro de funcionários da empresa.
A OGX, empresa do setor de petróleo do grupo EBX, começou o ano com cortes. Em torno de 30 pessoas foram demitidas da petroleira essa semana, segundo a assessoria de imprensa da companhia.
De acordo com a assessoria, as demissões fazem parte de uma “pequena reestruturação”, que acabou por conduzir a uma redução no quadro de funcionários da companhia.
A empresa não informou mais detalhes sobre os motivos dos cortes e salientou apenas que os cortes são “ajustes” no quadro de funcionários da empresa.
Fonte: Valor Online
5- GE e Petrobras fecham contrato de US$ 500 mi
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| P-74 no Estaleiro Inhaúma. Agência Petrobras |
A GE Oil & Gas assinou contrato de mais de US$ 500 milhões para fornecer equipamentos e serviços de turbomáquinas para a Petrobras. Os equipamentos serão utilizados em quatro novas plataformas flutuantes de produção, armazenamento e descarga, chamadas de FPSOs (pela sigla em inglês) e identificadas pelos códigos P-74, P-75, P-76 e P-77. Todas estão localizadas na região da Cessão Onerosa nos campos do pré-sal da Bacia de Santos, no estado de São Paulo.
“Nosso foco é buscar parcerias como essa, em que a GE pode oferecer sua expertise para ajudar no desenvolvimento econômico do Brasil”, afirma Reinaldo Garcia, presidente e CEO da GE para a América Latina. “O país continua assumindo uma posição cada vez mais estratégica para os negócios da companhia no cenário global e a Petrobras é um dos maiores parceiros que temos”.
Os equipamentos e serviços de turbomáquinas vão gerar energia primária para as FPSOs. Para isso, serão utilizadas turbinas de gás aeroderivadas e geradores avançados, que vão mover o gás por dutos com a ajuda de compressores. O equipamento também vai reinjetar CO2 e gás natural de volta ao poço para auxiliar na recuperação do petróleo.
O contrato
Entre os equipamentos, estão 16 turbogeradores compostos de turbinas de gás e geradores elétricos de PGT25+; oito trens turbocompressores dirigidos por turbinas de gás aeroderivadas LM2500 para compressão de CO2; e 32 compressores elétricos motorizados para a exportação de gás e serviços de gas lift, assim como para a reinjeção de CO2 e gás natural. Este contrato também abrange o fornecimento de tecnologias de outros negócios da GE, como GE Power Conversion e GE Power & Water.
O acordo obtido pela GE com a Petrobras inclui ainda assistência técnica para instalação e comissionamento, start-up e serviços, como reparação, atendimento à equipe de engenheiros de manutenção e treinamento ao cliente.
“Este contrato com a Petrobras demonstra a liderança tecnológica da GE em offshore e a nossa capacidade de oferecer soluções para os desafios mais complexos de nossos clientes”, disse João Geraldo Ferreira, presidente e CEO da GE Oil & Gas para a América Latina. “A conquista desse projeto foi resultado da colaboração entre as diversas áreas de negócios da GE, demonstrando a força de integração da companhia”.
Produção local
Dos componentes a serem utilizados nos equipamentos da GE, uma parte será produzida no Brasil. Operações de embalagem, testes, logística e sourcing serão algumas das etapas totalmente executadas no país.
As instalações onde serão realizadas essas operações começarão a ser preparadas ainda no início de 2013. A companhia também realizará treinamentos, com carga horária de 9.600 horas/homem, para fornecer as competências necessárias para operar e manter os equipamentos.
A GE Oil & Gas assinou contrato de mais de US$ 500 milhões para fornecer equipamentos e serviços de turbomáquinas para a Petrobras. Os equipamentos serão utilizados em quatro novas plataformas flutuantes de produção, armazenamento e descarga, chamadas de FPSOs (pela sigla em inglês) e identificadas pelos códigos P-74, P-75, P-76 e P-77. Todas estão localizadas na região da Cessão Onerosa nos campos do pré-sal da Bacia de Santos, no estado de São Paulo.
“Nosso foco é buscar parcerias como essa, em que a GE pode oferecer sua expertise para ajudar no desenvolvimento econômico do Brasil”, afirma Reinaldo Garcia, presidente e CEO da GE para a América Latina. “O país continua assumindo uma posição cada vez mais estratégica para os negócios da companhia no cenário global e a Petrobras é um dos maiores parceiros que temos”.
Os equipamentos e serviços de turbomáquinas vão gerar energia primária para as FPSOs. Para isso, serão utilizadas turbinas de gás aeroderivadas e geradores avançados, que vão mover o gás por dutos com a ajuda de compressores. O equipamento também vai reinjetar CO2 e gás natural de volta ao poço para auxiliar na recuperação do petróleo.
O contrato
Entre os equipamentos, estão 16 turbogeradores compostos de turbinas de gás e geradores elétricos de PGT25+; oito trens turbocompressores dirigidos por turbinas de gás aeroderivadas LM2500 para compressão de CO2; e 32 compressores elétricos motorizados para a exportação de gás e serviços de gas lift, assim como para a reinjeção de CO2 e gás natural. Este contrato também abrange o fornecimento de tecnologias de outros negócios da GE, como GE Power Conversion e GE Power & Water.
O acordo obtido pela GE com a Petrobras inclui ainda assistência técnica para instalação e comissionamento, start-up e serviços, como reparação, atendimento à equipe de engenheiros de manutenção e treinamento ao cliente.
“Este contrato com a Petrobras demonstra a liderança tecnológica da GE em offshore e a nossa capacidade de oferecer soluções para os desafios mais complexos de nossos clientes”, disse João Geraldo Ferreira, presidente e CEO da GE Oil & Gas para a América Latina. “A conquista desse projeto foi resultado da colaboração entre as diversas áreas de negócios da GE, demonstrando a força de integração da companhia”.
Produção local
Dos componentes a serem utilizados nos equipamentos da GE, uma parte será produzida no Brasil. Operações de embalagem, testes, logística e sourcing serão algumas das etapas totalmente executadas no país.
As instalações onde serão realizadas essas operações começarão a ser preparadas ainda no início de 2013. A companhia também realizará treinamentos, com carga horária de 9.600 horas/homem, para fornecer as competências necessárias para operar e manter os equipamentos.
Fonte: Redação
6- Petrobras procura parceiros para rodadas de petróleo
17/01/13 - A Petrobras está procurando e sendo procurada por parceiros para as próximas rodadas de blocos de petróleo, disse a presidente da estatal, Maria das Graças Foster, nesta quarta-feira.
Na semana passada, o governo confirmou a realização da 11a rodada de licitação de blocos de produção e exploração de gás e petróleo em maio e que fará o novembro o primeiro leilão sob o regime de partilha para o áreas do pré-sal.
Também foi anunciada na ocasião que até o final deverá ser realizado o primeiro leilão específico para áreas de gás e petróleo nao convencional, o chamado gas de xisto.
"Ótimo. Perfeito. Estamos trabalhando a toda carga, vamos participar", disse a presidente da Petrobras sobre o leilão a jornalista após se reunir com o vice-presidente da República, Michel Temer.
Graça Foster disse que veio falar com Temer sobre a situação do fornecimento de gás no Brasil. Ela reiterou o discurso do governo de que não há possibilidade de faltar gás no país.
Ela citou a produção interna e o gás importado da Bolívia e disse que dois terminais de regaseificação que a Petrobras já possui estão trabalhando na metade da capacidade.
Ela acrescentou que o terceiro terminal, que fica na Bahia, será inaugurado até setembro deste ano.
Questionada sobre o eventual reajuste da gasolina e do diesel, Graça Foster disse que não comentaria o assunto.
16/01/13
Fonte: Reuters
II – COMENTÁRIOS
1- OTC Brasil faz chamada de trabalhos
A OTC Brasil, um dos maiores eventos de petróleo e gás offshore do mundo - organizado a cada dois anos, apresenta sua chamada de trabalhos para sessões técnicas (oral/poster), painéis e conferências plenárias. A próxima edição acontece de 29 a 31 de outubro no Riocentro, Rio de Janeiro.
De acordo com a organização, o prazo para apresentação das propostas é até o dia 26 de março para análise do Comitê Técnico do evento. Os trabalhos devem conter uma contribuição técnica relevante e de interesse para a indústria e não deverão conter qualquer tipo de material comercial e/ou publicitário.
Os temas sugeridos pela organização são: Exploração e Reservatórios; Perfuração e Completação; Facilidades de; Superfície e Submarinas; Garantia de Escoamento & Operações; Desenvolvimento de Campos de Petróleo e Lições Aprendidas; Campos Maduros; Desempenho de Materiais; Logística e Cadeia de Suprimentos; Ambiente Local e Regulatório; Tecnologias Emergentes; e Segurança, Meio Ambiente e Saúde.
Os interessados devem acessar o site do evento: www.otcbrasil.org/2013.
A OTC Brasil, um dos maiores eventos de petróleo e gás offshore do mundo - organizado a cada dois anos, apresenta sua chamada de trabalhos para sessões técnicas (oral/poster), painéis e conferências plenárias. A próxima edição acontece de 29 a 31 de outubro no Riocentro, Rio de Janeiro.
De acordo com a organização, o prazo para apresentação das propostas é até o dia 26 de março para análise do Comitê Técnico do evento. Os trabalhos devem conter uma contribuição técnica relevante e de interesse para a indústria e não deverão conter qualquer tipo de material comercial e/ou publicitário.
Os temas sugeridos pela organização são: Exploração e Reservatórios; Perfuração e Completação; Facilidades de; Superfície e Submarinas; Garantia de Escoamento & Operações; Desenvolvimento de Campos de Petróleo e Lições Aprendidas; Campos Maduros; Desempenho de Materiais; Logística e Cadeia de Suprimentos; Ambiente Local e Regulatório; Tecnologias Emergentes; e Segurança, Meio Ambiente e Saúde.
Os interessados devem acessar o site do evento: www.otcbrasil.org/2013.
Fonte: Redação TN
2- Shell se volta para negócio na área de gás natural
A Royal Dutch Shell PLC é um colosso moderno: uma companhia de petróleo e gás natural com ativos em 44 países e US$ 470,2 bilhões em receita anual fluindo de seis continentes. Embora ainda seja uma das maiores produtoras de petróleo do mundo, a empresa está cada vez mais concentrada em gás natural, convertendo-o em diesel limpo no Catar e construindo instalações gigantescas para exportação na Austrália, África e Canadá.
Peter Voser, que se tornou diretor-presidente em 2009, toma as decisões finais sobre investimentos estratégicos de bilhões de dólares que às vezes levam décadas para dar retorno, ao mesmo tempo em que se mantém a par dos acontecimentos políticos em todo o mundo. Seu enorme orçamento de US$ 32 bilhões em 2012 foi três vezes maior que os da Google Inc., Boeing Co. e International Business Machines Corp. combinados.
A Shell tem pela frente o desafio de descobrir mais petróleo e gás para substituir o que ela produz e vende hoje, principalmente porque muitas das melhores regiões ainda exploráveis ou são controladas por governos estrangeiros, ou são tecnicamente difíceis de acessar.
Depois de Voser ter concedido esta entrevista ao The Wall Street Journal em Nova York, o projeto de exploração da Shell em condições difíceis no Ártico sofreu uma série de reveses, incluindo danos a uma plataforma de perfuração que encalhou durante transporte no Alasca. A empresa disse que Voser não poderia comentar sobre o programa do Ártico, em parte porque a Guarda Costeira americana está investigando o acidente. Mas o executivo de 54 anos discutiu o futuro dos combustíveis, as operações nas áreas mais agitadas do mundo e as razões pelas quais as políticas de combustível da China podem ser mais inteligentes do que as dos países ocidentais. Seguem trechos editados:
WSJ: O cenário da energia está mudando e há uma incerteza crescente sobre o futuro dos combustíveis fósseis. Qual a sua visão?
Peter Voser: Prevemos que a demanda por combustíveis vai dobrar nos próximos 40 anos, comparada com a de hoje. Os renováveis serão cerca de um terço disso, [a energia] nuclear estará entre 5% e 10% e o resto ainda virá dos combustíveis fósseis, seja gás, petróleo ou carvão. São necessários ainda investimentos imensos para atender à demanda também no lado dos combustíveis fósseis. E o gás terá um papel dominante e um crescimento muito maior do que, digamos, o petróleo e, num prazo mais longo, também o carvão.
WSJ: A Shell está participando na exploração de gás de xisto na China. As agressivas metas de produção de gás de xisto da China são atingíveis?
Voser: Acreditamos que a China tenha reservas [de xisto] significativas. Elas poderiam ser até maiores que a dos Estados Unidos. A geologia é um pouco mais complexa, então vai custar um pouco mais. Diríamos que as metas deles são ambiciosas, mas estamos tendo apoio para conduzir o desenvolvimento desse xisto. A China está levando isso a sério e tem um histórico de normalmente atingir suas metas.
WSJ: Qual é a diferença entre a exploração na China e no Ocidente?
Voser: Num país como a China nós realmente temos uma política de combustível muito mais firme que na maioria dos países ocidentais. Veja os investimentos realizados em outras partes do setor, como o gás, como os feitos para diminuir o uso do carvão, por exemplo. Você tem uma ideia muito mais clara de onde precisa investir e qual é o objetivo final. E aí, como uma indústria, você pode realmente contribuir. Você dirige seus orçamentos de pesquisa e desenvolvimento; é isso que falta no Ocidente.
WSJ: Falando de política de combustível, o que o sr. precisa que o governo americano faça, principalmente com relação a regulamentar o fraturamento hidráulico?
Voser: Estamos procurando um ambiente de negócios com regras claras que estabeleçam os padrões corretos. Pessoalmente, se elas vêm do governo federal ou estadual, realmente não me importa. Só preciso de clareza sobre o que fazer.
WSJ: Os EUA descobriram muito gás natural dentro de suas fronteiras. O que o sr. acha que vai acontecer com todo esse gás?
Voser: O gás natural é um combustível barato e vantajoso que pode ser novamente usado na industrialização dos EUA. Ele pode trazer as indústrias de manufatura e petroquímica de volta e é lá que os empregos estão. Eu acharia inusitado se os EUA não aproveitarem essa oportunidade. Há vários Estados no meio do país que onde se poderia criar uma área muito industrializada que realmente traga um monte de empregos de volta, que nós terceirizamos em alguma parte do mundo.
WSJ: A Agência Internacional de Energia afirmou que o Iraque precisa produzir seis milhões de barris de petróleo por dia para impedir um aumento considerável nos preços mundiais. A Shell é muito ativa no Iraque. Esse volume é realista?
Voser: Do ponto de vista técnico, é possível. Mas você precisa de estabilidade política e, até agora, está tudo bem. Parei de fazer previsões sobre estabilidade política para além de 12 meses no futuro. Em Basra, a situação da segurança se estabilizou, mas não é um ambiente seguro. Ele melhorou. Não construímos mais instalações com tetos a prova de explosões.
WSJ: A Shell é o maior produtor estrangeiro na Nigéria. Está ficando mais fácil operar lá?
Voser: Se você olhar os últimos cinco, seis anos, o cenário está melhorando. Se olharmos só 2012, [o ambiente de negócios] está indo ladeira abaixo. Onde? Isso no aspecto da corrupção, mas principalmente da sabotagem e do roubo de petróleo. [O roubo de petróleo] é hoje um negócio do tamanho, mais ou menos, de uns US$ 6 bilhões a US$ 7 bilhões por ano. Está se tornando um real gerador de dinheiro no Delta [do Níger], um real gerador de emprego. Isso não é um bom sinal. (Colaborou Tom Fowler.)
A Royal Dutch Shell PLC é um colosso moderno: uma companhia de petróleo e gás natural com ativos em 44 países e US$ 470,2 bilhões em receita anual fluindo de seis continentes. Embora ainda seja uma das maiores produtoras de petróleo do mundo, a empresa está cada vez mais concentrada em gás natural, convertendo-o em diesel limpo no Catar e construindo instalações gigantescas para exportação na Austrália, África e Canadá.
Peter Voser, que se tornou diretor-presidente em 2009, toma as decisões finais sobre investimentos estratégicos de bilhões de dólares que às vezes levam décadas para dar retorno, ao mesmo tempo em que se mantém a par dos acontecimentos políticos em todo o mundo. Seu enorme orçamento de US$ 32 bilhões em 2012 foi três vezes maior que os da Google Inc., Boeing Co. e International Business Machines Corp. combinados.
A Shell tem pela frente o desafio de descobrir mais petróleo e gás para substituir o que ela produz e vende hoje, principalmente porque muitas das melhores regiões ainda exploráveis ou são controladas por governos estrangeiros, ou são tecnicamente difíceis de acessar.
Depois de Voser ter concedido esta entrevista ao The Wall Street Journal em Nova York, o projeto de exploração da Shell em condições difíceis no Ártico sofreu uma série de reveses, incluindo danos a uma plataforma de perfuração que encalhou durante transporte no Alasca. A empresa disse que Voser não poderia comentar sobre o programa do Ártico, em parte porque a Guarda Costeira americana está investigando o acidente. Mas o executivo de 54 anos discutiu o futuro dos combustíveis, as operações nas áreas mais agitadas do mundo e as razões pelas quais as políticas de combustível da China podem ser mais inteligentes do que as dos países ocidentais. Seguem trechos editados:
WSJ: O cenário da energia está mudando e há uma incerteza crescente sobre o futuro dos combustíveis fósseis. Qual a sua visão?
Peter Voser: Prevemos que a demanda por combustíveis vai dobrar nos próximos 40 anos, comparada com a de hoje. Os renováveis serão cerca de um terço disso, [a energia] nuclear estará entre 5% e 10% e o resto ainda virá dos combustíveis fósseis, seja gás, petróleo ou carvão. São necessários ainda investimentos imensos para atender à demanda também no lado dos combustíveis fósseis. E o gás terá um papel dominante e um crescimento muito maior do que, digamos, o petróleo e, num prazo mais longo, também o carvão.
WSJ: A Shell está participando na exploração de gás de xisto na China. As agressivas metas de produção de gás de xisto da China são atingíveis?
Voser: Acreditamos que a China tenha reservas [de xisto] significativas. Elas poderiam ser até maiores que a dos Estados Unidos. A geologia é um pouco mais complexa, então vai custar um pouco mais. Diríamos que as metas deles são ambiciosas, mas estamos tendo apoio para conduzir o desenvolvimento desse xisto. A China está levando isso a sério e tem um histórico de normalmente atingir suas metas.
WSJ: Qual é a diferença entre a exploração na China e no Ocidente?
Voser: Num país como a China nós realmente temos uma política de combustível muito mais firme que na maioria dos países ocidentais. Veja os investimentos realizados em outras partes do setor, como o gás, como os feitos para diminuir o uso do carvão, por exemplo. Você tem uma ideia muito mais clara de onde precisa investir e qual é o objetivo final. E aí, como uma indústria, você pode realmente contribuir. Você dirige seus orçamentos de pesquisa e desenvolvimento; é isso que falta no Ocidente.
WSJ: Falando de política de combustível, o que o sr. precisa que o governo americano faça, principalmente com relação a regulamentar o fraturamento hidráulico?
Voser: Estamos procurando um ambiente de negócios com regras claras que estabeleçam os padrões corretos. Pessoalmente, se elas vêm do governo federal ou estadual, realmente não me importa. Só preciso de clareza sobre o que fazer.
WSJ: Os EUA descobriram muito gás natural dentro de suas fronteiras. O que o sr. acha que vai acontecer com todo esse gás?
Voser: O gás natural é um combustível barato e vantajoso que pode ser novamente usado na industrialização dos EUA. Ele pode trazer as indústrias de manufatura e petroquímica de volta e é lá que os empregos estão. Eu acharia inusitado se os EUA não aproveitarem essa oportunidade. Há vários Estados no meio do país que onde se poderia criar uma área muito industrializada que realmente traga um monte de empregos de volta, que nós terceirizamos em alguma parte do mundo.
WSJ: A Agência Internacional de Energia afirmou que o Iraque precisa produzir seis milhões de barris de petróleo por dia para impedir um aumento considerável nos preços mundiais. A Shell é muito ativa no Iraque. Esse volume é realista?
Voser: Do ponto de vista técnico, é possível. Mas você precisa de estabilidade política e, até agora, está tudo bem. Parei de fazer previsões sobre estabilidade política para além de 12 meses no futuro. Em Basra, a situação da segurança se estabilizou, mas não é um ambiente seguro. Ele melhorou. Não construímos mais instalações com tetos a prova de explosões.
WSJ: A Shell é o maior produtor estrangeiro na Nigéria. Está ficando mais fácil operar lá?
Voser: Se você olhar os últimos cinco, seis anos, o cenário está melhorando. Se olharmos só 2012, [o ambiente de negócios] está indo ladeira abaixo. Onde? Isso no aspecto da corrupção, mas principalmente da sabotagem e do roubo de petróleo. [O roubo de petróleo] é hoje um negócio do tamanho, mais ou menos, de uns US$ 6 bilhões a US$ 7 bilhões por ano. Está se tornando um real gerador de dinheiro no Delta [do Níger], um real gerador de emprego. Isso não é um bom sinal. (Colaborou Tom Fowler.)
Fonte: Valor Econômico
3- Competitividade brasileira
Os custos logísticos da indústria sucroenergética tiveram elevação significativa ao longo de 2012 em todo o Brasil, especialmente em São Paulo.
Para o açúcar, o frete rodoviário com destino ao Porto de Santos, principal destino para a exportação, foi negociado em média a R$ 88,96 por tonelada em setembro. Foi o quarto mês seguido de alta do preço do frete de açúcar, com valorização de 8,2% acima do registrado em agosto. A elevação dos preços do frete de junho a setembro pode ser explicada pelo aumento gradual das exportações de açúcar ao longo dos meses, além da concorrência do transporte de açúcar com outras culturas agrícolas.
Em outubro, o preço do frete de açúcar para Santos estabilizou na cifra de R$ 88,86, em média, no Estado paulista, resultando em aumento de 20,7% no acumulado do ano. No mês, a estabilização foi incentivada pelo aumento do fluxo de açúcar para o mercado externo pelo modal ferroviário, aliviando a demanda pelo modal rodoviário, que ainda é dominante na matriz de transportes brasileira.
O frete de caminhões que transportam etanol no Estado de São Paulo em setembro registrou aumento de 10,7% em média, se comparado ao mês anterior. Outubro freou essa tendência de alta, com redução de 2%, e o frete foi negociado a R$ 90,72/m³, ponderado pelas microrregiões canavieiras. A mudança no cenário pode ser explicada pelo fato de que grandes produtores de etanol estão estocando o biocombustível para comercialização no período entressafra, especialmente de dezembro e janeiro, a fim de obter preços maiores. O preço médio do frete rodoviário de etanol com destino à distribuidora de Paulínia também apresentou redução, com índices apontando menos 5,1%, comparado a setembro. O aumento do frete de etanol acumulado no ano para o Estado de São Paulo chega a 24,5%.
A expressiva valorização no custo do transporte rodoviário ao longo de 2012 foi certamente influenciada pela lei trabalhista 12.619/2012, que entrou em vigor em setembro e estabeleceu novas regras para a jornada de trabalho dos motoristas de caminhão. Entre as principais medidas, a lei limitou a jornada diária dos caminhoneiros ao exigir descanso diário de no mínimo 11 horas para cargas acima de 4,5 toneladas, comprometendo o rendimento nas estradas. Considerando que o transporte de açúcar e etanol aos principais portos é feito, em grande parte, por rodovias, há poucas alternativas imediatas para mitigar os custos adicionais gerados pelas novas regras.
Como reação à lei, o setor de logística foi levado a reajustar, em alguns casos, em mais de 30% o valor do frete, a depender da região e da distância da rota. Além do aumento do frete, a introdução da lei trabalhista que regulamenta a profissão dos motoristas exigirá da indústria investimentos na aquisição de novos veículos aliados à contratação de mais funcionários para atender à demanda por transporte.
A elevação do preço do frete rodoviário em 2012 também é reflexo dos reajustes no preço do diesel na bomba. O governo federal autorizou dois acréscimos no valor do produto na refinaria: o primeiro, em junho, foi de 3,94%; e o segundo foi de 6%, em julho. Como medida para atenuar o impacto desses aumentos na inflação e também para o consumidor, o primeiro aumento foi acompanhado de redução a zero na cobrança da Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico (Cide). Ainda assim, os reajustes provocaram repasse de até 4% ao consumidor final.
O setor precisa recuperar competitividade no mercado interno e, especialmente, no externo, mas o aumento de custos do frete rodoviário e o subsequente agravamento causado pelas desvalorizações acentuadas que os preços de açúcar e etanol registraram ao longo do ano tornam a situação complexa. Mais do que nunca, é preciso que a indústria sucroenergética busque soluções tecnológicas e de gestão, de forma a atender às fortes demandas por açúcar e etanol do futuro.
Guilherme Nastari
Mestre em agroenergia e diretor da Datagro.
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