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A estabilização do preço do petróleo na casa dos US$ 60 o barril do tipo Brent, com possibilidade de uma queda maior, trouxe um dilema para a Petrobras na elaboração do seu Plano de Negócios 2026-2030. O mais recente orçamento foi formulado para os próximos anos tomando como base um petróleo bem mais elevado, em torno de US$ 80 o barril. Diante desse cenário, especialistas acreditam que a estatal terá de optar entre se endividar ou reduzir investimentos em pleno ano eleitoral. Se não quiser se endividar ou cortar projetos, a companhia teria de, no mínimo, adiar alguns investimentos diante de uma drástica queda de receita. Na cúpula da empresa, apurou o Estadão/Broadcast, a disposição é manter o portfólio, mas, ao mesmo tempo, reduzir um pouco o valor de US$ 111 bilhões previstos no plano anterior, para um nível mais próximo dos US$ 100 bilhões. O martelo, porém, ainda não foi batido pela petroleira. Em ano eleitoral, a percepção do mercado é de que dificilmente projetos sejam totalmente abandonados, mas sim adiados, com aumento de projetos em avaliação emdash; hoje da ordem de US$ 16 bilhões emdash;, assim como é esperada a otimização de custos, como tem propagado a própria presidente da companhia, Magda Chambriard. Aumentar o endividamento, o que poderia reduzir dividendos, não é uma opção, na avaliação de alguns analistas, já que o patamar da dívida é um dos pilares do Plano da estatal. Um analista, pedindo anonimato, observa que o plano é autofinanciado, ou seja, não requer tomar dívida, e um pilar importante é não mexer na política de dividendos. Com isso, a geração de caixa menor por conta de um preço de petróleo mais baixo precisa ser compensada de outra forma. Ele ressalta que um fator positivo, que compensa parcialmente o preço em baixa, é a produção, que está crescendo. E se o petróleo cair para US$ 50? De alguma maneira, será necessário ajustar o novo plano, de acordo com Adriano Pires, o diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (Cbie) e colunista do Estadão. Conforme Pires, que por pouco não foi presidente da estatal, os mais otimistas preveem a commodity (matéria-prima cotada em dólar) operando no ano que vem abaixo dos US$ 60 o barril emdash; entre US$ 55 e US$ 58 emdash;, enquanto os mais pessimistas já projetam barril de US$ 50. Apesar de o plano da estatal ser quinquenal, por conta das eleições os olhos do mercado estarão voltados mais para 2026 do que para o fim da década. eldquo;Está tendo uma oferta de petróleo maior do que a demanda. A Rússia continua vendendo petróleo por causa da guerra, o Brasil está com a produção crescente, a Guiana está produzindo, o shale americano (petróleo não convencional) está produzindo, e o mundo não está crescendoerdquo;, avalia Pires. eldquo;É preciso reduzir o preço (do petróleo) para voltar a ter o equilíbrio entre a oferta e a demandaerdquo;, explica. Ele prevê que no próximo ano, as petroleiras, de maneira geral, terão de ter muita disciplina de capital, e é possível ver novamente um movimento de fusões e aquisições, onde as empresas mais endividadas serão compradas. No caso da Petrobras, os acionistas podem ser prejudicados pela queda de receita, que pode reduzir dividendos, e devem ficar atentos por se tratar de um ano eleitoral. eldquo;Não interessa quem está sentado na cadeira, mas a Petrobras é um instrumento importante para ajudar a ganhar a eleição. Mas usar a empresa em um momento de petróleo baixo pode prejudicar os resultadoserdquo;, alerta. Por outro lado, destaca Pires, o preço baixo do petróleo pode ajudar o governo, à medida que será possível reduzir o preço dos combustíveis em um ano eleitoral. Nas contas do analista de energia da Ativa Investimentos, Ilan Arbetman, a diferença de US$ 15 do barril do Brent de um plano para outro pesa na receita da companhia, e as perdas podem chegar à casa dos bilhões de reais. Ele espera que a empresa combine no próximo plano o crescimento da produção, gestão de custos e disciplina na aprovação de projetos. eldquo;Um ponto crítico sempre é a sensibilidade da receita ao preço do petróleo: uma redução de US$ 15 por barril ao longo de 2025-2029 (US$ 80 para US$ 65 barril ) poderia gerar uma diferença de aproximadamente R$ 362 bilhões em receitas em cinco anos, considerando produção diária crescente de 2,3 a 2,5 milhões de barris e câmbio médio de R$/US$ 5,5erdquo;, calcula. elsquo;O céu está bem nubladoersquo; Outro ponto relevante, destaca Arbetman, poderá ser a revisão do teto de endividamento bruto, atualmente em R$ 75 bilhões, com dívida líquida de cerca de R$ 68 bilhões. eldquo;É possível que esse limite seja estendido, aumentando a flexibilidade financeira para investimentos estratégicos sem comprometer a solidez da companhia. Com essas medidas, o Plano Estratégico da Petrobras deve reforçar sua resiliência operacional e financeira, permitindo enfrentar volatilidade no preço do petróleo e mantendo geração de valor para acionistaserdquo;, diz. Já para o professor e pesquisador no Instituto de Energia da PUC-RJ Edmar Almeida, desde o início do governo Trump foi dado o sinal para preços menores do petróleo, com um certo alinhamento entre a Casa Branca e a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep +). Do lado do governo norte-americano, a preocupação é com a inflação. Da parte da Opep, um preço menor da commodity dá um freio na produção de petróleo não convencional (shale) nos Estados Unidos. Almeida destaca que a retração da economia global tem ajudado a manter a demanda por petróleo em baixa, ao mesmo tempo que conflitos geopolíticos não deixam o preço ceder demais. No caso do fim dos conflitos, como da guerra entre Israel e o Hamas, que vem sendo costurado, a tendência é de que o preço caia ainda mais. eldquo;Você mira US$ 60, US$ 70, e isso escorrega para US$ 40, US$ 50erdquo;, explica, lembrando que no choque do petróleo em 2014, os preços saíram de US$ 100 para US$ 30 o barril. eldquo;A Petrobras dispõe de caminhos diversos para se ajustar. A escolha dependerá das prioridades da companhia em meio a um 2026 eleitoral e de elevada incerteza econômica. Nós estamos num momento de mudança do cenário macroeconômico, não é um bom momento para o setor de petróleo, o céu está bem nubladoerdquo;, diz Almeida.

O Ministério da Fazenda avalia como improvável a aprovação do projeto do devedor contumaz ainda em 2025, segundo apurou o Estadão/Broadcast. O texto já foi votado pelo Senado e depende do aval sem mudanças dos deputados para ir à sanção presidencial. O projeto cria regras gerais para a identificação e o controle de devedores contumazes: contribuintes que não pagam seus débitos - ou seja, sonegam impostos - de forma intencional e reiterada. A avaliação é de que há ainda muita resistência ao texto entre os congressistas. Há mais deputados resistentes do que havia de senadores. Na Fazenda, a percepção foi de que a proposta só passou no Senado pela repercussão pública da Operação Carbono Oculto. Na Câmara, seria ainda mais difícil por conta do lobby contrário à proposta. O texto está na Comissão de Segurança Pública e Combate ao Crime Organizado, com requerimentos de realização de audiências públicas. O presidente do Instituto Combustível Legal (ICL), Emerson Kapaz, disse ontem que o presidente da Câmara, Hugo Motta, prometeu avaliar a possibilidade de votar a urgência do projeto. Caso isso acontecesse, o texto iria direto para o plenário da Câmara. eldquo;Sabe quantos anos estava parado lá? Oito anos parado no Senado, com esforço e interesse daqueles que não queriam de jeito nenhum que se aprovasse a legislação [...] De repente, um milagre aconteceu no Senado: todo mundo está do lado da Carbono Oculto. Vamos ver na Câmaraerdquo;, declarou Kapaz. O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) disse, por meio de nota, que a segunda fase da Operação Carbono Oculto reforça a necessidade de o Congresso Nacional acelerar a aprovação de projetos de lei considerados pela entidade essenciais para a integridade do mercado. Publicamente, o discurso da Fazenda é de otimismo. Em 26 de setembro, o secretário da Receita Federal, Robinson Barreirinhas, disse que há ambiente para aprovar o projeto do devedor contumaz na Câmara dos Deputados. Para Barreirinhas, aprovar essa lei é eldquo;essencialerdquo; para sanear setores afetados por players que intencionalmente burlam o Fisco. Dessa forma seria possível abrir espaço para que empresário regulares acessem esses mercados. O secretário da Receita criticou a legislação brasileira por ser muito eldquo;frágilerdquo; ao punir quem quebra as regras tributárias. Nos bastidores, entretanto, a ideia é que a Fazenda tentará aprovar a medida, mas a resistência ainda é alta, além de haver outras pautas mais urgentes na frente como a MP alternativa ao Imposto sobre Operações Financeiras (IOF), a regulamentação da reforma tributária e a reforma administrativa.

As importações de diesel A (puro) pelo Brasil saltaram em setembro para o maior volume desde dezembro de 2023, com um destaque de compras vindas dos Estados Unidos, que ganharam mercado frente ao produto russo, segundo análise da StoneX nesta terça-feira, 7, e dados oficiais do governo. No total, as compras externas de diesel do Brasil somaram 1,77 bilhão de litros em setembro, alta de 9,4% ante o mesmo mês do ano passado e avanço de 35% em relação a agosto, mostraram os dados. eldquo;O resultado reflete, provavelmente, uma recuperação das vendas de diesel B (com mistura de biodiesel), com o início do plantio de soja em meados de setembro em algumas regiões do país influenciando no aumento do escoamento de insumos agrícolas aos camposerdquo;, disse o analista de inteligência de mercado da StoneX, Bruno Cordeiro, em nota. O Brasil importa cerca de 20% do diesel que consome. A consultoria destacou que a Rússia, que vinha sendo a principal fornecedora externa de diesel ao Brasil, registrou em setembro a pior participação desde março de 2023, respondendo por 27%, ou 480 milhões de litros, dos volumes totais. A fatia perdida foi, em grande parte, absorvida pelos Estados Unidos, um tradicional fornecedor do Brasil, que respondeu por 45,8% (810 milhões de litros) do total internalizado. A Rússia havia se tornado o maior fornecedor externo de diesel do Brasil, depois do início da guerra com a Ucrânia, uma vez que seus produtos petrolíferos viraram alvos de embargos ocidentais e chegavam ao Brasil com amplos descontos. Entretanto, a oferta de diesel russo ao Brasil entrou em declínio nos últimos meses, depois de uma série de ataques a refinarias daquele país por drones ucranianos, que fez com que o país tomasse medidas para garantir o abastecimento interno, com restrições às exportações. A StoneX ponderou que, apesar do cenário, as tradings brasileiras conseguiram ampliar as compras de outras origens. Importantes produtores do Oriente Médio, como Arábia Saudita e Omã, também registraram um avanço da participação, somando entregas de 349 milhões de litros (19%) ao mercado brasileiro, enquanto a Índia também registrou um volume elevado, ao redor dos 125 milhões de litros (7%). No acumulado de janeiro a setembro, as importações somaram 12,8 bilhões de litros, alta de 14% em relação ao observado no mesmo período de 2024. eldquo;A evolução forte das internalizações acaba refletindo tanto um aumento acelerado das vendas de diesel B no Brasil, como também o recuo da produção de diesel A pelas refinarias brasileiraserdquo;, disse Cordeiro. Gasolina As importações de gasolina A (pura), entretanto, recuaram 9,7% em setembro ante o mesmo mês do ano passado, a 166 milhões de litros. eldquo;Mesmo em um contexto favorável, as importações seguem limitadas devido ao amplo abastecimento interno e desaceleração do crescimento do ciclo Ottoerdquo;, disse a analista de inteligência de mercado da StoneX, Isabela Garcia, em nota. A especialista destacou que o aumento da demanda por gasolina vem mais alinhado com maior participação sobre o etanol hidratado, seu concorrente direto nas bombas, do que em um movimento geral de aumento da demanda por combustíveis leves. No acumulado de 2025 até setembro, as importações de gasolina somaram 1,8 bilhão de litros, queda de 16,2% versus o mesmo período do ano passado. Garcia pontuou que essa tendência deve se manter no quarto trimestre, mas pode ser atenuada conforme esse período é marcado por uma maior demanda por gasolina C (já misturada com etanol anidro) pelo país. (Reuters)

A Superintendência de Infraestrutura e Movimentação (SIM) passará a ser comandada por Thiago Neves de Campos, no lugar de Patricia Baran. A decisão foi tomada em circuito deliberativo nesta segunda-feira (6/10) pela diretoria da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Neves de Campos está desde agosto de 2024 na assessoria da diretoria 4, que desde setembro está sob o comando de Pietro Mendes. De acordo com o novo modelo de governança da agência, que desvinculou as áreas técnicas das diretorias, os relatores são definidos por sorteio ou distribuídos por prevenção emdash; ou seja, processos derivados têm o mesmo relator do processo original. Assim, a agenda de gás natural está distribuída entre todos os diretores, com especial protagonismo de Symone Araújo, responsável pelas discussões sobre a revisão tarifária das transportadoras. O novo modelo de governança também criou a figura dos diretores de referência, que são responsáveis pelo acompanhamento de determinado conjunto de temas previamente definidos e sorteados anualmente. Assim, até o fim de 2025 a diretoria 4 é a diretoria de referência sobre regulação econômica de gás natural, responsável pelas discussões envolvendo transporte, acesso e comercialização. Thiago Neves de Campos é servidor da agência desde 2005, com passagem por promoção de licitações (leilões de blocos) e defesa da concorrência. Foi superintendente de Participações Governamentais (SPG) entre dezembro de 2019 e setembro de 2022. Outra mudança na SIM foi a substituição do coordenador-geral de Cálculo Tarifário, Juliano Bernarcchi por Marco Antonio Barbosa Fidelis, que exercia a função de coordenador de regulação na Superintendência de Desenvolvimento e Produção (SDP). Os diretores também aprovaram a substituição do superintendente de Governança e Estratégia (SGE), Sergio Alonso Trigo, por Raphael Neves Moura, atual superintendente de Tecnologia e Meio Ambiente (STM).

O petróleo fechou sem direção única nesta terça-feira (7) em sessão volátil após fortes ganhos na segunda-feira (6) depois da Opep+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados) anunciar aumento de produção menor do que o esperado. O petróleo WTI para novembro, negociado na Nymex (New York Mercantile Exchange), fechou em alta de 0,06% (US$ 0,04), a US$ 61,73 o barril. Já o Brent para dezembro, negociado na ICE (Intercontinental Exchange de Londres), recuou 0,03% (US$ 0,02), a US$ 65,45 o barril. Embora os aumentos de produção da Opep+ provavelmente sejam descontinuados até o final deste ano, "eles ainda parecem grandes o suficiente na margem para inclinar os balanços globais de petróleo ainda mais em uma direção de baixa", alerta a Ritterbusch. A queda nos preços, contudo, é limitada, já que a maior parte da capacidade de produção excedente está com a Arábia Saudita, acrescenta a empresa. De forma semelhante, os analistas do ANZ dizem que, ainda que o aumento acordado pela Opep+ tenha aliviado os temores dos investidores, as expectativas de um excesso iminente continuam, mantendo o Brent em uma faixa de negociação estreita. O vice-primeiro-ministro da Rússia para o Complexo de Energia de Combustíveis, Alexander Novak, negou nesta terça que o cartel tenha considerado aumentar a produção em mais de 137 mil bpd (barris por dia) em novembro. Enquanto isso, os traders também observam os desdobramentos geopolíticos, após relatos de que a refinaria de petróleo Kirishi, da Rússia, interrompeu sua unidade mais produtiva após um ataque de drone. No Oriente Médio, as negociações para paz entre Israel e o Hamas continuam no Egito. *Com informações da Dow Jones Newswires (Estadão Conteúdo)

Pela primeira vez, a Petrobras importou gás natural do reservatório explorado pela companhia em Vaca Muerta, na Bacia de Neuquén, no norte da Patagônia, na Argentina. O combustível foi transportado via gasodutos da Argentina até a Bolívia, de onde a estatal já importa gás, e de lá, trazido para o Brasil. A operação foi concluída na última sexta-feira (3) e divulgada pela estatal nesta segunda-feira (6). O volume, considerado pela Petrobras como um teste comercial e operacional, alcançou 100 mil metros cúbicos. Essa quantidade equivale a menos de 5% da produção do volume disponibilizado ao mercado nacional pela estatal.. A importação faz parte de um acordo da subsidiária da Petrobras na Argentina - Petrobras Operaciones S.A (Posa) e a Gas Bridge Comercializadora, comercializadora de gás natural da Pluspetrol, multinacional de origem argentina. A Petrobras Operaciones detém 33,6% de participação não-operada no campo de Rio Neuquén, localizado nas províncias de Rio Neuquén e Rio Negro. Marco relevante A estatal informou que, por contrato, pode importar até 2 milhões de metros cúbicos de gás natural, na modalidade interruptível. eldquo;Novas operações de importação ocorrerão conforme as empresas identifiquem oportunidades comerciaiserdquo;, acrescenta a empresa brasileira. Em comunicado à imprensa, a diretora de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Angélica Laureano, classificou a operação como eldquo;marco relevanteerdquo;, por causa da integração das infraestruturas da Petrobras na Argentina com a do Brasil. eldquo;Essa solução logística e comercial abre uma nova possibilidade para importação de gás natural pelo Brasil, refletindo o compromisso da Petrobras com o aumento da oferta e com o desenvolvimento sustentável do mercado de gás naturalerdquo;. Aumento de oferta A operação teste é mais uma frente para aumentar a oferta de gás natural no Brasil e endereçar uma queixa do setor industrial, que reclama do preço alto. Segundo um estudo divulgado em abril pela Confederação Nacional da Indústria (CNI), o combustível que chega à indústria é dez vezes o preço do americano e o dobro do europeu. A presidente da companhia, Magda Chambriard, já manifestou o esforço da estatal para escoar mais gás do pré-sal brasileiro e baixar o custo à indústria consumidora. Hub no pré-sal Na sexta-feira, a estatal deu início à contratação da empresa que construirá a plataforma P-91, que será a 12ª destinada ao campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos. O investimento espera consolidar Búzios como maior campo produtor da Petrobras (por enquanto é o campo de Tupi, também na Bacia de Santos) e ampliar a relevância para o suprimento de gás natural no país. A P-91, além de produzir gás, atuará como um hub (ponto de concentração), isto é, terá capacidade para receber e escoar gás produzido em outras plataformas do campo que não foram originalmente desenhadas para exportação do combustível. O gás escoado será direcionado ao Complexo de Energias Boaventura (antigo Comperj), em Itaboraí, região metropolitana do Rio de Janeiro, por meio do gasoduto Rota 3.