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Os motoristas voltaram a pagar mais caro para abastecer com o diesel em novembro, é o que revela o último levantamento do Índice de Preços Ticket Log (IPTL). A poucos dias do fechamento do mês, o preço médio do litro do diesel comum subiu 0,8% nos postos, comercializado a R$ 7,02. Se comparado a média de novembro do ano passado, que era de R$ 5,61, a alta chega a 25%. Com o diesel S-10, as variações de alta seguiram a mesma tendência, sendo comercializado a R$ 7,11, ante os R$ 7,06 de outubro. eldquo;Com exceção da Região Sudeste, os postos voltaram a registrar alta em quase todo o território nacional. Quando analisamos a primeira quinzena de novembro, já identificamos esse comportamento de avanço nos preços, que se confirma no fechamento do mês. Sergipe teve a maior variação, de 3,38% para o tipo comum, e o Ceará, de 2,64% para o S-10erdquo;, destaca Douglas Pina, diretor-geral de Mobilidade da Edenred Brasil. Na análise por região, o Sudeste foi o único em que o tipo comum recuou 0,13% emdash; ante o fechamento de outubro emdash; comercializado a R$ 6,67, enquanto o S-10 se manteve estável, vendido a R$ 6,80. A Região Norte lidera com os valores mais caros para o combustível, com o tipo comum a R$ 7,44 (+0,94%) e o S-10 a R$ 7,543 (+1,09%). Nordeste é o líder no ranking das maiores altas, de 1,37% para o tipo comum, e de 1,10% para o S-10, no comparativo com outubro. Já o Sul, que apresentou aumentos abaixo de 1%, concentra os valores mais baratos, de R$ 6,49 (+0,46%) o comum, e de R$ 6,58 (+0,75%) o tipo S-10. Nos estados No recorte por estado, Roraima lidera com o litro mais caro para o diesel comum e o S-10, vendidos a R$ 8,05 (+0,49%) e R$ 8,18 (+0,34%), respectivamente. Já o Rio Grande do Sul apresenta as menores médias, R$ 6,43 (-0,17%), o comum; R$ 6,55 (+0,21%), o tipo S-10. As variações de alta se destacam no Sergipe, de 3,38% para o comum, e no Ceará, de 2,64% para o S-10. Na Bahia estão as baixas que mais se destacam no valor médio do litro, sendo de -1,20% para o tipo comum, e de -1,64% para o S-10. O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Ticket Log.

Os contratos futuros de petróleo não tiveram direção única, nesta quinta-feira (01), após ganhos fortes da sessão anterior. A commodity foi apoiada pelo recuo do dólar, com atenção também para a perspectiva de potencial relaxamento nas regras mais rígidas da China para conter a covid-19. Ao mesmo tempo, a União Europeia tinha negociações internas para avançar com um limite para o preço do petróleo da Rússia, a fim de punir Moscou pela guerra na Ucrânia. O petróleo WTI para janeiro fechou em alta de 0,83% (US$ 0,67), em US$ 81,22 o barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex), e o Brent para fevereiro recuou 0,10% (US$ 0,09), a US$ 86,88 o barril, na Intercontinental Exchange (ICE). No câmbio, o dólar recuou ante outras moedas fortes, o que torna o petróleo, cotado na divisa americana, mais barato para os detentores das demais moedas e apoia a demanda. Além disso, continuava a haver foco na possibilidade de que Pequim relaxe sua atual política rígida para conter a covid-19. O Commerzbank acredita que o relaxamento ocorrerá, mas adverte que o processo não será rápido. Segundo a Oanda, o petróleo era apoiado pela esperança de que a China continuará a relaxar as restrições contra o vírus. Ela acredita que o preço dos contratos deve encontrar uma faixa para oscilar, antes de decisão da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) sobre eventuais ajustes em sua estratégia para o mercado, e vê um ponto importante de resistência no WTI em US$ 84,55 o barril e um nível de suporte em US$ 81,20 o barril. Sobre a Opep+, para a Oxford Economics o grupo de produtores deve considerar cortes maiores na produção, para apoiar os preços. A consultoria acredita, contudo, que a Opep+ deve manter a política atual, deixando eventuais mudanças para 2023, quando houver mais clareza sobre ajustes na estratégia da China contra a covid-19 e o impacto do teto planejado para o petróleo russo. Se não houver ventos contrários, a Oxford espera que o Brent fique em média em US$ 92,10 o barril em 2023. Já na UE, a agência Dow Jones Newswires reportava, a partir de fontes, que avançavam as negociações para impor um teto no preço do petróleo russo. A intenção do bloco é punir a Rússia pela guerra na Ucrânia, mas sem que isso provoque mais altas nos preços de energia.

Com chance ainda de sobrar cana para ser moída a partir de janeiro, mas com os impostos federais tendendo a voltar a ser cobrados dos combustíveis nesse mesmo mês, a cadeia do etanol ainda vai resistindo à perda de competitividade do hidratado frente à gasolina. Vale dizer, que mesmo com oferta boa do biocombustível, que poderia pressionar os preços, a volta da cobrança do PIS/Cofins e da Cide, zerados pelo presidente Jair Bolsonaro até dezembro, dá esperança ao mercado de que a gasolina seja mais prejudicada e a demanda sustente os preços do etanol. É a única justificativa vista pelo trader e CEO da SCA Trading, Martinho Ono, para a atual lateralização do hidratado, porém mantida, segundo ele, em paridade de 76% a 77% em relação a valor da gasolina na bomba endash; acima, portanto, do limite básico de 70%. De todo modo, que os impostos federais vão voltar, não há dúvida. Se vão durar ou não, é outra história. Para o presidente Lula manter o corte, precisaria reeditar uma nova Medida Provisória (MP). Ante a dúvida, e com o presidente da Unica, o ex-deputado Evandro Gussi, na equipe de transição de governo, as usinas e as distribuidoras estão assumindo a queda do consumo. Sobre a oferta, Ono vê muitas usinas operando em dezembro, como já se viu pelos dados da Única da primeira quinzena de novembro, acima de 2021. Mesmo assim, a possibilidade de sobrar de 10 a 12 milhões de toneladas de cana na virada do ano é grande, especialmente se as chuvas seguirem atrapalhando em muitos pontos do Centro-Sul. É a chamada eldquo;cana bisadaerdquo;. Para a semana, o trader e analista da SCA acredita que pode haver um leve recuo na usina, ou algo próximo da estabilização da semana anterior, de menos 0,7% (R$ 2,84 o litro, livre de frete e impostos), pelo levantamento do Cepea. Quanto às distribuidoras, também praticam preços de lado, entre pequenas altas e baixas, igualmente pelos dados da instituição da Esalq, embora os postos ainda estejam carregando estoques comprados a preços mais altos no período pré-eleitoral, como Martinho Ono já havia se manifestado ao Money Times.

O Encontro de Revendedores do Centro-Oeste, que teve início, ontem (30), em Brasília (DF), completou a programação de eventos da revenda, encerrando o ciclo programado para este ano. Durante a cerimônia de abertura, James Thorp Neto, presidente da Fecombustíveis, destacou a mais recente vitória do setor, com a aprovação do Projeto de Lei 10.273/2018, que propõe alteração dos parâmetros da cobrança da Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental (TCFA), na Comissão de Finanças e Tributação (CFT) da Câmara dos Deputados. "Estamos muito satisfeitos com mais essa etapa vencida. Agora, o projeto segue para apreciação da Comissão de Constituição e Justiça, na Câmara, na sequência vai para o Senado e termina com a sanção presidencial. Nossa expectativa é de que todo processo seja finalizado até o início de 2023", disse. Também marcaram presença no evento Paulo Tavares, presidente do Sindicombustíveis -DF; Daniel Maia, diretor da ANP; Jerônimo Goergen, deputado federal e autor do Projeto de Lei 10.273/2018; Amaro Neto, deputado federal; e Carlo Faccio, diretor do Instituto Combustível Legal.

A Comissão de Finanças e Tributação (CFT) da Câmara dos Deputados aprovou nesta quarta-feira (30), o Projeto de Lei 10.273/2018, de autoria do deputado federal Jerônimo Goergen (PP-RS). A proposta altera as regras de cobrança da Taxa de Controle e Fiscalização Ambiental (TCFA). O objetivo do texto é corrigir distorções e garantir justiça fiscal para os setores produtivos. Hoje, um posto de combustível, uma concessionária de veículos ou uma revenda de defensivos agrícolas pagam, proporcionalmente, o mesmo que uma refinaria ou distribuidora. A principal reclamação dos setores econômicos é que a TCFA incide sobre o faturamento bruto da empresa, alcançados produtos e serviços que não oferecem impacto algum ao meio ambiente. Uma loja que vende motocicletas e acessórios para motociclistas, por exemplo, é obrigada a pagar a taxa sobre a venda de capacetes, peças, luvas e o serviço de troca de óleo que é feito no local. eldquo;O correto é que a TCFA incida somente sobre aquela atividade potencialmente poluidora, neste caso a troca de óleoerdquo;, explica o deputado Jerônimo Goergen. Essa distorção na cobrança da TCFA também atinge diretamente o agronegócio. O diretor-executivo da Associação das Cerealistas do Brasil (Acebra), Roberto Queiroga, explica que a base de cálculo da cobrança é feita sobre todas as operações de comercialização das empresas, desde grãos até defensivos agrícolas. eldquo;No nosso entendimento, a TCFA deveria ser cobrada somente sobre o faturamento daquilo que realmente impacta o meio ambiente. Não estamos pedindo a suspensão da cobrança, só queremos justiça tributáriaerdquo;, destacou o dirigente. A TCFA foi criada a partir da Lei 6.938/1981, que dispõe sobre a Política Nacional do Meio Ambiente. A mobilização dos setores econômicos para a revisão dos critérios de cobrança se intensificou a partir de 2016, através da articulação do deputado Jerônimo Goergen. O PL 10.273/2018 segue agora para a análise da Comissão de Constituição e Justiça e Cidadania (CCJC). Por ser terminativo, o projeto segue direto para a análise do Senado após passar pela CCJC. Confira o PL na íntegra: https://www.camara.leg.br/proposicoesWeb/fichadetramitacao?idProposicao=2175977

A Petrobras divulgou ontem o seu plano estratégico para o período 2023-2027, que trouxe, às vésperas da mudança de governo, o primeiro investimento significativo da empresa na produção de biocombustíveis no País. Do total de US$ 78 bilhões anunciados para o quinquênio endash; 15% a mais do que no período anterior (2022-2026) endash;, US$ 600 milhões serão direcionados para programa de biorrefino. A maior parte desse valor será investida na construção de uma biorrefinaria em Cubatão (SP), no mesmo local da Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), com previsão de início de operação em 2028, informou a estatal ao Broadcast/estadão. O valor preciso não foi divulgado para não atrapalhar as licitações para construção da unidade, ainda segundo a Petrobras. A nova unidade vai nascer com capacidade para produzir 6 mil barris por dia de querosene de aviação e 6 mil barris de diesel 100% renovável, a partir do processamento de até 790 mil toneladas/ano de matériaprima renovável. A unidade produzirá também nafta verde, produto de interesse do segmento petroquímico para produção de plásticos renováveis. eldquo;Além da planta dedicada de biorrefino, vamos investir no coprocessamento de diesel com conteúdo renovável em outras refinarias e na produção de outros derivados com matéria-prima vegetalerdquo;, disse o diretor de Refino e Gás Natural da Petrobras, Rodrigo Costa. Pelo plano divulgado ontem, o segmento de Exploração e Produção continua liderando os investimentos da empresa, ficando com 82% do total, ou US$ 64 bilhões. O foco também continuará sendo a produção na região do pré-sal, que ficará com 67% desse montante, ou US$ 43 bilhões. A expectativa com o novo plano impulsionou o preço das ações da estatal na Bolsa, que vinham caindo junto com o preço do petróleo e o temor com mudanças na remuneração dos acionistas a partir da troca de gestão. Durante o governo Bolsonaro, a empresa distribuiu os maiores dividendos de sua história. Só neste ano, os acionistas, entre eles a União, vão receber quase R$ 180 bilhões. No fechamento, os papéis preferenciais da empresa registraram alta de 5,04%, cotados a R$ 26,66. NOVO GOVERNO. Em plena transição de governo, o plano deverá ser revisto pela nova equipe, que pediu sem sucesso o adiamento da divulgação à atual direção da petroleira, já que será a nova gestão que terá de executar as diretrizes. De acordo com o coordenador do Grupo de Trabalho de Minas e Energia da transição de governo, Maurício Tolmasquim, a nova presidência da Petrobras vai analisar o plano e ver se está de acordo com sua visão para a empresa. eldquo;Houve um trabalho para esse plano, e é natural que a diretoria atual queira divulgar. Mas também é natural que o novo governo queira mudar. Se o plano não estiver de acordo, tem de ser mexidoerdquo;, disse ele, que foi presidente da Empresa de Pesquisa Energética (EPE). Apesar de maior foco em geração de energia mais limpa, o plano não deixou de lado a exploração de novas reservas, papel que será desempenhado pela Margem Equatorial, à qual serão reservados US$ 3 bilhões endash; ou a metade de todo o investimento previsto para a atividade exploratória da Petrobras no período. A região reúne bacias que, no Brasil, vão do litoral do Amapá ao do Rio Grande do Norte, mas também entram pelo território de países vizinhos, como a Guiana. Lá, a exploração e produção já acontece a todo vapor, liderada pela petroleira americana Exxonmobil. eldquo;A continuidade de uma empresa de petróleo tem a ver com exploração e novas descobertas. A Margem Equatorial é o dia seguinte do desenvolvimento pleno do pré-sal. Precisamos ter o que vem a seguir, e o que vem a seguir é a Margem Equatorialerdquo;, disse Magda Chambriard, também integrante do grupo de transição e uma das cotadas para a presidência da estatal, ao lado do senador Jean-paul Prates (PT-RN). ebull;