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Resultado de imagem para Petrobras pretende investir 30% mais em relação a 2017

A Petrobras vendeu ativos, mas não perdeu importância para o mercado. A estatal pretende aumentar seus investimentos em 2018 para R$ 17,3 bilhões - numa alta de 30% na comparação com 2017 - e, assim, colocar em operação sete novas plataformas que prometeram elevar a produção brasileira de óleo e gás para novos recordes históricos.

O ano de 2018 também deverá marcar a retomada dos investimentos na Unidade de Processamento de Gás Natural (UPNG) do Comperj, que tratará o gás natural produzido do pré-sal e cuja construção foi interrompida em 2015. Segundo o Si

ndicato dos Metalúrgicos de Niterói e Itaboraí, as obras devem demandar a contratação de até 6 mil empregados. Ao todo 36% das obras já foram executadas.

Existe expectativa no mercado, também, em torno da retomada dos investimentos em refino. A Petrobras está em negociações com os chineses da CNPC para investimentos na conclusão da refinaria do Comperj.

Na semana passada, a Petrobras lançou a proposta de seu programa de parcerias no setor, em que pretende vender 60% de participação em dois pólos regionais: a do Sul e do Nordeste, que concentram 4 refinarias.
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A Imetame Logística assinou a tão esperada licença de instalação para iniciar as atividades no Porto de Aracruz, muitas oportunidades e trabalho serão geradas com picos de empregos que podem chegar à 1.100 vagas.

O contrato foi assinado na última quinta-feira (19) pelo  Instituto Estadual de Meio Ambiente e Recursos Hídricos. Este empreendimento conta com o suporte total e incondicional do governo do estado, com injeção de investimentos  orçados em R$590 milhões.

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Paulo Hartung, governador do Espirito Santo, enfatiza que o projeto portuário é muito importante para o desenvolvimento social e econômico do estado. Ele aponta que devido a localização geográfica do Porto, facilita muito as relações comerciais com outros países. Muito otimista, ele exclama que finalmente as negociações foram destravadas e o ES poderá sentir os impactos desta medida imediatamente.

Entre as vantagens e facilidades que a Imetame Logística terá para operar o porto, estão:

Um aeroporto;
Ferrovia que interliga a região a parte central do país;
Um amplo espaço para retro-área;
Portos e estaleiros na região.

Aladim Cerqueira, hoje secretário de Estado de Meio Ambiente do Espírito Santo, diz que o empreendimento entra para o ranking dos mais importantes do país, além de ser um orgulho para o povo capixaba, afinal, a Imetame também é um empresa capixaba, mais conveniência do que isso é impossível.

Os serviços da Imetame no Porto consistirão basicamente na logística offshore, cargas gerais, contêineres, graneis sólidos, líquidos e gasosos. Vejam o vídeo dela nesta outra matéria de quando ela ganhou um contrato de manutenção offshore na Bacia de Campos.

Contratações

Neste momento, há muitos e-mails da Imetame rolando em grupos do Whatsapp, sites e em outras redes sociais, mas nenhuma delas são para as contratações deste porto ainda, acreditamos que eles criarão um meio de contato propriamente para este empreendimento. Toda via, estamos monitorando e acompanhando a movimentação da empresa neste sentido, assim  que ela divulgar o contato oficialmente, estaremos repassando para vocês. Para isso é necessário que vocês sigam o Notícias do Trecho nas redes sociais.
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A Petrobras Distribuidora anunciou a retomada das obras de ampliação da fábrica de lubrificantes em Duque de Caxias (RJ), conforme comunicado divulgado ao mercado.

De acordo com a BR Distribuidora, a ampliação “está em linha com o direcionamento estratégico apresentado na abertura de capital da empresa”. 

As obras têm duração prevista de 24 meses, visando aumentar a capacidade de produção em 55%, dos atuais 27 milhões para 42 milhões de litros ao ano.

O projeto da refinaria foi aprovado em 2008 e tinha previsão de ser concluído em 2012, mas estourou o orçamento diversas vezes e foi alvo de investigações de internas sobre irregularidades.

Edital da ANP

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou o edital e os modelos de contrato da 4ª Rodada de Partilha de Produção no Pré-sal, marcada para 7 de junho, sem a área de Saturno. Ao final de março, o Ministério de Minas e Energia (MME) acatou a decisão do Tribunal de Contas da União, que retirou os blocos exploratórios S-M-534 e S-M-645 da 15ª Rodada de Concessões e a área de Saturno da 4ª Rodada de Partilha. 

O secretário de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do MME, Márcio Félix, informou que o governo vai propor ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) a realização da 5ª Rodada de Partilha de Produção ainda em 2018, com essas áreas que foram excluídas de ambas.

Em oferta estão as áreas de Itaimbezinho, Três Marias, Dois Irmãos e Uirapuru, nas bacias de Campos e Santos. Especificamente sobre a manifestação de interesse da Petrobras em participar como operadora nas áreas de Dois Irmãos, Três Marias e Uirapuru, há dois modelos, um com a participação obrigatória de 30% da empresa (como operadora) e outro sem essa participação. 

O edital traz alguns “aprimoramentos” no documento em relação aos editais das 2ª e 3ª Rodadas de Partilha. “As empresas que não tiverem garantias de ofertas suficientes na reabertura, por exemplo, poderão apresentar ofertas nesse momento e apresentar as garantias posteriormente”, destaca o órgão regulador.

Quanto aos contratos, diz a ANP, uma das novidades é a revisão da cláusula que trata de arbitragem, como resultado da Consulta e Audiência Públicas nº 24/2017.

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A Federação das Indústrias no Estado de Mato Grosso (Fiemt), o Sindicato dos Taxistas de Cuiabá (Sintac) e o Sindicato do Comércio Varejista de Derivados de Petróleo (Sindipetróleo) avaliam entrar com uma ação no Ministério Público Federal (MPF) para buscar a retomada do fornecimento de gás natural ao Mato Grosso.

No último dia 12 de abril, a MT Gás havia conseguido uma liminar para voltar a comprar gás natural da Bolívia por meio do gasoduto operado pela Gasocidente. Porém, de acordo com a assessoria de imprensa da federação, o abastecimento não havia sido retomado.

Por causa da falta do insumo, as empresas matogrossenses tiveram de usar o gás liquefeito do petróleo (GLP) em seus processos o que, de acordo com a Fiemt, tem um custo três vezes maior. A falta do gás afeta ainda o uso do gás natural comprimido (GNC) no interior e o segmento automotivo.

A Fiemt informou que a liminar conseguiu estabelecia que o contrato fosse assinado – porém, mesmo após a assinatura, será necessário aguardar uma possibilidade de compra de gás boliviano.

O fornecimento havia sido interrompido em função da desativação da termelétrica Cuiabá, da Âmbar – pertencente ao grupo J&F, dos irmãos Joesley e Wesley Batista. Isso porque a empresa alegou que teve de suspender as atividades da usina porque o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) havia decidido arquivar processo da Âmbar contra a Petrobras, em uma queda de braço pelo fornecimento do gás. Na ocasião, o gasoduto também estava incluído na suspensão das atividades.

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A Petrobras decidiu colocar a Liquigás à venda novamente, depois que a compra pela Ultragaz foi reprovada pelo Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (Cade) no fim de fevereiro. A petroleira chegou a avaliar a alternativa de fazer uma oferta inicial de ações (IPO) na bolsa, mas optou por um novo processo de venda de 100% da empresa. Desta vez, para evitar problemas com o Cade, a ideia é procurar interessados entre grupos estratégicos estrangeiros e investidores financeiros, de acordo com duas fontes.

Bancos de investimento começaram a ser avisados da decisão na semana passada. Houve uma avaliação de que uma oferta de ações teria um desconto grande em relação aos R$ 2,8 bilhões que o grupo Ultra se dispôs a pagar. Além disso, num IPO, a Petrobras receberia apenas uma fatia do valor da distribuidora de gás GLP (cozinha), uma vez que não seriam vendidas 100% das ações.

Para uma terceira pessoa, a decisão do Cade, em 28 de fevereiro, sinalizou que a autoridade antitruste não aprovaria a compra por nenhuma outra empresa relevante do setor em operação no país, o que deixou poucas opções para a Petrobras no mercado local.

Cade vetou neste ano a aquisição do ativo pela concorrente Ultragaz, anunciada em 2016 por R$ 2,8 bilhões

A venda da Liquigás faz parte do plano de desinvestimento da estatal, que busca reduzir seu endividamento e colocar o foco em sua atividade principal, de exploração de petróleo em águas profundas.

O primeiro processo de venda da Liquigás aconteceu no segundo semestre de 2016, com o anúncio da venda para a Ultragaz em novembro daquele ano. A distribuidora atraiu o interesse de empresas como a turca Aygaz e a Gávea Investimentos, de Armínio Frag, e de empresas estabelecidas no setor, como a holandesa SHV (Supergasbras), Nacional Gás, Copagaz e Consigaz. Mas a proposta da Ultragaz foi muito superior às demais, porque embutia um prêmio pela liderança deste mercado.

Por causa da reprovação pelo Cade, a Petrobras recebeu no mês passada R$ 286 milhões da Ultragaz, multa que estava prevista em contrato em caso de a venda ser barrada pelos reguladores.

As empresas chegaram a propor ao Cade a venda de um pacote de ativos equivalente a 45% da Liquigás, mas não houve acordo. A relatora do caso, a conselheira Cristiane Alkmin, disse que teriam que ser vendidos 65% da Liquigás. Ela sugeriu que a Petrobras buscasse uma compradora com participação inferior a 10% do mercado. De acordo com ela, a empresa resultante da união entre Ultragaz e Liquigás teria 46% do mercado de gás de cozinha residencial. Hoje, as quatro maiores empresas detêm 85% desse mercado, bastante concentrado.

Durante o julgamento no Cade, o advogado da Petrobrás, Alex Messeder, chegou a dizer que no processo de venda foram procurados mais de 40 potenciais interessados, mas que poucos se interessaram de fato.
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Termina em junho o prazo para que as empresas de certificação de conteúdo local estejam de acordo com as novas exigências estabelecidas pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

A principal mudança é que, a partir dessa data, as certificadoras precisarão apresentar o Certificado de Acreditação de Organismo de Certificação de Produto (OCP) junto ao Instituto Nacional de Metrologia, Qualidade e Tecnologia (Inmetro). Sem esse selo, a instituição ficará impedida de realizar a certificação.

De acordo com a ANP, das 23 certificadoras acreditadas pela autarquia hoje, apenas três possuem o certificado de OCP do Inmetro. Uma quarta empresa que possui o documento do instituto está em fase de validação da acreditação na agência petrolífera.

Apesar da queda do número de empresas que estarão aptas a realizar a certificação de conteúdo local a partir do segundo semestre deste ano, a ANP não vê risco ao atendimento da demanda do setor. “A ANP entende que as empresas acreditadas conseguirão atender adequadamente a demanda pela emissão de certificados de conteúdo local”, informou a autarquia em nota.

A agência também descartou qualquer possibilidade de estender o prazo para que as certificadoras atendam as novas exigências. “Os organismos de certificação tiveram dois anos para se adaptar à nova regra”, completou.

As novas condições para a realização da certificação de conteúdo local entrarão em vigor em um momento movimentado do setor, em que a própria ANP está discutindo a proposta de mudança das metas de conteúdo local de contratos de concessão antigos e o Congresso se depara com um projeto de lei sobre o estabelecimento de uma política de conteúdo local, com percentuais definidos em lei, e não pelo Ministério de Minas e Energia.

Segundo a ANP, as discussões sobre percentuais de conteúdo local e as novas exigências para as certificadoras são “assuntos distintos”.

Para Elmar Mourão, gerente técnico da BRA Certificadora, uma das empresas que já possuem acreditação pela ANP e o Inmetro, as novas exigências vão melhorar o padrão de qualidade do serviço e elevar a credibilidade do setor.

“No início, não havia uma metodologia de certificação. Então, existiam empresas de contabilidade, escritórios de advocacia, que se credenciaram. Na verdade, [a certificação de conteúdo local] é uma mistura de certificação e de legislação, mas é fundamental que a certificadora tenha conhecimento da área técnica de petróleo, para que a interpretação não fique apenas no ‘juridiquês’, e sim se estenda para a parte de execução técnica”, disse ele.

Assim como a ANP, Mourão também entende que as certificadoras que estão aptas a atuar a partir de junho terão condições de atender a demanda do setor. Entre os clientes da BRA estão petroleiras como Repsol, Statoil e Chevron e grandes fornecedores da cadeia de óleo e gás, como a Schlumberger.

Especializada em certificações diferenciadas, consideradas “premium”, a BRA desenvolveu um programa de certificação de sistemas de gestão anticorrupção no Brasil. Segundo o diretor executivo da companhia, Tiago Martins, o mercado de certificações na área de compliance deve ter crescimento expressivo nos próximos dois anos.

“Em 2015, percebemos a movimentação e a necessidade do mercado. Adotamos a estratégia de fazer um investimento pesado em algo diferenciado”, afirmou o executivo. Segundo ele, o programa contempla as principais leis anticorrupção do mundo.
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O megaleilão de petróleo previsto para acontecer até o fim do ano e que renderia entre R$ 80 bilhões e R$ 100 bilhões aos cofres do governo está praticamente riscado do cronograma de 2018 e deve ficar para o próximo presidente. O leilão deve ser adiado por causa de uma disputa envolvendo a União e a Petrobras em torno da ‘cessão onerosa’, área que abrange seis blocos de pré-sal na Bacia de Santos.

Segundo representantes da área econômica, as negociações entre o governo e a petroleira emperraram e dificilmente será possível chegar a um acordo a tempo de realizar ainda este ano o megaleilão, listado pela equipe econômica como um das prioridades da agenda do governo Temer. Em 2017, a licitação dessa área era considerada uma peça chave para o governo cumprir a meta fiscal em 2018. Mas, agora, a avaliação é de que o governo não precisaria mais desses recursos extras para cumprir a meta este ano.

O contrato de cessão onerosa foi firmado em 2010, no período de euforia com a descoberta do pré-sal. A União cedeu 5 bilhões de barris de petróleo em troca de R$ 74,8 bilhões da Petrobras. No contrato, ficou definido que, no momento em que a empresa declarasse que o reservatório é comercialmente viável, seria feito um acerto de contas, considerando o valor do petróleo naquela data.

Assim, caso o barril do petróleo estivesse valendo menos, as reservas teriam desvalorizado e a Petrobras deveria receber uma diferença da União. Caso contrário, deveria pagar ainda mais ao Tesouro pela área recebida. Esse acerto de contas, porém, não foi concluído até hoje. A revisão do contrato é uma condição fundamental para a realização do leilão do chamado ‘excedente da cessão onerosa’ – um reservatório na mesma área que é maior do que o cedido pelo governo em 2010.

 Na mesa de negociação, onde a Petrobras e a União discutem quem deve a quem e o valor dessa dívida, estão centenas de cenários que se formam com base em diferentes variáveis. Apenas o impasse em torno da data que será usada como referência para a fixação do preço do barril de petróleo leva a uma diferença de mais de US$ 10 bilhões no cálculo para um lado ou para o outro. A Petrobras insiste em utilizar como referência a data da última declaração de comercialidade feita na área. A União quer usar as datas de cada um dos blocos. Há outros parâmetros envolvidos no cálculo, como a variação cambial, por exemplo.

Para o especialista Adriano Pires, do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE), o contrato de cessão onerosa “é horroroso” e não haverá solução se as duas partes não se “afastarem” dele na negociação. Para o especialista, o governo Temer não tinha conhecimento do tamanho do problema da cessão onerosa. Ele acredita que a eleição presidencial deste ano pode atrapalhar o leilão em novembro, mesmo que um acordo seja possível até lá.

Fontes do governo ouvidas consideram que a Petrobras contava com a fragilidade fiscal do governo para pressionar por um acordo mais favorável à empresa. A petroleira conta com esses recursos para melhorar seu caixa.

Na semana passada, o governo realizou uma reunião entre os negociadores, com a presença do presidente da Petrobras, Pedro Parente. O encontro foi considerado positivo, mas não destravou os principais pontos de impasse.

Impasse. Há itens que precisam ser esclarecidos diante de um contrato mal feito e excessivamente complicado. Segundo um representante do governo, se o contrato tivesse especificado que na revisão o governo deveria aceitar os dados da curva de produção e de custos da Petrobras, tudo seria mais fácil. Mas o documento estipula que a revisão seja feita com fundamento em laudos técnicos elaborados por entidades certificadoras independentes, que deverão considerar as “melhores práticas da indústria do petróleo”. Isso tornou a revisão bem mais complicada.

Preocupa o governo também o crivo de órgãos de controle, como o Tribunal de Contas da União, que acompanhará o resultado do acordo para aferir se a União não saiu prejudicada.
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A Petrobras anunciou o início da fase vinculante referente ao processo de venda da totalidade de sua participação nos campos de Piranema e Piranema Sul, ambos localizados em águas profundas na Bacia de Sergipe-Alagoas, de acordo com comunicado ao mercado divulgado nesta última terça-feira (24).

Nesta frase do projeto são emitidas cartas-convites aos interessados habilitados na fase anterior, com instruções sobre o processo de desinvestimentos, incluindo as orientações para a realização de due diligence e para o envio das propostas vinculantes.

A produção média de petróleo do campo de Piranema foi de 4 mil barris por dia no ano passado. Todo o gás produzido no campo é reinjetado.

A venda faz parte do plano de desinvestimento da Petrobras, que pretende conseguir US$ 21 bilhões em ativos vendidos entre 2017 e 2018 para aliviar seu endividamento.

"Nesse projeto em particular não foi prevista a realização da fase não vinculante, conforme faculta a sistemática para desinvestimentos da Petrobras, que está alinhada às orientações do Tribunal de Contas da União (TCU)", informou a estatal.

O diretor-geral da ANP, Décio Oddone, afirmou que o Brasil precisa reduzir a dependência da importação de derivados de petróleo, que em 2017 foi superior a 500 mil barris/dia. A declaração foi feita durante apresentação no Seminário “Reposicionamento da Petrobras no Refino”, realizado na FGV, no Rio de Janeiro.

Segundo ele, esse objetivo só será alcançado com um mercado aberto e competitivo no Refino. "O Brasil é grande demais para que uma única empresa seja responsável pelo abastecimento. Defendemos que exista um mercado aberto, diversificado e competitivo. A entrada de outros agentes permitirá que a precificação dos derivados seja definida pela competição, beneficiando o consumidor e reduzindo os riscos de interferência ou da adoção de práticas anticoncorrenciais.”

Para Oddone, o plano de parcerias da Petrobras pode ser o catalisador do processo de aceleração da abertura e transformação desse mercado. "O nosso país tem todas as condições de atrair investimentos. Somos o terceiro maior mercado consumidor de combustíveis de transporte no mundo, temos estabilidade regulatória e demanda crescente. O refino é uma atividade que impulsiona a economia", avaliou, completando que a tendência é a atração de investimentos para a conclusão dos projetos interrompidos e na construção de pequenas refinarias, com investimentos na casa dos US$ 200 milhões ou 300 milhões.

O diretor-geral acrescentou ainda que a ANP estuda a unificação do marco regulatório de toda a produção de combustíveis.

O diretor da ANP Aurélio Amaral também participou do evento, bem como representantes do Ministério de Minas e Energia (MME), do Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (IBP) e de outras entidades do setor.
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A Agência Nacional de Petróleo (ANP) vê espaço para relançar o leilão do gasoduto Itaboraí-Guapimirim, no Rio de Janeiro, ainda este ano, disse ao Valor o diretor do órgão regulador, Cesário Cecchi. Primeira tentativa do governo de emplacar um plano de concessões de gasodutos no país, o projeto acabou tendo sua licitação cancelada em 2016, devido a atrasos nos investimentos da Petrobras para trazer o gás do pré-sal para a costa.

Ontem, representantes da Petrobras e da ANP se reuniram para debater o cronograma das unidades de processamento de gás natural do Comperj – cujas obras devem ser retomadas nas próximas semanas – e do Rota 3, gasoduto submarino que escoará a produção do pré-sal até as UPGNs.

Segundo Cecchi, os encontros têm sido frequentes. A intenção é alinhar os cronogramas e licitar o Itaboraí-Guapimirim a tempo de que o duto, que conectará o gás tratado no Comperj à malha interligada, esteja operando no segundo semestre de 2020.

O diretor da ANP estima que as obras do gasoduto, de apenas 11 quilômetros de extensão, durem 18 meses, com “possibilidade significativa de redução” no cronograma. De acordo com Cecchi, a ideia, inicialmente, é abrir ainda este ano uma nova chamada pública para contratação da capacidade do duto e licitar o contrato de construção no início de 2019.

Na primeira tentativa de licitar o projeto, em 2014, apenas a Petrobras manifestou a intenção de contratar a capacidade do gasoduto, de 17 milhões de metros cúbicos diários. A ANP pretende agora, no entanto, reiniciar o processo e permitir que novas empresas façam ofertas.

“Talvez surjam novos carregadores [produtores, consumidores ou comercializadores que compram a capacidade de transporte do gasoduto]”, avalia Cecchi, em referência à mudança do cenário do mercado de gás desde que a licitação foi cancelada.

Lançada em 2014, a licitação do Itaboraí-Guapimirim foi suspensa no ano seguinte por determinação do Tribunal de Contas da União, que identificou erros no cálculo dos custos do projeto. Desde então, o leilão passou a ser levado em banho-maria no governo, diante das indefinições da Petrobras quanto aos investimentos nas UPGNs – como a Petrobras foi a única a ter manifestado interesse na contratação da capacidade do duto, o leilão se tornou dependente da definição do cronograma das unidades. Agora, com a retomada das obras das UPGNs, o projeto volta a ganha vida.

Nas discussões do programa Gás Para Crescer, o governo sinalizou retomar com o modelo de autorização para a outorga dos gasodutos. Segundo Cecchi, no entanto, a ANP trabalha neste momento com o “marco legal existente”, ou seja, com a concessão. Desde a regulamentação da Lei do Gás, que instituiu em 2010 o regime de concessões para novos gasodutos de transporte, o Itaboraí-Guapimirim foi o único projeto indicado para leilão pelo governo.


Durante visita ao estaleiro Atlântico Sul (EAS), no Complexo Portuário de Suape, em Ipojuca (PE), o ministro dos Transportes, Portos e Aviação Civil, Valter Casimiro, relembrou a entrega, neste mês, de duas embarcações por meio do Fundo Marinha Mercante (FMM).

Resultado de imagem para Fundo Marinha Mercante completa 60 anos com entregas em PernambucoCom a medida, os investimentos do Governo do Brasil ao setor naval no estado somam R$ 1,25 bilhão. A ação celebra os 60 anos do FMM. Em sete anos, já foram financiadas 510 embarcações em estaleiros brasileiros.

“O FMM tem financiado a construção de embarcações de grande porte para a atividade de apoio offshore e cabotagem que são fundamentais para o processo de produção e distribuição de petróleo, derivados, além do incentivo à atividade econômica do Brasil”, afirmou Casimiro.

O fundo, constituído em abril de 1958, é gerenciado pelo Ministério dos Transportes, e seus recursos são destinados ao financiamento para projetos de embarcações e estaleiros.

Em março deste ano, em reunião do Conselho Diretor do Fundo da Marinha Mercante (CDFMM), foram aprovados R$ 5 bilhões para financiamento de projetos do setor naval com recursos do Fundo.
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A 4ª Rodada de Partilha de Produção em blocos localizados no pré-sal brasileiro atraiu um número recorde de petroleiras, informou a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que recebeu ao todo 16 manifestações de interesse para participação no leilão, previsto para 7 de junho.

Segundo a ANP, além de ser um número recorde de pedido de inscrição em rodadas do pré-sal, foram feitas pelas maiores petroleiras do setor, informou, sem dar detalhes. Os pedido ainda terão que ser analisados pela Comissão Especial de Licitação da agência antes de serem divulgados, informou o órgão regulador em nota.

A 4ª Rodada vai oferecer quatro áreas, depois que o prospecto Saturno foi retirado do certame para compor a 5ª Rodada de Partilha de Produção, também previsto para este ano. A 5ª Rodada porém depende de autorização do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), cuja reunião extraordinária com essa finalidade está prevista para 4 de maio.

Serão ofertadas na 4ª Rodada as áreas de Itaimbezinho e Dois Irmãos, na bacia de Campos, e Três Marias e Uirapuru, na bacia de Santos. O bônus de assinatura são fixos e o mais caro é da área de Uirapuru, no valor de R$ 2,65 bilhões; seguido por Dois irmão, bônus de R$ 400 mil; Três Marias, R$ 100 mil; e Itaimbezinho, R$ 50 mil. Além do bônus de assinatura, as empresas têm que oferecer o porcentual de lucro-óleo que cederão à União. Ganha quem oferecer o maior lucro-óleo, que é o resultado da produção menos o custo-óleo.

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As fontes renováveis de energia estão ficando cada vez mais eficientes, mas o armazenamento de energia continua sendo um obstáculo no caminho da ampla adoção da energia sustentável no mundo.

Para preencher essa lacuna, algumas empresas estão pensando fora da caixa e investem no desenvolvimento de armazenamento de energia que depende do ar frio.

“O ar comprimido é uma tecnologia interessante,” Ravi Manghani, diretor de armazenamento de energia em Greentech mídia disse. “Pode ser uma forma de armazenamento a granel”.

A Alacaes na Suíça é uma empresa que explorou o armazenamento de energia do ar frio, perfurando um buraco no lado da montanha, no qual o ar frio comprimido é armazenado até ser necessário para dirigir uma turbina.

A técnica de perfuração de montanhas de Alcaes pode ser eficaz, embora seja limitada em suas aplicações.

“A desvantagem é que tem que confiar em formações geológicas específicas; precisa de cavernas subterrâneas que, em si, é uma limitação”, disse Manghani.

Armazenamento de energia por ar liquido

O Highview Power Storage, com sede no Reino Unido, é pioneiro em um método alternativo para o armazenamento de energia do ar frio usando refrigeração para arrefecer o ar para -196 graus Celsius, altura em que o ar se torna líquido. Este ar líquido é então mantido em ambientes de baixa pressão até que seja necessário.

A Highview construiu uma instalação perto de Manchester que usa o calor gerado pela queima de gás residual de um aterro sanitário para expandir o nitrogênio líquido no ar armazenado. O ar expandido é então canalizado através de uma turbina, que gera eletricidade.

A Highview espera que esta instalação seja conectada à rede energética do Reino Unido na primavera de 2018.

A empresa espera que suas instalações sirvam de modelo para um planeta que precisa desesperadamente de soluções de armazenamento de energia limpa.

“Globalmente, o mundo está percebendo que a verdadeira escala da grade, o armazenamento de longa duração é um requisito se quisermos dar um futuro descarbonizado”, disse Stuart Nelmes, diretor de engenharia da Highview, “e essa tecnologia desempenhará um papel fundamental.”


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 Primeira petroleira estrangeira a se tornar operadora de um campo no pré-sal, após concluir este ano a aquisição do campo de Lapa, a francesa Total pretende investir cerca de US$ 1 bilhão por ano em seus ativos no Brasil, nos próximos cinco anos. O presidente global da multinacional de origem francesa, Patrick Pouyanné, acredita que, depois dos mais de US$ 5 bilhões investidos pela companhia no país, desde 2010, a empresa possui hoje uma “base forte de ativos” no mercado brasileiro, mas que ainda há espaço para novos negócios, incluindo os setores de gás natural e energias renováveis.

“Temos uma posição robusta, mas a intenção não é dormir. E não perder oportunidades. Tem muito por vir”, disse Pouyanné, em entrevista exclusiva ao Valor, durante rápida visita ao Rio, para participar de encontro sobre transição energética com o Centro Brasileiro de Relações Internacionais (Cebri) e executivos do setor de óleo e gás.

Segundo o executivo, a Total não mira apenas oportunidades em exploração e produção de petróleo. “[Vamos investir em] exploração e produção, com certeza, mas também em GNL [gás natural liquefeito]. E também estamos olhando renováveis, olhando oportunidades para desenvolver a marca Total no Brasil”, disse.

Com um faturamento anual de US$ 150 bilhões, a petroleira francesa tem um plano de investimentos globais de US$ 13 bilhões a US$ 15 bilhões por ano até 2020, com foco em três eixos: produção de petróleo em águas profundas com baixo custo de extração, expansão na cadeia do gás natural e expansão rentável em renováveis.

Para Pouyanné, a entrada no mercado brasileiro de geração de energia pode ser “uma opção de monetização” do gás que a companhia irá produzir, no futuro, no pré-sal. Ele conta, no entanto, que a companhia também avalia oportunidades para entrar como supridora de GNL para o mercado brasileiro. Em 2016, a Total assinou um acordo de cooperação com a Petrobras e assumiu a opção de compra de 50% da Termobahia (que opera as termelétricas Rômulo de Almeida e Celso Furtado) e de compartilhamento do terminal de GNL da Baía de Todos os Santos.

“A aliança estratégica [com a Petrobras] inclui [o setor de] energia. Estamos trabalhando para implementar isso. A Petrobras tem ambição em renováveis. Nós também. Nós somos uma companhia solar. Queremos investir”, comentou ele, ressaltando que a empresa já possui cerca de 50 megawatts (MW) de capacidade em projetos solares no país, através da Total Eren.

Questionado se a empresa tem interesse no programa de parcerias da Petrobras em refino, ele, contudo, descartou a possibilidade de aquisições no segmento.

Companhia planeja investir em exploração e produção de óleo e gás, GNL e renováveis, mas descarta refinarias

A Total produz atualmente, no Brasil, cerca de 20 mil barris diários de óleo equivalente (boe/dia), algo em torno de 1% da produção global de óleo e gás da empresa. O executivo, contudo, explica que o Brasil é, hoje, um mercado estratégico para a petroleira francesa, que possui forte presença na costa da África, Oriente Médio e Mar do Norte, onde reforçou recentemente sua presença por meio da compra da dinamarquesa Maersk Oil.

Nos últimos anos, a Total construiu, por meio de aquisições, uma base de ativos que promete elevar a produção da empresa no Brasil para mais de 100 mil boe/dia em 2022, segundo informações divulgadas ao mercado pela petroleira em fevereiro. Esse volume seria suficiente para gerar um fluxo de caixa superior a US$ 1 bilhão.

Entre os principais projetos da companhia no país, Pouyanné classifica o megacampo de Mero (ex-Libra), no pré-sal da Bacia de Santos, como “uma joia do portfólio” da Total. A francesa é sócia da Petrobras, com uma fatia de 20%, no projeto, que começou a produzir em fase de testes em novembro.

Ainda no pré-sal, a petroleira possui também 20% do projeto de Gato do Mato, operado pela Shell, e, em janeiro, concluiu a compra de uma fatia de 22,5% da Petrobras na concessão de Iara, prevista para começar a produzir ainda este ano, e uma participação de 35% (e a operação) do campo de Lapa.

A aquisição de Lapa e Iara, por US$ 1,95 bilhão, foi o principal movimento da companhia no Brasil desde 2013, quando a empresa participou do leilão de Libra e da 11ª Rodada de concessões de blocos exploratórios. A multinacional chegou a participar, sem sucesso, das licitações de 2017 e da 15ª Rodada, da semana passada, e continuará em busca de novos ativos exploratórios. “Com certeza vamos participar [dos próximos leilões do pré-sal]”, afirmou Pouyanné.

O presidente da Total também ressaltou avanços regulatórios do setor de óleo e gás no Brasil. Ele destacou como um “debate positivo” a flexibilização da política de conteúdo local e a regulamentação do ‘waiver’ [pedido de perdão pelo não cumprimento dos compromissos de nacionalização]. “Acredito que houve uma grande evolução no último ano”.

Sobre o processo de licenciamento ambiental da campanha exploratória da empresa na Bacia da Foz do Amazonas, que já se estende por anos, Pouyanné acredita que a empresa e o Ibama encontrarão uma solução.

“Acho que não há problema com os debates [no processo de licenciamento]. É bom para o país e o ambiente. Nós da Total decidimos, por exemplo, não perfurar mais no Ártico porque consideramos que era caro e ecologicamente arriscado. Na Foz do Amazonas, estamos olhando com cuidado”, comentou. “Temos que ir passo a passo, vamos achar caminhos. Respeitamos as leis”, completou.

Questionado sobre a eleição presidencial brasileira este ano, o executivo disse que o processo é normal e faz parte das democracias. Com relação à situação econômica do país, ele comentou que o Brasil passou por anos difíceis, mas que enxerga melhoria do crescimento econômico. “Sou otimista sobre o potencial do país”, afirmou. “Mas estabilidade é o mais importante para o futuro”.
Resultado de imagem para MPF pede que Ibama indefira exploração de petróleo na Foz do Amazonas

O Ministério Público Federal (MPF) no Amapá expediu recomendação para que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) indefira licença para perfuração de poços de petróleo na Bacia da Foz do rio Amazonas, solicitada pela empresa Total, por considerar o Estudo de Impacto Ambiental (EIA) feito na região insuficiente.

De acordo com nota divulgada pelo MPF, a liberação de atividades petrolíferas, sem estudo adequado, viola compromissos internacionais firmados pelo Brasil, a exemplo da Agenda 21 – programa de ações para o desenvolvimento sustentável resultante da ECO 92. Na recomendação, o MPF alerta ainda que liberar o empreendimento pode resultar na destruição em larga escala do meio ambiente, configurando ecocídio – crime contra a humanidade sujeito à jurisdição do Tribunal Penal Internacional.

Segundo o MPF, a única forma de garantir que se evite danos ambientais na área é negando o licenciamento ambiental, utilizando-se dos princípios da prevenção e da precaução, em que o poder público deve agir antecipadamente diante do risco.

“Desde 2016, o MPF apura a possível ocorrência de irregularidades no EIA apresentado pela empresa. No ano passado, na primeira recomendação ao Ibama sobre o assunto, o MPF orientou o órgão a rever o processo de licenciamento para reavaliar os impactos da atividade petrolífera na região. O Ibama, então, determinou à Total que fossem refeitos documentos anteriormente apresentados pela empresa e readequados os estudos necessários ao licenciamento”, informou o MPF no Amapá. O Ibama disse que o estudo apresentado pela empresa está em análise pela sua equipe técnica da Diretoria de Licenciamento Ambiental.

Confira aqui a íntegra da recomendação do MPF

Na avaliação do MPF, no entanto, os esclarecimentos prestados pela empresa “não foram capazes de demonstrar a segurança necessária para a exploração de petróleo na área pretendida. A própria Total declarou que eventual vazamento poderia afetar o ambiente marinho, físico e biótico, de países vizinhos ao Brasil, o que, para o MPF, poderia causar problema diplomático”.

O MPF concedeu dez dias de prazo para o Ibama informar o acatamento ou não da recomendação e, caso não atenda, o órgão disse que serão adotadas medidas judiciais cabíveis.

Áreas retiradas do leilão

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) decidiu recentemente retirar da 15a rodada de licitações, que foi realizada no mês passados, os blocos exploratórios que seriam ofertados na Bacia do Foz do Amazonas. A decisão foi tomada para que se resolva a questão licenciamento ambiental para a perfuração de poços na região. Em agosto de 2017, o Ibama deu uma última chance para a Total complementar o licenciamento ambiental para a campanha que está licenciando na área.

Mas se o Ibama não liberar a perfuração dos poços na região o caminho natural é a Total devolver a concessão dos blocos à ANP. A Total opera cinco blocos na Foz do Amazonas e prevê a perfuração de nove poços na bacia. Ao todo, as petroleiras que arremataram blocos na Foz do Amazonas na 11a rodada da ANP, realizada em 2013, preveem a perfuração de 12 poços na região. Além da Total, BP e QGEP estão licenciando projetos na área.

Novos estudos apresentados

Recentemente, a Total apresentou ao Ibama uma atualização do cronograma do projeto de perfuração de nove poços na área dos cinco blocos exploratórios que arrematou na Bacia da Foz do Amazonas na 11a rodada da ANP, realizada em 2013. A empresa prevê iniciar a mobilização da sonda DS-9, da Ensco, no terceiro trimestre deste ano para começar a perfurar o primeiro poço no primeiro trimestre de 2019.

O plano da petroleira prevê dois poços em 2019, três em 2020 e outros quatro em 2021. Existe a possibilidade de utilização de duas sondas na campanha, mas é extremamente remota, alerta a empresa. “A empresa informa que a possibilidade de utilizar uma segunda sonda, para uma atividade de perfuração simultânea, é extremamente remota e somente se vislumbra que pudesse ocorrer ao final da campanha exploratória. Ainda assim, tanto a avaliação de impactos quanto a análise de riscos apresentadas já contemplam, quando pertinente, o cenário de duas sondas operando simultaneamente”, diz a empresa no documento enviado ao Ibama.

No começo do mês passado, a mineradora BHP desistiu da concessão de duas áreas exploratórias que havia arrematado na Bacia da Foz do Amazonas. A empresa devolveu à Agência Nacional do Petróleo (ANP) a concessão dos blocos exploratórios FZA-M-257 e FZA-M-324, em águas rasas da Foz do Amazonas, arrematados por mais de R$ 30 milhões.



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A Kerui Petroleum, da Província de Shandong, na China, assinou com a Petrobras um contrato EPC para construção da Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) Rota-3 do Pré-Sal, localizada no Comperj na cidade de Itaboraí, no Estado do Rio de Janeiro, no valor de aproximadamente US$ 600 milhões.

Esta foi a primeira licitação pública da Petrobras para instalações industriais de petróleo desde 2014, e também o maior projeto de tratamento de gás natural do Brasil . Trata-se de uma iniciativa de fundamental importância para o desenvolvimento da produção de petróleo e gás do pré-sal.

A Kerui Petroleum é a primeira empresa privada chinesa a obter um contrato com a Petrobras na área da engenharia. Li Jinzhang, embaixador da China no Brasil, disse: “Nós calorosamente parabenizamos a Kerui Petroleum nesta bem-sucedida proposta para o projeto da Planta de Tratamento de Gás Natural (UPGN) de Itaboraí, Brasil. O que demonstra o espírito empreendedor da Kerui e os incansáveis esforços do Brasil, e representa importantes conquistas do know-how chinês entrando no Brasil. Nós esperamos que a Kerui Petroleum crie uma referência para os projetos da cooperação sino-brasileira de gás e petróleo, com engenharia e construção de primeira classe para facilitar o desenvolvimento local social e econômico “.

Para a execução desse projeto a Kerui Petroleum contará com a parceria de uma empresa brasileira de engenharia. Após oficialmente receber da Petrobras os documentos da licitação do projeto, a Kerui Petroleum e a empresa nacional trabalharam juntas para oferecer a melhor proposta, destacando-se dentre as outras empresas de engenharia de todo o mundo, com suas múltiplas vantagens de design modular e padronizado, custos operacionais reduzidos e ganhos de projeto melhorado.

O projeto da planta de tratamento de gás natural, conquistado pela Kerui Petroleum, será a maior planta de tratamento de gás natural do Brasil. Um projeto que vai colaborar com a retomada da economia do Estado do Rio de Janeiro, gerando até 2 mil empregos locais diretos, minimizando os graves problemas de desemprego na região.

A planta será predominantemente usada para processar o gás natural produzido, associado ao processo de extração do petróleo do pré-sal na Bacia de Santos, garantindo a produção normal do petróleo do pré-sal no Brasil. A conclusão da planta dobrará a capacidade de processamento do gás natural, passando de 23 milhões para 44 milhões de metros cúbicos por dia. O gás natural processado será usado para veículos e no setor industrial, o que irá aliviar a necessidade do governo brasileiro de importação de gás natural.


A P-74 está localizada a cerca de 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d’água de 2.000 metros e é a décima terceira plataforma a entrar em operação no pré-sal brasileiro.

Devido ao elevado potencial de produção de Búzios, além da P-74, serão destinadas, entre 2018 e 2021, mais quatro plataformas para esse campo, cada qual com capacidade de processar diariamente até 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás.

Búzios é um dos principais projetos da companhia no pré-sal e contribuirá para o aumento da produção da Petrobras no horizonte do Plano de Negócios e Gestão 2018-2022.
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Brasilândia e Santa Rita do Pardo municípios enfrentam um dilema, ante a possibilidade da exploração de petróleo e gás. Ambos os municípios sul-mato-grossenses integram bloco adquirido pela Petrobras, em setembro do ano passado, que despertou alerta entre ambientalistas sobre o uso do fraturamento hidráulico para extração de gás do folhelho pirobetuminoso de xisto.

Dados da AIE (Agência Internacional de Energia) colocam o país com uma das dez maiores reservas de gás de xisto no mundo. Acessá-lo requer uso de técnica controversa que perfura o solo, ultrapassando fontes subterrâneas de água, para a extração de metano preso entre as camadas profundas de rocha. Um cano de aço, revestido por cimento injetado, leva produtos químicos e sua pressão causa fraturas que liberam o gás. Já areia, supostamente, mantém a porosidade para a migração do metano e evita que o terreno ceda. Isso pode vir ao Estado.

No entanto, depõe contra a indústria petrolífera imagens como as de torneiras pegando fogo na série de documentários Gasland, que acusam as empresas de irregularidades como a poluição de fontes de água por gás metano. Falhas estariam associadas ao revestimento de cimento.

O engenheiro e coordenador da Coalizão Não Fracking Brasil, Juliano Bueno de Araújo, disse em audiência pública na Assembleia Legislativa, nessa semana, que utilizar a técnica não vale o risco ambiental e econômico a longo prazo com poluição da água e solo.

“A injeção de produtos químicos e radioativos causa danos ao fornecimento de água para a população e acidifica o solo, impossibilitando a produção de alimentos de origens vegetal e animal. Barreiras fitossanitárias para a exportação são realidade em vários países. Unidades que não mais produzem continuam contaminando com metais pesados e radioativos [o solo] por 30 a 50 anos, portanto não podemos assumir esse risco”, reforçou Juliano.

São ao menos 54 municípios sul-mato-grossenses com áreas para exploração em potencial, conforme a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). Diante dos riscos, o deputado estadual Amarildo Cruz (PT) propôs que a exploração seja suspensa por dez anos. “Estamos falando da contaminação do Aquífero Guarani, temos muito a perder”.

Chefe da assessoria de Gestão de Risco da ANP, Silvio Jablonski pontuou haver segurança no uso do fraturamento hidráulico. “Devemos olhar para onde há fato concreto, que é os Estados Unidos. Esse gás de xisto trouxe mais reservas e temos que aproveitar a janela de oportunidades porque gerações futuras não vão precisar de petróleo e o gás é a transição para as energias renováveis”.

Projetos piloto, conforme Jablonski, devem ser implementados para estabelecer parâmetros de segurança e não moratórias como a do petista.

Fogo cruzado 

Na avaliação do secretário de Estado de Desenvolvimento Econômico, Jaime Verruck, seria prematuro ter uma lei que proíba a extração do gás de xisto por não haver conhecimento sobre os impactos ambientais, potencial da reserva de gás existente e sua viabilidade econômica, que pode reduzir custos a clientes da estatal MSGás.

“Não é o gás pelo gás. Temos que tomar cuidados para conhecer e poder licenciar. Não tenho dúvidas de que o Brasil caminha para o futuro, mas ainda temos situações para resolver em relação ao gás boliviano que é interessante para nós hoje”, destacou Verruck.

Cacildo Dagno Pereira (PSDB), prefeito de Santa Rita do Pardo, lembrou que tudo o que é novo gera preocupações. Ele usou como exemplo os transgênicos, mas quanto ao xisto foi mais cauteloso até diante da possibilidade de recebimento de royalties. “Desenvolvimento é bom, desde que seja sustentável. A gente precisa ver o ônus que isso vai trazer”.

Geóloga e professora da UFMS (Universidade Federal de Mato Grosso do Sul), Sandra Gabas apontou ser preciso criar uma “geração de conhecimento” no próprio Estado para colaborar com o debate sobre a extração do gás de xisto e seus efeitos. “Não podemos fazer discussão com paixões, mas dados científicos”.
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O evento da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) e da Informa Exhibitions reunirá mais de 30 entidades setoriais com um total superior a 900 marcas expositoras, que apresentarão lançamentos e tendências do mercado.

Serão realizados seminários e workshops, com debates sobre questões fundamentais relacionadas à inovação, tecnologia e infraestrutura.

As palestras serão ministradas por representantes de diversas instituições brasileiras, como Anderson Borille (Instituto Tecnológico de Aeronáutica), Marcelo Knorich Zuffo (coordenador do Centro Interdisciplinar em Tecnologias Interativas da USP), Carlos Américo Pacheco (diretor-presidente do Conselho Técnico-Administrativo da FAPESP), Gabriel Natucci (analista de desenvolvimento da Bosch Brasil), Michael Teschner (CEO da Multivac do Brasil), Raquel Battin (diretora de vendas da UPS do Brasil).

Axel Zeidler, cônsul geral da Alemanha em São Paulo, e Jorge Arbache, secretário de Assuntos Internacionais no Ministério do Planejamento, também têm presença confirmada.

A programação também inclui as seguintes atrações: Demonstração de Manufatura Avançada; 2ª Rodada Internacional de Negócios; Fórum RP2M; VIII Simpósio Internacional de Excelência em Produção; Produtividade em soldagem; Sebrae Móvel; e Unidade móvel de soldagem do Senai.

As inscrições são gratuitas e podem ser feitas pelo site da Feimec. O evento ocorrerá no São Paulo Expo (rod. dos Imigrantes, km 1,5, Vila Água Funda, São Paulo), das 10 às 19 horas, do dia 24 a 27, e das 9 às 17 horas no dia 27.

Mais informações: www.feimec.com.br/pt/HOME.html.

Evento na São Paulo Expo, de 24 a 28 de abril, reunirá mais de 700 expositores com lançamentos e tendências do mercado
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Apesar de correr contra o tempo para evitar uma inadimplência, a Odebrecht S.A. trabalha para postergar por alguns dias o pagamento de R$ 500 milhões em bônus, que vencem amanhã, e transformar o evento em uma situação, apenas, de “calote formal”. No entanto, se ainda assim o grupo não honrar seu compromisso – opção que pessoas próximas à companhia descartam – detentores de 25% dos títulos da dívida podem solicitar a antecipação de todos os pagamentos da Odebrecht Engenharia e Construção (OEC), além dos próprios bonds em questão.

Existe, no entanto, uma interpretação de que a empresa pode ter 30 dias de carência (o chamado período de cura) para escapar do default, apesar de o contrato explicitar que não havendo o pagamento do principal a dívida pode ser acelerada. Fontes ligadas à construtora garantem que, mesmo que o acordo não seja fechado até amanhã, a empresa vai fazer o pagamento.

Mas, sem a conclusão da negociação com os bancos até a tarde de ontem, os detentores dos títulos da OEC já estavam preparados para ficar sem o pagamento. Os bônus perpétuos da construtora Odebrecht, que têm maior liquidez, operaram até o meio da tarde no exterior embutindo tal perspectiva. Não há negócios com os bônus que estão vencendo e é baixíssimo o volume de negócios há algum tempo.

A Odebrecht ainda tenta convencer Banco do Brasil, Santander e Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) a abrir mão da preferência das ações da Braskem que foram dadas como garantias em outro empréstimo. Isso porque Bradesco e Itaú Unibanco concordaram em emprestar até R$ 2,5 bilhões em recursos novos para o Grupo desde que passassem a ter prioridade nesses papéis, que foram oferecidos como garantia. Segundo fontes, as conversas tiveram algum avanço no final da tarde de ontem. Mas o Banco do Brasil mantém a premissa de que não vai enfraquecer suas garantias.

Procurada, a Odebrecht S.A. afirmou que continua empenhada na negociação com os bancos de seu relacionamento. “Por sua dimensão e pelo número de bancos envolvidos, trata-se de uma negociação complexa e demorada. Esta é uma operação de caráter estruturante para a Odebrecht e que ao mesmo tempo beneficiará todos os credores.” A Odebrecht Engenharia e Construção, por sua vez, informou também que continua a concentrar esforços para honrar seus compromissos de curto e longo prazos.

Envolvida na Lava Jato, a empresa teve um baque nas receitas. A construtora, que era a segunda maior fonte de recursos do grupo, despencou. Em 2014, o estoque de projetos em carteira era de US$ 33,8 bilhões. Até setembro passado, havia recuado para US$ 14,4 bilhões.

O aporte que vem sendo negociado com os bancos seria usado para quitar a dívida atual e dar fôlego para a empresa se estruturar.
Resultado de imagem para Apple funciona com 100 por cento de energia limpa

A empresa da maçã agora é 100% limpa. O anúncio da Apple vem uma semana após o da Google, que informou a mesma façanha: 100% de consumo renovável.

A Apple divulgou nesta quarta-feira, 11, que as instalações globais da empresa usam energia limpa, o que pode incluir desde lojas a escritórios e data centers em 43 países.

A Apple investe em projetos para compensar o gasto energético.

Com isso, a empresa ganha certificados que comprovam a eficiência energética e possibilita o discurso  sustentável.

“Estamos comprometidos em deixar o mundo melhor do que o encontramos. Depois de anos de trabalho duro, estamos orgulhosos de ter alcançado esse marco significativo”, disse Tim Cook, CEO da Apple.

“Vamos continuar ampliando os limites do que é possível com os materiais em nossos produtos, a forma como os reciclamos, nossas instalações e nosso trabalho com fornecedores para estabelecer novas fontes criativas e voltadas para o futuro de energia renovável, porque sabemos que o futuro depende disso”, acredita.

Parceria

Além disso, a empresa ainda anunciou parceria com nove empresas que estão comprometidas a utilizar somente energia limpa em suas produções.

“Atualmente, a Apple tem 25 projetos operacionais de energia renovável em todo o mundo, totalizando 626 megawatts de capacidade de geração, com 286 megawatts de geração solar fotovoltaica em operação em 2017, o maior de todos em um ano”, diz o site da Apple.

“Também tem mais 15 projetos em construção. Uma vez construída, mais de 1,4 gigawatts de geração limpa de energia renovável serão distribuídos em 11 países”.

Rede Pública

O novo escritório da empresa em Cupertino, o Apple Park, tem hoje o que é considerada a maior construção com placas de LED na América do Norte, tendo capacidade de abastecer totalmente o prédio.

“Também fornece energia limpa de volta à rede pública durante períodos de baixa ocupação”, diz o comunicado da empresa.
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A Comissão de Desenvolvimento Urbano da Câmara dos Deputados aprovou, por unanimidade, no dia 18 de abril, o Projeto de Lei 07108/2017. Ele altera a Lei nº 11.445, de 5 de janeiro de 2007, que estabelece diretrizes nacionais para o saneamento básico, para obrigar o uso da água do mar em equipamentos sanitários nas cidades litorâneas. O projeto, agora, está na Comissão de Constituição e Justiça da Câmara. Se aprovado, vai para a votação em plenário.

É importante destacar que há cerca de 10 mil quilômetros de costa e, até a edição do Projeto de Lei 6.969/2013 – que visa instituir a Política Nacional para a Conservação e o Uso Sustentável do Bioma Marinho Brasileiro – o Brasil não possuía nada análogo para tratar de um espaço tão importante para a economia brasileira: o mar.

Os dados políticos e econômicos que suportam a importância do mar para o país revelam que mais de 40% da população brasileira reside no litoral, onde, inclusive, se encontra a maioria das capitais estaduais. Segundo dados de 2015 do extinto Ministério da Pesca, a cada 200 brasileiros, um é pescador – ou seja, o mar, por meio da pesca, sustenta mais de 1 milhão de brasileiros. Além disso, estatísticas da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (ANTAq) informam que mais de 95% do volume da exportação brasileira ocorreu pelo mar e, ainda, é o subsolo marinho que guarda uma das nossas maiores riquezas: o petróleo do pré-sal. Também é desse subsolo que o Brasil retira a maior parte da produção de petróleo e gás-natural.

De forma genérica, a proteção desses espaços já faz parte da legislação ambiental vigente. Porém, é o projeto que passa a impor, de forma mais ostensiva, obrigações ao setor portuário e de transportes marítimos.

Por exemplo: o projeto prevê o controle, com a finalidade de monitoramento da qualidade ambiental, de portos e estaleiros por meio de um planejamento espacial que integre elementos econômicos, sociais e naturais. Um dos objetivos explícitos desse dispositivo é, além de fiscalizar a gestão dos efluentes e resíduos de embarcações e portos, prevenir a introdução de espécies invasoras, como ocorreu no caso do mexilhão dourado (molusco bivalve originário da Ásia, sem predadores no Brasil, e que chegou às águas nacionais acidentalmente por meio da água de lastro de navios). O custeio desse monitoramento, ao que tudo indica, deve decorrer de compensação ambiental a ser paga pelos empreendedores no licenciamento ambiental de suas atividades, em percentuais definidos na própria lei.

Além de instrumentos de comando e controle, o projeto de lei também contempla instrumentos econômicos destinados a fomentar o uso sustentável do bioma marinho brasileiro, tais como pagamento por serviços ambientais, dedução de investimentos em pesquisa científica da base de cálculo do imposto de renda e outros incentivos para comercialização, inovação e aceleração da recuperação e conservação de recursos marinhos e costeiros. Outra possibilidade prevista no projeto é a obtenção de crédito, em todas as suas modalidades, com taxas de juros menores e limites e prazos maiores que os praticados no mercado.

O projeto é, essencialmente, preservacionista. Porém, a proposta de preservação neste caso parece menos radical que em outras normas ambientais, pois é nítido o intuito de incentivar o setor privado a investir na proteção ambiental por meio de benefícios e não apenas por meio de instrumentos de comando e controle (em resumo, o estabelecimento de padrões a serem observados e aplicação de sanções aos que não os atenderem).

Realmente, a valorização econômica do bem ambiental, ou seja, a expressão monetária do benefício que se obtém desse bem, é o melhor caminho para a sua preservação. Não porque o empreendedor só vai se preocupar com o meio ambiente se lucrar com ele (em quase 15 anos de carreira, nunca vi um único caso em que um empreendedor tenha degradado o meio ambiente de forma intencional), mas porque proteger o meio ambiente também custa dinheiro.

É largamente conhecido que o custo para controle da poluição deve ser internalizado pelo empreendedor em decorrência do chamado princípio do poluidor-pagador. Contudo, isso se refere meramente à poluição eventualmente gerada pela sua própria atividade. Esse princípio, evidentemente, não obriga um empreendedor a se responsabilizar pelo dano ambiental que não tenha relação com a sua atividade.

De outro lado, o que o projeto de lei pretende é receber investimento do setor privado para recuperar áreas já deterioradas ou conservar áreas sob risco, assim identificadas pelo seu plano de monitoramento. Muitos desses danos ambientais foram causados ao longo de décadas por personagens impossíveis de serem identificadas e individualizadas. Dessa forma, o projeto tratou de buscar mecanismos para juntar dinheiro para custear a proteção ambiental dessas áreas, tornando a sua preservação espontânea mais atrativa. O legislador parece, finalmente, ter entendido que a valorização econômica do bem ambiental é o melhor caminho para a preservação do meio ambiente.
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A Subsea 7 fez uma oferta hostil no valor de US$ 2 bilhões para adquirir o controle da Mcdermott. A proposta vem na sequencia de uma primeira oferta, feita em 20 de abril, e que foi negada pelo o Conselho de Administração da Mcdermott. No Brasil, a Subsea 7 tem contratos para afretamento de ROVs (veículos de operação remota) e PLSVs (barcos para lançamento de dutos) com a Petrobras.
A Subsea 7 ofereceu à Mcdermott US$ 7 por ação, em dinheiro ou em até 50% em ações, representando um prêmio de 16% sobre o preço de fechamento das ações da empresa na última sexta-feira (20/4), que foi de US$ 6,05. “A Subsea 7 pode aumentar após uma avaliação mais profunda dos negócios da Mcdermott”, disse a empresa em nota.
No começo de março, a Subsea 7 já havia anunciado A Subsea 7 acordo de € 140 milhões para adquirir a Siem Offshore Contractors GmbH, sediada na Alemanha, e os dois navios que operam para a mesma, transação ainda sujeita a avaliação e aprovação por autoridades na Alemanha.
A aquisição incluirá todo o capital social emitido da Siem Offshore Contractors, e os navios Siem Aimery e Siem Moxie, envolvidos no lançamento e instalação de cabos elétricos para estações de energia offshore, o que expandirá ainda mais a presença da Subsea 7 no segmento de energias renováveis.
Mas o que é uma oferta hostil?
De acordo com a Suno Research, a aquisição hostil é a compra de uma companhia com ações listadas na bolsa de valores por outra companhia ou por um grande investidor. Como o nome diz, ela é feita sem o consentimento da diretoria atuante na empresa-alvo. Não haver negociação entre as diretorias é justamente a característica definidora de uma oferta hostil.
Dessa forma, aquisições hostis, também conhecidas como hostile takeovers, podem ser feitas de duas maneiras.
Uma delas é por meio de uma Oferta Pública de Aquisição (OPA), quando os interessados propõem um valor – normalmente com um prêmio em relação ao preço de mercado – para que acionistas interessados vendam seu equity na companhia.
Por exemplo, em abril de 2018, a Energiza fez uma oferta hostil para a compra da distribuidora de energia Eletropaulo.
O valor da proposta foi, à época, de R$ 19,38 por ação, com um “prêmio” de 0,67% em relação à cotação de fechamento do papel no dia.
A ação já havia valorizado 5% naquela mesma data, “antecipando” o movimento.
A outra forma de fazer uma aquisição hostil ocorre quando existe disputa entre acionistas sobre os rumos da empresa.
Assim, os que possuem menos poder no Conselho de Administração podem se articular com outros acionistas minoritários para conseguir mudar seus membros.


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A Petrobras iniciou neste último fim de semana a produção do campo de Búzios, o primeiro a entrar em operação na área da cessão onerosa, no pré-sal da Bacia de Santos, por meio da plataforma P-74, informou a petroleira estatal em nota ao mercado.

Por meio do contrato da cessão onerosa, o governo garantiu à Petrobras em 2010 áreas do pré-sal, na Bacia de Santos, sem licitações, mas a empresa pagou à época à União 74,8 bilhões de reais pelo direito de produzir até 5 bilhões de barris de óleo equivalente.

O contrato da cessão onerosa está sendo renegociado com o governo federal, em um processo previsto desde o início com base em variáveis como o preço do barril de petróleo. Há discussões se Petrobras terá de pagar mais à União ou ser credora do governo.

A P-74 está localizada a cerca de 200 km da costa do Estado do Rio de Janeiro, em profundidade d'água de 2.000 metros e é a décima terceira plataforma a entrar em operação no pré-sal brasileiro, segundo a Petrobras.

Devido ao elevado potencial de produção de Búzios, além da P-74, serão destinadas, entre 2018 e 2021, mais quatro plataformas para esse campo, cada uma com capacidade de processar diariamente até 150 mil barris de petróleo e 6 milhões de metros cúbicos de gás.

Búzios é um dos principais projetos da Petrobras no pré-sal.
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Antiga Odebrecht Óleo e Gás, a Ocyan tenta vencer o bloqueio imposto pela Petrobras que a impede de participar de novas licitações da estatal. Quase toda a receita da Ocyan, de cerca de R$ 3 bilhões ao ano, vem da Petrobras.

Como tinha contratos de longo prazo firmados com a petroleira antes, os mesmos estão sendo cumpridos, mas novos estão proibidos pela estatal.

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A companhia espanhola Gas Natural Fenosa pretende aumentar em 5% os investimentos na área de distribuição de gás no Brasil este ano. A empresa, que controla as concessionárias CEG e CEG Rio, no Rio de Janeiro, e a Gas Natural SPS, na região Sul do Estado de São Paulo, prevê investir, ao todo, R$ 428,8 milhões em 2018, no segmento.

A multinacional também anunciou a intenção de investir mais cerca de R$ 400 milhões (95 milhões de euros) para desenvolver seu segundo projeto fotovoltaico no país, depois de estrear no mercado brasileiro de energia solar, em 2016.

A multinacional de origem espanhola abastece cerca de 1,085 milhão de clientes de gás natural no Rio e em São Paulo. As três concessionárias controladas pela empresa no Brasil, maior mercado de gás da companhia na América Latina, geraram receitas de R$ 6,77 bilhões no ano passado. O lucro líquido das três distribuidoras, por sua vez, somou R$ 470 milhões, o que representa um aumento de 17% ante 2016.

O mercado mais importante da companhia é da área de concessão da CEG, na região metropolitana do Rio de Janeiro. A distribuidora concentrará a maior parte dos investimentos previstos pela Gas Natural Fenosa no Brasil este ano: R$ 309 milhões, o equivalente a 72% dos aportes previstos pela multinacional.

O orçamento representa um acréscimo de 12% ante 2017. A companhia esclareceu, contudo, que os valores ainda são provisórios, já que o processo de revisão tarifária da concessionária ainda não foi concluído.

A CEG Rio, por sua vez, receberá investimentos de R$ 76 milhões, uma queda de 22% frente ao ano passado, enquanto a Gás Natural SPS investirá R$ 43,8 milhões este ano – uma alta de 21% frente a 2017.

Além do mercado de distribuição de gás, a multinacional de origem espanhola também atua no mercado de geração de energia, no Brasil, desde fins de 2016, quando a adquiriu, por meio de sua subsidiária Global Power Generation (GPG), uma fatia de 85% em duas usinas de energia solar fotovoltaica do grupo Gransolar, no Piauí: Sobral I e Sertão I, que entarram em operação em 2017 e totalizam 68 megawatts-pico (MWp) de capacidade.

Em março, a Gas Natural Fenosa anunciou a aquisição de mais dois empreendimentos fotovoltaicos no país: Guimarania I e Guimarania II, que somam 83 MWp, em Minas Gerais, e demandarão investimentos de 95 milhões de euros (R$ 400 milhões). A expectativa é de que eles entrem em produção no quarto trimestre deste ano.

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O sonho do então estudante Alisson Oliveira, 31 anos, era seguir a carreira científica. Chegou a cursar Física na Universidade Estadual de Campinas (Unicamp), no interior de São Paulo, mas as dificuldades enfrentadas por um pesquisador o desiludiram. Decidiu, então, fazer Engenharia Civil. Em 2009, entrou na Universidade Federal da Bahia (Ufba). Em 2013, se formou e já saiu empregado.

Escolheu Engenharia porque, naquele momento, ninguém ficava desempregado. Com vagas à disposição, os salários eram altíssimos.

Só que vieram as crises. A política, a econômica e a da própria Engenharia Civil. No fim de 2014, Alisson foi demitido. De lá para cá, nunca mais conseguiu trabalhar na área. Hoje, é motorista de Uber e trabalha de madrugada para conseguir receber aproximadamente um terço do salário de quatro anos atrás.

“Já larguei a área. Estou estudando para concurso e, se der certo vou sair do Brasil”, diz, categórico. Alisson, que trabalhou numa empresa terceirizada que participou da construção da Arena Fonte Nova, vai fazer provas para Petrobras e para o cargo de investigador da Polícia Civil neste domingo (22).

Alisson não está sozinho. Como ele, milhares de engenheiros civis – de recém-formados aos antigos na profissão – passam por uma situação dramática. Depois que o setor vivenciou um crescimento fora do comum entre 2008 e 2014, vieram os altos índices de desemprego e de empresas sendo fechadas.

Só em 2015, o Sindicato dos Engenheiros da Bahia (Senge) homologou 600 demissões no estado. Em 2016, foram 500. Em 2017, o número caiu para 300 – não porque a situação melhorou; mas porque a construção civil já extinguiu tantos cargos e demitiu tanta gente que já não há mais por onde cortar. Uma coisa é certa: os demitidos nos anos anteriores não foram contratados novamente.

E isso é só relacionado aos que passam pelo sindicato, porque, como explica o presidente do Senge, Ubiratan Félix, muitas empresas não fazem isso. “Esse ano está mais tranquilo porque não tem mais quem seja demitido. Houve uma situação muito forte nos últimos tempos de quem ia homologar e não recebia nada porque a empresa entrou em recuperação judicial. O sindicato está acompanhando profissionais desempregados, que estão tendo uma situação difícil de ter até que retirar filho da escola”, diz ele, que também é professor do Instituto Federal da Bahia (Ifba).


Crise nacional

Não há como dissociar a crise na engenharia civil com a crise no país. Como explica o presidente do Conselho Regional de Engenharia e Agronomia (CREA-BA), Luiz Edmundo Campos, a situação econômica nacional em 2008 – de crescimento e mais empregos sendo oferecidos – fez com que salários aumentassem. Assim, as pessoas começaram a melhorar de vida. Muita gente comprou carro, apartamento e a engenharia civil ia de vento em popa.

Basicamente, dava para usar uma regra e, a partir dela, compreender como estava o Brasil. O coordenador de Engenharia Civil da Faculdade Pitágoras de Teixeira de Freitas, Faustino Ferreira Filho, diz que o campo é um ‘termômetro da economia’. “E oscila em detrimento das ações públicas de nossos governantes, fomentado pelas grandes empresas do mercado imobiliário e de serviços”.

Naquele momento, era como se o termômetro indicasse que o Brasil tinha a saúde de um jovem atleta da Seleção Brasileira de Vôlei, de Futebol ou de Natação. Nenhum sinal de febre – o que provocou o aumento do interesse pela Engenharia Civil. O que acontece é que um estudante da área passa pelo menos cinco anos na faculdade.

Ou seja – quem entrou em 2008 esperando encontrar um campo pulsante saiu somente em 2013. Aqueles que começaram em 2009 saíram em 2014 já no estopim da crise econômica do país – e isso seguiu com os que fizeram vestibular em 2010, 2011 e 2012.

Em 2008, 625 novos engenheiros civis pediram registro no Crea. Entre 2009 e 2012, o número continuou oscilando entre 500 e 600. É a partir de 2013 que as coisas começam a se inverter: só naquele ano, o mercado ganhou 739 novos engenheiros civis. Em 2017, em plena crise, 1.581 engenheiros saíam da faculdade – praticamente o triplo da quantidade que chegava ao mercado nos anos de maior crescimento da construção.

Esses profissionais foram atraídos pelo salário – o piso nacional é de oito salários mínimos e meio – e pela possibilidade de crescimento. Naquele momento, segundo o presidente do Senge, Ubiratan Félix, o mais comum era que as empresas pagassem bem mais que o piso. Dava até para escolher quem dava mais pelo serviço. Agora, até o piso é raro.


 Insustentável

O crescimento foi tão grande que dava para imaginar que aquilo não seria sustentável a longo prazo, para alguns especialistas. Em poucos meses, bairros inteiros nasciam praticamente do nada – como o que aconteceu em pontos da Avenida Paralela. E isso só no que tange ao desenvolvimento imobiliário, que é o mais perceptível para a população. No entanto, a infraestrutura pesada também nunca crescera tanto.

Pelas faculdades, passaram milhares de estudantes que, na avaliação do coordenador, muitas vezes nem tinham afinidade com a área. Os números gigantescos, no fim, eram um indicativo de que algo daria errado. O pior, na verdade, ainda estaria por vir. Para o professor, a própria profissão de engenheiro civil passa por um momento muito delicado – a ética do campo foi colocada em debate.

Pouco tempo atrás, ele chegou a participar de um evento em uma escola, onde apresentou a Engenharia Civil para estudantes do 3º ano. A surpresa veio logo na primeira pergunta de um aluno. “Existe uma cultura de corrupção na profissão de engenharia civil?”, lembra Ferreira. Otimista, tentou explicar para os jovens que a corrupção não está associada a uma profissão específica, mas às pessoas.

Durante os anos de ouro, a maior parte do mercado local – inclusive construtoras – era subcontratada e empregada por duas ou três grandes empresas baianas. Isso podia acontecer de forma direta ou indireta. “Não tinha como não ter uma repercussão direta nessas empresas”, diz, referindo-se ao cenário atual.

Só para dar uma ideia, de acordo com a Junta Comercial da Bahia (Juceb), em 2008, existiam 1.473 empresas de engenharia civil ativas no estado. O número inclui construtoras, empresas de obras de impermeabilização; serviço de pintura; empresas que trabalham com edificações; empresas que vendem e arrendam máquinas e equipamentos; e empresas que fazem consultorias e projetos da área.

Naquele ano, 266 corporações foram abertas e 47 foram fechadas. Em 2017, a proporção entre novas empresas e aquelas que fecharam as portas passou de 17% para 42% - 354 abertas e 149 fechadas, além de 3.477 ativas. Só este ano, até o dia 11 deste mês, 91 empresas abriram e 55 fecharam – uma proporção de 60,43%.

Hoje, é como se os postos de trabalho tivessem regredido a uma situação um pouco pior do que antes de 2008. Naquele ano, toda a construção civil empregava 133 mil trabalhadores com carteira assinada, de acordo com dados do Sinduscon. Em janeiro de 2018, 118 mil pessoas estavam na mesma condição.

Isso não seria tão grave, como explica o presidente da entidade, Carlos Henrique Passos, se o setor não tivesse conhecido um cenário quase duplicado – em 2013, o número de empregados com carteira assinada batia em 230 mil. Era uma novidade para um campo que, por muito tempo, levava engenheiros a trabalhar no mercado financeiro e até a fazer concursos para auditores fiscais.

E, embora aqui, a crise esteja personificada pelos engenheiros, ela afeta toda a cadeia produtiva de forma geral. Começa com os corretores de imóveis, passa pelos cartórios de imóveis e depois chega aos responsáveis pelos projetos – arquitetos e projetistas. Durante a construção em si, é a vez dos engenheiros e dos operários. Por fim, há a indústria de mobiliário, a publicidade e até os veículos de comunicação – que dependem do mercado imobiliário para a propaganda.

“Nosso ciclo é muito grande. É de cinco anos pelo menos – entre a compra do terreno e o fim de uma obra. As obras só vieram sentir em 2014”, explica Passos. Coincidentemente ou não, o tempo é o mesmo da formação de novos engenheiros.


Jovens engenheiros se deparam com mercado sem contratações

Foram cinco anos até que, finalmente, viesse a formatura, em julho de 2017. No currículo, qualificações importantes: graduação na Universidade Presbiteriana Mackenzie, em São Paulo, uma das mais renomadas do país, e estágio na construtora Even. Mesmo assim, desde que recebeu o diploma, a engenheira civil baiana Giulia Ghirardi, 23 anos, não conseguiu um emprego.

Mesmo os colegas que ficaram em São Paulo não têm conseguido trabalhar. Os que estão, de alguma forma, inseridos no mercado de trabalho, não estão fazendo aquilo que querem.

Hoje, Giulia é aluna do mestrado em Gestão e Tecnologia Industrial do Senai-Cimatec. Ela espera que, com isso, possa se destacar mais entre os milhares de engenheiros na mesma situação. “Foi um investimento (financeiro) grandíssimo, que não gosto nem de lembrar. Atualmente, meus pais me ajudam e tenho uma reserva de quando ainda estava trabalhando”. No fundo, ela tem uma certeza que a tranquiliza: a Engenharia Civil é fundamental para o desenvolvimento. Ou seja, mais cedo ou mais tarde, as obras voltam.


Tecnologia 

Isso também é o que a professora Tatiana Dumet, diretora da Escola Politécnica da Ufba, defende. Segundo ela, o Brasil ainda tem ‘falta’ de engenheiros. “A gente forma 40 mil engenheiros por ano e deveria estar formando 60 mil para atender as demandas de tecnologia. Mas não quer dizer que vai ter emprego para todo mundo”, reforça.

Uma nova cultura que a Politécnica tem tentado implementar é justamente de criar uma cultura de inovação entre os estudantes – ou seja, que se tornem seus próprios empregadores. A ideia é que, com isso, os jovens saiam desses dois horizontes – de ser funcionário público ou de trabalhar para grandes empresas.

“Existem ciclos na Engenharia, sem sombra de dúvidas. Eu formei em 1988 e já passei por dois ou três”, conta. A realidade atual parece ser a de um ciclo de baixa. Na própria Politénica, os estudantes têm postergado a formatura um ou dois semestres para tentar conseguir o estágio. “Eles estão realmente preocupados e houve uma diminuição de oferta de estágio. Antes, a gente recebia quase que diariamente pedido de indicação”.

De acordo com o presidente do Sindicato dos Engenheiros (Senge), Ubiratan Félix, durante o boom da construção civil, não era incomum que estagiários recebessem uma bolsa de R$ 1,8 mil. “Os alunos escolhiam. Não é a realidade de hoje, que tem uma super oferta de estudantes e até estágio de graça está difícil”.

Nos últimos vestibulares, a concorrência para Engenharia Civil caiu – o que reflete o interesse dos atuais estudantes de Ensino Médio na área. No auge, na Escola Politécnica, Engenharia Civil chegou a ter 15 candidatos por vaga. Hoje, fica em torno de 6 ou 7.

Mesmo assim, tem gente que não desanima. Apesar de saber de toda a situação do país e de recessão no campo, o estudante Thiago Bozzo, 19, não desistiu da Engenharia Civil. Hoje ele está no 2º semestre do curso e ocupa o cargo de gerente de venda na empresa júnior do curso, a Engetop.

Para Thiago, porém, o futuro ainda é uma incógnita. Na empresa júnior, descobriu que gosta também de gerenciar. Assim, consegue se ver também nessa função. “Tenho, sim, vontade de passar por obra e por construtoras, mas também de ter um futuro no meio empresarial, de negócios. São coisas que me identifico”.

O coordenador do curso de Engenharia Civil da Faculdade Pitágoras de Teixeira de Freitas, Faustino Ferreira Filho, explica que as habilidades de um profissional da área costumam mesmo ser bem vistas no setor empresarial. Ele cita a facilidade de raciocínio rápido, visão espacial e grande potencial de poder de decisão.

“As Engenharias têm uma vasta atuação no mercado de trabalho no Brasil e não se limitam apenas a trabalhos específicos de projetos e construções. Então, mostramos aos futuros profissionais as possibilidades de atuação para que possam utilizar as habilidades adquiridas”.

A ansiedade e o medo nos jovens são compreensíveis. Apesar disso, o engenheiro elétrico e professor da Faculdade Área 1 Wyden Raimundo Menezes diz que ainda vale a pena investir no setor. Para o professor, esses profissionais serão requisitados pelo mercado no futuro.


Nem tudo é crise: em algumas engenharias, há vagas e oportunidades

De fato, a crise não é só na Engenharia Civil. A situação não tem sido fácil na Engenharia Elétrica, na Mecânica... Para o professor Frederico Andrade, coordenador do curso de Engenharia Mecânica da Unijorge, uma das áreas que mais sofreu foi a Engenharia de Petróleo e Gás. “O efeito (da crise) sobre a Petrobras e toda a cadeia do petróleo acabou afetando muito”, cita.

No entanto, ele diz que a indústria tem conseguido criar outras alternativas – como a exportação, que é uma das saídas da indústria automotiva brasileira hoje. “Por isso, na Engenharia Mecânica, você tem uma certa retomada um pouco mais rápida do que em outras áreas. A construção civil, por exemplo, depende dessa capacidade de renda do mercado interno e as obras de infraestrutura dependem da capacidade do governo de investir”.

Mas existe algum campo onde há vagas? Para a engenheira elétrica Tainá Andrade, professora e coordenadora dos cursos de Engenharia da Faculdade Ruy Barbosa, o ‘engenheiro consultor’ será uma função cada vez mais comum, já que os empregos com carteira assinada estão mais limitados.

Ela cita os profissionais que fazem estudos.

“O de Engenharia Ambiental faz estudo dos riscos, o da Elétrica faz de eficiência energética, de otimização... Esse engenheiro ainda encontra empego hoje. Ainda penso que a Engenharia é o melhor campo de trabalho num futuro. Há dois anos, a situação estava muito pior”, afirma, otimista.

O que tem despontado na Engenharia, nos últimos anos, são as fábricas inteligentes, a internet das coisas e a indústria 4.0. Todas são opções de carreira. Segundo Tainá, em alguns estados, cursos de engenharia voltados à indústria 4.0 já estão sendo pensados. “Não vai ser só construir prédios residenciais, mas pensar em toda uma estrutura diferente”.

Além disso, entre as carreiras promissoras, ela destaca a de Engenharia de Produção – mais ‘versátil’, o profissional da área pode trabalhar em diferentes ramos. “É possível trabalhar com Engenharia Elétrica, Química, de Produção Civil, Engenharia Ambiental. Na grade, também tem aulas de automação, robótica, qualidade, eletricidade”, exemplifica.




Por Thais Borges