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PETROBRAS – Não é uma empresa qualquer.

Petrobras: um olhar para além da crise

A empresa, que caminha para integrar o seleto clube mundial das grandes petrolíferas, percorreu longo caminho no plano político-econômico e técnico-científico para alcançar a posição que ocupa. É preciso enxergar o que está por trás da crise política e o interesse de alguns na sua privatização.

Conteúdo especial do projeto do Brasil Debate e SindipetroNF Diálogo Petroleiro

O panorama internacional da indústria do petróleo demonstra que tanto as empresas estatais como as empresas privadas estão se tornando empreendimentos integrados, englobando não somente os ramos de atividade petrolífera de exploração e produção e seus derivados do “poço ao posto”. A verticalização e a diversificação de seus negócios extrapolam o setor de petróleo e envolvem um sem número de novas fronteiras de expansão.

Basta olhar para as inúmeras teses e artigos sobre o perfil das grandes companhias petrolíferas que fazem parte do seleto clube das chamadas “irmãs do petróleo” (como a Shell e a British Petroleum) para constatar que a verticalização e a oligopolização fizeram com que poucas grandes empresas dominassem o mercado mundial, integrando o upstream (exploração e produção), downstream (refino transporte e distribuição) e a capacidade de autofinanciamento dos seus novos investimentos.

O petróleo não é uma commodity qualquer, trata-se de uma riqueza estratégica e ainda dificilmente substituível. Para se ter uma ideia, relembre-se que em 2010 o consumo mundial respondeu por 85,71 milhões de barris diários, e a estimativa é que para 2035 a demanda seja de 109,7 milhões de barris diários (OPEP, 2011). Segundo os dados da Petroleum Intelligence Weekly, em 2020 o petróleo responderá por 32% da demanda mundial de energia.

Não é difícil imaginar que a Petrobras caminha para estar ao lado do seleto clube mundial das grandes petrolíferas, uma vez que já está posta a base de infraestrutura para a sua sustentação. Em outras palavras, a empresa é desenvolvedora de uma complexa e intrincada rede de extração e produção de petróleo e do desenvolvimento de novas frentes tecnológicas, combinadas ao enorme impacto de suas reservas representadas agora pelo pré-sal.

A descoberta do pré-sal é considerada um dos grandes acontecimentos na indústria mundial do petróleo. Além disto, em 2014, a Petroleum Intelligence Weekly listou o ranking das 50 maiores petrolíferas do mundo, a Petrobras ocupou o 12º lugar.

Uma demonstração desses avanços tecnológicos proporcionados pela Petrobras reside na superação e transposição de desafios tecnológicos impostos pela necessidade de produção de petróleo e gás em águas profundas (primeira em tecnologia de águas profundas e a única empresa de petróleo com mais de 30 anos nessa atividade) e, recentemente, em águas ultraprofundas. A conquista dessa nova fronteira tecnológica motivou avanços antes inimagináveis nas áreas de exploração e produção com estruturas offshore também nunca antes construídas.

Ainda, o desdobramento de atividades da estatal ganha novas frentes de pesquisa e desenvolvimento, por meio da química fina e da biotecnologia, no desenvolvimento de toda a gama de possibilidades de produção de energia limpa (solar, eólica e biomassa – biocombustíveis) e suas tecnologias (bicombustíveis) e no desenvolvimento sustentável de novos materiais.

O desenvolvimento dessas tecnologias é realizado no CENPES (Centro de Pesquisa e Desenvolvimento Leopoldo Américo Miguez de Mello), que concentra os cientistas responsáveis pelas pesquisas de novas frentes tecnológicas nas áreas do óleo, gás natural e energia. Até 10 de abril de 2016, a Petrobras havia depositado 1.521 patentes na base do INPI (Instituto Nacional de Propriedade Industrial) do Brasil e 261 na base da USPTO (United States Patent and Trademark Office) dos Estados Unidos.

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Trata-se da maior empresa de desenvolvimento tecnológico do país. Os números dizem ainda mais: são 122 plataformas (64 fixas e 58 flutuantes), investimentos de R$ 76,3 bilhões e lucro líquido de R$ 34,8 bilhões.

O desenvolvimento de tecnologias para a exploração e produção de petróleo, em águas profundas e ultraprofundas, bem como seu refino e obtenção dos derivados, são tarefa complexa. Não somente porque demandam novas soluções e capacidades ligadas diretamente a conhecimentos específicos e transdisciplinares voltados à indústria do petróleo, mas também, por um conjunto de características políticas e econômicas que foram construídas ao longo do tempo e desdobradas a partir de uma nova infraestrutura de conhecimento (a exemplo das universidades públicas), que foram implementadas no país, e que forneceram a base de conhecimento para a viabilização de toda uma cadeia industrial produtiva a partir da formação das redes tecnológicas.

Agora, com a exploração do pré-sal, essa base de conhecimento se expande na mesma medida em que se expandem os avanços dessa nova frente tecnológica.

A estatal percorreu um longo caminho no plano político-econômico e técnico-científico para alcançar a posição que ocupa. Para entender a formação dessa base de conhecimento na área petrolífera do Brasil é preciso recuar no tempo, até 1939, quando, em Lobato, nos arredores da cidade de Salvador, um afloramento de petróleo chamou a atenção do país.

Dois anos depois, a alguns quilômetros dali, o que ainda era uma aposta jorrou de um poço em Candeias às margens da Bahia de Todos os Santos. Esses acontecimentos fizeram nascer um forte apelo popular que deram origem à campanha “o petróleo é nosso” que, anos mais tarde, em 1953, no governo de Getúlio Vargas, resultou na criação da Petrobras, e de toda uma estrutura de ciência e tecnologia que nascera junto com ela.

Além da expansão e consolidação de cursos nas universidades públicas para formar engenheiros e técnicos nessas áreas, como a COPPE-UFRJ (Instituto Alberto Luiz Coimbra de Pós-Graduação e Pesquisa de Engenharia/Universidade Federal do Rio de Janeiro), também foram criados incentivos e financiamentos através do CNPq (Conselho Nacional de Pesquisas) e a Fapesp (Fundação de Amparo à Pesquisa do Estado de São Paulo).

A criação do CENPES se deu em 1968 (consolidou-se como o maior centro de pesquisas da América Latina) com o objetivo de atender às demandas tecnológicas. Esses são apenas alguns de muitos exemplos que foram construídos ao longo do tempo e que transformaram diversos setores da economia em consequência do desenvolvimento da cadeia industrial do petróleo no Brasil.

Portanto, esses mais de 60 anos precedentes de pesquisa e desenvolvimento – resultado de um processo cumulativo de desenvolvimento científico e tecnológico construído ao longo do tempo – nos deixam uma lição: é preciso olhar para o que está por trás da crise política em curso no país, ou seja, o interesse de uma minoria que deseja a todo custo privatizar a Petrobras.

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PETROBRAS – Pagamento de nova taxa.

Petrobras terá de pagar taxa de R$ 2,71 por barril de petróleo produzido no Rio

A partir de maio, a Petrobras terá que pagar uma taxa de controle, monitoramento e fiscalização, no valor de R$ 2,71, sobre cada barril de petróleo produzido no Estado do Rio de Janeiro. A regulamentação da Lei 7.182/2015, que instituiu a nova taxação, foi publicada pelo governo fluminense no “Diário Oficial do Estado”, no dia 26.
A interpretação da Secretaria de Fazenda do Estado é que a Petrobras terá que pagar a taxa a partir do próximo mês. Contudo, fontes ouvidas pelo Valor avaliam que a estratégia da estatal é recorrer administrativamente enquanto aguarda que o Supremo Tribunal Federal (STF) julgue a Ação Direta de Inconstitucionalidade (Adin) proposta pela Associação Brasileira de Exploração e Produção de Petróleo (Abep), que representa as maiores petroleiras do país, contra a nova taxa de fiscalização.
As petroleiras BG, Chevron, Petrogal, Repsol Sinopec, Shell e Statoil, por sua vez, estão livres do pagamento da taxação, por terem obtido em março, na Justiça do Rio, uma liminar suspendendo os efeitos da nova legislação.
A lei estadual que criou a taxa de fiscalização foi sancionada em dezembro, junto com a Lei 7.183/2015, que institui a cobrança do ICMS sobre a extração de petróleo no Estado e que também á alvo de contestações judiciais, tanto no STF quanto no Tribunal de Justiça.
A consultoria Wood Mackenzie estima que, juntas, a nova taxa de fiscalização e a cobrança do ICMS sobre a extração vão impor perda de R$ 112 bilhões para as petroleiras. Como consequência, segundo a consultoria, mais de 11 bilhões de barris de petróleo que já foram descobertos podem perder a economicidade, passando a ter fluxos de caixa negativo. A situação é pior considerando o atual patamar de preços do barril.
O risco potencial é que as companhias antecipem o fim da vida útil dos campos atualmente explorados, afirmam os representes da indústria. Nesse caso, o Estado veria queda de R$ 380 bilhões em sua arrecadação.
“Diante deste cenário adverso [queda dos preços do barril de petróleo], há uma competição maior por investimentos. O Brasil, por seu turno, vai na contramão da maioria dos países, que reduziram as taxações para atrair empresas e investidores”, afirmou, em nota, o Instituto Brasileiro do Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP).
Fonte: Valor Econômico


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GÁS NATURAL – Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo.

Com a proposta de debater as aplicações do gás natural e a atuação do engenheiro dentro desse mercado, o assessor de planejamento e gestão estratégica da Algás, Gerson Fonseca, participou na manhã dessa terça-feira (26) do V Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo da Universidade Federal de Alagoas (UFAL).
A palestra ministrada por Gerson apresentou aos futuros engenheiros de petróleo conhecimentos gerais sobre o gás natural canalizado e suas diferentes possibilidades de uso. A ocasião também ficou marcada por uma breve apresentação sobre a atuação da Algás e uma explanação das matrizes energéticas brasileira e alagoana.
“Aproximar-se da academia e marcar presença em eventos como o V Workshop da Cadeia Produtiva do Petróleo é uma oportunidade para apresentar aos alunos a importância do gás natural no nosso cenário energético. Reforça também o compromisso da Algás em contribuir ativamente para o desenvolvimento do Estado”, completou Gerson.
Segundo ele, os alunos do curso de Engenharia do Petróleo observaram e analisaram as vantagens do gás natural em suas diversas aplicações, como também conheceram um pouco sobre as possibilidades de atuação do profissional de engenharia nesse segmento.
Para o estudante do 5° período de engenharia de petróleo da UFAL, Jônathas Nunes, a palestra proporcionou um maior aprendizado sobre os recursos energéticos alagoanos. “Gerson apresentou pra gente um novo campo de visão da matriz energética do estado. Com isso, conhecemos melhor as demandas e as áreas de atuação do profissional de engenharia de petróleo em Alagoas”, relatou Jônathas.
A participação do assessor de planejamento da Algás no evento foi concluída com uma mesa redonda para debater sobre o futuro das indústrias do petróleo e do gás natural no Brasil.
Fonte: Algás


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ENERGIA NUCLEAR – Angra 3.

Processo de investigação interna está terminando e obra poderá ser retomada.
O presidente da Eletronuclear, Pedro Figueiredo, manteve para o final de 2020 a previsão de entrada em operação comercial da usina de Angra 3. Atualmente, as obras da usina estão paralisadas por conta de investigações no âmbito da operação lava jato e também, segundo ele, por problemas de financiamento, entre outras questões.
Figueiredo comentou que as obras da usina só serão retomadas quando as investigações que estão sendo feitas internamente terminarem; quando ficar provado que o orçamento da usina é razoável e, para isso, foi contratada a consultoria Deloitte; e quando forem cancelados os contratos considerados fraudulentos. “Já estamos cancelando esses contratos”, disse o executivo que participou nesta quarta-feira, 27 de abril, do lançamento do caderno de Energia Nuclear da FGV Energia.
O secretário-executivo do Ministério de Minas e Energia, Luiz Eduardo Barata, disse que está confiante na retomada das obras. “A Eletrobras está chegando ao final dessas investigações e devemos retomar a obra”, apontou.
Figueiredo, da Eletronuclear, afirmou ainda que a usina nuclear é essencial para equilibrar uma matriz que contará cada vez mais com fontes como eólica e solar, mas que o modelo de construção das nucleares está ultrapassado. “Não tem condições de demorar 20 anos para construir uma usina”, comentou. Figueiredo disse ainda que a Eletronuclear está fazendo estudos para estender a vida útil de Angra 1 para 60 anos. “Nos Estados Unidos já há estudos para estender por 80 anos”, afirmou.
Fonte: CanalEnergia


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PETROBRAS – Um plano entreguista em gestação.

Eventual governo Temer estuda rever regime de partilha de petróleo.

Marco em queda. Com a mudança em estudo, devem cair regras como a reserva de 30% de todos os campos do pré-sal para a Petrobras, a política do conteúdo nacional e a obrigatoriedade de a estatal ser operadora única das áreas de exploração e produção do produto
O regime de partilha na exploração dos campos de petróleo do pré-sal deverá ser revisto num eventual governo de Michel Temer, segundo fontes próximas ao vice-presidente. Uma decisão final ainda será discutida com aquele que vier a ser escolhido para a pasta de Minas e Energia, mas a tendência é a retomada do modelo antigo de concessões.
Com isso, deverão cair regras inspiradas no modelo “Brasil grande”, como a reserva de 30% de todos os campos do pré-sal para a Petrobras. Além dessa regra, a ideia é acabar com a política de conteúdo local e a obrigatoriedade de a Petrobras ser operadora em todos os campos de exploração.
Todas essas medidas foram bandeiras fincadas pelo governo petista. Com a descoberta do pré-sal – exploração e produção de petróleo a 7 mil metros de profundidade na Bacia de Santos, em 2007 –, o então governo de Luiz Inácio Lula da Silva suspendeu os leilões de petróleo em toda a região para estipular novas regras.
As licitações, que seguiam o modelo de concessão – no qual o concessionário tem direito sobre toda a produção –, passaram para o de partilha, com alíquotas mais altas de royalties e a participação obrigatória da Petrobras como operadora. Já há projetos tramitando no Congresso que propõem a retirada do direito de participação mínima de 30% da estatal (do senador tucano José Serra), e para restabelecer o regime de concessão (do deputado petebista Arnaldo Faria de Sá).
O entendimento é que essas regras, que foram pilares no marco regulatório criado pelo governo do PT, representam um encargo muito pesado para a estatal. A participação da Petrobras, nesse nível, é considerada “inviável”. Já em relação à política de conteúdo local, a avaliação é que ela encarece a produção no País. E o objetivo é reduzir o chamado “custo Brasil”.
O modelo de partilha foi testado apenas uma vez no País, em 2013, com o leilão do campo de Libra, e não houve concorrência. Apresentou-se apenas um candidato, um consórcio formado pela Petrobras, as chinesas CNOOP e CNPC, a francesa Total e a Angloholandesa Shell.
Também continua sobre a mesa a ideia de enxugar a estatal – um processo que já está em andamento. A BR Distribuidora, por exemplo, deverá ser vendida. Outros ativos poderão entrar na mira.
Com isso, o objetivo da equipe de Temer é destravar os investimentos no setor de óleo e gás, cuja retração pesou fortemente na queda do Produto Interno Bruto (PIB) no ano passado. A aposta é que, assim, a economia possa engatar uma primeira marcha.
A melhoria do ambiente para investimentos não só em petróleo, mas também nas concessões – com a mudança de regras que afastaram o setor privado, como a fixação de taxas de retorno e uma forte interferência estatal nos negócios –, é parte de uma estratégia que visa a atrair investimentos externos.
Fonte: O Estado de S.Paulo


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ENERGIA RENOVÁVEL – Necessidade de ampliar investimentos.

Energia renovável requer aportes de US$ 1,3 trilhão

Para atingir a redução da temperatura global e de gases de efeito-estufa, o caminho mais fácil seria ampliar os investimentos em energias renováveis, para que essas fontes dobrassem sua atual participação no consumo final energético do planeta alcançando 36% em 2030. Isso exigiria que os investimentos anuais em geração de energia, aquecimento e biocombustíveis deveriam pular de US$ 360 bilhões em 2015 para US$ 1,3 trilhão em 2030, segundo o estudo “Roteiro para a Energia do Futuro Renovável”, publicado recentemente pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, sigla em inglês). De acordo com o relatório, os gastos ambientais evitados são entre quatro a 15 vezes superiores à ampliação dos investimentos em fontes renováveis de energia, com destaque para usinas eólicas e solares, cujos custos estão em queda. Para que isso ocorra, será preciso que os países coordenem seus marcos regulatórios e estimulem o ingresso dessas fontes na matriz. Um exemplo dos desafios pode ser visto no Brasil.
No Brasil, a matriz elétrica contrasta com o mundo: aqui as energias renováveis correspondem a 42,5% da matriz energética brasileira, com destaque para as usinas hidrelétricas e o etanol que abastece a frota de veículos a passeio e caminhões; já quando se considera apenas a geração de energia elétrica, a participação das energias renováveis é ainda maior: quase 85% da energia elétrica gerada no país é de fontes renováveis. No mundo desenvolvido, menos de 20% da matriz energética é oriunda de fontes limpas.
Um destaque recente no Brasil tem sido crescimento da participação das energias renováveis alternativas à geração hidrelétrica, como a eólica, a solar e a biomassa. Em dez anos, esse tipo de energia renovável cresceu 30%, passando de 2,8% de toda a oferta de energia interna em 2004 para 4,1% em 2014, segundo os dados mais recentes. E essa participação poderá ser crescente: em 2024, a energia hidroelétrica poderá responder por 58%, as eólicas, 11%, a solar, 3% (hoje as usinas solares respondem por menos de 0,1%).
A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) prevê que até 2024 cerca de 1,2 milhão de unidades consumidoras passem a produzir sua própria energia, totalizando 4,5 gigawatts (GW) de potência instalada. Na Alemanha, esse tipo de geração responde por 17,5 gigawatts de capacidade. Mas para que as previsões se convertam em realidade há diversos obstáculos a serem superados.
Hoje, por exemplo, o setor elétrico convive com um problema: sobrecontratação de energia. As chuvas razoáveis desse ano e a recessão econômica estão deixando as distribuidoras com mais energia do que a demanda. Nas estimativas de Luiz Barroso, sócio da PSR, as distribuidoras hoje estão com cerca de 10% de sobrecontratação. Em março de 2011, quando elas contrataram energia nos leilões A-5 (energia a ser entregue neste ano), as estimativas dos analistas era de que o Brasil crescesse 4,5% em 2016, enquanto hoje as previsões são de queda de 3,8% do PIB. A queda da economia se junta à entrada em operação de novas usinas, como Belo Monte e térmicas, o que pode levar a uma sobreoferta de 12 GW médios em 2017 e 2018, nas estimativas da PSR.
Nos últimos anos, o setor tem contratado cerca de dois mil megawatts de capacidade de usinas eólicas, mas a sobrecontratação pode reduzir esse ímpeto. “As eólicas continuarão ganhando espaço na matriz, entre 2013 e 2015, 40% da energia comercializada nos leilões foi delas, o desafio é, diante desse cenário de sobrecontratação, manter a contratação de dois mil megawatts por ano, para manter a cadeia produtiva, que se tornou importante na indústria de energia mundial”, afirma Diogo Berger, superintendente de Project finance do Santander. Há outro ponto: a energia solar vem dando seus primeiros passos, mas ainda há desafios. “O desafio da solar é o câmbio, já que boa parte das máquinas é importada, e a montagem da cadeia de fornecedores, é preciso fazer com que isso ande mais rápido”, observa Berger. O início da fonte na matriz deve ser marcado por alguns percalços.
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No leilão de contratação das primeiras usinas solares, em novembro de 2014, foram contratados pouco mais de mil megawatts desses empreendimentos, com preço médio de R$ 215, a um câmbio de R$ 2,6.
A validade dos créditos para compensação junto à distribuidora também sofreu alterações, estendida de 36 para 60 meses. Supermercados, shoppings, postos de gasolina, operadoras de telecomunicações são algumas das empresas que poderão avaliar investimentos na área. “A geração distribuída, as renováveis, a eficiência energética vão ganhar espaço, assim como o mercado livre pode crescer, é preciso que a regulação acompanhe as mudanças e que elas preservem o setor”, observa Karin Luchesi, vice-presidente de Operações de Mercado da CPFL Energia.
Fonte: Valor Econômico


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ENERGIA RENOVÁVEL – Adoção de critérios econômicos.

Renováveis podem receber sinal econômico favorável.

O caminho para ampliar a adoção de fontes renováveis na matriz global passa pela adoção de critérios econômicos que mensurem o impacto ambiental de todas as fontes quando se busca a contratação, sistemas de energia mais flexíveis, como a rede inteligente de energia, que permitam maior uso de usinas eólicas e solares e estímulo a veículos mais eficientes e que consumam mais biocombustíveis. Esses são os principais pontos recomendados pelo estudo “Roteiro para a Energia do Futuro Renovável”, publicado recentemente pela Agência Internacional de Energia Renovável (Irena, sigla em inglês).
A reunião sobre o clima, realizada em Paris, em dezembro, poderá mudar uma regra existente no mercado de energia: quando a cotação do barril de petróleo disparava, investimentos em energias renováveis eram acelerados, quando o preço caía, os incentivos eram reduzidos. Hoje isso pode ter mudado. O sinal econômico favorável às fontes renováveis poderá vir da nova postura de grandes investidores, que estão cada vez mais interessados em observar os impactos das mudanças climáticas sobre seus negócios. Nos Estados Unidos, fundos de pensão como o New York State Common Retirement e o de aposentados da Universidade da Califórnia, já começaram a exigir das petroleiras nas quais investem informações sobre como as empresas se preparam para a economia de baixo carbono. Para Lavinia Rocha de Hollanda, coordenadora de Pesquisa da FGV Energia, o cenário energético mundial mudará nas próximas três décadas com uma preocupação crescente em relação ao aquecimento global. “O mundo caminha para um avanço das energias renováveis e é um caminho sem retorno em um ambiente em que a precificação do carbono ganha alcance”, destaca.
“O petróleo funcionou por décadas como preço diretor das fontes de energia, mas agora podemos assistir ao início do fim dessa era, com as medidas de Paris tendo realmente efeito”, diz o ex-diretor da Agência Nacional do Petróleo (ANP) Helder Queiroz. Segundo ele, a velocidade de penetração de novas tecnologias, como o carro elétrico e a energia solar, o que reduziria o consumo de petróleo, dependerá da criação de políticas públicas de incentivo para essas fontes. Em dezembro, os 195 países representados na Conferência do Clima em Paris chegaram a um acordo, que valerá a partir de 2020, obrigando a participação de todas as nações no combate às mudanças climáticas. O acordo faz referência a esforços para limitar o aumento da temperatura a 1,5ºC. “A velocidade da adoção depende de estímulo em um momento em que o mundo está crescendo a um ritmo inferior ao da década passada, mas os riscos ambientais são maiores”, diz.
Outro ponto a ser observado é a mudança da matriz de transportes. No Brasil, que responde por 3% do consumo de derivados no mundo, metade da demanda energética se origina do setor de transportes, com as rodovias respondendo por 60% da circulação de mercadorias. A Agência Internacional de Energia (AIE) prevê que, em 2035, o petróleo, o gás natural e o carvão fornecerão 75% da energia consumida em todo o mundo.
O desafio do Brasil será destravar diversificar a matriz de transportes e deslanchar um novo ciclo de investimentos no setor sucroalcooleiro, atingido pelo alto endividamento e pela política de controle dos preços dos derivados de petróleo, vigente entre 2009 e 2013. Mais de 60 usinas de açúcar e álcool fecharam as portas nos últimos quatro anos, e o país teve de importar etanol de milho dos Estados Unidos, em alguns momentos, para abastecer a frota interna. “O mercado mundial de biocombustíveis também não decolou, o que reduziu o incentivo aos produtores nacionais, que agora se encontram em um momento delicado”, destaca Daniel Rocha, diretor executivo da Accenture Strategy e líder da indústria de energia.
Desde 1990, o Brasil tem assistido a mudanças nas emissões de gases de efeito estufa. A queda nas taxas de desmatamento da Amazônia se combinou ao aumento da frota de veículos e ao predomínio dos caminhões movidos a diesel para transportar mais da metade das cargas produzidas no país. Resultado: o setor de energia representa 29% das emissões totais, quase o triplo dos 11% em 2003. Enquanto no mundo o carvão é o principal emissor, no Brasil o petróleo é a principal fonte de
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poluentes globais, respondendo por 72% das emissões de dióxido de carbono em 2013, ainda segundo o relatório do Observatório do Clima, divulgado em agosto do ano passado.
“O Brasil é um país sobre rodas e isso demandará muitos anos para ser revertido”, afirma o coordenador do núcleo de logística e supply chain da Fundação Dom Cabral, Paulo Resende. O desafio que se coloca é diversificar a matriz de transportes – ampliando o uso de outros modais, como hidrovias, ferrovias, cabotagem – e avançar no uso de etanol e biodiesel nos tanques de caminhões e máquinas pesadas. O modal rodoviário consome cinco vezes mais que o ferroviário e sete vezes mais que a cabotagem. A demanda pelo etanol será crescente, podendo saltar dos atuais cerca de 25 bilhões de litros para algo entre 47 ou 68 bilhões em 2020. Sem maior produção local, será preciso aumentar a importação de etanol vindo dos Estados Unidos, menos competitivo, ou usar mais derivados de petróleo, também importados, já que a Petrobras, para recuperar suas contas, vem reduzindo os investimentos em refino.
Fonte: Valor Econômico