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As concessionárias de rodovias federais amargam uma intrincada lista de problemas. Apesar de cada empresa ser um caso particular e muitas serem vítimas de suas próprias decisões equivocadas, especialistas em infraestrutura apontam dois traços em comum no imbróglio: a solução dos entraves depende do poder público e sua protelação custa caro – paralisa R$ 30,5 bilhões de investimentos na melhoria e expansão de estradas, segundo estimativa da Associação Brasileira de Concessionárias de Rodovias (ABCR).

“É raro encontrar uma concessionária que não tenha alguma discussão relevante com órgãos públicos afetando decisões de investimentos”, diz a advogada Letícia Queiroz, especializada em infraestrutura. Há indefinições contratuais por divergências entre órgãos públicos; morosidade do governo para tomar decisões; dificuldade para garantir crédito e até investigação na Operação Lava Jato.

Sob a gestão de 21 concessionárias estão 10 mil km de estradas federais pedagiadas consideradas a espinha dorsal do sistema de transporte nacional. A BR-163, no Centro-Oeste, rota de escoamento de grãos; a Via-40, que liga Brasília à Minas Gerais; e as Auto Pistas Planalto Sul e Litoral Sul, trechos da BR-116 e da BR-101, no Paraná e Santa Catarina, são algumas delas.

O Estado entrou em contado com todas e comprovou a diversidade de problemas regulatórios. “As dificuldades costumam variar de acordo com a etapa em que a concessão foi feita”, diz Cláudio Frischtak, da Inter.B Consultoria Internacional de Negócios. A primeira etapa, por exemplo, ocorreu nos anos 1990 e termina nos próximos quatro anos. A preocupação é de que maneira a concessionária entrega a estrada, pois os contratos não preveem prorrogação. Algumas empresas, porém, alegam que há obras que não podem esperar, e se propõem a fazê-las em troca de um tempo a mais na concessão. Cerca de R$ 6 bilhões de investimentos dessa ordem foram engavetados porque o governo prefere relicitar.

É o caso da CCR, na Nova Dutra, que liga Rio a São Paulo. A concessão termina em 2021, mas a empresa defende obras na via, incluindo a construção de uma nova subida da Serra das Araras para melhorar o trajeto que tem quase um milhão de usuários diários. A empresa promete R$ 3,5 bilhões em investimento, mas o governo diz que é preciso trocar o concessionário e modernizar os contratos.

Gatilho. Nas concessões de segunda etapa, há temor em relação à reação do Tribunal de Contas da União (TCU), que tem questionado as obras liberadas pela Agência Nacional de Transporte Terrestre (ANTT). Realizadas no governo de Luiz Inácio Lula da Silva, previu poucas obras e, em troca, garantiu aos motoristas tarifas baixíssimas. Ficou célebre o pedágio de R$ 0,99 que saiu vencedor na disputa pela Fernão Dias, que liga Minas Gerais a São Paulo.

Os contratos, porém, preveem que quando o fluxo de veículos atinge um determinado volume, é possível fazer obras de ampliação, recebendo aportes do governo ou ganhando permissão para elevar a tarifa. O dispositivo é conhecido como “gatilho de investimento”.

Empresas dessa etapa têm R$ 12 bilhões engatilhados para novas obras, mas não disparam R$ 1. “Enquanto o TCU não der ok à ANTT, nada anda”, diz Cesar Borges, presidente da ABCR. As empresas também têm expectativa em relação ao resultado da segunda revisão quinquenal (a cada cinco anos) dos contratos.

A situação é dramática na terceira etapa. Realizada no governo de Dilma Rousseff, a meta era induzir o crescimento, abrindo rotas. As empresas tinham de fazer duplicações mesmo sem demanda. Em troca, receberiam crédito, com taxas de juros subsidiadas do BNDES.

O mercado diz que são as concessões da “tempestade perfeita”, porque deu tudo errado. Afora o fato de o Brasil ter entrado na recessão, vencedores do leilão eram ligados a construtoras investigas na Lava Jato. O BNDES cortou o crédito. Descontando parte do que foi feito, estima-se que elas represem R$ 12, 5 bilhões em investimentos.

A Galvão Engenharia, que levou a BR-153, é o caso extremo. Os acionistas foram presos, não recebeu um centavo do BNDES, não conseguiu nem construir praças da pedágio, mas já gastou R$ 220 milhões só na manutenção da estrada. “Podemos vender, devolver e até pedimos a caducidade, mas qualquer alternativa depende de definição legal que ainda não existe”, diz Paulo Coutinho, presidente da concessionária. O governo organizou um grupo em busca de solução para essas empresas, mas ainda não chegou a uma definição.
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Após assumir a Fertilizantes Tocantins no ano passado, a empresa global de agroquímicos Eurochem atingiu 7% de participação no mercado, com 2 milhões t/ano em vendas.

A empresa opera agora quatro plantas misturadoras e constrói outras três em Mato Grosso, Minas Gerais e Goiás, visando produzir 8 milhões t/ano ao final da década.

Para tanto, precisará investir em transporte e estocagem — um novo terminal em Itaqui (MA); e instalações ao longo da ferrovia Vitória (ES) - Araguari (MG). Para isso, projeta-se investimentos de US$ 200 milhões até 2022.
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A Petrobras, que comemora 60 anos de presença no Espírito Santo, abre novas oportunidades de negócios para as empresas capixabas do setor de óleo e gás na 10ª edição da Feria Metalmecânica + Inovação Industrial, a Mec Show 2017.

Resultado de imagem para Petrobras fomenta negócios no Espírito SantoNo evento, que ocorreu na última semana no Pavilhão de Carapina, na Serra, teve montado um espaço para atendimento e cadastramento de empresas interessadas em fornecer bens e serviços para a companhia.

Durante o evento, a Petrobras apresentou nove demandas tecnológicas para serem desenvolvidas pelo mercado local. No evento foi montado uma exposição de protótipos desenvolvidos por fornecedores locais a partir das demandas tecnológicas da Petrobras nos últimos anos, além de uma maquete de navio-plataforma, e outra de unidade de bombeio terrestre. Técnicos estavam à disposição para explicar a aplicação dos projetos nas unidades.

Na Conferência de Petróleo, Gás e Indústria Naval do Espírito Santo, o gerente Bento Daher Júnior, da Engenharia de Produção da Unidade de Operações de Exploração e Produção do Espírito Santo (UO-ES), falou sobre os investimentos previstos pela Petrobras em águas profundas. Ele também fez palestra sobre demandas de materiais para projetos do pré-sal durante o ciclo de palestras ABM.
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A usina da Barra, localizada no município de Barra Bonita, interior de São Paulo, iniciou a operação, no final do mês passado, do novo sistema de carregamento de etanol bottom loading. Operada pela Raízen, esta é a primeira usina do país que conta com a praticidade e segurança da modalidade de carregamento de caminhões tanque.

Além da praticidade durante as operações, o sistema bottom loading - presente em 17 terminais de distribuição de combustíveis da Raízen, que licencia a marca Shell no Brasil - possui o que há de mais alto nível tecnológico no mercado e garante total segurança durante o carregamento. Diferente do sistema top loading, em que o carregamento é feito pelos bocais localizados na parte superior das carretas, o bottom loading permite que o combustível seja carregado por alimentadores inferiores.

Resultado de imagem para raizen carregamento de etanolDentre os diversos benefícios para as operações, o mais importante para a Raízen é garantir a segurança de seus colaboradores. O motorista realiza o procedimento de carregamento no nível do solo, não havendo a necessidade de estar em cima da carreta. Desta forma não há possibilidade de queda e, consequentemente, a necessidade da utilização de equipamentos de segurança para realizar atividades em altura. É zero também o risco de queda de objetos no interior dos tanques e há menor geração de eletricidade estática.

Do ponto de vista operacional, a velocidade de carregamento com o novo sistema é muito mais eficiente. O sistema bottom loading é 40% mais rápido quando comparado ao tempo exigido pelo top loading. O bottom precisa de um minuto para carregar 2.500 litros de combustível e permite que todos os bocais de abastecimento sejam utilizados de forma simultânea, o que não acontece no carregamento convencional top loading . “O tempo gasto no carregamento é reduzido de forma bastante significativa, trazendo benefícios tanto para a empresa quanto para os motoristas”, destaca Luiz Renato Gobbo, diretor de operações de LD&T da Raízen.

Como o sistema permite a recuperação de vapores durante o carregamento, é reduzida também a possibilidade de inalação do combustível pelo motorista. Além de preservar a saúde dos profissionais, o total aproveitamento do combustível também elimina perdas durante a operação. “Seguindo o pilar de inovação da companhia e em busca da excelência operacional e respeito à vida, devemos seguir com o plano diretor de investimento em tecnologia para implementar o bottom loading em mais usinas”, explica Gobbo.

Perfil — A Raízen se destaca como uma das empresas de energia mais competitivas do mundo e uma das maiores em faturamento no Brasil, atuando em todas as etapas do processo: cultivo da cana, produção de açúcar, etanol e energia, comercialização, logística interna e de exportação, distribuição e varejo de combustíveis.

A companhia conta com cerca de 30 mil funcionários, que trabalham todos os dias para gerar soluções sustentáveis que contribuam para o desenvolvimento do país, como a produção de bioeletricidade e etanol de segunda geração a partir dos coprodutos da cana-de-açúcar. Com 24 unidades produtoras, a Raízen produz cerca de 2,0 bilhões de litros de etanol por ano, 4,2 milhões de toneladas de açúcar e tem capacidade para gerar cerca de 940 MW de energia elétrica a partir do bagaço da cana-de-açúcar.

A empresa também está presente em 66 bases de abastecimento em aeroportos, 67 terminais de distribuição de combustível e comercializa aproximadamente 25 bilhões de litros de combustíveis para os segmentos de transporte, indústria e varejo. Conta com uma rede formada por mais de 6.000 postos de serviço com a marca Shell, responsáveis pela comercialização de combustíveis e mais de 950 lojas de conveniência Shell Select.

Além disso, a companhia mantém a Fundação Raízen, que busca estar próxima da comunidade, oferecendo qualificação profissional, educação e cidadania. Criada há mais de 14 anos, a Fundação Raízen possui seis núcleos no interior do Estado de São Paulo e um em Goiás e já beneficiou mais de 13 mil alunos e mais de 4 milhões de pessoas com ações realizadas desde 2012.


O Tribunal de Contas da União (TCU) determinou a suspensão dos pagamentos em um contrato de R$ 79.6 milhões para obras no porto de Salvador, após identificar um “risco de grave lesão ao erário” – um dos pontos elencados é um suposto custo a mais no valor de R$ 22 milhões nas obras.

Segundo informações do jornal O Globo, o contrato em questão envolve uma empresa citada pelo doleiro Lúcio Funaro como participante de pagamento de propina para liberação de crédito do FI-FGTS, firmado com a Companhia das Docas do Estado da Bahia (Codeba) – cuja presidente foi indicado por Geddel Vieira Lima.

Com a decisão, assinada pelo ministro Bruno Dantas na última terça-feira (18) em caráter liminar, a Codeba não poderá pagar o consórcio Equipav/Ivaí, que foi contratado para executar o prolongamento do quebra-mar do porto de Salvador. “A diferença entre o custo real e o previsto nas composições orçamentárias contratadas poderia acarretar redução de 40% nos preços de dois serviços.

Esse valor supera R$ 22 milhões, ou 27,8% do total contratado. A realização de pagamentos com base nos preços originalmente pactuados, portanto, constitui risco de grave lesão ao erário”, afirma o documento.

O contrato foi assinado em fevereiro de 2013, mas as obras só começaram neste ano – atualmente, a Codeba é gerida por Pedro Dantas, indicado por Geddel e pelo deputado federal Lúcio Vieira Lima, irmão do ex-ministro.

Até agora, de acordo com levantamento do TCU, foram executados 4% da obra. A decisão do TCU se baseou em uma auditoria feita na Codeba. O projeto inicial passou por várias alterações.

Segundo a auditoria, o orçamento do edital tem “parâmetros superdimensionados e inadequados, custos duplicados e serviços sem as correspondentes composições de custo unitário”, além de “alterações qualitativas no projeto executivo, promovidas sem o correspondente ajuste contratual”.
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A Subsea 7 anunciou na última sexta-feira (21) sobre a prorrogação dos contratos para três embarcações do tipo PLSV que estão atuando no offshore no Brasil. O valor do contrato é de US$ 250 milhões.

Os prazos dos novos contratos do Seven Waves, do Seven Rio e do Seven Sun agora terminam respectivamente em junho de 2021, setembro de 2021 e junho de 2022. Os contratos mantiveram as mesmas taxas diárias e mesmos termos comerciais dos contratos originais.

Marcelo Xavier, vice-presidente da Região do Brasil, disse: "Essas extensões de contrato refletem nosso relacionamento de longa data com a Petrobras. Estamos focados em continuar a oferecer um desempenho seguro e confiável. Temos capacidade e uma longa e boa experiência com a empresa".
Em dez anos, entre 2006 e 2016, o volume de cargas transportadas no Brasil por trens saltou quase 30%, de acordo com o Anuário do Setor Ferroviário, publicação da Agência Nacional de Transporte Terrestre (ANTT), órgão vinculado ao Ministério dos Transportes, Portos e Aviação Civil (MTPA), e responsável pela regulamentação de serviços do setor.

O aumento do volume representa 114,691 milhões de toneladas. Só de minério de ferro, o incremento foi de 281,691 milhões de toneladas para 397,639 milhões, sem contar a evolução do transporte de produtos, como açúcar e de carga de contêineres, que também cresceram.

O anuário demonstra ainda que houve redução do número de acidentes. No que diz respeito à velocidade média das locomotivas, apenas uma concessionária não registrou diminuição da velocidade, o que, de acordo com a ANTT, é motivado pelo aumento do adensamento urbano, ou seja, ocupação intensa, e muitas vezes desordenada, do solo.

Os números da ANTT confirmam o crescimento do transporte de cargas por trens anunciado anteriormente pela Associação Nacional dos Transportadores Ferroviários (ANTF). Trata-se de uma alternativa que cresce desde o início das concessões ferroviárias no Brasil.

Para conhecer a íntegra da publicação, acesse o portal da ANTT.
O ministro da Fazenda, Henrique Meirelles

Henrique Meirelles perdeu espaço na galeria dos homens de confiança do chefe. Michel Temer considerou desleal o ministro sinalizar a interlocutores que aceita permanecer na Esplanada mesmo se o presidente for afastado.

Resultado de imagem para Prumo Logística soluções integradas em óleo e gás

A Prumo Logística assinou contrato definitivo com a GranEnergia Navegação para constituir um veículo de parceria denominado Dome, por meio do qual oferecerá soluções integradas de serviços para indústria de óleo e gás, segundo fato relevante na última semana.

"A Dome irá contribuir para o aumento da eficiência, otimização de custos e integridade das instalações, visando a sustentabilidade dos projetos e operações da indústria de óleo e gás", informou a Prumo em comunicado ao Notícias do Trecho.

A Dome deverá ocupar 47 mil metros quadrados no Terminal 2 do Porto de Açu.
Resultado de imagem para Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar)

A geração de energia solar fotovoltaica no Brasil atingirá o patamar de 1 mil MW de capacidade instalada até o fim do ano, de acordo com projeção da Associação Brasileira de Energia Solar Fotovoltaica (Absolar). O número representa um crescimento de 325% em relação à capacidade atual de 235 MW, suficiente para abastecer cerca de 60 mil residências.

A estimativa feita pelo setor coloca o país entre os 30 principais geradores dessa fonte de energia no mundo, com a expectativa de estar entre os cinco primeiros até 2030 em potência instalada anual. Atualmente, estão contratados, por meio de leilões de energia, cerca de 3.300 MW, que serão entregues até 2018.

Os investimentos até o fim de 2017 deverão somar R$ 4,5 bilhões. Pelos cálculos do setor, para cada MW de energia solar fotovoltaica instalados, são gerados de 25 a 30 postos de trabalho.
A Associação dos Engenheiros da Petrobras (AEPET) encaminhou ao portal Notícias do Trecho uma nota em que "bate duro" no governo de Michel Temer. De acordo com o e-mail, "a atual administração transformou lucros em prejuízos com a desvalorização de seus ativos, preparando o caminho para as privatizações e desintegração da companhia".

A instituição diz, ainda, que a gestão Temer "interrompeu uma série histórica de 22 anos de reposição de reservas (aumento de reservas superior à produção)".

"Entregou o mercado de combustíveis aos concorrentes, por meio da nova política de preços, aumentando as importações em 41% em um ano, onerando as contas do país e operando nossas refinarias a 77% da capacidade, contra 98% em 2013", diz.

Confira na íntegra o texto que o Notícias do Trecho recebeu da AEPET:

Alertamos a sociedade brasileira para os danos causados à Petrobrás e ao país pela direção da empresa.

A atual administração transformou lucros em prejuízos com a desvalorização de seus ativos, preparando o caminho para as privatizações e desintegração da companhia; interrompeu uma série histórica de 22 anos de reposição de reservas (aumento de reservas superior à produção); entregou o mercado de combustíveis aos concorrentes, por meio da nova política de preços, aumentando as importações em 41% em um ano, onerando as contas do país e operando nossas refinarias a 77% da capacidade, contra 98% em 2013.

Desintegração de atividades

A Petrobrás passa por um processo de vendas de ativos que está levando à desintegração de suas atividades. A direção da companhia alega que é necessário para reduzir sua dívida, oriunda de investimentos realizados após a descoberta do pré-sal pela Petrobrás em 2006.

Quando o portfólio de projetos de uma empresa de petróleo permite o aumento da produção, e da receita, a dívida é benigna e facilmente gerenciável. A Petrobrás tem dívida maior do que suas concorrentes multinacionais porque descobriu o pré-sal e dispõe do mercado brasileiro que, além de grande, tem potencial para crescer.

Na indústria do petróleo a maturação dos projetos dura em torno de dez anos. Significa dizer que, iniciado um projeto o retorno em lucros e geração de caixa só começa a ocorrer depois desse prazo. Como não existem linhas de crédito com dez anos de carência, este tipo de indústria, em tese, precisa “rolar” ou refinanciar suas dívidas até a entrada em operação dos projetos.

Nosso consumo per capita de energia é moderado, muito inferior ao dos países desenvolvidos. As multinacionais de capital privado têm reservas e mercados declinantes, não tem perspectiva de crescer e usam o endividamento para pagar dividendos, ou recomprar suas ações para valorizá-las e assim atender aos acionistas. A realidade da Petrobrás é muito melhor, por isso seus ativos, reservas e mercado são alvo da cobiça internacional que foi revelada pelo Wikileaks.[i]

Pré-sal

A província do pré-sal[ii] é a maior descoberta das últimas décadas e está entre as maiores da história, mas as reservas ainda não foram dimensionadas com maior grau de confiança. São estimadas reservas de 30 a 100 bilhões de barris de petróleo equivalente, mas este volume pode ser superado em função da natureza geológica, do desenvolvimento tecnológico e das condições macroeconômicas.

A produção do pré-sal tem sido acelerada em tempo recorde na comparação com o desenvolvimento de outras províncias em águas profundas, como o Golfo do México, Mar do Norte ou Bacia de Campos. Já foi produzido mais de 1 bilhão de barris e o pré-sal representa hoje quase 50% da produção diária nacional.[iii]

Os investimentos da Petrobrás de US$ 225 bilhões no Plano Estratégico e Plano de Negócios (2011-2015)[iv] foram elaborados com as premissas do barril de petróleo superior a 80 dólares, com o dólar cotado a 1,73 reais e preços internos dos combustíveis alinhados com os internacionais. O financiamento seria efetuado com a geração de receitas e complementado com recursos de terceiros (dívida).

A meta de produção era de 4 milhões de barris equivalentes por dia em 2015 e 6,4 milhões em 2020. O excedente da produção seria exportado, preferencialmente como derivados. Para comparação, a produção atual é de 2,8 milhões de barris diários.

No refino, os investimentos visavam atender ao crescimento de demanda do mercado interno, que poderia ter as importações líquidas de derivados crescendo de 5% em 2010 para 40% em 2020, onerando as contas externas do país.

O plano de investimentos foi estabelecido pelo governo federal, representante da União Federal, seu acionista controlador. É importante frisar o compromisso da União com as premissas estabelecidas no plano de investimento e sua responsabilidade como acionista controlador frente aos demais acionistas da companhia.
A dívida

Com a queda do preço do barril a menos da metade e a desvalorização do real frente ao dólar, a dívida aumentou significativamente. O endividamento[v] consolidado passou de 181 bilhões de reais em 2012 para 436 bilhões em 2015.

Dívida bruta da Petrobrás em US$ bilhões[vi]


O plano estratégico de 2011 dependia da elevação do endividamento em dólares e contava com a projeção de receita futura com a venda em reais no mercado interno e a exportação de petróleo valorizado. Condições dependentes da desvalorização do dólar e, portanto, vulneráveis a sua apreciação[vii].

O correto, e mais prudente, seria projetar o crescimento da produção de petróleo na medida da demanda interna, agregar valor com a produção de derivados, petroquímicos, fertilizantes etc. Além de substituir importações para reduzir a necessidade de dólares.

Além dos riscos assumidos, houve a subordinação da Petrobrás ao cartel dos empreiteiros, viabilizada pelos políticos traficantes de interesses e por executivos de aluguel.

Também relevante foi o prejuízo derivado da política de subsídios aos preços dos combustíveis, com perdas de 98 bilhões de reais[viii] aos cofres da companhia, entre 2011-2014, obrigada a importar diesel e gasolina no mercado externo e revendê-los internamente com preços inferiores aos adquiridos.

Os erros do passado não podem ser utilizados para justificar os erros do presente. É possível reduzir a dívida da Petrobras sem realizar as privatizações previstas entre 2017 e 2018 de US$ 19,5 bilhões.

O Plano Estratégico e Plano de Negócios e Gestão vigente (PNG 2017-2021)[ix] prevê receita de 179 bilhões de dólares entre 2017 e 2021. Deste montante, 158 bilhões são resultado da geração operacional, após o pagamento dos dividendos. Outros 19,5 bilhões da venda de ativos e 2 bilhões do caixa.

Entre os usos, prevê 74 bilhões em investimentos, 73 bilhões em amortizações e 32 bilhões em despesas financeiras. Como resultado, o plano antecipa a redução da alavancagem[x] (razão entre a dívida líquida e a geração de caixa após pagamento dos dividendos) de 4,5 para 2,5 de 2020 para 2018.

Sem a antecipação da meta não seria necessário privatizar os US$ 19,5 bilhões em ativos até 2021. A antecipação da meta foi a forma encontrada para justificar o massivo desinvestimento, a toque de caixa.

A Reuters Brasil[xi] publicou que a Petrobrás não espera que o agravamento da crise política brasileira, causada por investigações de suspeitas de corrupção envolvendo o governo, afete o programa de vendas de ativos e de redução de dívidas da empresa, segundo o presidente da companhia, Pedro Parente. O executivo também disse que a empresa não vai parar de reduzir o indicador de alavancagem medido pela dívida líquida sobre o Ebitda após atingir a meta de 2,5 vezes, prevista para até o fim de 2018. Ele reiterou acreditar que um nível de 1,5 vez seria mais apropriado para o indicador.

O pagamento da dívida sem privatizações

A Petrobrás não precisa vender ativos para reduzir seu nível de endividamento. Ao contrário, na medida em que vende ativos ela reduz sua capacidade de pagamento da dívida no médio prazo e desestrutura sua cadeia produtiva, em prejuízo à geração futura de caixa, além de assumir riscos empresariais desnecessários. A alienação de ativos é uma escolha política e empresarial, e revelamos que ela é desnecessária.

Em “Existe alternativa para reduzir a dívida da Petrobrás sem vender seus ativos”[xii], apresentamos alternativa que preserva a integridade corporativa da Petrobrás e sua capacidade de investir, na medida do desenvolvimento nacional e em suporte a ele. Enquanto garante a sustentação financeira, tanto pela redução da dívida, quanto pela preservação da geração de caixa a médio prazo. A tabela abaixo resume o comparativo.

Na alternativa estudada, a partir de parâmetros públicos da Petrobrás, sem vender um único ativo, a alavancagem poderia cair de 4,5 para 3,1 em 2018, indicador inteiramente razoável. A amortização anual da dívida, com recursos de parte da geração de caixa, resultaria na redução da alavancagem para 2,5 em meados de 2021. O estudo é conservador na medida em que não contabiliza a geração de caixa adicional pela preservação dos ativos rentáveis que se pretende vender até 2018.

Em entrevista coletiva com jornalistas, em 11.01.2017, o presidente e o diretor financeiro anunciaram que a Petrobrás tinha recursos em caixa da ordem de US$ 22,00 bilhões, suficientes para honrar todos os compromissos, nos próximos 30 meses.

E não se diga que esta posição de caixa é mérito dos atuais administradores ou resultado da venda de ativos. Bendine ao afastar-se da presidência da Petrobrás registrou, na ocasião, a existência de saldo de caixa superior a R$ 100,00 bilhões ou US$ 27,00 bilhões ao câmbio da época.

Destacamos aqui palavras do presidente e do diretor financeiro: Monteiro observou que a intenção era capitar só US$ 2 bilhões, mas a reação positiva à operação possibilitou o aumento para US$ 4 bilhões. “Nossa posição de caixa é maior que todos os vencimentos (dividas) de 2017 e 2018. Isso antes das operações (emissão de bônus) e antes do recebimento dos (recursos) desinvestimentos feitos em 2016, que entrarão no caixa ao longo deste ano. “ Se a Petrobras não fizer nada nestes dois anos e meio, ela já tem recursos suficientes para cumprir com seu serviço da dívida

A privatização era tratada publicamente com o eufemismo do desinvestimento, e ainda é tratada desta maneira no Plano Estratégico (PNG 2017-2021). Entretanto, desde que o Tribunal de Contas da União (TCU) e a Justiça Federal suspenderam a venda dos ativos sem licitação, por meio da negociação direta ou das cartas convites, a direção da Petrobras passou a tratar da privatização sob o novo eufemismo das parcerias.[xiii] [xiv]

Os prejuízos contábeis e a desvalorização de ativos

A opinião pública é manipulada em função dos prejuízos contábeis registrados nos balanços de 2014, 2015 e 2016. O prejuízo contábil é resultado da reavaliação dos ativos por meio dos testes de recuperação de valor (impairment).

Os interessados em propalar a "quebra da Petrobras" e justificar a venda dos seus ativos se fixam nos prejuízos contábeis e esquecem dos pujantes resultados operacionais que revelam a imensa capacidade de geração de riqueza da companhia. Também não consideram as altas e crescentes reservas em caixa e que a simples valorização do real perante o dólar já reduziu significativamente a dívida.

Em 31 de dezembro de 2015, da dívida total de 126 bilhões, 93 bilhões eram marcados em dólares. Com a valorização da cotação do real de 3,95 para 3,07 para cada dólar, entre 30/12/15 e 15/2/17, podemos estimar uma redução equivalente a 82 bilhões de reais ou 26,7 bilhões de dólares na dívida[xv].

A redução da dívida pela simples apreciação do real é 37% maior do que a Petrobrás planeja arrecadar com as privatizações que nos próximos dois anos podem somar US$ 19,5 bilhões, por meio de crescentes parcerias na área de Exploração e Produção, além de Refino, Transporte, Logística, Distribuição e Comercialização.

A atual direção da empresa intensificou a desvalorização de ativos ("impairment") para posterior venda, iniciada na gestão Bendine, dirigida pelo mesmo diretor financeiro, Ivan de Sousa Monteiro, que, em três anos, reduziu o valor contábil dos ativos em 113 bilhões de reais: 48 em 2014, 49 em 2015 e 16 em 2016.

Em 2015, a companhia teve um lucro bruto de 98,5 de bilhões de reais e líquido de 15 bilhões. A desvalorização transformou o lucro em prejuízo de 34 bilhões, não distribuindo dividendos aos acionistas e ajudando a criar a imagem de empresa quebrada, divulgada pela grande mídia.

Como ensinam os especialistas, a desvalorização de ativos deve ser efetuada gradualmente, ao longo dos anos e não abruptamente, como foi feito, pois reflete um valor de momento que pode vir a ser revertido[xvi]. Desta forma, o baixo preço de petróleo pode reduzir o valor de um campo, mas que poderá ser retomado com a elevação do barril. Um empreendimento com conclusão postergada poderá retomar seu valor tão logo seja concluído. É o que fizeram as grandes companhias internacionais de petróleo neste mesmo período.

As desvalorizações[xvii] prestaram-se para o passo seguinte, foi justificativa para a venda de ativos.

A queda das reservas

A Petrobrás vem, ao longo das últimas décadas, repondo suas reservas em relação ao petróleo produzido. Entretanto, nos últimos anos, as reservas declinarem, em função da redução dos investimentos, reavaliações de ativos e vendas na área de exploração.

Fonte: Relatório da Administração 2016 da Petrobras

Vale lembrar que a venda de vários campos - alguns já em produção - devem agravar ainda mais o quadro atual, comprometendo o futuro da empresa e do país.

Segundo o Relatório da Administração 2016, "tivemos um índice de Reposição de Reservas (IRR) de 34%, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2016." O que significa que para cada barril de óleo equivalente produzido no ano, foi acrescentado 0,34 barril às reservas.

Para se ter uma ideia do que isto significa, em 2014, o Índice de Reposição de Reservas foi de 125%, acima de 100% pelo 22º ano consecutivo. Enquanto, durante 22 anos, repúnhamos o óleo e gás produzidos e aumentávamos as reservas, em 2016 passamos a consumir mais do que incorporamos em reservas.

O resultado só poderia ser a redução das reservas e a vulnerabilidade do futuro da Petrobrás. Segundo o citado Relatório, "A relação entre o volume de reservas e o volume produzido é de 13,5 anos, sendo de 13,9 anos no Brasil". Em 2014, o indicador era de 19,3 anos.


Conteúdo local 

A política de conteúdo local, praticada pela Petrobrás para desenvolver a indústria nacional, foi duramente atingida pelo corte substancial dos índices nas atividades de exploração e produção de petróleo e, pior, dando a entender que isto é bom para o Brasil. Na prática, esta decisão sinaliza o fim do conteúdo local.

Segundo o presidente do Clube de Engenharia[xviii], Pedro Celestino, " Estão querendo trocar um modelo bem-sucedido, inspirado pela Noruega, por um desastre econômico e social, cujo símbolo entre estudiosos é a Nigéria...  Embora este país esteja entre os maiores produtores de petróleo do mundo, 70% da sua população vive abaixo da linha de pobreza e a taxa de desemprego é superior a 20%. Este país é um barril de pólvora. É o que acontecerá conosco, se a Petrobrás deixar de cumprir o seu papel histórico, o de âncora do nosso desenvolvimento industrial."

Para o presidente da Petrobrás, Pedro Parente, a Política de Conteúdo Local teria causado prejuízos de 33 bilhões de reais em três anos aos governos federal, estaduais e municipais pelos atrasos nos investimentos e início de produção, devido à demora na entrega de 12 plataformas de petróleo compradas no país. Considerou também uma discriminação contra as empresas estrangeiras aqui instaladas, pois a Constituição brasileira não faz distinção entre as empresas de capital nacional e estrangeiro.

A Abimaq (Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos) rebateu a crítica ao conteúdo local[xix] afirmando que na gestão Graça Foster os controles internos mostraram "atrasos enormes nos empreendimentos, principalmente nos importados como foi o caso das 12 sondas de perfuração, que atrasaram em média dois anos e não tinham conteúdo local, e o total descolamento dos orçamentos iniciais em percentuais inimagináveis que chegaram a mais de 500%."

 José Velloso[xx] presidente da Abimaq, informou "Desde o primeiro leilão de blocos exploratórios, em 1999, as exigências de conteúdo local têm sido empregadas como ferramenta de desenvolvimento nacional conduzida com sucesso pela Petrobras. Àquela época a Petrobras adquiria mais de 65% de suas demandas de bens no Brasil. Portanto a Política de Conteúdo Local não nasceu no governo anterior e sim no Governo de FHC."

É importante lembrar que a Constituição de 1988 fazia a distinção entre empresas nacionais[xxi] e estrangeiras, que foi retirada em 1995, na mesma reforma constitucional que abriu para as empresas privadas nacionais e estrangeiras o exercício do monopólio do petróleo da União Federal, exercido até então apenas pela Petrobrás, desde a Lei 2004/1953 e incorporado à Constituição em 1988.

Na abertura da reunião da Frente Parlamentar Mista da Engenharia[xxii], Infraestrutura e Desenvolvimento Nacional, o presidente da Federação Nacional dos Engenheiros, Murilo Pinheiro, leu o "Manifesto à Nação Brasileira", destacando:” As compras governamentais – sejam de custeio, sejam de investimentos – passam por um processo deliberado de drástica contenção, asfixiando a demanda para a produção nacional. Por outro lado, a sobrevalorização do real desorganiza cadeias produtivas e dificulta a inserção internacional das empresas aqui instaladas. Na contramão das demais economias industrializadas, que dispõem de agências de investimento destinadas a alavancar a exportação de bens e serviços, aqui amesquinha-se o papel do BNDES como promotor do nosso desenvolvimento econômico e social.

Nesse quadro, é dramática a situação da nossa Engenharia. A Petrobras, âncora ao longo da sua história do nosso desenvolvimento industrial, responsável por cadeia de mais de 5.000 fornecedores nacionais e estrangeiros, está sendo dilapidada de ativos valiosos, vendidos sem transparência na “bacia das almas”, e passa a fazer coro com as petroleiras estrangeiras para combater políticas de conteúdo local indispensáveis à sobrevivência de empresas e de empregos, e também para prorrogar por mais 20 anos a maior renúncia fiscal da nossa história, o Repetro, quando se sabe quão difícil é a situação financeira da União e dos Estados, diante da queda contínua da arrecadação de impostos. O Brasil, ainda uma das dez maiores economias do mundo, não pode ser reduzido à condição de mero exportador de grãos, de carnes e recursos minerais. Abrir mão da sua base industrial nos remete novamente à condição de colônia. ”

Segundo o Movimento Produz Brasil[xxiii], que reúne as principais entidades do setor industrial e de trabalhadores do setor industrial "A cadeia fornecedora investiu nos últimos anos mais de 60 bilhões de dólares na implementação e ampliação da capacidade de produção, de forma a atender às expectativas de demanda do setor de petróleo e gás. Empresas multinacionais que para cá vieram por conta do Conteúdo Local encerrarão suas atividades no Brasil e passarão a fornecer bens e serviços a partir de outros países, acarretando maior desemprego e perda de renda."

A venda de ativos e a desintegração

A atual direção da empresa intensificou a venda ativos estratégicos, fundamentais para a sua integração, como a malha de gasodutos do Sudeste (NTS), reservas do pré-sal, Liquigás, biocombustíveis, e campos em produção. Avalia-se até a venda do controle da BR Distribuidora, principal responsável pelo escoamento de seus derivados no mercado interno.

O Plano Estratégico e de Negócios 2017-2021, define o foco da Petrobrás na produção de petróleo, abandonando as áreas de petroquímica, fertilizantes, biocombustíveis, reduzindo investimentos e privatizando os ativos do refino. Na contramão do que fazem as grandes companhias de petróleo, que estão adquirindo os ativos vendidos no país.

Sob a justificativa de mudança na política de preços de derivados, promoveu alterações que resultaram, não por acaso, na perda de fatia considerável de seu mercado para importadores e concorrentes. Aliás, a nova política de preços favoreceu os potenciais candidatos à compra da BR. Favorecimento a concorrente ainda pode ocorrer caso o CADE aceite a venda da Liquigás à Ultragaz, passando a deter metade do mercado interno, concentração denunciada pelos pequenos distribuidores como formação de cartel, com prejuízos para a população.

A venda de 90% da malha de gasodutos Nova Transportadora Sudeste (NTS), de 2,5 mil km por US$ 5,19 bilhões

Consideramos a operação de venda da NTS[xxiv] para um grupo de fundos de investimentos, liderados pela canadense Brookfield (antiga Brascan), lesiva ao País, à Petrobrás e aos consumidores.

Na realidade está sendo vendido um monopólio natural, que é a malha de gás, ao grupo estrangeiro que irá suprir a região mais industrializada e rica do país concentrando cerca de 60% do consumo brasileiro.

A venda de 90% das ações da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para a Brookfield põe também em risco a saúde financeira e o futuro da Petrobrás e da Transpetro simultaneamente.

No caso da Petrobrás, como a proporção de gás associado nos reservatórios do Pré-Sal é elevada, a produção deste gás é crescente e assim continuará. Sem o controle da NTS, a empresa terá que pagar à canadense Brookfield para transportar nosso próprio gás e concorrer com a produção de outras operadoras.

A NTS tem apresentado lucro líquido positivo e crescente ao longo dos anos, porque a contratação da malha é do tipo ship-or-pay, ou seja, paga-se pelo uso da malha transportando à plena capacidade ou não. Uma malha de dutos é projetada para uma capacidade crescente, com pelo menos 10 anos à frente.

Assim, em 2015, a Petrobrás utilizou 57,1 % da capacidade contratada e o custo da capacidade não utilizada foi estimado em R$ 2,22 bilhões. Quando a NTS estava sob o controle da Companhia não havia problema, agora serão bilhões sendo gastos de uma forma ou de outra.

A Brookfield possui participação na maior transportadora de gás dos EUA e, por razões óbvias, muito certamente não requisitará os serviços da Transpetro, após a vigência do atual contrato de Operação & Manutenção.

Lembrando que 78% do faturamento da Transpetro vem da operação de dutos e terminais, o que se pode esperar para o futuro dela?

Salienta-se que a maioria dos gasodutos da Companhia são anteriores à Lei do Gás (Lei nº11.909/2009), consequentemente submetidos ao regime de autorização e poderiam permanecer assim até 2039. A desapropriação pela União no referido ano ocorreria mediante pagamento de indenização, sendo que, até lá, estaríamos ganhando para transportar em nossa malha o gás de outras concessionárias.

Pelo exposto, nada há que justifique a venda da NTS, transferindo um monopólio natural da Petrobrás para um monopólio privado que não trará quaisquer benefícios à empresa e tampouco à população brasileira.

O irrisório valor de venda da Liquigás

No nosso entendimento há conflitos de interesse nessa operação.

O diretor Ivan Monteiro veio do Conselho de Administração do Grupo Ultrapar, que depende apenas da aprovação do CADE para comprar a Liquigás e comandou o processo de desvalorização de ativos, beneficiando os compradores.

Em novembro de 2015, o Banco Itaú, responsável pela seleção das ofertas para aquisição da Liquigás, tornou-se sócio do Grupo Ultra. A sociedade refere-se à compra de 50% da ConnectCar (facilitadora de pagamentos eletrônicos em pedágios, postos de gasolina e estacionamentos) pelo Itaú. Apesar de não haver relação direta com o negócio de GLP, não deveria haver quaisquer ligações entre o banco e a empresa vencedora do processo de venda.

A venda da Liquigás, responsável pela distribuição de GLP da Petrobrás, é um erro estratégico por diversas razões:

1) É uma empresa lucrativa[xxv]: em 2015 teve um lucro líquido de R$ 114 milhões, 116% superior ao lucro de 2014 (R$ 53 milhões);

2) É uma empresa estratégica para o negócio principal da Companhia (produção de destilados em refinarias e processamento de gás natural): em 2015, a Liquigás comprou GLP da Petrobrás por R$ 2,2 bilhões, totalizando 1,65 milhões de toneladas.

Estoques elevados de GLP podem inviabilizar o funcionamento das Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGNs) e, por conseguinte, limitar a produção de petróleo do Pré-Sal. Os concorrentes do segmento de distribuição sabem disso e podem se aproveitar do fato para negociar preços convenientes aos seus anseios de lucro. Um braço próprio de distribuição de GLP é uma forma de limitar o assédio das concorrentes;

3) A Liquigás tem o potencial de frear a formação de cartéis no setor de distribuição de GLP em benefício da população: apenas 23% do preço do botijão pago pelo consumidor é apropriado pela Petrobras (holding) na produção de GLP. Entre revenda e distribuição são alocados 58% do preço final.

Uma vez que a Liquigás está presente em 23 estados brasileiros (exceto Amazonas, Acre e Roraima), cobrindo 83% dos municípios do país, sob o controle da Petrobrás e sendo líder no segmento de venda de botijões, a empresa tem importante papel no atendimento da população da periferia das capitais onde a rede canalizada estadual não chega, protegendo os consumidores da formação de cartéis de outras distribuidoras.

4) O comprador, o Grupo Ultrapar, já possui 23% do mercado, além contar com uma rede própria de 5100 de revendedores da Ultragaz / Brasilgás. Para os consumidores não é uma boa notícia a formação de uma megadistribuidora / revendedora controlando quase metade da oferta de GLP.

5) Pela Resolução 15/2005 da ANP, art.21, cada distribuidora só pode envasar em recipientes com a sua marca estampada em relevo. Existem 24,9 milhões de botijões P-13 com a marca de Liquigás em mãos de consumidores brasileiros, o que constitui de fato uma reserva de mercado, pois não é possível usá-los por outras distribuidoras sem consentimento da Liquigás.

O Grupo Ultrapar terá acesso a esse mercado sem investir em novos vasilhames. Considerando que cada vasilhame novo custa R$ 107, a economia da Ultragaz será de R$ 2,66 bilhões para atingir esses consumidores, quase o valor ofertado pelo restante da empresa (instalações, marca, etc.). Isto é, estão levando a empresa de graça. A Liquigás foi vendida por 2,8 bilhões de reais.

Em síntese, a participação do controle do segmento de distribuição agrega valor à cadeia produtiva da Petrobrás ao tempo que protege a empresa e os consumidores das distorções do mercado provocadas pela concentração em poucas empresas.

A Petrobras erra ao abandonar os biocombustíveis

O Plano Estratégico da Petrobrás (PE 2017-21) prevê a saída integral da produção de biocombustíveis[xxvi].  A decisão de desistir da produção de biodiesel e de etanol é um erro que compromete a sustentação empresarial e os compromissos ambientais brasileiros apresentados a COP-21, em Paris.

A participação dos biocombustíveis é cada vez maior na matriz energética brasileira e mundial, o etanol compete com a gasolina, enquanto o biodiesel ocupa o mercado do diesel. As multinacionais investem pesado em pesquisa e participam cada vez mais do setor, enquanto os acordos multilaterais impõem restrições às emissões de gases do efeito estufa que são gerados pela queima dos combustíveis fósseis. Na contramão dessas tendências a Petrobrás regride ao sair da produção do biodiesel e ao vender participações em etanol.

A Petrobrás Biocombustível (PBio) é a subsidiária integral que atua na produção de biodiesel e tem parcerias na produção de etanol. Além da relevante participação industrial, a Petrobrás desenvolveu tecnologia própria e aplicou inovações para aumento da produção e na redução dos custos industriais.

O biodiesel já representa 8% do diesel vendido no Brasil que é o segundo maior produtor mundial, a mistura será elevada para 10% até março de 2018.

A venda da BR Distribuidora

A Petrobrás declarou, em fato relevante de 22 de julho de 2016, que alterou o modelo de alienação da sua participação na BR Distribuidora, sua subsidiária integral.

Segundo a nota “O novo processo buscará parceiros com os quais a Petrobras compartilhará o controle da distribuidora... de forma que a Petrobras fique majoritária no capital total, mas com uma participação de 49% no capital votante”. Ainda segundo o fato relevante, questões estratégicas - não definidas explicitamente no comunicado - seriam asseguradas pela “estrutura da parceria”

Em fato relevante de 11 de julho de 2017, a Petrobras informa que seu conselho de administração aprovou a abertura de capital da BR Distribuidora, que será conduzida por meio de oferta pública secundária de ações.

A BR Distribuidora[xxvii] é credora de R$ 5,4 bi que são devidos pela Eletrobrás, referentes ao fornecimento de combustíveis para a geração de energia elétrica. A efetiva cobrança da dívida pela via judicial, mas também pelo lobby político, pode permitir a captura deste valor pelo sócio privado. Em detrimento dos cofres da Petrobrás e da União, em contradição com o interesse público.

Em caso de alienação do controle acionário, o controlador privado pode maximizar o resultado da atividade de distribuição adquirindo derivados importados, em detrimento do resultado corporativo da Petrobrás e da balança comercial brasileira. Haverá prejuízo decorrente da capacidade ociosa nas refinarias brasileiras e a sociedade pode arcar com as consequências da desvalorização do real, diante da maior procura por dólares para importação de derivados. Neste caso, o valor capturado pelo controlador privado deixa de ser percebido pela Petrobrás e pela sociedade brasileira.

A BR Distribuidora, enquanto subsidiária integral da Petrobrás permite que a estatal conheça e regule toda a cadeia de valor. Com domínio sobre a estrutura de custos, é possível garantir que o mercado seja competitivo. Com a alienação do controle da BR, aumenta o risco de formação de cartel com a extração de valores excedentes dos consumidores. Condição para a captura privada do valor antes destinado aos consumidores diretos e indiretos pelo mecanismo da competição.

Privatizar e ceder o controle da BR Distribuidora para aumentar o preço da sua venda é transferir valor da Petrobrás e da sociedade brasileira para um agente privado, com sérios riscos à integridade corporativa da companhia, ao seu fluxo de caixa futuro e à segurança energética do Brasil.

A venda de 66% do Campo de Carcará

A venda de Carcará foi anunciada em julho de 2016 e concluída em novembro. O presidente da Petrobrás, Pedro Parente, deu uma entrevista a uma rádio, falando que a alta pressão na área foi uma das razões para a venda, já que isso geraria custos extras com equipamentos.

A Statoil anunciou em seu sítio que o campo deve conter um volume de óleo equivalente recuperável (VOER) de até 1,3 bilhão de barris. A maior incerteza está no volume que realmente pode e deverá ser muito maior, pois o campo ocupa uma área equivalente a distância entre a Barra da tijuca até a Baía da Guanabara, e a coluna de óleo em um dos poços é maior em 75 metros do que a altitude do Pão de Açúcar, que é de 396m. Somente 3 poços foram perfurados nesta acumulação.

Apenas para exemplificar[xxviii], em Búzios o maior super gigante do Pré-Sal, de 2014 para 2015 o volume de petróleo inicialmente in place (VOIIP) variou em cerca de 3,2 bilhões de barris, conforme os Boletins Anuais de Reservas (BAR) dos respectivos anos emitidos pela ANP. Variando o volume in place, varia também o volume de óleo recuperável.

Assim com a perfuração de mais poços a reserva de Carcará poderá aumentar consideravelmente. Os poços perfurados em Carcará confirmaram a presença de petróleo de excelente qualidade de 31 graus API e sem contaminantes (CO2 e S) e rochas reservatório também de excelente qualidade. Testes de formação realizados em um dos poços perfurados em 2015 confirmaram a continuidade do reservatório, ou seja, que o reservatório atravessado nos 3 poços é o mesmo, e que a produtividade é elevada (médias de 20 mil a 30 mil barris por dia são comuns a alguns campos do pré-sal).

Em 2012, a agência Reuters registrava em nota: A expressiva coluna de Carcará tem potencial para colocar o prospecto no mesmo patamar das maiores descobertas do Brasil, ao lado de campos como Lula e Guará. Guará é hoje denominado Sapinhoá e onde estão os mais produtivos poços, na faixa de 40 mil barris/dia, cada, localizados na mesma região.

Luciano Seixas Chagas[xxix], membro da Federação Brasileira de Geólogos (Febrageo), aposentado pela Petrobrás após 31 anos de atividade na empresa, consultor atuante e ex-diretor da Barra Energia – uma das sócias da Petrobrás no bloco BM-S-8, onde fica Carcará –, dá sua visão sobre a área. Chagas contesta as alegações de Parente, coloca em dúvida suas decisões e avalia que a venda foi feita “a preço de banana”, ressaltando que foi um dos responsáveis pelo mapeamento para as análises volumétricas e econômicas da área, do bloco e do portfólio da Barra Energia. “Eu participei da compra da participação da Barra Energia em Carcará e analisei mais de 50 negócios na época, para a montagem do portfólio. Então conheço bem Carcará. Sei o que estou dizendo”, afirma.

De acordo com o geólogo, a alta pressão alegada por Parente trará mais resultados positivos do que negativos para os donos do bloco, já que, apesar de demandar equipamentos mais caros – “mas de tecnologia já absolutamente dominada” –, a área terá uma produtividade muito maior do que as já encontradas no resto do pré-sal. “Carcará vai ter uma vazão limitada pelo diâmetro do poço, já que a pressão é muito alta. Então vai alcançar 50 mil barris por dia por poço, como já foi mostrado nos testes. Isso fácil, fácil”, destaca.

Esse e outros fatores elencados por Chagas fazem com que o valor do bloco, na visão do geólogo, seja muito maior do que o apresentado. Ele ressalta que as estimativas divulgadas pelas parceiras da estatal no bloco, Queiroz Galvão e Barra Energia, dão conta de que a área teria 2 bilhões de barris recuperáveis, mas que a Petrobrás anunciou uma estimativa de 0,8 a 1,3 bilhão de barris recuperáveis quando divulgou a venda para a Statoil.

Ele calcula que os preços pela participação no bloco deveriam ser de no mínimo US$ 5 por barril, podendo atingir facilmente US$ 8 por barril, o que avaliaria a área em algo entre US$ 10 bilhões e US$ 16 bilhões (US$ 6,6 bilhões a US$ 10,56 bilhões pela participação de 66% da Petrobrás) – levando em conta a estimativa das parceiras no bloco (de 2 bilhões de barris), que contém ainda um outro prospecto – Guanxuma –, considerado também muito promissor.

Venda de participações em refinarias

O diretor de refino da Petrobrás, Jorge Celestino, em evento promovido pelo Ministério de Minas e Energia, em fevereiro deste ano, destacou duas principais estratégias da companhia para o refino: reduzir o risco da companhia por meio de parcerias e promover política de preços de mercado.

"Estamos dando previsibilidade de preços e promover política internacional. Não há dúvidas de que essa política vai atrair parceiros para o setor ao maximizar as margens de refino", destacou Celestino.

Mas, afinal, se vai ser mais rentável e previsível, de que risco está falando para vender refinarias para concorrentes? O principal ativo da Petrobrás, como sabe o diretor, é o nosso mercado interno.

Celestino informou ainda que "Enquanto o setor de E&P conta com 78 empresas atuando no setor, o downstream conta com a Petrobrás, basicamente. Temos que atrair parceiros, ..."

O quadro abaixo, retirado do Relatório da Administração de 2016[xxx] da companhia, mostra a rentabilidade do refino nos últimos anos. Toda grande companhia de petróleo é integrada, alternando seus lucros entre suas áreas de negócios, em função da variação do preço do barril de petróleo.

No quadro mostrado, o setor de E&P só aparece com prejuízo operacional devido à reavaliação dos seus ativos ("impairments"). Aliás, muitos superiores às outras grandes companhias internacionais de petróleo.

O setor é aberto a quem quiser construir novas refinarias, gasodutos e instalações de distribuição. Não há interessados, pois os recursos a serem investidos são bilionários e as margens reduzidas. Interessa, é claro, comprar refinarias da Petrobrás em operação, sem riscos e a preço de liquidação, ainda mais com a reavaliação dos ativos praticados de R$ 113 bilhões nos últimos três anos.

No primeiro trimestre de 2017, o parque de refino da Petrobrás[xxxi] operou a 77% de sua capacidade, quase sete pontos percentuais a menos do que um ano antes e bem abaixo do pico de 98% registrado em 2013, quando as vendas de combustíveis no país estavam pouco acima do volume de vendas atual.

As importações subiram 41,4% com relação ao mesmo período do ano anterior, o maior valor pelo menos desde 2000, quando os dados começaram a ser compilados pela ANP. Com isso, a despesa com importação de combustíveis cresceu 79,7%, para US$ 4,357 bilhões.

A venda da Gaspetro para a Mitsui

Venda de 49% da subsidiária Gaspetro para a Mitsui Gás e Energia do Brasil, por US$ 540 bilhões, quando o valor estimado por analistas era de US$ 2,5 bilhões.

Apresentando um lucro médio entre os anos de 2012 a 2014 de R$ 1,77 bilhão, a perda de metade do capital da subsidiária da Petrobrás enfraquecerá o seu caixa em pelo menos R$ 880 milhões ao ano. A Gaspetro reúne participações em 19 empresas estaduais de distribuição de gás natural canalizado, a venda também implica em problemas de concentração de mercado por parte da Mitsui.[xxxii]

Esse processo tornou-se polêmico e sujeito à contestação na Justiça, inclusive por conflito de interesses, uma vez que o presidente do CA da Petrobras na época, Murilo Ferreira, era diretor presidente da Vale, que mantinha negócios com o grupo Mitsui. Usando-se os mesmos critérios praticados contra as empresas nacionais de engenharia, a Mitsui teria que ser impedida de negociar com a Petrobrás.

Venda da Participação na Petroquímica Suape e Citepe para a Alpek

Todas as grandes petroleiras têm o seu braço petroquímico para diversificar e equilibrar as mudanças conjunturais. A Petrobrás está saindo novamente desse importante segmento.

Destacamos algumas colocações do voto da AEPET[xxxiii] na AGE de 27.03.2017:

A venda da participação da Petrobrás na Companhia Petroquímica de Pernambuco e na Companhia Integrada Têxtil de Pernambuco (Citepe), as quais formam o Complexo Petroquímica Suape (PQS), está sendo realizada para o grupo Petromex e para a Dak Americas Exterior, subsidiárias da mexicana Alpek, por U$ 385 milhões.

O jornal Valor Econômico publicou que o valor da venda surpreendeu o conglomerado financeiro JP Morgan, o qual, segundo publicação do próprio Valor (29/12/2016), estimava uma alienação em torno de U$ 582 a U$ 640 milhões. De acordo com a imprensa e conforme demonstrações financeiras dessas empresas os investimentos feitos superam R$ 9,00 bilhões ou cerca de US$ 3,00 bilhões. O preço proposto para venda é cerca de um décimo do que foi aplicado nas Companhias.

Análise dos resultados negativos alcançados pelas duas empresas e alardeados pelos administradores da PETROBRÁS como justificativa para vende-las por valor absurdamente irrisório, não pode deixar de considerar os seguintes aspectos:

1.  as empresas têm apenas 3 anos de operação. A Petroquímica SUAPE, no exercício de 2015, teve melhora substancial dos indicadores do balanço, quando comparados com os de 2014.

2.  os prejuízos devem-se, em grande parte, aos astronômicos e suspeitos valores do “impairment”, feito em sucessivos exercícios, da ordem de bilhões de reais, que aviltaram de forma dramática o patrimônio das duas empresas. A Petroquímica SUAPE sofreu violento “impairment” nos anos de 2014 e 2015, valores respectivamente de R$ 677,307 milhões e R$ 411,67 milhões. Oitenta e cinco por cento do prejuízo foi causado pelo “impairment”. Ainda assim, houve uma redução de R$ 1.250 milhões para R$ 807 milhões”.

3.  a Petroquímica Suape é a única produtora de PTA (ácido tereftálico purificado) na América Latina. O PTA é matéria prima para a produção da resina PET, insumo para a fabricação de garrafas, embalagens e vasilhames plásticos, cujo mercado, historicamente, cresce a taxas elevadas.

  A Petroquímica SUAPE, com capacidade para 640 mil toneladas/ano de PTA está sendo muito prejudicada por acordo comercial celebrado pelo Governo Brasileiro com o México que permite importações do produto com isenção de impostos. Resolvida esta questão e considerado apenas o mercado sul-americano a Petroquímica SUAPE atingirá, rapidamente, sua plena capacidade de produção.

Ela já atingiu 60% de sua capacidade nominal, inclusive exportando mais de 70 mil toneladas/ano principalmente para a Argentina. Registre-se que o consumo brasileiro de PTA é de 560 mil toneladas/ano, capaz de absorver quase a totalidade da produção da Petroquímica Suape. Ela conta, portanto, com um mercado cativo. A Petroquímica Suape está entre as 10 empresas de maior faturamento em Pernambuco em 2015. Vendas superiores a R$ 1,00 bilhão.

4. o Complexo Industrial que se pretende entregar a grupo multinacional, constituindo um monopólio privado estrangeiro, ainda não teve sua construção concluída em decorrência de precipitada e equivocada decisão da Petrobrás de interromper as obras, em avançado estágio de execução. Grande parte, senão a totalidade dos equipamentos necessários à conclusão da unidade produtora de Poy da Citepe, já estaria no canteiro. A conclusão desta unidade é fundamental para a viabilização do projeto.

Venda de fatias nos campos Iara e Lapa do pré-sal no “Acordo Geral de Colaboração (Master Agreement) com a francesa Total[xxxiv]” por US$ 2,2 bilhões

Dentre outras, celebrou-se a cessão de direitos de 35% do campo de Lapa, com a transferência da operação para Total.  A Petrobrás Investiu na exploração da área (sísmica e geologia), na instalação das facilidades e nos sistemas de produção, ficando com apenas 10%.  A venda foi por aproximadamente US$ 2,00/barril, enquanto que o custo internacional médio é de US$ 8/barril, como o utilizado na Cessão Onerosa.

Cessão de direitos de 22,5% para a Total, na área da concessão de Iara (campos de Sururu, Berbigão e Oeste de Atapu) no Bloco BM-S-11. A Petrobrás continuará como operadora e a deter a maior participação dessa área, com 42,5% do total;

Iara tem uma reserva de 4 bilhões de barris; Lapa, uma reserva provável de 500 milhões de barris. Reserva total vendida: 1,075 bilhão de barris, tendo a Petrobrás recebido US$ 1,675 bilhão à vista, de um total de US$ 2,225 bilhões.  O restante será pago com o lucro dos campos.

Opção da Petrobrás de assumir 20% de participação no bloco 2 da área de Perdido Foldbelt no setor mexicano do Golfo do México, adquiridos pela Total em parceria com a Exxon, na rodada de licenciamento promovida pelo governo do México, em 05/12/2016;

Compartilhamento do uso do terminal de regaseificação da Bahia, com capacidade de 14 milhões de m3/dia;

Parceria, com 50% de participação da Total, nas térmicas Rômulo de Almeida e Celso Furtado, localizadas na Bahia, com capacidade de geração de 322 MW de energia;

Estudos conjuntos nas áreas exploratórias da Margem Equatorial e na área sul da Bacia de Santos, aproveitando a sinergia existente entre as duas companhias, já que cada uma detém destacado conhecimento geológico nas bacias petrolíferas situadas nas duas margens do Atlântico;

Acordo de parceria tecnológica nas áreas de processamento geológico e sistemas de produção submarinos, onde as empresas detêm conhecimentos complementares e que podem potencializar os ganhos da aplicação de novas tecnologias nas áreas em parceria.

Parente afirmou que a parceria não entra em conflito com a medida cautelar aprovada pelo Tribunal de Contas da União (TCU) que proíbe a Petrobrás de assinar novos contratos de venda de ativos e de iniciar novos processos de vendas até que a corte analise os procedimentos dos desinvestimentos da estatal.

Segundo ele, "Existe uma claríssima diferença entre parceria estratégica e um desinvestimento. Este não é um desinvestimento. Entra na meta porque tem uma entrada de caixa e irá nos ajudar a pagar dívidas importantes. As preocupações do TCU são em relação a assinaturas de contratos, mas nós estamos fazendo um master agrement. Nós tivemos o cuidado de procurar a área técnica do TCU".

Mudou-se apenas o nome da transação: “não é venda, é um acordo conjunto de desenvolvimento”. Da mesma forma que privatização virou venda de ativos, depois, desinvestimento, e, agora, parceria estratégica, ou “master agreement”.

Doação do Campo de Xerelete e Xerelete Sul para a Total

Em resposta sobre a cessão gratuita à Total sobre a participação em dois campos, Xerelete (BC-2) e Xerelete Sul (BM-C-14), a direção da empresa afirmou que em sua avaliação de portfólio concluiu que não havia atratividade econômica na participação nestes campos.

Uma vez que estes ativos foram incluídos no programa de desinvestimentos de 2013, sem que se conseguisse uma oferta de compra, a Companhia teria seguido a cláusula de retirada, presente no contrato entre as partes, entregando gratuitamente sua participação de 41,175% em Xerelete e 50% em Xerelete Sul para a Total.

Entendemos que existe ilegalidade nessa transferência de bens da União sem qualquer respeito às normas legais.

Nomeação de Pedro Parente para a Presidência da Petrobrás

Em 30 de maio de 2016, a diretoria da AEPET enviou correspondência[xxxv] ao presidente do Conselho de Administração da Petrobrás, sobre a indicação do engenheiro Pedro Parente à presidência da companhia.

Segundo o documento, "Em março de 2002, sob a presidência de Pedro Parente, o Conselho de Administração da Petrobrás aprovou o acordo com empresa MPX, de Eike Batista, para a implantação da Usina Termoceará, garantindo por um período de cinco anos um preço mínimo de energia de R$146,68, equivalente a US$58,67, dando assim garantia de que durante a vigência do contrato, a MPX receberia pelo menos US$334 milhões, e além disso se tornaria proprietária da Usina, cujo valor de reposição foi estimado por consultoria especializada, LCA, em 2005, em US$86,4 milhões, embora os acionistas da MPX tenham anunciado um investimento de US$125 milhões.

Caso a receita da usina não atingisse 5 milhões de dólares mensais, a Petrobrás assegurou este volume de receita mínima mediante o pagamento de contribuição de contingência, foi o que aconteceu todo o tempo até a aquisição da planta precedida por um processo de arbitragem;

O prejuízo previsto foi reduzido para aproximadamente a metade do previsto porque, por proposta do Diretor de Gás e Energia Ildo Sauer, a Petrobrás promoveu um processo de arbitragem que conduziu a um acordo, quando já haviam sido pagos contribuições de contingência de US$122 milhões. Restavam ainda a serem pagas pelo acordo original, US$212 milhões.

Pelo acordo a Petrobrás pagou cerca de US$127 milhões de dólares e se tornou proprietária da Usina Termoceará. Portanto foram pagos cerca de US$249 milhões ao invés de US$334 milhões e a Usina, com valor de cerca de US$100 milhões ficou com a Petrobrás, resultando num prejuízo de aproximadamente de US$150 milhões. Conforme entrevista à Folha de São Paulo, em meados de 2005, após o acordo do Diretor Ildo Sauer afirmou “convertemos um escândalo num mau negócio”;

Entendemos que, pelos fatos expostos e prejuízos causados aos acionistas da Petrobrás, a indicação de Pedro Parente pelo acionista majoritário fica inviabilizada."


Conflitos de interesse na Petrobrás

Preocupa-nos uma denúncia feita ao Ministério Público[xxxvi] do Paraná, pelo advogado Valdir Luiz Dias e o Sr. Nelson Hugo Sellmer, que diz, em resumo:

1) O diretor Financeiro e Relacionamento como Mercado, Ivan de Souza Monteiro, foi membro do Conselho de Administração da Ultrapar Participações S.A., cargo que renunciou para assumir a Diretoria da Petrobrás.

A Ultrapar é maior acionista da distribuidora de combustíveis Ipiranga, das distribuidoras Extrafarma, Ultracargo, Ultragaz, Oxiteno, estando em negociações avançadas para comprar as ações da Liquigás, através de sua subsidiária Ultragaz. Esse mesmo Diretor permaneceu e coordenou os já citados impairments na companhia;

2) O Diretor Executivo de Estratégia, Organização e Sistemas de Gestão, Nelson Luiz Costa Silva, atuou em cargos expoentes nas empresas Comgás, Cosan, BG Group do Brasil, All – América Latina Logística, que hoje se constituem num conglomerado de empresas atuando no mercado de derivados de petróleo - pertencentes à Shell - e que tem grande interesse na privatização da BR Distribuidora, na Liquigás e no pré-sal, caracterizando um condenável conflito de interesses;

3) O presidente Pedro Parente é presidente da BMF Bovespa, tendo acesso a importantes informações privilegiadas, inclusive obtendo autorização da CVM, da qual é presidente. Seria este o motivo para não precisar oferecer aos acionistas minoritários ações da BR Distribuidora antes da venda a um sócio privado.

Parente, veio da presidência da Bunge. A Bunge está entrando no ramo da petroquímica, biocombustíveis e fertilizantes - que a Petrobrás, sob a atual gestão está saindo e deixando o caminho livre para a Bunge;

4) o presidente do Conselho de Administração da Petrobrás, Sr. Luiz Nelson Guedes Carvalho é membro efetivo do Conselho de Administração da BMF Bovespa, e o Conselheiro Sr. José Soledade Santos já o foi, em atividade paralela às que exercem na Petrobrás, durante os processos de venda da BR Distribuidora e da Liquigás Distribuidora, tendo obtido diversas decisões favoráveis às suas propostas. Não se pode afirmar que houve ausência de influência junto à Bovespa no julgamento dos recursos da Petrobras.

A experiência da TOTAL

A direção da Petrobrás trabalha contra os interesses da companhia, de seus acionistas, em especial de seu controlador, a União Federal, procurando desconhecer as razões que levaram à sua criação.

Deveria ouvir o que tem a dizer Patrick Pouyanné[xxxvii], diretor-presidente da Total, a quem tem vendido ativos da nossa empresa: "O modelo de negócios integrado da Total, estendendo-se da exploração e produção até a distribuição dos produtos ao cliente final, através da refinação, petroquímica e de negociação, tem sido fundamental na nossa capacidade para abordar com sucesso a situação atual.

“Poucos anos atrás, muitos especialistas ou conselheiros estavam nos empurrando para nos desfazermos de nossos negócios downstream (Abastecimento - refino, transporte e comercialização) e focar apenas no upstream (Exploração e Produção, E&P). Decidimos então não os escutar e nos atermos ao nosso modelo. Porque, embora seja verdade que o upstream se aproveita melhor dos preços do petróleo que o downstream, também é verdade que este ajuda a recuperar parte do valor adicionado perdido pelo upstream e pode oferecer receitas com menor variação cíclica, o que é muito bem-vindo no ciclo de baixa (dos preços do petróleo). Isto abrange os riscos que nós sabemos como gerenciar. ” ""

Diante de todas as razões expostas, a AEPET considera que os prejuízos causados à companhia pelos atos praticados são de inteira responsabilidade dos membros da atual diretoria e do Conselho de Administração da Petrobrás, pelos quais deverão responder perante a nação.

Diretoria da AEPET

Rio de Janeiro, 18 de julho de 2017

[i] https://wikileaks.org/plusd/cables/09RIODEJANEIRO369_a.html#efmBQSBTyCOXCTgCTkCWODjNDmzDnCDsRECfEH7 http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0103-40142016000300185

[ii] http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0103-40142016000300185

[iii] http://www.valor.com.br/empresas/4806545/petrobras-atinge-marca-historica-de-producao-no-pre-sal

[iv] ] http://az545403.vo.msecnd.net/uploads/2013/07/Plano-Estratégico-Petrobras- 2020-Plano-de-Negocios-2011-2015.pdf

[v] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/relatorio-de-administracao

[vi] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/05/o-mito-da-petrobras-quebrada_revfinal.pdf

[vii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/02/a-construcao-da-ignorancia-sobre-a-petrobras_por-felipe-fev17.pdf

[viii] http://www.scielo.br/scielo.php?script=sci_arttext&pid=S0101-31572015000300531

[ix] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/apresentacoes/plano-de-negocios-e-gestao

[x] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2017/05/o-mito-da-petrobras-quebrada_revfinal.pdf

[xi] http://br.reuters.com/article/businessNews/idBRKBN18S5VH-OBRBS

[xii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2016/10/existe-alternativa-para-reduzir-a-divida-da-petrobrc3a1s-sem-vender-seus-ativos_rev0.pdf

[xiii] http://www.petrobras.com.br/fatos-e-dados/avancamos-na-aliancaestrategica-com-a-total-com-a-assinatura-de-novos-acordos.htm

[xiv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14020/TCU-probe-Petrobrs-devender-ativos-por-irregularidades-nos-processos

[xv] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/form-20f-0

[xvi] http://jornalggn.com.br/noticia/o-nonsense-do-balanco-da-petrobras

[xvii] http://brasilpensador.blogspot.com.br/2016/04/a-verdadeira-historia-do-balanco-da.html

[xviii] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/reacao-na-petrobras-querem-trocar-a-noruega-pela-nigeria

[xix] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/as-falacias-da-petrobras-e-a-vida-real

[xx] http://portalclubedeengenharia.org.br/info/opiniao-da-abimaq-acabar-com-conteudo-local-e-crime-de-lesa-patria

[xxi] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14203/Petrobrs-contedo-local-e-emprego

[xxii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14198/Engenheiros-lanam-manifesto-Nao-Brasileira

[xxiii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14292/14-entidades-repudiam-desmonte-do-contedo-local

[xxiv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/13992/Venda-dos-gasodutos-da-NTS-um-prejuzo-maior-do-que-o-revelado-pela-Lava-jato-

[xxv] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14138/O-irrisrio-valor-de-venda-da-Liquigs

[xxvi] https://felipecoutinho21.wordpress.com/2016/11/05/a-petrobras-erra-ao-abandonar-os-biocombustiveis/

[xxvii] https://felipecoutinho21.files.wordpress.com/2016/08/valor-do-controle-da-br_rev0.pdf

[xxviii] http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20votos%20AGO-AGE-2017-01%20-%20anexos.pdf

[xxix] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14395/Gelogo-que-avaliou-Carcar-diz-que-rea-foi-vendida-a-preo-de-banana

[xxx] http://www.investidorpetrobras.com.br/pt/relatorios-anuais/relatorio-de-administracao

[xxxi] http://www1.folha.uol.com.br/mercado/2017/06/1893968-importacao-de-combustivel-afeta-refinarias.shtml

[xxxii] http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20votos%20AGO-AGE-2017-01%20-%20anexos.pdf

[xxxiii] http://www.aepet.org.br/noticias/pagina/14292/14-entidades-repudiam-desmonte-do-contedo-local

[xxxiv] http://www.petrobras.com.br/fa http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/voto%20mar17.pdftos-e-dados/selamos-alianca-estrategica-com-a-total-com-a-assinatura-de-contratos-definitivos.htm

[xxxv] http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Cartas%20AEPET/AEPET-2016-007_Dir%20Luiz%20Nelson%20Guedes%20de%20Carvalho%20_Pres%20CA__Nomeacao%20Pres_carta.pdf

[xxxvi] http://www.aepet.org.br/uploads/paginas/uploads/File/Justificacao%20voto%20AGO-AGE%20Petrobras/Justificacao%20de%20Voto%202016-11-30_AGO.pdf

[xxxvii] https://www.linkedin.com/pulse/risk-manageable-uncertainty-patrick-pouyann%C3%A9

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Há dois meses a CPFL Renováveis iniciou as atividades de seu centro de operações integradas (COI), que deverá concentrar todo o monitoramento de seus ativos de geração no país até o final do ano. Instalado em um edifício da CPFL Piratininga, em Jundiaí (60 km da capital paulista), o centro conta com um investimento de cerca de R$ 4,5 milhões e é parte de uma reorganização da empresa para promover maior eficiência de suas 93 usinas por meio de uma única interface de controle para as quatro fontes que possui, eólica, hídrica, biomassa e solar.

Antes havia dois centros, um em Fortaleza (CE) dedicado apenas às eólicas e outro no local que abriga o novo COI. Agora foi tudo centralizado e otimizado para concentrar todas as informações em um mesmo ambiente e em paralelo a empresa ainda introduziu um novo sistema de gerenciamento da manutenção. E está previsto para o final do ano a implementação de uma plataforma gerencial que no organograma dos sistemas estará um nível acima do COI e de outras ferramentas de tecnologia da informação.

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De acordo com o diretor de O&M da empresa, Adriano Vignoli, a meta passa por reduzir custos, que estão estimados em 30%, e equilibrar a performances dos projetos e riscos de operação. O COI é um dos pilares de um programa chamado de Avançar que foi desenvolvido em 2015 e teve o início de sua implementação a partir de 2016. O encerramento dessa fase deverá se estender até 2018.

O executivo contou que o novo centro foi desenvolvido para atender a todo o portfólio de projetos que hoje soma 2,1 GW em capacidade instalada, bem como todo o pipeline de projetos que estão na carteira da companhia. Segundo ele, até mesmo a incorporação de uma outra empresa pela CPFL Renováveis tem espaço para ser integrada no COI. Ele lembrou que o mercado continua sendo atrativo para operações dessa natureza diante da pulverização de participação de mercado de fontes renováveis. Excluindo a CPFL Renováveis que detém 6,8% de share, as grandes concorrentes apresentam algo como 2% em média de participação.

“Até o final do ano serão incorporadas as operações das eólicas do Rio Grande do Norte, Rio Grande do Sul e biomassa”, apontou. “Com o COI aqui em Jundiaí estamos em fase de desmobilização do centro de operação em Fortaleza, que por enquanto atua em paralelo até a transição ser completada e não termos mais riscos”, destacou. A escolha pela cidade do interior paulista deu-se em decorrência deste centro estar próximo à administração central da CPFL Renováveis e por já existir um centro das usinas à exceção das eólicas. Apesar de Fortaleza ter o maior volume de capacidade da empresa, isso deixaria o COI mais afastado da sede da empresa. Essa escolha se deu de forma natural até porque as atividades do centro podem ser feitas de qualquer localidade o que é importante é manter a estrutura de pessoal que atua em campo próximo aos ativos.

O investimento é considerado relativamente moderado ante os objetivos da companhia que são o de aumentar a disponibilidade e a confiabilidade dos ativos ao mesmo tempo em que procura ser mais eficiente em termos de geração. Como o centro acabou de ser inaugurado, disse Vignoli, essa aumento da geração ainda não pode ser mensurado, até porque a empresa passo a enxergar as perdas de eficiência que apresentava e não conseguia visualizar com os sistemas antigos que não eram padronizados nem dentro da mesma fonte como a eólica que conta com seis fabricantes diferentes de aerogeradores em seus parques.

“Hoje é possível ver claramente onde podemos tirar mais eficiência dos equipamentos e corrigir ações para maximizar a geração dos ativos da companhia”, avaliou ele. “Os ganhos que vemos são os de curto prazo como o fato de não aumentarmos o quadro de funcionários com o processo de otimização de ativos mesmo os novos que foram integrados recentemente como os do ACL no RN, a PCH Mata Velha e o novo parque eólico de Pedra Cheirosa. Não houve aumento de pessoal foi apenas a reorganização de processos e sistematização que abriu espaço na nossa estrutura”, acrescentou.

No último ano dessa fase do projeto a busca da empresa é por começar a gestão de ativos ao nível de classe mundial. Ele explicou que isso significa adotar as melhores práticas com base nas ações de outras empresas e que ainda não são aplicadas na geradora. Em linhas gerais, continuou ele, um dos indicadores que se usa é o índice de disponibilidade e de confiabilidade de que o ativo realmente vai gerar energia quando solicitado e sem falha.

Com os novos sistemas do COI que são padronizados, comemorou o diretor, a empresa começa a ver de onde tirar mais eficiência desses equipamentos com medidas simples, como direcionar de forma mais adequada um aerogerador ao vento em um determinado momento. Essa perda é demonstrada por meio de gráficos que antes não havia. “Hoje nosso patamar de perdas é apenas aquele natural da conversão do vento em energia, ou seja, posso dizer que hoje não temos mais esse tipo de perdas”, finalizou.

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A ANP realizou no Rio de Janeiro, o Seminário Técnico da 14ª Rodada de Licitações de Blocos para Exploração e Produção de Petróleo e Gás Natural.

O diretor da ANP Waldyr Barroso destacou que o edital e o modelo de contrato, publicados no dia 19/7, trazem aprimoramentos com relação às versões preliminares que passaram por consulta e audiência públicas. “Nos 30 dias de consulta pública, a ANP recebeu 413 contribuições de 22 agentes interessados, sendo 71% relativas à minuta do contrato e 29% ao pré-edital. Essas contribuições e as recebidas na audiência foram apreciadas pela ANP e as consideradas pertinentes foram utilizadas para aperfeiçoamento dos instrumentos licitatórios”.

Barroso lembrou ainda que a 14ª Rodada, que ocorrerá no dia 27 de setembro, oferecerá 287 blocos exploratórios em nove bacias sedimentares. "Os blocos foram selecionados em bacias de elevado potencial, de novas fronteiras e maduras, dando oportunidade para atrair pequenas, médias e grandes empresas".

Ao longo do evento, técnicos da ANP apresentaram as características geológicas e o potencial para formações de petróleo e gás natural de cada bacia sedimentar com blocos ofertados na 14ª Rodada.
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Para destravar projetos de exploração e produção de petróleo, a Agência Nacional do Petróleo (ANP) colocou em consulta pública proposta que permite reduzir o conteúdo local — percentual exigido de compras de materiais, equipamentos e serviços produzidos no país — para contratos firmados a partir de 2005 (quando houve a 7ª Rodada).

Segundo o diretor-geral da ANP, Décio Oddone, existem cerca de 20 projetos de exploração e produção no período de 2017 a 2021 que poderiam sair do papel com a mudança. Eles envolvem investimentos de R$ 240 bilhões, com estimativas de instalação de 20 plataformas marítimas e perfuração de 900 poços de petróleo. A indústria de fabricantes de máquinas e equipamentos, porém, recebeu mal a notícia e promete entrar na Justiça para contestar a mudança, caso ela seja aprovada.

De acordo com a proposta, as empresas que assinaram contratos de concessão ou de partilha desde 2005 poderão escolher se pretendem permanecer com o nível de exigência previsto na época ou se querem adotar as regras de conteúdo local aprovadas neste ano para as próximas rodadas. De modo geral, as exigências se tornaram mais flexíveis. A alteração seria feita por meio de um aditivo aos contratos. Se a mudança for aprovada, pode afetar quase a totalidade das 94 petroleiras que atuam no país, nos cerca de 674 blocos concedidos no período.

A medida beneficiaria a Petrobras, que já pediu autorização à ANP para não cumprir o índice exigido de conteúdo local (o chamado pedido de waiver) no contrato de uma plataforma (FPSO) da gigantesca área de Libra e de uma plataforma em Sépia, ambas no pré-sal. As empresas locais teriam apresentado preços até 40% maiores do que a média do mercado. Procurada, a estatal não quis comentar o assunto.

220 pedidos para não cumprir exigência

Segundo Oddone, a resolução permitirá regulamentar o pedido de waiver. Nos últimos anos, os processos por não cumprimento do índice se multiplicaram na agência. Existem 220 pedidos que ainda serão julgados na agência. De acordo com o diretor-geral da ANP, as empresas que participam de qualquer processo que ainda não foi julgado podem, se assim quiserem, aderir à mudança.

Apesar dos efeitos positivos para a indústria de petróleo citados pela agência, como o potencial de atração de investimentos, advogados do setor avaliam que a mudança pode ser questionada na Justiça. Segundo Felipe Feres, advogado do escritório Mattos Filho, há dúvidas quanto à legalidade da medida já que, nos leilões de 2005 os até agora, índices de conteúdo local assumidos pelas petroleiras contavam na pontuação para a escolha dos vencedores.

— Tenho dúvidas quanto à legalidade da medida por causa da vinculação ao edital. Isso é um princípio gerador do direito administrativo, isso poderia mudar os resultados das licitações feitas no passado. Realmente, os índices eram muito elevados, inviáveis de serem executados — disse.

Carlos Maurício Ribeiro, advogado da Vieira Rezende Advogados, elogia a proposta que será colocada em consulta pública, mas avalia que insatisfeitos poderão recorrer à Justiça:

— A proposta é ótima. Um aditivo ao contrato pressupõe o entendimento entre as duas partes, portanto, não é possível falar em quebra de contrato. Mas quem se sentiu prejudicado por ter perdido uma área por causa do percentual de conteúdo local exigido ou aquele que pagou multa porque não cumpriu a exigência poderá recorrer na Justiça.

Para os fabricantes de equipamentos, a consulta pública é mais uma notícia negativa. O debate sobre revisão dos índices exigidos de conteúdo local colocou em campos opostos petroleiras e fabricantes de máquinas e equipamentos. O setor já havia manifestado seu descontentamento com a flexibilização de exigências para as próximas licitações. O percentual de itens comprados e produzidos no país no novo modelo é de 18% na fase exploratória e de 25% na etapa de desenvolvimento da produção. No modelo vigente nos contratos fechados antes da mudança, havia percentuais que chegavam a 55%.

O presidente executivo da Associação Brasileira da Indústria de Máquinas e Equipamentos (Abimaq), José Velloso, adiantou que, se a proposta for aprovada, os fabricantes de máquinas e equipamentos vão recorrer na Justiça.

— Não vamos aceitar nada que venha a ferir os contratos assinados no passado. Os contratos têm de ser respeitados. Além disso, em todos os pedidos de waiver, principalmente os da Petrobras, não foi provado, até agora, que a indústria nacional não é capaz de atender os índices de conteúdo local — afirmou Velloso.

Perguntado sobre o risco de judicialização, Oddone, da ANP, disse que o assunto foi bastante estudado na agência e que se trata de uma “evolução regulatória normal”.

ANP: Projeto parado é perda para a sociedade

A resolução ficará em consulta pública a partir de hoje até o próximo dia 18 de agosto. A audiência pública está marcada para 1º de setembro. A ANP espera regulamentar o assunto até meados de setembro.

— O objetivo é regular a questão, beneficiando a sociedade e destravando o mais rapidamente possíveis investimentos em contratação de bens e serviços junto à indústria local. Com esses índices que estão agora nas rodadas deste ano, a gente acredita que vai ter mais flexibilidade para cumprimento das obrigações. O que está colocado na consulta pública é a possibilidade de as empresas optarem por manter as condições atuais dos contratos ou optarem pela adesão ao modelo atual de regras de conteúdo local — resumiu Oddone.

O diretor-geral destacou que projetos parados significam prejuízo para a sociedade e para os estados, que perdem arrecadação. Nos cálculos de Oddone, no caso de uma plataforma de produção no pré-sal de 150 mil barris por dia, com o petróleo a US$ 50 o barril, cada ano de atraso significa perda de R$ 2,6 bilhões em arrecadação de impostos.

Até o próximo dia 20, serão publicados o edital e o modelo do contrato de concessão para a 14ª Rodada de áreas no pós-sal para exploração e produção de petróleo prevista para 27 de setembro.



Por Ramona Ordoñez
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O governo federal lançou na semana passada medidas para apoiar e financiar concessões e parcerias público-privadas (PPPs) na área de infraestrutura. No total, serão liberados R$ 11,7 bilhões em linhas de crédito.

O programa terá foco em mobilidade urbana, iluminação pública, saneamento básico e gestão de resíduos sólidos.

Para o advogado Fernando Vernalha, que participou de um grupo de trabalho envolvendo a iniciativa, essas medidas vieram em um bom momento, já que há um consenso de que os municípios serão os protagonistas do próximo ciclo de concessões e PPPs.

"Por conta crise fiscal que atinge as administrações públicas, especialmente as prefeituras, é preciso trazer dinheiro privado para estimular investimentos. As concessões e as PPPs são os melhores instrumentos para isso", afirma Vernalha.

"Os programas de aportes em infraestrutura são muito complexos e os municípios, hoje, não têm capacidade técnica e nem orçamento para custear as obras", complementa o advogado.

Do total de R$ 11,7 bilhões, R$ 5,7 bilhões serão disponibilizados pelo Ministério das Cidades (MCidades) para investimentos em obras de mobilidade urbana e saneamento básico.

Para o primeiro segmento, serão direcionados R$ 3,7 bilhões por meio do Fundo de Garantia do Tempo de Serviço (FGTS), enquanto os projetos de saneamento terão aportes de R$ 2 bilhões no âmbito do programa Saneamento para Todos.

Já o Banco do Brasil (BB) entrará com mais R$ 2 bilhões em uma linha de crédito voltada para a aquisição de equipamentos e elaboração de projetos de infraestrutura das prefeituras, o chamado Programa Eficiência Municipal.

Segundo Dyogo Oliveira, ministro do Planejamento, a Caixa Econômica Federal disponibilizará assessoramento técnico para qualificar as equipes dos municípios e financiará, ao lado do BB, as empresas vencedoras dos processos de licitação.

Para esta iniciativa, estão previstos R$ 4 bilhões. O governo informou ainda que pretende aportar R$ 180 milhões no fundo até 2019.

Detalhamento

Ao apresentar a frente de investimentos de R$ 3,7 bilhões em mobilidade urbana, Bruno Araújo, ministro do MCidades, contou que estes recursos poderão ser aplicados em pavimentação de vias urbanas, implantação ou requalificação de estações e abrigos do transporte público, calçadas com acessibilidade, ciclovias, bicicletários, sinalização viária, iluminação, drenagem, arborização e paisagismo.

“Os municípios com até 20 mil habitantes poderão encaminhar propostas com valor mínimo de R$ 500 mil e máximo de R$ 5 milhões”, afirma o ministro.

Para cidades com população entre 20 mil e 60 mil, o mínimo é de R$ 1 milhão e o máximo, R$ 15 milhões.

Lugares com população acima de 60 mil até 100 mil, o valor financiado fica entre R$ 1 milhão e R$ 20 milhões. E para cidades que têm mais de 100 mil habitantes até 250 mil, poderá ser liberado de R$ 1 milhão até R$ 30 milhões.

Sobre o Programa Eficiência Municipal, o BB informou que o valor máximo por operação será de R$ 5 milhões para cidades com menos de 200 mil habitantes. Os municípios maiores não terão esse limite. O crédito do banco é voltado para a aquisição de máquinas, softwares e a contratação de serviços de engenharia.

"É através dos municípios que faremos que a população brasileira tenha um salto na qualidade de vida", afirma Paulo Caffarelli, presidente do BB.
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O secretário de Energia e Mineração de São Paulo, João Carlos Meirelles, participou do segundo capítulo do Fórum RAC 2017, que discutiu a ampliação da oferta de energia para o desenvolvimento do interior paulista. O evento foi realizado pelo Grupo RAC, em Campinas.

Meirelles apresentou a política energética do Governo do Estado, que tem como diretriz do governador Geraldo Alckmin a ampliação das energias renováveis integradas aos insumos enérgicos já existentes. “São Paulo é privilegiado por ter uma grande participação das energias hidrelétricas e termoelétricas de biomassa. Mas as fontes que darão no futuro energia elétrica para o Estado são a solar, a eólica e o biogás”, destaca Meirelles.

Na abertura do evento, que contou com a presença de presidentes de associações e empresas ligadas ao setor de Energia e universidades, o secretário explicou que essas fontes são intermitentes e por essa razão necessitam de uma energia na base do sistema, que dê sustentação às renováveis. “O gás natural é o insumo de transição para as energias renováveis. Até termos baterias que estabilizem esses insumos, o gás natural dará a segurança que o sistema precisa, com a vantagem de ser o hidrocarboneto menos poluente”, destacou.

Para o secretário estadual o grande desafio é promover a interação dos diferentes insumos e para isso convocou as universidade e centros de pesquisa a trabalharem junto com a Secretaria na missão de promover a expansão das energias renováveis no interior paulista de forma integrada.

“A energia solar você tem apenas durante parte do dia e em momentos de forte nebulosidade a geração é menor. A eólica depende da força e principalmente dos ventos constantes. Já a biomassa de cana de açúcar temos durante apenas o período da safra, que é de oito meses. Essas energias podem ser integradas ao sistema tendo o gás natural como energético que estabiliza o período de ausência das renováveis”, detalha Meirelles.

Ainda na abertura do evento o prefeito de Campinas, Jonas Donizette, destacou o papel da cidade na promoção das energias renováveis. “Não existe infraestrutura e desenvolvimento sem energia. Nós fizemos a melhor legislação tributária para inovação, especialmente para as energias renováveis. Campinas incentiva a inovação, principalmente na área energética”, concluiu o prefeito.

A região administrativa de Campinas é responsável atualmente por um terço das instalações solares do Estado de São Paulo.

 “O tema energia foi especialmente escolhido para o segundo fórum em virtude da importância para o desenvolvimento econômico brasileiro”, afirmou Sylvino de Godoy Neto, diretor presidente do Grupo RAC, organizadora do evento.

O evento contou com painéis que debateram também etanol, biocombustíveis, bioenergia, petróleo, gás e os custos dos principais insumos energéticos. Todos os painéis foram coordenados pelo subsecretário estadual de Energias Renováveis, Antonio Celso de Abreu Junior. “Tivemos um fórum com a participação de importantes atores do setor energético, mas o principal foi o nível das discussões e dos debates que mostram que São Paulo está no caminho certo fortalecendo e ampliando as energias renováveis”, afirmou.

Além deste, o Grupo Rac realiza uma série de encontros para discutir assuntos de extremo interesse da Região Metropolitana de Campinas (RMC) e do Interior paulista como um todo. Ao todo, serão cinco encontros, o primeiro ocorreu no dia 5 de junho, para discutir o papel do Estado para a retomada dos investimentos no Interior paulista, o terceiro, em agosto, vai falar sobre infraestrutura, transporte e logística, o quarto, em setembro, sobre agronegócio, e o quinto, em outubro, sobre desafios e perspectivas para a retomada do desenvolvimento no País.

Também participaram do evento Rodrigo Sauaia, presidente da Absolar – Associação Brasileira de Energia Fotovoltaica, Elbia Silva Gannoum Melo, presidente da Abeólica – Associação Brasileira de Energia Eólica, Andre Dorf, presidente da CPFL Energia, Luiz A. Barbosa Cortez, professor titular da Faculdade de Engenharia Agrícola da Unicamp e presidente da CC&R – Câmara de Comércio Exterior de Campinas e Região, Marcos Landel, pesquisador do IAC-Instituto Agronômico de Campinas – Centro Cana, Gonçalo Amarantes Guimarães Pereira, diretor do CTBE, Waldyr Gallo, pesquisador da Unicamp e Projeto Fapesp/Pegeout .