Monthly Archives: janeiro 2019

PetroRio compra participação da Chevron e passa a deter 70% de Frade

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A petroleira americana Chevron, ao mesmo tempo que fechou com a Petrobras a compra da polêmica refinaria de Pasadena, nos Estados Unidos por US$ 562 milhões, fechou a venda para a petroleira brasileira PetroRio de 51,74% da participação no campo de Frade, na Bacia de Campos. A Chevron teve sua atuação no Brasil bastante desgastada na época em que ocorreu um vazamento de petróleo no campo de Frade, em 2011 .

Com a aquisição, a PetroRio vai assumir a operação do ativo, que produz cerca de 20 mil barris diários de petróleo. Ao todo, a PetroRio passará a deter 70% do ativo, uma vez que já possuía 18,26% de participação no campo. A Petrobras tem os outros 30% do campo. Com a aquisição de maior parcela no campo de Frade, a PetroRio passará a ter uma produção total de 28 mil barris por dia de petróleo e gás.

Para a Chevron, a conclusão da venda de Frade representa a saída de seu principal ativo de produção no país. A partir de agora, a petroleira americana vai concentrar seus esforços na exploração nos campos do pré-sal. No ano passado, a Chevron adquiriu seis blocos nas bacias de Campos e de Santos com potencial para descobertas no pré-sal.

Já a PetroRio pretende adotar tecnologias mais avançadas para aumentar o chamado fator de recuperação do campo, que é antigo. As tecnologias de recuperação permitem aumentar a produção de campos antigos que entram em declínio natural de produção.

Em outubro do ano passado, a PetroRio havia anunciado a compra da participação de 18,26% da japonesa Inpex no campo.

Fonte: O Globo

Reservas Provadas da Petrobras em 2018

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A Petrobras informa o volume de suas reservas provadas de petróleo (óleo, condensado e gás natural), apuradas no final de 2018, segundo os critérios ANP/SPE (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis / Society of Petroleum Engineers) e SEC (US Securities and Exchange Commission).

Reservas Provadas segundo critérios ANP/SPE

Segundo os critérios ANP/SPE, em 31 de dezembro de 2018, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 11,957 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 1. Em 2017, estes volumes eram de 12,415 bilhões de boe.

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A Petrobras conseguiu repor 96% do volume produzido, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2018, devido, principalmente, à perfuração de novos poços, às respostas positivas à injeção de água e ao bom desempenho dos reservatórios no pré-sal das bacias de Santos e Campos. A relação entre o volume de reservas provadas e o volume produzido é de 13,9 anos.

As operações de desinvestimentos proporcionaram a monetização antecipada de 0,421 bilhão de boe referentes a: cessão de direitos de 35% da participação do campo de Lapa e 22,5% da participação dos campos de Berbigão, Sururu e Oeste de Atapu para a Total; cessão de 25% do campo de Roncador, concretizando a parceria estratégica com a Equinor; e formação da Joint Venture da Petrobras América Inc. com a Murphy Exploration & Production Co.

Reservas Provadas segundo critério SEC

Segundo o critério SEC, em 31 de dezembro de 2018, as reservas provadas de óleo, condensado e gás natural da Petrobras atingiram 9,606 bilhões de barris de óleo equivalente (boe), conforme a Tabela 3. Em 2017, estes volumes eram de 9,752 bilhões de boe.

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Pelo critério SEC, a Petrobras conseguiu repor 125% do volume produzido, desconsiderando os efeitos dos desinvestimentos realizados em 2018. A relação entre o volume de reservas provadas e o volume produzido é de 11,1 anos.

A Petrobras, historicamente, submete à certificação pelo menos 90% de suas reservas provadas segundo o critério SEC. Atualmente, a empresa certificadora é a D&M (DeGolyer and MacNaughton).

Fonte: Petrobras

Abimaq prevê avanço do setor entre 5% a 6% da receita para 2019

A Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) apresentou em coletiva à imprensa, nesta terça-feira (29), os indicadores econômicos de dezembro com o fechamento do ano de 2018 com projeções e expectativas para 2019. Entre as projeções, o setor prevê avanço entre 5% a 6% da receita em relação ao ano passado com a manutenção do crescimento na receita total do setor puxadas, predominantemente, pelo mercado doméstico. A Associação acredita que o avanço deve vir da demanda local, que deve crescer 10%, enquanto as exportações devem ficar estáveis.

Após cinco anos consecutivos de queda na receita do setor fabricante de máquinas e equipamentos, que levou o setor a encolher 47% no período, 2018 encerrou com crescimento de 7% em relação a 2017. De maneira geral, o crescimento observado nas vendas se deu predominantemente no mercado externo. Já quanto ao número de pessoas empregadas, em 2018, o setor retomou então o processo de contratações, após quatro anos ininterruptos de redução da mão de obra, e reempregou quase 10 mil pessoas.

Exportações

O setor registrou em 2018 fortes oscilações nas suas exportações, mas manteve o volume de venda bem acima dos níveis observados em 2017. Assim, encerrou o ano com crescimento de 7,1% em relação à 2017. O bom desempenho das vendas externas foi observado em quase todos os setores fabricantes de máquinas e equipamentos. O destaque ficou para o forte aumento das vendas realizas no setor de óleo e gás com crescimento de 43%. Quase metade das vendas de máquinas e equipamentos brasileiros (46%) tiveram como destino os Estados Unidos e a Europa.

Importações

Já quanto às importações, no país, houve crescimento de 14,6%, em 2018. Esse crescimento, embora relevante, representa hoje quase metade do resultado observado em 2013 (US$ 28,8 bi). O bom desempenho nas importações de 2018 em relação a 2017 reflete uma recuperação intensa no setor fabricante de bens de consumo e também à mudança nas regras do Repetro. Pelo segundo ano consecutivo a China, permaneceu como a principal origem, tanto em valores como em quantidade, representando 18,7% do total das importações realizadas.

Os investimentos produtivos, medidos pelo consumo aparente (produção – exportação + importação) de máquinas e equipamentos, após quedas consecutivas nos últimos quatro anos, registrou, em 2018 crescimento de 13,4%. Este saldo positivo é considerado pela Abimaq um bom indicativo de que as expectativas são de aumento mais intenso do consumo, uma vez que o cenário é de fraca recuperação da atividade econômica.

PetroRio compra fatia da Chevron no campo de Frade

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A PetroRio fechou um acordo para a compra da fatia de 51,74% da Chevron no campo de Frade, localizado em águas profundas da Bacia de Campos, segundo uma fonte. Com a aquisição, a petroleira brasileira assumirá a operação do ativo, que produz cerca de 20 mil barris diários de petróleo.

Já para a Chevron, a venda de Frade representa a saída de seu principal ativo de produção no país. Agora, a empresa concentra seus esforços na exploração do pré-sal. Em 2018, a multinacional americana adquiriu seis blocos nas bacias de Campos e de Santos com potencial para descobertas no pré-sal.

Em outubro do ano passado, a PetroRio já havia anunciado a compra da participação de 18,26% da japonesa Inpex no campo. Com isso, a companhia passa a deter 70% da concessão, em sociedade com a Petrobras (30%).

O Valor apurou que o negócio tem potencial para elevar as reservas 2P (provadas mais prováveis) da PetroRio, para cerca de 84 milhões de barris, quatro vezes mais que o último número oficial reportado pela empresa, de 21 milhões de barris em julho de 2018.

Já produção da companhia deve mais que dobrar. Atualmente, a empresa produz cerca de 10 mil barris/dia no campo de Polvo, na Bacia de Campos. Com Frade, incorporará um volume de 14 mil barris/dia.

O negócio consolida a PetroRio como a principal petroleira independente de origem brasileira e como uma das dez principais produtoras de petróleo do país. Segundo os dados mais recentes da Agência Nacional de Petróleo (ANP), de novembro, a PetroRio, com Frade, entraria no ranking das sete maiores produtoras de óleo.

O Valor apurou que o campo de Frade já atingiu o seu pico de produção, mas que o declínio natural do ativo ainda não é acelerado. A expectativa é que a área ainda tenha uma vida útil para além de 2035. Junto com o campo, a negociação inclui a aquisição de uma plataforma com capacidade para armazenar cerca de 1,5 milhão de barris.

Para adquirir a fatia de Chevron no ativo, a PetroRio contava ao fim do terceiro trimestre com um caixa de R$ 680 milhões. A empresa, no entanto, possui um endividamento baixo, com espaço para se alavancar.

Entre 2011 e 2012, as operações em Frade foram o motivo de um forte desgaste na imagem da Chevron no país. Depois de dois vazamentos de óleo de grande proporção, na área, a petroleira foi obrigada a interromper a produção local. A empresa chegou a ficar sem produzir no campo, entre abril de 2012 e julho de 2013, e hoje opera na área com níveis de produção abaixo dos 70 mil barris/dia apurados antes do acidente.

Frade é o terceiro ativo de produção da PetroRio, sendo o segundo campo voltado para a produção de petróleo. A empresa detém 100% do campo de Polvo, que produz cerca de 10 mil barris/dia de óleo, e 10% do campo de gás natural de Manati, na Bacia Camamu-Almada. Nesse último campo, a empresa tira, em média, 525 mil metros cúbicos diários de gás – volume vendido em sua íntegra para a Petrobras, operadora do ativo.

Em Polvo, a empresa pretende voltar a investir este ano em novas perfurações, em busca de descobertas que permitam alongar a economicidade do projeto – hoje, a vida útil econômica do campo é estimada até 2026.

Fonte: Valor

EBR confirma nova demanda para estaleiro

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Uma boa notícia para a Metade Sul foi divulgada pelo Estaleiro EBR, que fica no município de São José do Norte. A empresa comunicou, através de nota, que foi selecionada pela Modec Offshore Production Systems (companhia de Cingapura), uma subsidiária da japonesa Modec, Inc., para “a fabricação e a montagem de um número de módulos de processo para o topside (equipamentos que ficam situados acima do convés da plataforma de petróleo) de um sistema flutuante de produção, armazenamento e descarregamento (FPSO), o FPSO Guanabara MV31″. O acerto prevê confidencialidade, e não foram detalhados os valores envolvidos ou a quantidade precisa de módulos a serem feitos.

De acordo com a EBR, o trabalho a ser realizado inclui a fabricação e a montagem de módulos que compreendem o sistema de tratamento de água do topside. O projeto terá início no primeiro trimestre de 2019, com um cronograma de entrega de 12 meses. O FPSO Guanabara MV31, atualmente em construção pela Modec, será contratado pela Petrobras através de leasing e operação para o campo de Mero, onde será instalada a unidade. O campo está sendo desenvolvido atualmente pelo Consórcio de Libra, composto por Petrobras (operadora), Shell, Total, CNPC e Cnooc. Quando concluído, o FPSO Guanabara MV31 terá capacidade de processamento de até 180 mil barris de óleo por dia e 12 milhões de metros cúbicos de gás por dia.

“Estamos satisfeitos em ganhar a confiança de um importante cliente como a Modec e demonstrar nossa capacidade técnica e competitividade”, frisa o presidente do EBR, Mauricio Godoy. Desde que entregou a plataforma P-74 para a Petrobras, no ano passado, o estaleiro gaúcho estava praticamente estagnado. O vice-presidente do Sindicato dos Metalúrgicos do Rio Grande e São José do Norte, Sadi Machado, comenta que a notícia sobre a nova encomenda é recebida com muita alegria, mas também com cautela. O sindicalista ressalta que o EBR ainda não divulgou oficialmente a quantidade de vagas que vão ser geradas com essa demanda.

Machado diz que as informações que chegaram para ele dão conta que será feito apenas um módulo, com sua montagem desmembrada em duas etapas. O dirigente estima em aproximadamente 500 empregos a serem gerados diretamente. Conforme o vice-presidente do Sindicato dos Metalúrgicos do Rio Grande e São José do Norte, há muita mão de obra ociosa na região. Alguns dos profissionais que estavam ocupados no polo naval gaúcho, destaca Machado, quando houve a escassez de trabalho, foram atuar na construção da termelétrica da Engie, em Candiota, outros tentaram a sorte fora do Estado, e também há quem ainda está desempregado e que mudou de ofício. “Ficamos na expectativa do futuro, pois a gente não sabe se haverá uma retomada”, ressalta o sindicalista.

Fonte: JC

Abimaq e Sinaval querem reforços no conteúdo local

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A Associação Brasileira de Máquinas e Equipamentos (Abimaq) e o Sindicato Nacional da Indústria de Construção e Reparação Naval & Offshore (Sinaval) ainda esperam negociar melhores condições de conteúdo local para as próximas rodadas de leilões de exploração, que ocorrerão em 2019. Na última revisão da regulação, em abril do ano passado, além de o conteúdo local deixar de ser fator de pontuação das ofertas, houve simplificação dos compromissos e redução dos percentuais mínimos.

Para blocos em terra, são exigidos apenas compromissos globais para a fase de exploração e para a etapa de desenvolvimento da produção, ambos de 50%. No offshore o compromisso global é de 18% para a fase de exploração e, no caso da etapa de desenvolvimento, foram fixados índices mínimos para três macro-grupos: construção de poços (25%); sistema de coleta e escoamento (40%); e unidade estacionária de produção (25%).

Apesar da redução, a Abimaq considera que foi uma vitória frente à proposta original, que previa um índice global de 40% do projeto, sem distinção de bens e serviços. “Da forma como estava, para os leilões ocorridos em 2017 e 2018, o índice de 40% poderia ser atingido só com serviços, sem oportunidades para a indústria”, diz Alberto Machado, diretor de petróleo, gás natural, bioenergia e petroquímica da Abimaq.

Segundo Sérgio Bacci, vice-presidente executivo do Sinaval, a indústria naval foi a mais prejudicada com as novas regras. A entidade vai tentar sensibilizar os governadores e o governo federal sobre a importância do setor naval. “Perdemos dois terços da força de trabalho, caindo de 82 mil empregos diretos e 320 mil indiretos, em 2014, para 23 mil diretos e 69 mil indiretos em 2019.”

As novas regras – reunidas na Resolução ANP nº 726/2018, de 12 de abril de 2018 – contemplam ainda os mecanismos contratuais de isenção (waiver), ajuste e transferência de excedente. Além de possibilitar o aditamento (acrescentar ou suplementar novos dados) dos contratos com novas exigências de conteúdo local.

O waiver era o dispositivo que permitia às operadoras importar bens se não encontrassem no país nas mesmas condições de preço e prazo. Ao pedir o aditamento, a operadora abre mão do direito ao waiver. As empresas também devem renunciar a qualquer pleito que possam ter contra a Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (ANP) em função de multas pagas por descumprimento da obrigação de conteúdo local.

De 2011 até este ano, 16 empresas protocolaram pedidos de weiver na ANP abrangendo 93 contratos. Destes, restam 54 contratos aguardando análise. Entre as operadoras com pedidos em análise estão Perenco, Equinor (solicitações feitas pela Perenco quando era operadora dos contratos), Shell, ONGC, Sonangol, Petrobras, BP, Repsol, Karron, Petra, Maha Energy (solicitações feitas pela Gran Tierra quando era operadora dos contratos), Parnaíba, Dommo (solicitações feitas pela OGX quando era operadora). Operadoras com processos de solicitação concluído em função de desistência, deferimento, indeferimento ou extinção: Anadarko, Chariot, Sipet e Statoil (atual Equinor).

Criada em 1999 na abertura do mercado, a política de conteúdo local tinha como justificativa a necessidade estratégica de se estabelecer uma indústria fornecedora de bens de capital e de serviços no país. Na Abimaq, existem 400 empresas que participam do mercado de petróleo e gás, sendo que cerca de 150 delas têm a maior parte de sua carteira nesse mercado, dependendo muito das demandas do setor.

Fonte: Valor

Alta produtividade do pré-sal turbina gastos com P&D

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A busca da autossuficiência na produção de petróleo e a descoberta do pré-sal catapultaram o Brasil para a fronteira da inovação no setor. A superação de desafios tecnológicos e logísticos na extração de óleo e gás em grande escala resultou em recordes mundiais de produção. Em dezembro de 2018, por exemplo, a Petrobras bateu o recorde mensal de produção no pré-sal, com 1,85 milhão de barris de óleo equivalente por dia.

“Só conseguimos superar desafios e nos preparar para o futuro porque temos corpo técnico altamente qualificado e recursos tecnológicos que nos permitem antecipar cenários”, diz Roberto Castello Branco, presidente da Petrobras.

Até 2023, a petroleira deverá investir R$ 13 bilhões em pesquisa e desenvolvimento (P&D) com intuito de agilizar a colocação de poços e a produção, reduzir custos unitários envolvidos com a produção e acelerar retorno financeiro.

Para dar ideia da curva de aprendizagem, o presidente destaca que a construção de um poço na Bacia de Santos leva hoje cerca de 120 dias, contra 300 dias, em média, em 2010. Naquele ano, a expectativa era de 20 mil barris por dia, por poço. “Em 2018, realizamos média de 26 mil barris por dia/poço”. Essa produtividade é ao menos o dobro das médias internacionais em poços marítimos, segundo a Petrobras.

O conjunto de tecnologias inovadoras por trás desse desempenho, desenvolvidas em parceria com universidades, institutos de pesquisa e fornecedores, inclui desde brocas de diamante artificial e aço especial para resistir à corrosão provocada por contaminantes presentes no petróleo do pré-sal – como os gases carbônico (CO2) e sulfídrico (H2S) – até sistemas inéditos de reinjeção de gás carbônico (método que facilita a recuperação do petróleo no reservatório), entre muitas outras.

Eduardo Chamusca, presidente da operação brasileira da SBM Offshore, empresa holandesa especializada em soluções de produção flutuantes, ressalta os avanços em tecnologias para construção de unidades flutuantes de produção, armazenamento e transferência (FPSOs, na sigla em inglês) capazes de suportar a alta produtividade do pré-sal. “Para dar ideia, o ‘topside’ da plataforma, como chamamos tudo o que fica acima do casco, suportava entre 4 mil a 5 mil toneladas de peso. Nos últimos anos, os FPSOs que entregamos para o pré-sal estão na faixa de 24 mil a 25 mil toneladas”.

A SBM destina a P&D entre 3% a 5% do seu faturamento global. A operação brasileira consiste de frota de sete FPSOs – seis da Petrobras e uma da Shell. No momento, a empresa investe em cascos padronizados que permitem a evolução de sistemas. “O casco padronizado serve para qualquer projeto, porque tem tecnologia para aguentar muito mais peso”.

Em 2018, SBM e Shell iniciaram parceria em projeto de sistema de captação de água de resfriamento em profundidades elevadas para plataformas flutuantes, com expectativa de implementação em FPSOs dentro de três anos.

Com investimentos de US$ 2 milhões, a nova tecnologia será financiada com recursos da cláusula de P&D dos contratos de concessão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) – a cláusula determina que concessionários devem investir em P&D no Brasil 1% da receita bruta obtida em campos com grande volume de produção.

Outra forte tendência no setor de óleo e gás é a transformação digital, como menciona Anderson Marinho de Lima, chefe de digitalização da Equinor Brasil, que opera três ativos no pré-sal brasileiro (BM-S-8, Carcará Norte e BM-C-33). “Há uso crescente de tecnologias como nuvem e dispositivos móveis para compartilhamento e acesso a dados integrados em prol de processos como operação, manutenção, logística de distribuição e colaboração remota”.

Lima também destaca uso de inteligência artificial e análise avançada de dados para monitoramento proativo e tomada de decisão em tempo real. Na área de segurança, ele menciona ganhos com aplicação de robôs físicos e dispositivos autônomos que reduzem a exposição de profissionais a riscos.

Maurício Cunha, gerente de óleo, gás e química da ABB Brasil, que desenvolve e implementa tecnologias para extração de petróleo, também aposta na digitalização que, segundo o Fórum Econômico Mundial, tem potencial de gerar valor de US$ 1 trilhão para empresas do segmento em todo o mundo. “Soluções digitais que permitem controlar os processos e equipamentos que operam no fundo do mar, de forma remota, são capazes de reduzir em 50% os custos de comissionamento, 30% os custos de engenharia e entre 10% a 20% os gastos de capital (Capex)”, diz Cunha.

Fonte: Valor

Bacia de Campos volta a atrair aportes bilionários

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Há mais de 40 anos na ativa, a Bacia de Campos entrou nos últimos anos em fase de declínio e perdeu o posto de maior região produtora de petróleo para a vizinha Bacia de Santos. Um estudo do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP) sobre os leilões de 2017 e 2018 mostra, no entanto, que Campos está de volta aos holofotes das companhias e concentrará investimentos de, no mínimo, R$ 2,15 bilhões em exploração nos próximos cinco anos.

Os compromissos assumidos pelas empresas nos últimas licitações fazem de Campos o principal destino das atividades exploratórias das petroleiras. Nas rodadas de 2017 e 2018, as empresas se comprometeram a investir também R$ 1,94 bilhão na Bacia de Santos e R$ 480 milhões nas demais regiões. Esses montantes fazem parte dos programas exploratórios mínimos e nada impede que os investimentos nas áreas adquiridas sejam ainda maiores.

A tendência é que as atividades na Bacia de Campos sejam capitaneadas pela Petrobras. Dos 20 blocos localizados na bacia e que foram negociados nos últimos leilões, a estatal opera 11, seguida de ExxonMobil (quatro), BP (dois), Repsol (dois) e Shell (um).

A Bacia de Campos, que chegou a ficar fora dos leilões por cerca de dez anos, até 2017, entrou em declínio nos últimos anos. Em 2018, por exemplo, a região produziu, em média, 1,2 milhão de barris/dia de petróleo, 13% menos que em 2017. Descobrir novas reservas na região é uma tarefa fundamental para conter essa redução, que gera seus impactos nas receitas do Estado e municípios do Rio de Janeiro.

Ao lado da Bacia de Santos, a expectativa é que Campos volte ao centro das atenções das empresas nas rodadas deste ano. As duas bacias atraíram R$ 27,6 bilhões em investimento nos leilões dos últimos dois anos, em bônus de assinatura, e despontam novamente como os principais trunfos das licitações de 2019. Para este ano, estão previstas a 16ª rodada de concessões e a 6ª rodada de partilha do pré-sal. O governo também espera promover em 2019 o leilão dos excedentes da cessão onerosa.

Campos e Santos são os grandes destaques da 16ª rodada, que ofertará também áreas nas bacias de Camamu-Almada, Pernambuco-Paraíba e Jacuípe. A licitação oferecerá 17 blocos exploratórios de Campos e 13 áreas em Santos, todas elas em águas profundas ou ultraprofundas.

Campos foi a região que mais atraiu o interesse das empresas nos últimos leilões. Ao todo, 20 das 23 áreas da bacia ofertadas nos últimos dois anos foram arrematadas. Os ativos localizados em águas profundas e ultraprofundas de Santos também se destacaram: 13 das 30 áreas localizadas na região foram negociadas.

A 16ª rodada marca também a volta das bacias de Jacuípe e Camamu-Almada aos leilões, depois de quatro anos. Já Pernambuco-Paraíba volta às rodadas depois de seis anos. Na 11ª rodada, em 2013, quatro dos dez blocos oferecidos na região foram arrematados.

Principais ativos da 16ª rodada, Campos e Santos também estarão no centro dos holofotes da 6ª rodada de partilha e da licitação dos excedentes da cessão onerosa. Ambas as rodadas ofertarão áreas localizadas só nessas duas bacias.

Fonte: Valor

Empresas de navegação pedem apoio do governo para cabotagem e apoio marítimo

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Representantes das empresas brasileiras de navegação (EBNs) estiveram reunidos, na última quinta-feira (24), com o ministro da infraestrutura, Tarcísio Gomes de Freitas. No encontro em Brasília, que durou cerca de duas horas, o setor apresentou dados de estudos preliminares sobre os entraves para o desenvolvimento da navegação brasileira. A avaliação é que o governo sabe da necessidade de incentivar investimentos privados para navegação e para infraestrutura do país como um todo. Segundo o presidente do Sindicato Nacional das Empresas de Navegação Marítima (Syndarma), Bruno Lima Rocha, o ministro reconheceu a importância da navegação e da cabotagem para economia brasileira para equilibrar a matriz de transportes do país, bem como a relevância do apoio marítimo para exploração e produção de petróleo.

Na ocasião, o Syndarma voltou a defender a manutenção do marco regulatório da navegaçao, a Lei 9432, promulgada em 1997. A associação também destacou o crescimento da cabotagem nos últimos 15 anos, assim como o papel do segmento de apoio marítimo que, antes do desaquecimento do setor de petróleo e gás no mundo e da crise da Petrobras, gerou demanda para construção naval brasileira de mais de 200 novas embarcações. Os empresários também ressaltaram ao ministro que o Fundo da Marinha Mercante (FMM) representa um instrumento de fomento indispensável ao setor. Eles argumentaram, no entanto, que as empresas não possuem nenhum tipo de subsídio e que, inclusive, pagam a taxa de longo prazo (TLP) nos financiamentos. As empresas acreditam que os recursos ociosos do FMM voltarão a ser movimentados nos próximos dois anos, assim que o setor de O&G estiver totalmente reaquecido.

As EBNs aproveitaram oportunidade para expor ao ministro os riscos de um acordo de livre comércio entre Mercosul e União Europeia com uma possível abertura do mercado a concorrentes europeias como contrapartidada. O Syndarma diz que as empresas brasileiras de navegação precisam de condições melhores para se tornarem tão competitivas quanto empresas de bandeira europeia.

Outro tema que esteve na agenda foi a criação de uma agência reguladora que fiscalize os setores aquaviário e terrestre. Na última quarta-feira (23), o ministro esteve em reunião sobre assunto com com sindicatos que representam os servidores das agências reguladoras. As informações são de que os funcionários da Agência Nacional de Transportes Aquaviários (Antaq) e da Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT) estão favoráveis, com algumas ressalvas, à extinção das duas agências e criação de uma agência nacional de transportes. O Syndarma é a favor, desde que haja diretorias específicas para os modais, de forma a evitar que as pautas da navegação fiquem em segundo plano por conta da agenda dos modais terrestres.

Lima Rocha destacou a criação de uma diretoria de navegação e hidrovias, chefiada por Dino Antunes Batista, que presidiu o conselho diretor do fundo (CDFMM) e foi membro do conselho de diretores do DNIT (Departamento Nacional de Infraestrutura de Transportes). Outros nomes bem recebidos pelo setor foram de Diogo Piloni, secretário nacional de portos (SNP), e de Karênina Dian, cordenadora geral de navegação da diretoria de navegação e hidrovias do ministério da infraestrutura. Piloni foi diretor da secretaria do Programa de Parcerias e Investimentos (PPI) no governo Temer, na qual Freitas era secretário de coordenação de projetos. Karênina foi diretora do Departamento de Marinha Mercante.

“Os pontos específicos da cabotagem e do apoio marítimo são problemas diferentes. Agora vamos tratar em reuniões separadas com os secretários e diretores. Essa é a nossa estratégia”, comentou Lima Rocha, que participou da reunião. Além do presidente do Syndarma, participaram da reunião, o vice-presidente executivo Luis Fernando Resano, o vice-presidente do Syndarma e da Associação Brasileira dos Armadores de Cabotagem (Abac), Cleber Lucas (Log-In), Mark Juzwiak (Aliança), Marco Aurélio Guedes (Flumar), Angelo Baroncini (Norsul) e Luciano Riquet Filho (Elcano). Do apoio marítimo, estiveram presentes Erik Cunha (Oceanpact), Carlos Eduardo Pereira (Starnav) e a vice-presidente executiva da Associação Brasileira das Empresas de Apoio Marítimo (Abeam), Lilian Schaefer.

 

Por Danilo Oliveira
(Da Redação)

BID vai acelerar financiamentos a privatizações no Brasil

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O Banco Interamericano de Desenvolvimento (BID) vai acelerar os financiamentos para projetos de privatização e Parcerias Público-Privadas (PPP) no Brasil, afirmou nesta quarta-feira o presidente do banco, Luis Alberto Moreno, depois de se encontrar com o ministro da Economia, Paulo Guedes.

O BID aprovou financiamento total de US$ 2 bilhões em 2018 para o Brasil, boa parte para o setor público. Neste ano, somente para o setor público, a expectativa é de fornecer US$ 1,5 bilhão. Guedes pediu ao BID ênfase no financiamento ao setor privado, para os projetos de privatização, por meio do “’BID Invest”, por exemplo.

Em entrevista ao Valor, Moreno informou que vai ao Brasil em fevereiro para aprofundar as discussões. Declarou-se “entusiasmado” com as perspectivas que se abrem no Brasil com os projetos de reforma. “A reforma da Previdência é o teste central”, observou. “Se for aprovada, o Brasil vai certamente atrair muito mais investimentos.”

Fonte: Valor