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Resultado de imagem para Petrobras vai recorrer de decisão do TST sobre ação trabalhista

A Petrobras vai recorrer da decisão do Tribunal Superior do Trabalho (TST) sobre ações trabalhistas realizadas pelo Sindicato dos Petroleiros de 15 estados, que buscam a revisão do critério de cálculo do Complemento da Remuneração Mínima por Nível e Regime (RMNR), que, segundo a empresa, custariam R$ 15,2 bilhões.

O valor correspondente às ações está previsto na descrição de processos de natureza trabalhista que aguardavam julgamento, incluída nas demonstrações contábeis da empresa referentes ao primeiro trimestre de 2018. “Esse número é a melhor expectativa de previsão que temos neste momento. Não há uma mudança de expectativa nesse número”, disse a gerente executiva da área jurídica da Petrobras, Taísa Oliveira Maciel, na saída do tribunal.

No julgamento, que ocorreu ontem (21), o pleno do TST decidiu, por 13 votos a 12, que os adicionais previstos em normas coletivas, regulamento empresarial ou contratos individuais de trabalho não podem ser incluídos na base de cálculo para apuração do complemento da RMNR dos empregados da Petrobras.

Para a Petrobras, a RMNR corresponde a valores remuneratórios mínimos, estabelecidos em tabelas específicas, tendo como parâmetros o nível da tabela salarial, o regime e condição de trabalho e a região geográfica de lotação.

Conforme a companhia, essa política remuneratória foi criada e implantada em 2007, após negociação coletiva com as representações sindicais e aprovada em assembleias pelos empregados, sendo questionada somente três anos após sua implementação. “A disputa reside na inclusão ou não dos adicionais dos regimes e condições especiais de trabalho no cálculo do Complemento da RMNR”, disse a estatal por meio de nota.

A Petrobras informou ainda que a RMNR respeita as diferenças remuneratórias de cada regime e condição de trabalho e que contempla os adicionais previstos em lei e os “convencionados em Acordo Coletivo”.

Voto do relator
Na decisão, prevaleceu o voto do relator, ministro Alberto Bresciani. Para ele, a inclusão dos adicionais previstos na Constituição e na legislação trabalhista caracterizaria ofensa aos princípios da isonomia, da razoabilidade, da proporcionalidade e da realidade e limitação à autonomia da vontade coletiva.

 Taísa informou que a companhia vai aguardar a publicação do acórdão da decisão e avaliar as alternativas de recursos cabíveis, dentro do próprio tribunal ou no Supremo Tribunal Federal (STF). “A Petrobras está absolutamente confiante de que vai reverter esta decisão”.

De acordo com a gerente executiva da área jurídica, não há efeito imediato da decisão para a estatal. “Vamos avaliar a decisão para entrar com os recursos, mas é importante dizer que não há nenhum efeito imediato econômico ou financeiro sobre a companhia e, tampouco, sobre a política remuneratória”, disse.

A gerente disse que o valor não está provisionado pela companhia para cobrir os gastos, porque ainda há espaço de recurso da decisão, que para ela teve um resultado de votação “bastante apertado”.
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A matriz brasileira de transporte não deverá passar por significativa alteração nos próximos 20 anos mesmo que o governo federal consiga implementar todos os projetos já em andamento – como duplicações de rodovias e subconcessão de ferrovias como a Norte-Sul – e mantenha o estoque atual em infraestrutura. A constatação é da Fundação Dom Cabral (FDC), que lançou nesta última quinta-feira (21) a Plataforma de Infraestrutura em Logística de Transportes (PILT), construída com base em dados públicos, de órgãos governamentais e de empresas parceiras, como Arteris, Grupo CCR e EcoRodovias.

O diagnóstico da FDC mostra ainda que, com o portfólio atual de projetos federais e se nada mais for proposto, o Brasil continuará dependente das rodovias e com um custo extremamente alto nesse modal até 2035. A instituição estima que o custo total do País com transporte tenha atingido R$ 166 bilhões em 2015 (ano usado como base para os cenários), com 70% desse montante consumido nas rodovias. Em 2035, esse custo subirá para R$ 233,3 bilhões, ao passo que a participação das rodovias nos custos se manterá praticamente igual, em 68%.

Caso os principais projetos federais nos setores de rodovias, portos, hidrovias e ferrovias saiam do papel até 2025 e nada mais seja feito até 2035, o custo logístico dos embarcadores de carga subirá quase R$ 130 bilhões. “E esse custo vai para algum lugar. Ou cai a margem das empresas, ou é repassado ao consumidor final”, afirma Paulo Resende, coordenador do Núcleo de Logística, Infraestrutura e Supply Chain da FDC.

Como a crise recente com a greve dos caminhoneiros expôs, o Brasil precisa investimentos de longo prazo em ferrovias e hidrovias, as mais apropriadas para transportar determinados tipos de cargas por longas distâncias, defende a FDC.
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O abastecimento de combustíveis no país já se normalizou depois da greve dos caminhoneiros, encerrada dia 31 de maio, mas o consumo ainda não se recuperou totalmente.

Segundo distribuidoras e postos consultados pelo Valor, há relatos de que as vendas do ciclo Otto (veículos leves que operam com gasolina e/ou etanol) estão mais baixas em junho, na comparação com a primeira quinzena de maio. No mercado de diesel, em meio à redução dos preços nas bombas, o consumo tem subido.

Leonardo Gadotti, presidente da Plural, associação que reúne as maiores distribuidoras (BR, Ipiranga e Raízen), explica que, durante a realização de eventos como a Copa, há uma tendência de queda do consumo das famílias.

“Durante a Copa do Mundo e outros eventos esportivos isso sempre acontece. As pessoas ficam mais em casa ou não vão trabalhar e isso deve repercutir no resultado de junho”, disse. Segundo ele, as empresas ainda não possuem um balanço consolidado do pós-greve, mas o “sentimento” é de que as vendas de diesel voltaram à normalidade, enquanto as de gasolina e etanol estão abaixo da média.

Os dados da ANP mostram que o consumo de gasolina, etanol e gás natural veicular (GNV) já não vinha bem antes mesmo da greve. A agência ainda não consolidou os dados de maio, período afetado pela greve. No primeiro quadrimestre, contudo, as vendas desses combustíveis acumularam queda, em gasolina equivalente, de 1,6%. Já o consumo de diesel aumentou 4,2% no período.

Segundo fonte de importante distribuidora, as vendas de etanol e gasolina estão se anulando. Enquanto o consumo do biocombustível sobe, o da gasolina cai. Já a venda de diesel está em alta.

A mesma fonte conta, porém, que houve um aumento expressivo nos carregamentos de caminhões nas bases de distribuição, de 50% na primeira quinzena de junho, ante igual período de maio. Segundo ele, tem havido uma mudança no hábito de encomenda por parte dos postos, que recorrem às distribuidoras mais vezes, mas em volumes menores, para manter seus estoques em dia.

Resultado de imagem para Em três anos, 13,8 mil indústrias foram fechadas no Brasil, aponta IBGE

A crise econômica levou ao fechamento de 13,8 mil indústrias no Brasil em três anos. No mesmo período, os investimentos no setor industrial sofreram uma queda de 23,85%. É o que aponta a Pesquisa Industrial Anual Empresas (PIA-Empresas) divulgada nesta quinta-feira (21) pelo Instituto Brasileiro de Geografia e Estatística (IBGE). Os dados são de 2016.

De acordo com o levantamento, havia 321,2 mil indústrias ativas em 2016 no país, 4,1% a menos que em 2013, antes da crise, quando o número de empresas do setor industrial era de 335 mil. O fechamento das empresas foi mais acentuado entre 2014 e 2015, quando 10,5 mil indústrias fecharam as portas. O IBGE destacou que as indústrias de transformação representam quase a totalidade das empresas do setor - as extrativas correspondem a cerca de 2% do total de indústrias.

Segundo o IBGE, os resultados negativos do setor industrial a partir de 2014 têm relação com o cenário macroeconômico do país no período.

Menos investimento e emprego

Ainda segundo a pesquisa, entre 2013 e 2016 os investimentos no setor industrial sofreram uma queda de 23,8%. Em valores reais (deflacionados a preços de 2016), em 2013 os investimentos somaram R$ 244 bilhões, e em 2016 totalizaram R$ 185,9 bilhões.

Outra consequência do fechamento das empresas foi a redução de 1,3 milhão no número de postos de trabalho do setor industrial brasileiro. Em 2013, eram 9 milhões de empregados na indústria e em 2016 o total de empregados era de 7,7 milhões - uma queda de 14,25%.

“Comparando com 2015, as atividades que mais chamam atenção nessa questão da ocupação são: fabricação de produtos de minerais não metálicos (cimento, vidro, concreto, entre outros), fabricação de coque, derivados de petróleo e biocombustíveis e a fabricação de móveis”, disse o gerente da pesquisa, Jurandir Oliveira.

As indústrias brasileiras venderam menos nesse período. A receita líquida de vendas sofreu queda de 6,5% em 3 anos, passando de R$ 3 trilhões em 2013 para R$ 2,8 trilhões em 2016, segundo o IBGE.

Vendas da indústria

Segundo o IBGE, em 2016, as atividades com as maiores participações nas vendas industriais foram: produtos alimentícios (19,9%), produtos químicos (11,1%), coque, derivados do petróleo e biocombustíveis (10,2%), veículos automotores, reboques e carrocerias (8,5%) e metalurgia (6,2%).

O instituto destacou que, na comparação com 2015, produtos alimentícios foi o setor que mais ganhou participação nas vendas (17,4% para 19,9%). Já coque, produtos derivados do petróleo e biocombustíveis foi a que mais perdeu (11,1% para 10,2%).

No mesmo período, desodorante foi o produto que mais subiu no ranking da indústria - passou da 146ª para a 90ª colocação. Já massa de concreto para construção foi o que mais perdeu, saindo da 36ª para 68ª posição.

Indústria Naval

A derrocada do setor petroleiro no Brasil durante a crise econômica fez com que a indústria naval tivesse a maior retração dentro do setor industrial.

Em dois anos, entre 2014 e 2016, quase metade das vagas na construção de embarcações foram fechadas no país. Neste período, o pessoal ocupado na área de caiu de 61.543 para 31.505, uma queda de 49%.

No Rio de Janeiro, a redução da mão de obra foi ainda maior no ramo naval: 74,2% dos postos de trabalho foram fechados entre 2014 e 2016, conforme destacou o IBGE. O número de pessoas ocupadas no setor caiu de 31.271 para 8.092.

O valor real bruto da produção industrial no setor naval caiu 71%, entre 2014 e 2016, passando de R$ 6,8 bilhões para R$ 1,97 bilhões.

“A gente sabe que a indústria naval teve o crescimento impulsionado, principalmente, pelas embarcações e flutuantes para a indústria do petróleo. Quando vamos observar o nível de investimento do petróleo e do refino, vemos uma queda bastante considerável de 2015 a 2016 e isso provavelmente se reflete nos novos contratos do setor naval. Podemos relacionar isso à queda da mão de obra e no próprio valor bruto da produção industrial”, explicou o gerente da pesquisa, Jurandir Oliveira.
Resultado de imagem para O que Abimaq, petroleiras e ONGs querem mudar na oferta permanente

A Agência Nacional do Petróleo (ANP) recebeu as contribuições ao pré-edital e minuta do contrato de concessão que vão definir as regras da oferta permanente, que deve ter o edital do primeiro ciclo de áreas lançado em 19 de julho para a oferta de 884 blocos em 14 bacias sedimentares e 14 áreas com acumulações marginais, sendo 80% em bacias terrestres e 20% em bacias marítimas. As propostas foram feitas por Abimaq, IBP, Petrobras, Eneva e por 350.org e outras ONGs contrárias à produção não convencional de petróleo e gás.

A audiência pública para discutir as contribuições foi realizada na sede da agência, no Rio de Janeiro, nesta quarta-feria. Das 884 áreas, 158 já possuem pareceres dos órgãos ambientais responsáveis e estarão disponíveis para manifestação de interesse das empresas com a publicação do edital e dos modelos de contrato, prevista para 19 de julho.

Abimaq
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A associação que representa fornecedores nacionais, focou suas contribuições nas exigências de conteúdo local.

FPSOs e plataformas. A minuta do contrato da oferta permanente prevê exigência de conteúdo local global para as unidades de produção. Abimaq quer a inclusão de índices de 40% para serviços de engenharia, 40% para construção, integração e montagem das plataformas (o objetivo é ter obras no Brasil, de cascos ou módulos) e 40% para máquinas e equipamentos, garantindo a entrada de itens fabricados no Brasil.

A Abimaq recorre à resolução 726/2018, da ANP, que regulamentou as regras para o waiver (isenção de conteúdo local) e o aditamento dos contratos, estabelecendo novos percentuais. As exigências listadas pela Abimaq para a oferta permanente são previstas na resolução.

Concorrência com estrangeiros. Como um dos critérios da política de conteúdo local é que as exigências podem ser suspensas caso não exista, no mercado nacional, oferta de bem ou serviço com preço e prazos competitivos em relação aos fornecedores estrangeiros, Abimaq pede a inclusão dos custos de internalização dos bens no cálculo do preço. Assim, um produto importado tem que ser mais competitivo considerando o frete – o critério sugerido é o Delivery Duty Paid (DDP), do Incoterm (link para conteúdo em inglês).

Multa de 20%. A Abimaq também quer que seja aplicada multa caso o operador não inclua fornecedores nacionais nas licitações.

IBP
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A contribuição do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), com mais de 40 páginas, trata de diversos assuntos, como conteúdo local, regras para contratação de seguros e garantias financeiras, licenciamento ambiental e medidas gerais de reequilíbrio da responsabilidade dos operadores. Alguns destaques:

– Sigilo. Em diversos pontos, o IBP sugere regras para garantir o sigilo das empresas na escolha das áreas de interesse e no compartilhamento com a ANP de informações sobre o conhecimento geológico dos prospectos.

Por exemplo, propõe que as empresas possam oferecer uma garantia de oferta superior à exigida pelos seus blocos de interesse, com o ressarcimento da diferença posteriormente. Na oferta permanente, a declaração de interesse é feita por setor, mas o IBP entende que confidencialidade do interesse específico por um bloco será exposta pela garantia de oferta, que é definida por blocos.

Sobre conhecimento geológico, sugere definir o que é informação (dados de poços e sísmica, por exemplo), para separar o que é o trabalho de interpretação interna das empresas. As informações seriam compartilhadas com a ANP e a interpretação ficaria restrita às petroleiras.

– Conteúdo local. IBP fez uma série de sugestões para incluir investimentos a serem considerados como conteúdo local, como mão de obra e aportes feitos antes da contratação dos campos – estudos sísmicos, por exemplo. Quer também a previsão no contrato da possibilidade de transferência de investimentos pendentes para outras fases, na linha das discussões do Pedefor.

Petrobras
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A estatal também fez uma série de recomendações em linha com a contribuição do IBP. Sobre o contrato, contudo, detalhou sugestões relativas à cláusula de pesquisa e desenvolvimento, que regula investimentos obrigatórios com base no valor da produção do campo. Alguns pontos:

– Extinção do contrato. A ANP pretende que, caso o plano de desenvolvimento (PD) de um campo da oferta permanente seja reprovado, o contrato seja extinto. Petrobras quer retirar essa regra, alegando “grande insegurança jurídica”, já que a aprovação do PD faz parte do poder discricionário da ANP.

– Flexibilização de projetos de pesquisa. Em diferentes pontos, a Petrobras sugere alterar as regras para comprovação de investimentos obrigatórios em P&D e a flexibilização do uso desses recursos. Alega que a atividade atual gera mais recursos para universidades do que elas são capazes de absorver, e quer liberar parte da obrigação para investir de outras formas.

“Entendemos que, em vista do excesso de recurso que se verifica seria interessante ampliar o escopo de aplicação, inclusive porque existem negociações entre ANP e Petrobras nesse sentido”, afirma o relatório da estatal.

Eneva
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Produtora de gás no Maranhão, Eneva apresentou demandas específicas para os operadores onshore.

– Royalties sobre produção de gás não aproveitada. Contribuição na linha de limitar a cobrança de participações governamentais e de terceiros (a taxa de ocupação de terra) a situações em que houver aproveitamento econômico da produção realizada em testes de formação, isto é, um fluxo de menos de 72 horas.

Esses testes são feitos em uma fase anterior a instalação de sistemas de coleta da produção e, assim, no caso do gás, não é possível vender os volumes produzidos. Ao contrário dos testes de poços de petróleo, em que a produção pode ser armazenada, o gás é queimado.

– Pagamento da taxa de ocupação de terra proporcional à alíquota de royalties. A taxa é um valor, que também é regulado, pago aos donos de terra onde ocorre a operação. Por lei varia de 0,5% a 1% do valor da produção, bem como os royalties variam de 5% a 10%.

A Eneva sugeriu que quando o campo tiver alíquota de royalties de 5%, seja pago 0,5% aos proprietários; quando 7,5%, 0,75% e quando 10%, 1% de taxa.

– Antecipar o descomissionamento. Também na linha de redução de custos, sugere alterar o rito de aprovação dos planos de desativação, estabelecendo prazo máximo de 180 dias.

Eneva argumenta que o prazo de 365 dias proposto pela ANP pode fazer com que o operador tenha custos com a ocupação de terra, retenção de faixas de servidão, aluguéis entre outros.

350.org, Coalizão Não Fracking Brasil (Coesus) e Instituto Arayara
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Pede a inclusão na minuta e no contrato da proibição da exploração e produção de recursos não convencionais – que são reservatórios com produtividade limitada, devido à geologia, e que precisam de investimentos adicionais em poços e em técnicas de recuperação, como o fraturamento hidráulico.

Lista de proibições sugeridas pelas ONGs:

– Exploração de recursos não convencionais;

– Fraturamento hidráulico;

– Aquecimento em retorta;

– Poços horizontais ou de alto ângulo;



Por Gustavo Gaudarde
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A indústria de energia eólica fez décadas atrás uma opção por turbinas grandes, as maiores das quais têm cerca de 80 metros de altura.

Uma novidade da americana General Electric promete, se bem-sucedida, sacudir novamente esse mercado: a Haliade-X chega a 260 metros de altura e pode gerar até 67 gigawatts-hora, 45% a mais do que as mais potentes turbinas atuais e capaz de abastecer sozinha 16 mil domicílios.

Segundo a GE, a nova turbina será comercializada a partir de 2021, mas ainda não se sabe onde ela seria posicionada. A tendência é que essa gigante seja instalada no mar, a fim de melhorar o retorno do investimento das fazendas eólicas montadas nesse ambiente.

Resultado de imagem para Petrobras eleva utilização de refinarias para 85% em maio e recupera mercado, diz fonte

O nível de utilização das refinarias da Petrobras subiu para cerca de 85 por cento entre abril e maio, ante 67 por cento no fim do ano passado, em uma recuperação de participação de mercado da estatal, disse à Reuters uma fonte da petroleira estatal.

“Quase não importamos nada de diesel neste ano e, em abril e maio, subimos o nível de utilização das refinarias para algo entre 83 a 85 por cento. Já está mais alto”, disse a fonte da Petrobras, que falou na condição de anonimato.

A recuperação da companhia ocorre enquanto importadoras concorrentes, que investiram no último ano para aumentar a oferta de combustível no país, dizem estar enfrentando dificuldades para competir com os preços praticados pela Petrobras.

A utilização das refinarias da Petrobras —que representam quase 100 por cento da capacidade de refino do país— chegou a tocar 67 por cento no fim de 2017, afirmou o ex-presidente da empresa Pedro Parente, em um vídeo que defendia a frequência diária de reajustes do combustível, publicado poucos dias antes de sua renúncia ao cargo.

Parente, que defendia maior ritmo de reajustes como forma de defender mercado, deixou a empresa no início deste mês, em meio a uma pressão do governo federal sobre sua política de preços, após uma paralisação de caminhoneiros que protestaram contra os elevados preços do diesel, causando sérios impactos para a economia do país.

Procurada para confirmar a elevação da utilização da capacidade de refino, a empresa respondeu por e-mail que o nível de utilização das refinarias é influenciado por diversas variáveis, entre as quais a sazonalidade da demanda por derivados.

“No início do ano, com a redução da demanda de derivados característica desse período do ano, é natural programarmos níveis menores de refino. Com a elevação das vendas, como ocorreu em maio deste ano, o refino foi reprogramado”, disse a empresa em nota.

IMPACTO NA CONCORRÊNCIA 

A Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), que representa nove companhias e surgiu no ano passado, quando as importações de gasolina e diesel bateram recordes históricos no país, alegam que a petroleira está operando com preços abaixo da paridade de importação, desde o início do ano.

A Abicom chegou a levar uma representação ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade), no início do ano, alegando que os preços da Petrobras estavam abaixo da paridade, segundo o seu presidente, Sérgio Araújo.

A fonte da Petrobras nega que isso esteja ocorrendo, evitando dar detalhes sobre aspectos estratégicos.

“As empresas precisam ser eficientes nas operações logísticas e precisam ter uma boa performance, porque isso faz a diferença na hora da formação do preço final”, afirmou a fonte da Petrobras.

Ao longo de 2017, a Petrobras realizou revisões na política de preços do diesel, em busca de recuperar mercado, como o aumento da frequência de reajustes, em julho, e no próprio cálculo de paridade de importação, no fim do ano.

Como resultado, em abril, a empresa já havia elevado sua participação no mercado de diesel para 79 por cento, ante 77 por cento em março e 74 por cento em todo ano de 2017, informou a empresa anteriormente.

Analistas de mercado confirmam que a Petrobras reduziu a diferença de seus preços ante a paridade de importação neste ano, com um cenário agravado após a greve dos caminhoneiros.

Para atender a pedidos dos caminhoneiros ao governo, a petroleira estatal aceitou congelar os reajustes do diesel, contando com subsídios de até 30 centavos por litro, dependendo de condições de mercado. Para importadoras, o programa não permite ganhos e inviabiliza compras externas, segundo a Abicom.

Os analistas de mercado concordam com a afirmação.

“Na canetada, a Petrobras hoje já opera negativamente, abaixo do preço internacional”, disse o sócio-diretor da Macrosector Fábio Silveira.

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A Petrobras passa a contar com uma nova embarcação de apoio para suas operações nas bacias de Campos, Santos e Espírito Santo. O navio Skandi Recife, do tipo PLSV, iniciou seu contrato de afretamento de oito anos com a estatal.

A embarcação foi construída pelo estaleiro brasileiro da Vard Promar, onde seu navio irmão, Skandi Olinda, está atualmente em construção. Ele está previsto para ser entregue no estaleiro brasileiro da Vard no primeiro trimestre de 2019.

“A entrega do Skandi Recife e o início de um novo contrato com a Petrobras reforçam nosso compromisso com o desenvolvimento do mercado brasileiro e nossa ampla experiência de adução em águas ultraprofundas”, comentou o presidente de atividades submarinas da TechnipFMC, Hallvard Hasselknippe.

O Skandi Recife é de propriedade da TechnipFMC e da DOF. Uma dupla de PLSVs da DOF e da TechnipFMC já está operando para a Petrobras. A Skandi Açu iniciou o contrato em agosto de 2016 e a Skandi Búzios em abril de 2017. Essas duas embarcações foram projetadas para atingir uma capacidade de tração de 650 toneladas.
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A Marinha recebeu na última segunda-feira (18) nove propostas comerciais de empresas interessadas no projeto para construção das corvetas classe Tamandaré. De acordo com a força naval, as propostas agora serão analisadas sob os pontos de vista técnico, jurídico, fiscal e orçamentário e financeiro. De acordo com a Marinha, a divulgação da “short list” está prevista para o próximo dia 27 de agosto e a melhor oferta será divulgada no dia 29 de outubro.

Os estaleiros participantes são: Brasfels (RJ), Enseada Indústria Naval (BA), Inace (CE), Mac Laren (RJ), Oceana (SC), Wilson Sons (SP), Vard Promar (PE), além do Arsenal de Marinha (RJ) e do grupo Sinergy, que controla os estaleiros Eisa e Mauá, no Rio de Janeiro. As referidas propostas indicam, preliminarmente, a participação das seguintes empresas nacionais e internacionais, em formação de consórcios ou em grupos:

BAE Systems, Consub Defesa Tecnologia S.A. e Mac Laren Oil Estaleiros Ltda;

Consórcio “Águas Azuis” – Atech Negócios em Tecnologias S.A,Embraer S.A e Thyssenkrupp Marine Systems GmbH, contando com as seguintes empresas subcontratadas: Ares Aeroespacial e Defesa S.A, Fundação Ezute, Oceana Estaleiro S.A, Omnisys Engenharia Ltda, SKM Eletro Eletrônica Ltda e WEG equipamentos elétricos S.A;

Consórcio “Damen Saab Tamandaré” – Damen Schelde Naval Shipbuilding B.V e Saab AB, contando com as seguintes empresas subcontratadas: Consub Defesa e Tecnologia S.A, Weg equipamentos elétricos S.A, e Wilson Sons Estaleiros Ltda;

Consórcio “FLV” – Ficantieri S.p.A, Leonardo S.p.A e Vard Promar S.A., contando com as seguintes empresas subcontratadas: Fundação Ezute e Ares Aeroespacial e Defesa S.A;

Consórcio “Villegagnon” – Naval Group, Enseada Indústria Naval S.A e Mectron S.A;

GOA Shipyard Limited, Indústria Naval do Ceará (Inace), Fundação Ezute e SKM Eletro Eletrônica Ltda;

GRSE – Garden Research Shipbuilder Engineers, ELBIT Systems Ltd e Sinergy Group Corporate;

STM, Estaleiro Brasfels Ltda., Fundação Ezute, Thales, e Omnisys Engenharia Ltda;

UKRINMASH, THALES e Arsenal de Marinha do Rio de Janeiro (AMRJ).
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Consórcio CCS, formado pelas construtoras Andrade Mendonça e Axxo venceram a licitação para construção do Centro de Convenções de Salvador.

O resultado saiu nesta quarta-feira (20). O grupo desbancou construtoras como Metro Engenharia, BSM, Qualy, BMF e Controltec.

O consórcio vencedor apresentou uma proposta com R$ 21 milhões de desconto no preço sugerido pela prefeitura de Salvador.
Resultado de imagem para Dilma e conselho da Petrobras Pasadena

CVM (Comissão de Valores Mobiliários) abriu um processo contra 12 conselheiros de administração da Petrobras à época da compra da refinaria de Pasadena, nos Estados Unidos, em 2006.

A autarquia acusa os conselheiros, o que inclui a ex-presidente Dilma Rousseff, à época ministra da Casa Civil, de não terem atuado no melhor interesse da companhia ao aprovar a operação.

Além de Dilma, os acusados no processo são Antonio Palocci, ex-ministro da Fazenda; José Sergio Gabrielli, que era o presidente da petroleira; e os ex-diretores Guilherme Estrella, Nestor Cerveró, Paulo Roberto Costa, Renato Duque, Almir Barbassa e Ildo Sauer.

Completam a lista Claudio Haddad, presidente do conselho do Insper, Fabio Barbosa, ex-presidente do Santander e Gleuber Vieira, general da reserva.

O processo foi instalado pela CVM a partir de um inquérito aberto em 2014.

A compra da refinaria de Pasadena foi feita pela Petrobras a preço acima do valor de mercado.

O TCU (Tribunal de Conta da União) também investigou a operação e em outubro de 2017 avaliou que o conselho da estatal foi o responsável pela aquisição.

A defesa de Dilma afirmou ao TCU que a ex-presidente foi vítima de um "conluio fraudulento" entre a diretoria internacional da Petrobras e executivos da Astra Oil, que foi quem vendeu a refinaria. A argumentação é que o conselho teria sido induzido a erro. Em dezembro de 2017, a força-tarefa da Lava Jato denunciou o ex-senador Delcídio do Amaral e mais dez pessoas por corrupção e lavagem de dinheiro em razão da compra.

Os acusados pela CVM podem tentar fechar um acordo com a autarquia, para encerrar o processo sem um julgamento. Se não fizerem essa solicitação ou o acordo não for aceito, eles serão, após a apresentação de defesas, julgados pelo colegiado da CVM.

A autarquia tem em aberto outros três inquéritos que investigam a conduta de administradores da Petrobras. Um deles examina construção da Refinaria Abreu e Lima; outro trata da construção do Complexo Petroquímico do Rio de Janeiro (Comperj) e o terceiro investiga a contratação da consultoria holandesa SBM Offshore.
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O Sinaval entregou ao TCU nesta última quarta-feira (20) documentação para ser anexada ao pleito de mudança nas regras de conteúdo local das futuras rodadas da ANP. Executivos da entidade, do Estaleiro Atlântico Sul (EAS), Enseada Indústria Naval e da Queiroz Galvão Naval estiveram reunidos com representantes do órgão de fiscalização em Brasília, na sexta-feira (8/6) para apresentar sua percepção sobre as exigências de compromisso nacional nas novas licitações da agência, defendendo que as UEPs tenham 40% e não os 25% determinados pelo órgão regulador.

A reunião durou cerca de duas horas e contou com a participação de 12 executivos do TCU, dentre os quais o ministro José Múcio Monteiro Filho, seu chefe de gabinete, Ricardo Gaban Fernandez, e a secretária de Fiscalização de Infraestrutura de Petróleo e Gás Natural, Gabriela da Costa Silva. Do lado dos estaleiros, participaram Sérgio Bacci, executivo do Sinaval, a diretora Jurídica do EAS, Nicole Terpins, o diretor de Operações do EIN, Maurício Almeida, e o Diretor Técnico da QGN Naval, Guilherme Pinto.

Na avaliação de Bacci, o encontro foi positivo, ainda que não tenha sido conclusivo e exista todo um trâmite a ser cumprido. O problema é que em paralelo à discussão com o Sinaval, o TCU terá que avaliar se o acordo acertado com a ANP em dezembro voltado à revisão das regras do conteúdo local para os blocos arrematados da 7ª a 13ª rodada de concessão, 1ª e 2ª de partilha e cessão onerosa foi cumprido.

“A reunião foi boa. Foi uma conversa de duas horas, onde muito pouco eles (o TCU) intervieram…escutaram muito…Estávamos preparados para rebater, mas agora é esperar a análise dos órgãos técnicos”, afirmou o executivo do Sinaval.

A reunião do Sinaval foi realizada pouco tempo depois de a ANP apresentar ao TCU  seu parecer sobre o desfecho da questão da revisão das exigências de conteúdo nacional dos contratos daquelas rodadas. Segundo o Sinaval, o TCU irá confrontar o parecer apresentado pela agência e o posicionamento da entidade e avaliar o tema. O assunto será avaliado pela área técnica, analisado pelo ministro relator e posteriormente incluído na pauta do Tribunal.

Na prática, o que o Sinaval quer é que os editais das novas licitações exijam, já a partir da 5ª rodada de partilha, 40% de conteúdo local para UEPs, seguindo o percentual autorizado na resolução da ANP que regulamenta os ajustes nos índices de conteúdo local das áreas arrematadas da 7ª a 13ª rodada de concessão, 1ª e 2ª de partilha e cessão onerosa. A proposta é de que a exigência acompanhe o mesmo percentual e não o patamar de 25% estabelecido para os novos leilões.

“Qual é o argumento de dar 40% para trás e 25% para frente? Baseado no que isso foi feito? A indústria vai perder a capacidade de atender para frente? Essa decisão é eminentemente política, de técnico não tem nada”, critica Bacci.

Na avaliação de Bacci, a ANP e o governo perderam uma boa oportunidade de resolver a questão. Com a garantia dos 40%, o executivo reforça que seria possível assegurar a execução de todos os módulos das plataformas aqui, o que permitiria ter pelo menos três estaleiros com obras contínuas no Brasil, trazendo um fôlego à crise naval brasileira.

“É ruim isso. Ao invés de eu estar falando de quantos navios estamos fazendo, quantos empregos estamos gerando, estou aqui falando de processos, de Ministério Público, Justiça…não vamos andar desse jeito”, afirma, Bacci.

Em paralelo aos encontros com o TCU, o Sinaval vem tentando uma reunião com o novo presidente da Petrobras, Ivan Monteiro. O objetivo é tentar sensibilizar o executivo do problema da indústria naval e tentar buscar um meio termo.

“Tem sete plataformas para fazer? Faz quatro fora e três aqui e traz um pouco de oxigênio para a indústria, resolve o problema de caixa da empresa e não mata a indústria naval brasileira porque na verdade isso não escanteou a indústria naval brasileira, escanteou a indústria brasileira porque tudo que está sendo comprado está vindo de fora”, critica o executivo.



Por Claudia Siqueira
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O estaleiro Damen e a Saab se unem para disputar o projeto que fornecerá quatro corvetas da classe Tamandaré à Marinha do Brasil.

A Saab, empresa de origem sueca com mais de 75 anos de experiência no setor de defesa, deve fornecer, caso a proposta dos parceiros seja escolhida pela Marinha do Brasil, o sistema de gerenciamento de combate Saab 9LV, utilizado por marinhas de vários países, conhecido por sua flexibilidade e fácil integração de módulos de terceiros.

A Damen é uma empresa líder em construção naval, com sede na Holanda que já construiu mais de seis mil embarcações. Mais de 20 marinhas em todo o mundo operam navios produzidos pela Damen. A empresa será responsável pelo fornecimento do navio, um Sigma 10514, um produto já produzido pela empresa, que pode ser adaptado de acordo com as exigências do cliente.

O projeto está propondo uma ampla transferência de tecnologia, além de parcerias com empresas locais, beneficiando a indústria nacional de Defesa do Brasil.

“A Saab está ansiosa pela parceria com Damen e as empresas locais para o programa CCT. Acreditamos que a nossa proposta atende aos requisitos da Marinha do Brasil e oferece maior valor agregado em relação à cooperação industrial e transferência de tecnologia que é intrínseca à maneira de fazer negócios da Saab”, afirmou Marianna Silva, diretora geral da Saab do Brasil.

“Nós da Damen reconhecemos que, ajudar a Marinha do Brasil a proteger o domínio marítimo contra as ameaças e os desafios atuais e futuros, é uma tarefa muito importante. E por isso, esperamos poder participar de maneira construtiva nesse processo”, disse Richard Keulen, diretor de vendas navais da Damen. “Também estamos confiantes de que nossos produtos vão se integrar perfeitamente com os da Saab”, complementa.
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A Câmara dos Deputados aprovou nesta última quarta (20) o texto-base do projeto de lei que altera as regras do pré-sal e permite que outras empresas possam operar nos blocos hoje controlados pela Petrobras na área conhecida como cessão onerosa.

O líder do governo, deputado Beto Mansur (MDB-SP) foi hostilizado por um grupo de petroleiros durante a votação.

Contrária ao projeto, a oposição tentou, sem sucesso, obstruir a discussão. Votados os destaques, que não alteram a essência do projeto, o texto seguirá para o Senado.

Caso aprovado, o projeto abrirá caminho para que o governo faça um leilão de blocos que, pelos cálculos da equipe econômica, podem levantar mais de R$ 100 bilhões para o caixa da União.
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Considerado o maior investimento privado do estado de Sergipe, com aporte de R$ 5,4 bilhões, o Complexo Termoelétrico Porto de Sergipe I também aposta em tecnologia de ponta. É o caso das três turbinas a gás modelo 7HA recém entregues.

Segundo a GE, trata-se da tecnologia de maior eficiência energética nessa área. A multinacional americana também foi contratada para construir, operar e fazer a manutenção do empreendimento.

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De acordo com a Celse, concessionária de energia dona do projeto, a usina vai operar em ciclo combinado, com as três turbinas a gás modelo 7HA e uma a vapor, além de um gerador de vapor de recuperação de calor (HRSG). O conjunto permitirá que, sob determinadas condições, seja atingida uma taxa de eficiência de até 62%. A turbina a gás 7HA é a primeira do gênero a chegar ao Brasil e, para o desenvolvimento dessa tecnologia, a GE investiu quase US$ 2 bilhões.

Quando entrar em operação, o Complexo Termoelétrico Porto de Sergipe I será a maior termoelétrica a gás natural da América Latina. O empreendimento inclui, além da usina termoelétrica, uma linha de transmissão e instalações offshore, que contemplam uma unidade de armazenamento e regaseificação GNL e gasoduto. Para viabilizar o projeto, a Celse assinou, em abril deste ano, os contratos de financiamento com bancos e organismos multilaterais.

Recentemente, a concessionária recebeu da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq) o registro para as instalações de apoio ao transporte aquaviário, ou seja, para a instalação do navio FSRU, que regaseificará o GNL (Gás Natural Liquefeito) importado.

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Niterói bateu novo recorde em arrecadação de royalties e participações especiais na exploração de petróleo no período de janeiro a maio: foram mais de R$ 434,7 milhões. Se o ritmo se mantiver até dezembro, o município terá superado a cifra de R$ 1 bilhão, consolidando-se, pelo segundo ano consecutivo, como o segundo maior destinatário de receitas dessa natureza no Estado do Rio, atrás apenas da vizinha Maricá, conforme dados da Agência Nacional do Petróleo (ANP).

Mobilidade e infraestrutura, afirma a prefeitura, serão as principais áreas beneficiadas com investimentos dos royalties. Sem estipular valores, o município diz que parte dos recursos vai viabilizar a compra de 50 ônibus elétricos que vão operar no corredor BHLS da Transoceânica, cuja obra está prevista para terminar até dezembro. O financiamento, garante a administração, evitará eventuais reajustes no valor das passagens, hoje em R$ 3,90.

Outro corredor viário que será contemplado com recursos dos royalties é o da Alameda São Boaventura. Previsto para ser concluído no fim de 2019, um projeto orçado em R$ 90 milhões dará outra cara aos 3,2 quilômetros por onde passam atualmente cerca de 1.040 veículos por hora. A ideia é que o acesso dos ônibus às baias seja feito de forma eletrônica. Ou seja, os passageiros poderão tanto acompanhar a chegada das linhas como acionar suas paradas através de um sistema. Também está em estudo a reurbanização das pistas, paisagismo e novas soluções para o trânsito e a acessibilidade.

Quarenta milhões desses royalties vão compor o projeto de R$ 86 milhões para o Loteamento Santo Antônio, na Região Oceânica. Obras de pavimentação e macro e microdrenagem começarão no segundo semestre deste ano e terão prazo de conclusão de dois anos. Com a execução das obras, a expectativa dos moradores é o fim dos alagamentos históricos que atingem a região.

— Quando chove, muitos moradores ficam ilhados em suas casas, já que a água demora muito a escoar. Nos períodos sem chuva, a situação permanece horrível, porque é muita poeira, o que deixa as residências sempre sujas. Estamos ansiosos para que as obras comecem logo — diz a publicitária Linda Guerra, moradora, há sete anos, do Santo Antônio.

Os impactos das chuvas também são uma preocupação para moradores de comunidades do Cubango, do Morro do Arroz e de Santa Bárbara que vivem em áreas de risco. Na distribuição de recursos dos royalties, estão previstos R$ 20 milhões para essas áreas, que serão aplicados em obras de contenção de encostas.

Evolução dos repasses nos últimos anos

A maior alta ocorreu em 2017, quando houve um aumento de 120,8% em relação ao ano anterior, mas este ano, numa previsão conservadora, a cidade deve chegar à arrecadação de R$ 1,04 bilhão, o equivalente a 38,37% de toda receita municipal, orçada em R$ 2,61 bilhões

Royalties de petróleo e participações especiais (em R$)

2014 - 218,7 mi
2015 - 250,7 mi
2016 - 316,4 mi
2017 - 698,7 mi
2018*- 1,04 bi

*Valor referente à previsão de arrecadação ao longo de 2018. Até maio já foram arrecadados R$ 434,7 milhões.

Outros investimentos

A prefeitura lista ainda outros três setores que serão contemplados: Educação, com R$ 10 milhões para revitalização de Cieps municipalizados no Cantagalo e no Cubango — neles será iniciado o projeto Espaço Nova Geração, que oferecerá atividades de lazer, esportivas, culturais e cursos de capacitação para crianças e jovens dos seis aos 16 anos; Cultura, com R$ 25 milhões para a implantação do Niterói Cidade do Audiovisual, que visa a fomentar o setor criando um museu do cinema e um centro tecnológico para pós-produção e capacitação de mão de obra; e Segurança, com R$ 25 milhões para investir em programas como o Niterói Presente e o Proeis.

Apesar da farta fonte dos recursos do petróleo, o prefeito Rodrigo Neves (PDT) ressalta que o município não é dependente deles. Ele enfatiza que a prefeitura está elevando a arrecadação própria, sem aumento de impostos, através do combate à sonegação fiscal e do progresso da eficiência da administração tributária:

— Estamos incentivando a economia e a geração de renda através de iniciativas como a implantação do Niterói Audiovisual; incentivo aos polos gastronômicos; e a revitalização do Mercado Municipal.

Dos quase R$ 700 milhões arrecadados no ano passado com os royalties do petróleo, a prefeitura afirma que investiu R$ 160 milhões em obras de infraestrutura, como a pavimentação e a macrodrenagem dos quase quatro quilômetros da Avenida Professora Romanda Gonçalves, na Região Oceânica.

Por nota, a prefeitura afirma que “já realizou duas fases do Programa Asfalto Liso para recuperar o asfalto de ruas de todas as regiões da cidade”. Diz também que, este ano, iniciou a terceira fase do programa, com investimentos superiores a R$ 6 milhões.

Outros R$ 100 milhões foram destinados a ações de recuperação de áreas degradadas (como o reflorestamento de quase dez hectares de áreas verdes no Morro do Boa Vista), iluminação pública e obras de revitalização (como as do novo Horto do Barreto, orçado em R$ 3 milhões e com previsão para ser concluído em agosto). A Segurança, em 2017, também já foi contemplada com mais de R$ 20 milhões, destinados ao apoio aos programas de auxílio às forças policiais do Governo do Estado.

Em curso, a obra de contenção de encostas no Morro do Estado é uma das que começaram no ano passado.

O município também diz ter investido mais de R$ 50 milhões em obras de contenção de encostas, como as que estão sendo realizadas no Morro do Estado, na comunidade da Grota do Surucucu, em São Francisco; no Morro do Holofote, no Fonseca; no Morro do Palácio, no Ingá; na Rua Engenheiro Guilherme Greenhalgh, em Icaraí; e na Rua Fagundes Varela, no Ingá; além da obra na Rua Martins Torres, em Santa Rosa, concluída no início de março.

“Somente no ano de 2017, as entradas positivas de royalties permitiram que o valor estimado inicial de R$ 12 milhões em investimentos para proteção de encostas atingisse um montante superior a R$ 27 milhões. Estão em andamento as obras de contenção de encostas no Morro do Estado e na Rua Jonatas Botelho, no Cubango, e urbanização no bairro de Santa Bárbara, além de atividades de mapeamento e monitoramento”, lista, em nota, a prefeitura.

Fundo de reserva

Quanto ao volume de recursos destinados à Previdência, o município diz que ano passado — quando foi registrada arrecadação de R$ 698,7 milhões, muito acima da projeção conservadora do município, de R$ 270 milhões — houve um aporte de cerca de R$ 139 milhões ao fundo previdenciário. A prefeitura diz que ainda aguarda a conclusão do cálculo, feito pela Caixa Econômica Federal, do déficit atuarial da Previdência municipal.

Dois projetos de lei para reserva de royalties do petróleo tramitam na Câmara dos Vereadores. Um deles cria o Fundo de Estabilização da Receita (FER), uma poupança que guardará, durante os próximos 20 anos, 10% de toda a arrecadação proveniente dos royalties, visando a resguardar os cofres municipais das oscilações do mercado de petróleo.

— Estamos abrindo mão de investir R$ 250 milhões durante este governo e criando mecanismos para que as próximas administrações façam o mesmo, para garantir que a cidade tenha dinheiro em caixa quando não houver mais esta receita — diz o prefeito.

Segundo o presidente da Câmara, Paulo Bagueira (SD), no dia 10 de julho o plenário receberá uma audiência pública para discutir a proposta. A implantação do fundo de poupança está programado para ser votado somente no segundo semestre legislativo.

— É importante ter uma espécie de poupança para que, no futuro, ela possa ser usada pelo Poder Executivo, não comprometendo assim a expectativa de arrecadação do município quando esses recursos diminuírem ou até mesmo se esgotarem — avalia Bagueira.

Outro projeto a ser financiado com os recursos dos royalties é o Poupança Escola, que visa a depositar valores entre R$ 400 e R$ 1.200, por ano letivo concluído, para os estudantes do 9º ano do ensino fundamental e do ensino médio de escolas públicas. O plano já foi aprovado na Câmara em primeira discussão. Se passar pela votação final, bastará apenas a sanção do prefeito Rodrigo Neves para que entre em vigor.
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A ThyssenKrupp deu mais um passo para o desenvolvimento do MULTI, primeiro sistema de elevadores sem cabos do mundo.

O primeiro modelo do sistema já está em operação no Centro de Inovação da empresa localizado em Gijón, Espanha, como estava previsto no cronograma de lançamento há um ano.

Considerado um marco na indústria de elevadores, o MULTI vai revolucionar a forma como as pessoas se movem hoje nas grandes cidades. Além de viagens na vertical, será possível se locomover no sentido horizontal, a partir da mesma tecnologia utilizada no metrô. A empresa prevê que no final de 2016, o MULTI estará em funcionamento na nova torre de testes que está sendo construída na Alemanha.


Resultado de imagem para Confiança do empresário industrial tem maior queda desde 2010, diz CNI

A paralisação do transporte rodoviário de cargas e as medidas adotadas para solucionar a crise, como o tabelamento do frete, abalaram a confiança do empresário em junho, segundo a Confederação Nacional da Indústria (CNI).

 O Índice de Confiança do Empresário Industrial (Icei) teve queda de 5,9 pontos frente a maio e atingiu 49,6 pontos em junho, no maior recuo da série mensal, que começou em 2010.

Quando o indicador fica abaixo da linha dos 50 pontos, há falta de confiança dos empresários. Índice acima de 50 pontos indica otimismo. Desde janeiro de 2017, o índice estava acima dos 50 pontos.

O índice sobre as condições atuais da economia brasileira foi de 48,3 pontos em maio para 37,1 pontos em junho. O indicador de expectativas para a economia passou de 54,1 pontos para 46,6 pontos no período.

A CNI explica que o Icei é um indicador que ajuda a entender as tendências da indústria e da economia. Empresários confiantes tendem a ampliar a produção e os investimentos, o que estimula o crescimento da economia.

A pesquisa foi feita entre 4 a 14 e junho, com 2.779 empresas.
Resultado de imagem para Petrobras avança com três vendas de ativos

A Petrobras avançou com seu programa de desinvestimentos ao longo dos últimos dias. Três negociações passaram para novas fases e uma operação foi concluída desde a semana passada.

A expectativa é que, até o fim do ano, a companhia acelere o ritmo dos negócios. A estatal tem a meta de anunciar US$ 21 bilhões em vendas de ativos no biênio 2017-2018, mas cumpriu, até o momento, um quinto dos desinvestimentos previstos. O programa de venda de ativos é um dos pilares do plano de negócios da Petrobras, dentro da estratégia de reduzir seus níveis de endividamento.

Desde que Ivan Monteiro assumiu a presidência da petroleira, neste mês, a empresa avançou com três negócios em curso: iniciou a fase vinculante da venda do pacote de campos terrestres do Ceará, Rio Grande do Norte e Sergipe; deu início à fase não vinculante da venda de 50% do campo de Tartaruga Verde e do Módulo III do campo de Espadarte, em águas profundas na Bacia de Campos; e do desinvestimento do campo de Baúna, em águas rasas na Bacia de Santos.

Na sexta-feira, a petroleira concluiu também a venda de 25% do campo de Roncador (Bacia de Campos) para a Equinor (ex-Statoil). A operação rendeu a entrada de US$ 2 bilhões no seu caixa.

Também na sexta-feira, houve novidades na venda da petroquímica Braskem, com o anúncio de que a Odebrecht iniciou as tratativas para negociação de sua fatia de 38% na companhia para a holandesa LyondellBasell. A Petrobras divide o controle da Braskem, com uma fatia pouco superior a 36%. A petroleira tem direito, estabelecido por acordo de acionistas, de preferência e “tag along” (ou venda conjunta).

O avanço das negociações durante os últimos dias confirma a expectativa do mercado, já que Ivan Monteiro conhece bem todo o processo e vinha conduzindo os desinvestimentos na diretoria financeira da estatal. Pouco antes de renunciar à presidência da companhia, Pedro Parente vinha sinalizando que haveria uma aceleração das negociações nos próximos meses.

A Petrobras possui, hoje, 17 pacotes de ativos à venda, em diferentes fases. Os negócios em fases mais embrionárias são os de venda dos polos de refinarias do Nordeste e Sul e dos campos em águas profundas de Sergipe.

Entre os negócios mais avançados, em fase vinculante, estão dez pacotes: a refinaria de Pasadena (nos Estados Unidos); o pacote de campos de águas rasas do Rio de Janeiro, São Paulo e Sergipe; o conjunto de campos terrestres da Bahia e Rio Grande do Norte; os ativos de exploração e produção na África; os campos de Piranema e Piranema Sul (Sergipe); a Transportadora Associada de Gás (TAG); o pacote de venda das fábricas de fertilizantes de Araucária (PR) e Três Lagoas (MS); o campo de Maromba (Bacia de Campos); os ativos de distribuição de combustíveis do Paraguai; e o pacote de campos terrestres do Ceará, Rio Grande do Norte e Sergipe.

Em fase não vinculante de negociações estão outros quatro pacotes: a venda de 50% do campo de Tartaruga Verde e do Módulo III do campo de Espadarte; o campo de Baúna; a BSBios; e o conjunto de campos de águas rasas do Ceará e Nordeste.
Resultado de imagem para Gasolina cai nas refinarias e sobe nas bombas dos postos

Com alívio nas cotações internacionais do petróleo, o preço da gasolina nas refinarias da Petrobras acumula queda de 9,22% desde o dia 22 de maio, quando atingiu o maior valor desde que a Petrobras começou a anunciar reajustes diários. Nas bombas, porém, ainda não houve repasse.

Na terça (19), a estatal vendia o combustível a R$ 1,8941 por litro, mesmo valor que será praticado na quarta (20).

Preços cobrados em posto BR do Rio de Janeiro no final de maio – Sergio Moraes/Reuters

Em 22 de maio, com as cotações do petróleo em torno de US$ 80 por barril, a gasolina saía das refinarias da estatal por R$ 2,0867 por litro.

Nesta terça, a cotação do Brent, tipo de petróleo negociado em Londres e usado como referência pela estatal, fechou em US$ 75,09 por barril.

De acordo com dados da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), porém, o preço de bomba da gasolina no país subiu 3,08% entre a semana encerrada em 26 de maio e a semana passada.

Na média, o combustível era vendido no país a R$ 4,572 por litro na última semana, contra R$ 4,435 por litro três semanas antes. Nesse meio tempo, chegou a subir a R$ 4,614 durante a greve dos caminhoneiros, quando os preços dos combustíveis dispararam em resposta à crise de abastecimento.

Os dados da ANP mostram que, entre a semana do dia 26 de maio e a semana passada, houve aumento no preço de venda das distribuidoras “” de R$ 3,985 para R$ 4,064 por litro –e nas margens de lucro dos postos– de R$ 0,45 para R$ 0,508 por litro.

Neste último caso, porém, a margem é menor do que a verificada nas duas semanas anteriores, quando os preços dispararam “” na semana encerrada no dia 2 de junho, a margem de lucro dos postos chegou a R$ 0,621 por litro, de acordo com os dados da ANP.

Preocupação do governo desde o início do ano, a falta de repasses de cortes dos preços dos combustíveis se tornou foco dos órgãos de defesa do consumidor após a concessão de subvenções ao preço do diesel, como parte de acordo para encerrar a greve dos caminhoneiros.

O governo prometeu corte de R$ 0,46 por litro no preço de bomba, mas até agora a redução média no país é de apenas R$ 0,15 em relação aos valores vigentes antes da paralisação.


O Indicador Ipea Mensal de Consumo Aparente de Bens Industriais, divulgado nesta última terça-feira (19) apontou alta de 1,2% em abril, na comparação com março. Houve, portanto, uma repetição do desempenho obtido em março, após a queda de 2,3% em fevereiro, na série com ajuste sazonal. Ainda assim, no trimestre encerrado em abril, o Indicador Ipea ficou negativo em 1,4%.

“Em relação ao trimestre terminado em janeiro, nós partimos de uma base de comparação elevada, em função do ótimo resultado de dezembro de 2017 (2%). Além disso, a forte queda em fevereiro também contribuiu negativamente. Desse modo, as altas nos meses de março e abril não foram suficientes para salvar a média do trimestre”, explica Leonardo Mello de Carvalho, técnico de planejamento e pesquisa do Ipea e autor do estudo.

Os dois componentes do consumo aparente apresentaram resultado positivo em abril: a produção doméstica líquida de exportações, com 1,3%, e as importações de bens industriais, com 2,6%. Na análise das grandes categorias econômicas, os destaques foram os segmentos bens de capital e bens intermediários, com altas de 2,9% e 0,5%, respectivamente. Os demais segmentos tiveram recuos no mês – bens de consumo (1,6%), bens duráveis (0,2%) e semi e não-duráveis (1,7%). Em relação a abril de 2017, todos os segmentos avançaram.

Ao se avaliar as classes da indústria, embora a extrativa-mineral tenha sofrido recuo de 5% em abril, a demanda por bens da indústria de transformação avançou 1,4%. “Como a indústria de transformação tem um peso muito maior no total da indústria – algo em torno de 85% –, o seu crescimento mais que compensou a queda da extrativa-mineral”, afirma Leonardo de Carvalho.

Verificou-se crescimento em 12 segmentos da indústria de transformação, de um total de 22. Os que mais contribuíram para o bom desempenho foram “outros equipamentos de transporte”, com alta de 12,2%, e “alimentos”, com expansão de 11,1%. O principal destaque negativo em abril foi o segmento “metalurgia”, que registrou queda de 4,1%.

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O critério da proposta da ANP para redução da alíquota de royalties sobre a produção incremental de campos maduros enquadra ao menos dois terços dos campos à venda no programa de desinvestimento da Petrobras. A empresa tenta vender 106 ativos de produção, 67 deles em produção há 25 anos ou mais, um dos requisitos incluídos na minuta de resolução.

A diretoria da ANP aprovou o texto que deve ser publicado em breve e entrar em consulta pública por 30 dias. A proposta da agência pretende reduzir para até 5% a alíquota sobre a produção adicional dos campos.

Campos elegíveis

A ideia é que para um campo ser elegível a redução de royalties ele precisa estar em produção por 25 anos ou mais ou já ter produzido 70% ou mais de suas reservas provadas (1P). A isenção parcial da alíquota de royalties, contudo, não é automática e os operadores precisarão apresentar uma revisão do plano de desenvolvimento dos campos, com investimentos que justifiquem o benefício.

Dados individuais de reserva dos campos não estão disponíveis, mas partindo do critério dos 25 anos em produção significa que cerca de 200 campos maduros podem ser enquadrados na nova regra, representando uma produção da ordem de 500 mil boe/dia de petróleo e gás, com base em dados de 2018 – 15% da produção nacional. Nesse grupo estão incluídos os ativos à venda da Petrobras, que são, em maioria, campos maduros em terra e águas rasas.

Desconto apenas sobre o “óleo novo”

A revisão dos planos de desenvolvimento deverá contemplar a previsão de produção incremental dos campos. Um ponto crucial da proposta da agência é que a redução da alíquota de royalties será aplicada somente sobre os volumes de óleo e gás produzidos além do previsto na curva original de produção (em declínio) do campo.

Além do projeto de aumento de produção, operadores deverão apresentar as estimativas de investimento; comprovações do “benefício econômico para a União, incluindo extensão na vida útil do campo, fator de recuperação incremental e participações governamentais adicionais”, informou a ANP.

10% de royalties são a regra

A Lei do Petróleo estabelece a alíquota mínima de 5% de royalties sobre o valor da produção dos contratos de concessão e a possibilidade de uma parcela adicional de até mais 5%, que é definida em contrato, fixando o teto em 10%.

Na prática, praticamente todos os campos brasileiros estão contratados com alíquota de 10%. No offshore, há exceções como Manati, campo de gás na Bahia, com alíquota de 7,5%, e o polo do pós-sal da Bacia de Santos, com Mexilhão, Uruguá e Tambaú, com 8,7%.

Há uma diferença também na distribuição desses recursos, em linhas gerais, aumentando a participação da União com o aumento da alíquota. Os royalties recolhidos a partir da alíquota mínima de 5% ficam nos estados e municípios, quando a produção é em terra, e, para o offshore, são repassados 20% para União e 10% para o Fundo Especial.

Já na parcela excedente a 5%, um quarto da arrecadação em terra vai para a União e, nos ativos offshore, 40% é da União e 7,5% vai para o Fundo Especial.

Com a solução da redução de alíquota apenas sobre a produção incremental, a expectativa da ANP, contudo, é que a arrecadação total aumente. A parcela de até 10% continuaria a ser a regra para a cobrança sobre a produção prevista antes do incremento e a alíquota menor permitiria destravar investimentos, com efeito positivo sobre a cadeia de produção.

Recuperação de 1% pode valer R$ 18 bilhões em investimento

É indiscutível que os campos brasileiros, em geral, estão em declínio. A produção nacional cresce graças ao pré-sal de Santos, que compensa as perdas acentuadas da Bacia de Campos.

A ANP calcula que 16% das reservas do pós-sal brasileiro foram produzidos, 6% são reservas provadas, 2% são provadas e 1%, possíveis, totalizando 25%. Ou seja, 75% do pós-sal são recursos que não serão acessados sem investimento em aumento no fator de recuperação.

Os dados são de um seminário da ANP feito no Rio de Janeiro, em setembro de 2017, para tratar da redução dos royalties sobre produção incremental.

Em uma simulação, a agência calcula que elevar em 1% o fator de recuperação nas bacias brasileiras representaria novos investimentos de US$ 18 bilhões para desenvolver reservas adicionais de 2,2 bilhões de boe de petróleo e gás e um aumento de US$ 11 bilhões na arrecadação de royalties do ciclo de vida prolongado dos campos.
Resultado de imagem para Grupo Wilson Sons, concluiu a conversão do Gaivota, agora um OSRV

A Wilson Sons Estaleiros, empresa de construção naval do Grupo Wilson Sons, concluiu a conversão do Gaivota, agora um OSRV (Oil Spill Recovery Vessel). O ano de construção da embarcação é 2003, quando iniciou suas operações como um PSV (Platform Supply Vessel). Este é o primeiro OSRV da frota da Wilson Sons Ultratug Offhore, joint venture da Wilson Sons com o Grupo Ultramar.

“A operação realizada foi bastante complexa, as modificações e modernizações transformaram o Gaivota em um OSRV com padrão de excelência para esse mercado. A execução do projeto foi um sucesso, entregamos a embarcação dentro do prazo e com alto nível de satisfação percebida pela WSUT”, comenta o diretor executivo da Wilson Sons Estaleiros, Adalberto Souza.

O trabalho de conversão começou em março. Com as mudanças, o Gaivota deixa de operar como PSV especialista para granéis sólidos, para atuar no recolhimento de óleo em caso de vazamento, com capacidade de armazenar até 760 m³ de óleo. A embarcação passou por modificação na estrutura de redes e tubulações, os tanques foram adaptados para recebimento de óleo recuperado, e novos equipamentos foram instalados: bombas de alta capacidade, barreiras de contenção, skimmer, barco de trabalho para reboque e posicionamento das barreiras. Além de todo esse processo, o OSRV também passou por docagem na Wilson Sons Estaleiros, processo que envolve procedimentos de manutenção e reparos para preservar a integridade estrutural, mecânica, elétrica e estética.

“Estamos muito satisfeitos com o novo contrato do Gaivota, agora como OSRV. Ampliar o escopo de operações de nossas embarcações para melhor atender as necessidades de nossos clientes é um objetivo estratégico, alinhado à visão da WSUT”, diz o diretor executivo da Wilson Sons Ultratug Offshore, Gustavo Machado. O Gaivota inicia agora contrato de dois anos com a Petrobras, que pode ser prorrogado por igual período.
Resultado de imagem para ANP participa de workshop sobre combustíveis

O diretor da ANP Aurélio Amaral participou da abertura do workshop “Combustíveis: características, qualidade e consequências no campo”, no Rio de Janeiro.

Amaral apresentou um panorama sobre o mercado de abastecimento e a qualidade dos combustíveis no Brasil, com foco no Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) da ANP.

“Os dados demonstram a magnitude do PMQC, com mais de 100 mil amostras por ano, e sua efetividade, uma vez que os índices de não conformidade no Brasil encontram-se abaixo de muitos países europeus”, afirmou o diretor, complementando que os índices atuais de não conformidade são de 1,7% para a gasolina, 3,4% para o diesel e 1,9% para o etanol.

O workshop, organizado pela Associação de Engenharia Automotiva (AEA), ocorre nos dias (19 e 20/6), na Universidade Petrobras. O evento tem apoio institucional da ANP e conta também a participação de especialistas da Agência.
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O Tribunal Superior do Trabalho colocou na pauta de julgamentos desta quinta-feira (21) uma ação coletiva contra a Petrobras, estimada em R$ 20 bilhões. 

Trata-se de um acordo sobre a Remuneração Mínima por Nível e Regime (RMNR), que terá participação da Advocacia-Geral da União (AGU), representando a estatal, e de de advogados importantes, defendendo os sindicatos. O relator do caso é o ministro Alberto Bresciani e a revisora, Maria de Assis Calssing, que se aposenta em julho. O julgamento, inclusive, só foi pautado agora em razão da movimentação de Calssing.

Os sindicatos fazem pressão para adiar o julgamento, porque acreditam que a ministra votará a favor da Petrobras. No entanto, como ela acompanha e estuda a matéria há muito tempo, tendo julgado o tema na Sessão de Dissídios Coletivos (SDC), deixá-la de fora do julgamento, na visão do TST, seria uma injustiça e um desprestígio. A perspectiva é de que a Petrobras ganhe a causa com uma diferença de 1 a 3 votos, a depender da composição da Corte na sessão de julgamento.

Uma derrota da Petrobras, vista como algo distante pelos advogados da empresa, pode trazer impacto significativo para as finanças da estatal, que ainda executa programas de redução de dívidas e de custos. Na defesa elaborada pela AGU, pede-se que os pagamentos relacionados a regimes especiais de trabalho, como adicional de periculosidade, devem ser incluídos na base de cálculo da RMNP, conforme previsão em acordo coletivo.

Catálogo da Indústria Marítima

Representantes dos empregados, entretanto, querem que esses valores sejam excluídos dessa base de cálculo, o que faria com que a Petrobras tivesse que complementar uma quantia maior para que a RMNR fosse atingida. Daí o impacto bilionário.

O processo chegou ao plenário do TST após apreciação de diversos processos sobre o tema. É a terceira vez que entra na pauta do colegiado. A eventual mudança no pagamento dos benefícios pode criar aumento de até 35% nos contracheques dos 59 mil empregados da estatal, segundo contas da AGU. O gasto não estava previsto no orçamento de 2018.
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A Marinha recebeu nesta última segunda-feira (18) nove propostas comerciais de empresas interessadas no projeto para construção das corvetas classe Tamandaré. De acordo com a força naval, as propostas agora serão analisadas sob os pontos de vista técnico, jurídico, fiscal e orçamentário e financeiro. De acordo com a Marinha, a divulgação da "short list" está prevista para o próximo dia 27 de agosto e a melhor oferta será divulgada no dia 29 de outubro.

Os estaleiros participantes são: Brasfels (RJ), Enseada Indústria Naval (BA), Inace (CE), Mac Laren (RJ), Oceana (SC), Wilson Sons (SP), Vard Promar (PE), além do Arsenal de Marinha (RJ) e do grupo Sinergy, que controla os estaleiros Eisa e Mauá, no Rio de Janeiro. As referidas propostas indicam, preliminarmente, a participação das seguintes empresas nacionais e internacionais, em formação de consórcios ou em grupos:

BAE Systems, Consub Defesa Tecnologia S.A. e Mac Laren Oil Estaleiros Ltda;

Consórcio “Águas Azuis” – Atech Negócios em Tecnologias S.A,Embraer S.A e Thyssenkrupp Marine Systems GmbH, contando com as seguintes empresas subcontratadas: Ares Aeroespacial e Defesa S.A, Fundação Ezute, Oceana Estaleiro S.A, Omnisys Engenharia Ltda, SKM Eletro Eletrônica Ltda e WEG equipamentos elétricos S.A;

Consórcio “Damen Saab Tamandaré” – Damen Schelde Naval Shipbuilding B.V e Saab AB, contando com as seguintes empresas subcontratadas: Consub Defesa e Tecnologia S.A, Weg equipamentos elétricos S.A, e Wilson Sons Estaleiros Ltda;

Consórcio “FLV” - Ficantieri S.p.A, Leonardo S.p.A e Vard Promar S.A., contando com as seguintes empresas subcontratadas: Fundação Ezute e Ares Aeroespacial e Defesa S.A;

Consórcio “Villegagnon” - Naval Group, Enseada Indústria Naval S.A e Mectron S.A;

GOA Shipyard Limited, Indústria Naval do Ceará (Inace), Fundação Ezute e SKM Eletro Eletrônica Ltda;

GRSE - Garden Research Shipbuilder Engineers, ELBIT Systems Ltd e Sinergy Group Corporate;

STM, Estaleiro Brasfels Ltda., Fundação Ezute, Thales, e Omnisys Engenharia Ltda;

UKRINMASH, THALES e Arsenal de Marinha do Rio de Janeiro (AMRJ).





Por Danilo Oliveira
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O Polo de Camaçari fará aniversário no próximo dia 29 com um número que entrega a falta de infraestrutura no estado com a qual tem a indústria tem convivido nas últimas quatro décadas. No ano passado, o complexo perdeu pelo menos R$ 86 milhões com o pagamento de estadias de navios internacionais no Porto de Aratu, o qual não tem a devida capacidade de escoamento da produção, como explica o superintendente geral do Comitê de Fomento Industrial de Camaçari (Cofic), Mauro Pereira.

“O Porto de Aratu, por exemplo, é muito deficiente. Ele não tem condições de carregar ou descarregar muitos navios. E quando um navio fica muito tempo parado, a gente tem que pagar estadia. Esse dinheiro que se perde encarece muito os produtos e faz com que a gente não consiga competir com outras empresas”, pontua ele.


Diante desse quadro, o complexo industrial pagou R$ 95 mil pela diária de cada navio atracado no porto, em 2017. O superintendente destaca como principais problemas no momento vivido pelo Cofic, além dessa falta de infraestrutura no porto, a ausência de uma ferrovia no estado, a questão da matriz enérgica e a alta carga tributária.

Durante sessão especial em homenagem aos 40 anos do Polo, na manhã desta segunda-feira (18), Pereira falou sobre os desafios que a indústria baiana enfrenta com a falta de infraestrutura. “Nesse aniversário do Polo, temos grandes planos para atingir. Queremos fazer com que o investidor nacional e internacional enxergue o Polo de Camaçari como uma oportunidade de investimento”, disse.

Presidente da Associação de Usuários dos Portos da Bahia (Usoport), Paulo Villa afirma que o Porto de Aratu precisa de quatro novos berços – locais onde o navio atraca e faz a carga e descarga. “Todos os portos da Bahia precisam ser ampliados. O Porto de Aratu já está com a capacidade saturada há muito tempo”, conta ele.

Ainda segundo Villa, a falta de espaço para os navios retira a competitividade das empresas instaladas no Polo.

O superintendente da Cofic, Mauro Pereira, listou os principais gargalos e dificuldades enfrentadas pelas indústria do Polo:

Reforma do Porto de Aratu 

 A falta de espaço para receber os navios no Porto de Aratu faz com que os navios carregados fiquem atracados no mar. A espera de um navio custa pelo R$ 95 mil por dia para a indústria local.

Ferrovia 

A falta de ferrovia do estado da Bahia faz com que as mercadorias cheguem apenas com caminhões. De acordo com Mauro, o modal ferroviário teria um custo menor para a indústria. “Nos países mais desenvolvios os trens entram nas empresas e pegam os materiais”, diz ele
Matriz energértica – De acordo com Mauro, o Brasil tem uma das energias mais altas muito. Segundo ele, isso é completamente “desfavorável” para a indústria.
Carga Tributária – Ainda segundo Mauro, o país cobra altas taxas de impostos e isso também ajuda a encarecer os produtos.

Polo Industrial

O Polo Industrial de Camaçari foi inaugurado em 29 de junho de 1978 e, atualmente, é responsável por 20% do PIB da Bahia. O complexo gera R$ 1 bilhão por ano em ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços), e fatura 15 bilhões de dólares anualmente. O ativo total é de 20 bilhões de dólares, sem considerar a infraestrutura.

O montante é fruto de uma evolução que em 2008 era de 12 bilhões de dólares, em 2011 saltou para US$ 16 bi, e em 2016 para US$ 18 bi. Atualmente, o local é responsável por mais de 30% de todas as exportações do estado.

Dentre as empresas que fazem parte do Polo, 35 são unidades industriais químicas e petroquímicas, e 23 parceiras no Complexo Ford. As demais estão nos segmentos de metalurgia do cobre, têxtil, bebidas, celulose, pneus, fertilizantes, energia eólica, bebidas e serviços (incluindo logística).

A localização estratégica do Polo, a 50 quilômetros de Salvador, permite fácil acesso às indústrias através das rodovias BA-093, BA-535 (Via Parafuso), Canal de Tráfego, ferrovias, portos e aeroportos. As indústrias locais são responsáveis por empregar 15 mil funcionários, além de gerar outros 30 mil empregos indiretos.
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O governo da China anunciou que está começando a colocar em prática o seu plano de usar somente a mistura de gasolina com etanol até o ano de 2020.

A decisão foi tomada em setembro do ano passado e tem como objetivos principais:

Diminuir a emissão de gases poluentes;

Reduzir os estoques de milho do país;

Além de evitar a dependência de combustíveis não renováveis;

A primeira cidade a aderir oficialmente a determinação do governo central da China é Tianjin, que fica na região metropolitana da capital Pequim e possui cerca de 15 milhões de habitantes.

Gasolina com Etanol: A província anunciou que a partir de setembro a maior parte da gasolina comercializada na cidade será misturada com etanol.

Caso a meta seja alcançada, o uso do biocombustível deve chegar a 260 mil toneladas e o consumo de milho baterá as 780 mil toneladas por ano.

Atualmente os estoques de milho da China chegam a cerca de 200 milhões de toneladas, sendo que o país produz apenas 2,5 milhões de toneladas de etanol por ano.

Com a adoção da nova política de combustíveis, a demanda da produção de etanol pode alcançar as 15 milhões de toneladas anuais.

E isso incentivaria um maior engajamento dos agricultores nesse novo cenário que está em crescimento na região.

Gasolina com etanol

Várias refinarias chinesas já estão pedindo autorização do governo local para adquirirem etanol importado visando o novo mercado que se aproxima.

Segundo a Corporação Nacional de Petróleo da China (CNPC), estatal do setor petrolífero, a ideia é produzir o próprio combustível em vez de comprá-lo, já que isso poderia encarecer o processo.

“As refinarias particulares são um enorme mercado para nós. Mas, nosso intento é aumentar a produção nas províncias do Norte para atender a essa demanda”, conclui a CNPC.

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Considerado o grande nome do empreendedorismo nacional, ministro duas vezes e conselheiro de todos os presidentes da história recente do Brasil, responsável por desenvolver a Vale do Rio Doce e transformá-la em uma das maiores empresas do mundo aponta que seu foco nunca esteve em si mesmo, mas no outro, a ideia de que possa haver algo que mereça a denominação de capitalismo consciente pode ser acalentada. Ex-nadador, ex-cantor de ópera, pai do controvertido Eike Batista, 178 visitas ao Japão, pioneiro nos conceitos de desenvolvimento com sustentabilidade, poliglota e botânico autodidata, Eliezer Batista é um caso a ser estudado. Um cidadão que viveu cinco vidas em uma e que acumulou o mais vistoso patrimônio que se pode desejar: respeito, bom humor e leveza.

Morreu na noite desta última segunda-feira (18), no Rio de Janeiro, o empresário do ramo de mineração Eliezer Batista, 94 anos, pai do também empresário Eike Batista. Ele estava internado no Hospital Samaritano, zona sul do Rio de Janeiro. A causa da morte informada pelo hospital foi insuficiência respiratória aguda.

na ferrovia Vitória-Minas, em 1956

Engenheiro de formação, Eliezer assumiu vários cargos públicos, entre eles, o de ministro de Minas e Energia e o de presidente, por duas vezes, da Companhia Vale do Rio Doce, além de secretário de Assuntos Estratégicos (SAE), no governo Collor de Mello. Atuou no Programa Grande Carajás, a primeira iniciativa de exploração das riquezas da província mineral dos Carajás, abrangendo áreas do Pará até o Xingu, Goiás e Maranhão.

Eliezer nos tempos de Vale

Venda para japoneses 

Na Companhia Vale do Rio Doce, vendeu para os japoneses minério de ferro após a Segunda Gerra Mundial, levando o minério do Porto de Tubarão diretamente ao Japão, a preços competitivos com as minas da Austrália. Esse feito o transformou no “engenheiro ferroviário que ligou a Vale ao resto do mundo”. Os japoneses reconheceram seu valor e entregaram a Eliezer Batista a mais alta condecoração daquele país, por ter causado uma verdadeira revolução no sistema de transporte marítimo ferroviário.

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Exerceu, entre 1964 e 1968 os cargos de diretor-presidente da Minerações Brasileiras Reunidas, resultado da fusão da Caemi com a Bethlehem Steel e, em seguida, o de vice-presidente da Itabira International Company (Nova York). Ainda em 1968, assumiu a diretoria da Itabira Eisenerz GmbH, na Alemanha Ocidental, posto no qual permaneceu até 1974. Quando da fundação da Rio Doce Internacional S.A., subsidiária da Vale em Bruxelas, tornou-se seu presidente.
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O Terminal de Contêineres de Salvador (Tecon), que até o dia 1º de junho recebia navios com até 300 metros de comprimento, teve a capacidade ampliada para abrigar embarcações com até 366 metros.
Para se ter uma ideia, as embarcações são tão extensas que se fossem colocadas na vertical seriam da altura de um prédio de 120 andares. A estimativa é de que eles cheguem em até dois anos.

O anuncio foi publicado no jornal Correio. Mas, oficialmente, foi dado na tarde desta última segunda-feira (18), na Companhia das Docas do Estado da Bahia (Codeba), pela Conder, Tecon e Capitania dos Portos à imprensa.

Na prática, Salvador e Paranaguá (PR) serão os únicos portos brasileiros com capacidade para receber navios desse tamanho.

Impacto

O diretor-executivo do Tecon, Demir Lourenço, acredita que as mudanças terão impacto no sistema em até dois anos. Hoje, os navios maiores transitam entre China, Europa e EUA. Nesses portos, as cargas são transferidas para embarcações menores para serem distribuídas para os países do Hemisfério Sul.

“Com a mudança, Salvador passa a receber navios maiores e poderá servir de ponto de partida para a distribuição de carga, não apenas para o estado como para o restante do país. Eu diria que num prazo de um ano a dois anos teremos esses navios nas costas brasileiras, e enquanto outras cidades estão começando a pensar no assunto, estamos à frente das concorrentes”, afirmou.

Segundo ele, o investimento na reforma do Terminal de Contêineres foi de R$ 200 milhões. Lourenço destacou também a construção da Via Expressa e a dragagem do canal de acesso do porto e da bacia de evolução, onde os navios giram, como fundamentais para garantir a ampliação da capacidade.

Estudo

Depois que a reforma do Terminal de Contêineres foi concluída, em 2012, a empresa que administra o espaço contratou o Instituto Nacional de Pesquisas Hidroviárias (INPH) para fazer um estudo do local. O objetivo era comprovar que as mudanças permitiam que grandes navios atracassem com segurança.

O estudo foi feito em parceria com a Codeba e a Marinha. O comandante da Capitania dos Portos, Leonardo Reis, contou que o processo começou em maio de 2014. “O estudo foi realizado com muito cuidado e precaução, sempre visualizando a segurança como fator mais importante. Utilizamos provas de tanques da USP para realizar todas as simulações necessárias e devidas, e finalizamos um estudo sobre o canal de acesso”, afirmou.

O Porto de Salvador recebe cerca de 16 mil contêineres todos os meses, que são distribuídos por aproximadamente 40 navios. As cargas são variadas, como equipamentos para instalação e manutenção de indústrias, a exemplo dos parques de energia eólica e solar.

As embarcações trazem e levam também produtos como arroz, polímeros, químicos, celulose, fertilizantes, as frutas do Vale do São Francisco e o algodão produzido no Oeste baiano, entre outros.

Investimento

Para o diretor-presidente da Codeba, Rondon Brandão do Vale, a ampliação vai deixar o porto mais competitivo e impulsionar as possibilidades de negócios. Na prática, o empresário brasileiro poderá trazer os produtos até Salvador para depois fazer a transferência para embarcações menores, como já acontece em Paranaguá e em terminais estrangeiros.

“A grande mudança é que abre para o mercado com esse aceno de aumento de capacidade de navios de maior porte. Isso veio em um momento bastante oportuno em que está se discutindo uma revisão do plano mestre, que estabelece ações operacionais e identifica investimentos, onde está em jogo também uma mudança de função do Porto de Salvador”, afirmou.

Atualmente, o Terminal de Contêineres de Salvador movimenta volume médio de 394 mil toneladas por mês. As embarcações de 333 e 366 metros autorizadas a partir de junho têm capacidade para transportar ​volumes ​acima de ​14 mil Teus (contêiner do tamanho padrão).

Petrobras ampliou o prazo para a assinatura de acordos de confidencialidade junto a interessados em um processo aberto pela companhia para a venda de 60% de sua participação em ativos de refino e logística no Nordeste e Sul do país, segundo comunicado nesta segunda-feira (18).

A petroleira disse que a data final para que sejam firmados esses acordos foi prorrogada para até 2 de julho, ante um prazo anterior não divulgado pela estatal. O processo de desinvestimento nos ativos de refino foi originalmente iniciado ao mercado pela empresa em 27 de abril.

O anúncio da companhia acontece após uma greve de caminhoneiros que durou 11 dias no final de maio, em protesto contra a elevação nos preços do diesel.

Os protestos, que atacaram a política de preços da Petrobras para o combustível, com reajustes diários, levaram o governo federal a anunciar um programa de subvenção ao diesel que incluiu um congelamento das cotações e redução de impostos.

A pressão sobre a política de preços da estatal, que inclusive levou à saída do então presidente da companhia, Pedro Parente, assustou investidores interessados na aquisição das refinarias, disseram fontes à Reuters ainda no final de maio.

Mas a Petrobras disse em seu comunicado que os negócios em refino têm atraído alguns investidores e que esse interesse pode aumentar com o prazo maior.

"Com a extensão de prazo, além das cinco empresas que já assinaram o acordo até o momento, outras empresas que já manifestaram interesse também poderão participar do processo, ampliando a competitividade", disse a estatal, adicionando que a mudança nas datas foi solicitada por interessados.

As empresas que participarem do processo receberão instruções da Petrobras sobre como apresentar suas propostas vinculantes pelos ativos após a data final para assinatura dos acordos de confidencialidade.

As parcerias incluiriam duas refinarias (Abreu e Lima e Landulpho Alves) e cinco terminais no Nordeste, onde a capacidade de processamento é de 430 mil barris por dia (bpd), enquanto no Sul, cuja capacidade de processamento é de 416 mil bpd, seriam duas refinarias (Alberto Pasqualini e Presidente Getulio Vargas) e cinco terminais.

Nesse modelo, o parceiro controlaria a operação, enquanto a petroleira brasileira seguiria com participação de 75% do mercado brasileiro, uma vez que suas outras nove refinarias e 36 terminais, a maioria no Sudeste, ficariam totalmente sob seu controle.

O processo de busca por parceiros faz parte de um amplo programa de desinvestimentos e parcerias da petroleira estatal.

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O Brasil, junto com México, Chile e Argentina devem encabeçar a demanda latino-americana por energia solar. A região, aliás, deve representar cerca de 10% da demanda por sistemas do tipo até 2022, como projeta os especialistas à frente da Intersolar South América, programada para ocorrer entre 28 e 30 de agosto em São Paulo.

Atualmente, a América Latina tem mais de 7 GW de energia solar fotovoltaica instalados. Até 2022, estão previstos 40 GW. O avanço desse mercado, segundo os organizadores da Feira, reflete positivamente no avanço do evento, que teve 220 expositores em 2017 e cuja expectativa é maior para este ano. “Três meses antes de a Intersolar South America 2018 começar, já foi reservada 95% da área de exposições. Para enriquecer ainda mais a feira, o Palco de Inovações e Aplicações permitirá que os expositores apresentem suas inovações e soluções aos mais de 12.500 visitantes aguardados. Também haverá workshops para treinamento em tecnologias”, informam os organizadores.