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A Opep+ concordou em adiar um aumento planejado na produção de petróleo para outubro e novembro, disse o grupo de produtores nesta quinta-feira, depois que os preços do petróleo atingiram o menor nível em nove meses, acrescentando que poderia pausar ou reverter os aumentos se necessário. Os preços do petróleo vêm caindo junto com outras classes de ativos devido a preocupações com a fraqueza da economia global e dados fracos da China, o maior importador de petróleo do mundo. [O/R] Oito membros da Opep+, composta pela Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados liderados pela Rússia, que deveriam aumentar a produção a partir de outubro, realizaram uma reunião virtual nesta quinta-feira, disse a Opep em um comunicado. eldquo;Os oito países participantes concordaram em estender seus cortes voluntários adicionais de produção de 2,2 milhões de barris por dia por dois meses até o final de novembro de 2024erdquo;, disse a Opep. A notícia elevou os preços do petróleo em mais de 1 dólar o barril, com os futuros do Brent sendo negociados acima de 74 dólares antes de reduzir ganhos. O contrato havia caído para o menor nível deste ano na quarta-feira. O aumento planejado pela Opep+ para outubro era de 180.000 bpd, uma fração dos 5,86 milhões de bpd de produção que está retendo, o equivalente a cerca de 5,7% da demanda global, para dar suporte ao mercado devido à incerteza sobre a demanda e ao aumento da oferta fora do grupo. Na semana passada, a Opep+ estava pronta para prosseguir com o aumento. Mas o frágil sentimento do mercado de petróleo sobre a perspectiva de mais oferta da Opep+ e o fim de uma disputa que interrompeu as exportações da Líbia, juntamente com uma perspectiva de demanda enfraquecida, levantou preocupações dentro do grupo, disseram fontes. Os ministros da Opep+ realizam uma reunião completa do grupo para decidir a política em 1º de dezembro. Um grupo dos principais ministros da Opep+, chamado Comitê Conjunto de Monitoramento Ministerial, que pode recomendar mudanças, se reúne em 2 de outubro. (Reuters)

A Diretoria da ANP aprovou hoje (5/9) as minutas de edital e dos contratos da Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP), em que serão ofertados 14 blocos localizados no Polígono do Pré-Sal. Os documentos serão submetidos à aprovação do Ministério de Minas e Energia (MME) e, em seguida, passarão por consulta e audiência públicas. Entre os principais aperfeiçoamentos previstos estão: - Adequações decorrentes da alteração das diretrizes de conteúdo local dispostas na Resolução CNPE nº 11/2023; - Adequações decorrentes da publicação da Resolução ANP nº 969/2024, que regulamenta as licitações para a outorga do exercício das atividades de exploração, reabilitação e produção de petróleo e gás natural sob os regimes de concessão e de partilha de produção; - Atualização dos modelos de seguro garantia decorrentes da Consulta e Audiência Públicas nº 01/2024; - Mudança na sistemática de cumprimento do programa exploratório mínimo (PEM), que deixou de exigir a perfuração de poço exploratório, passando a prever, adicionalmente, a possibilidade de execução de atividades de sísmica 3D e reprocessamento sísmico 3D; - Exclusão do pagamento de taxa de participação e da amostra de dados; - Possibilidade de a licitante apresentar garantia de oferta sem declaração de interesse; - Garantia de oferta em formato físico ou digital; - Prazo do ciclo: mínimo de 120 dias e máximo de 180 dias; - Inversão da etapa de qualificação, que passa a ocorrer após a sessão pública; - Aprimoramentos no elsquo;Anexo VI endash; Procedimentos para Apuração do Custo e do Excedente em Óleoersquo; e no elsquo;Anexo IX endash; Regras do Consórcioersquo;; - Inclusão de dispositivos para incorporar novas práticas da indústria que visam reduzir as emissões de gases de efeito estufa. Dos 14 blocos em oferta, quatro foram autorizados pelo Resolução CNPE n° 26/2021 (Ágata, Esmeralda, Jade e Turmalina), um (Ametista) pela Resolução CNPE nº 04/2022 e os outros nove (Amazonita, Citrino, Itaimbezinho, Jaspe, Larimar, Mogno, Ônix, Safira Leste e Safira Oeste) foram autorizados pela Resolução CNPE nº 11/2023. A Petrobras manifestou, ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), o interesse no direito de preferência em blocos a serem licitados no Sistema de Oferta Permanente, sob o regime de partilha de produção, nos termos da Lei 12.351/2010 e do Decreto Federal 9.041/2017. A empresa exerceu o direito de preferência em relação ao bloco de Jaspe, com percentual de 40%, considerando os parâmetros divulgados na Resolução do CNPE nº 06/2024, publicada em 28/08/2024. Saiba mais sobre a Oferta Permanente de Partilha (OPP) A Oferta Permanente é, no momento, a principal modalidade de licitação de áreas para exploração e produção de petróleo e gás natural no Brasil. Nesse formato, há a oferta contínua de blocos exploratórios e áreas com acumulações marginais localizados em quaisquer bacias terrestres ou marítimas. Desse modo, as empresas não precisam esperar uma rodada de licitações "tradicional" para ter oportunidade de arrematar um bloco ou área com acumulação marginal, que passam a estar permanentemente em oferta. Além disso, as companhias contam com o tempo que julgarem necessário para estudar os dados técnicos dessas áreas antes de fazer uma oferta, sem o prazo limitado do edital de uma rodada. Atualmente, há duas modalidades de Oferta Permanente: Oferta Permanente de Concessão (OPC) e Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP), de acordo com o regime de contratação (concessão e partilha). Até o momento, foram realizados, pela ANP, quatro ciclos de Oferta Permanente no regime de concessão nos anos de 2019, 2020, 2022 e, o mais recente, em dezembro de 2023 e, dois ciclos de Oferta Permanente no regime de partilha de produção, em 2022 e 2023.

A Diretoria da ANP aprovou hoje (5/9) o Relatório sobre a Implementação do Marco Regulatório do Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono no Brasil. O documento foi produzido pelo Grupo de Trabalho criado em 2022 pela Agência para discutir o tema, com a participação de integrantes de todas as Diretorias e coordenado pelo Centro de Pesquisas e Análises Tecnológicas (CPT) da Agência. A Lei n° 14.948/2024, publicada em agosto deste ano, instituiu o marco legal do hidrogênio de baixo carbono e deu à ANP uma série de atribuições, tornando a Agência a principal reguladora desse novo segmento. Além de um panorama sobre o tema, o relatório apresenta elementos técnicos relevantes, a estratégia regulatória a ser adotada pela ANP para o hidrogênio de baixa emissão de carbono, a importância do produto e os desafios associados ao seu uso. A publicação inclui exemplos de políticas e ações adotadas em outros países, que poderão servir de subsídios para futuras decisões regulatórias da Agência. Outro tópico abordado é o histórico da regulamentação e ações governamentais em nível nacional sobre o assunto. Há, ainda, no relatório, um mapeamento das demandas regulatórias e a análise da possibilidade de aproveitamento de normativos vigentes, bem como das novas ações que serão necessárias, indicando as áreas técnicas envolvidas, segundo a estrutura organizacional da ANP e seu atual regimento interno. O relatório encaminha algumas recomendações à Diretoria Colegiada, dentre elas a necessidade de capacitação de servidores e viabilização de novos recursos financeiros para instrumentalização da ANP para a absorção das novas atribuições relacionadas à regulação do hidrogênio de baixo teor de carbono. Foi reforçada a necessidade de um redimensionamento da força de trabalho, visando compatibilizar o quantitativo de servidores dos diversos setores da ANP, com o recebimento da regulação de atividades relacionadas à indústria do hidrogênio, tema transversal, que abrange quase toda a Agência. O relatório frisa ainda a oportunidade que emerge ao Brasil no desenvolvimento da indústria do hidrogênio de baixa emissão de carbono, com investimentos previstos da ordem de centenas de bilhões de reais nos próximos anos e que podem trazer efetivamente desenvolvimento a inúmeras regiões do país. Acesse a íntegra do relatório.

O petróleo fechou o terceiro pregão consecutivo em queda, embora a desta quinta-feira, 5, mais contida que dos últimos dias. Pesaram sobre os preços as ponderações sobre a demanda global, enquanto investidores tomam posições para a leitura do payroll norte-americano de agosto e ponderam a rodada de indicadores desta quinta, depois de um novo acordo da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) para adiar a normalização dos cortes voluntários Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para outubro fechou em queda de 0,07% (US$ 0,05), a US$ 69,15 o barril, enquanto o Brent para novembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), teve perdas de 0,01% (US$ 0,01), a US$ 72,69 o barril. Pela manhã, os preços subiram, depois de notícias de que os integrantes da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) vão adiar o aumento de produção esperado para outubro em dois meses. A Opep+ emitiu também um comunicado em que reafirma seu compromisso com honrar os cortes voluntários prometidos em novembro de 2023, inclusive o Casaquistão e o Iraque, que vinham desobedecendo a redução acordada. A Capital Economics destaca que, com a paralisação na produção petrolífera na Líbia, a Opep+ tem a difícil tarefa nas mãos de decidir ampliar ainda mais os cortes ou não, visto que uma expansão da produção pode compensar os problemas na Líbia, mas continuaria pressionando os preços para baixo. Nesta quinta, circularam notícias de que a extração de petróleo no país continua completamente paralisada. Também durante a manhã, o relatório ADP sobre o setor privado nos EUA, o custo unitário de mão de obra e os pedidos semanais de auxílio-desemprego na economia norte-americana vieram abaixo do esperado, o que tende a apoiar expectativas de uma postura menos rígida do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano). Inicialmente, isso impulsionou os preços, mas depois investidores ponderaram sobre riscos de recessão e operavam em compasso de espera para a divulgação do payroll na sexta-feira. (Estadão Conteúdo)

Indicado à presidência do Banco Central, Gabriel Galípolo será sabatinado na CAE (Comissão de Assuntos Econômicos) do Senado na manhã de 8 de outubro, no mesmo dia da votação no plenário da Casa. A data foi anunciada em nota nesta quinta-feira (5) pelo presidente da CAE, Vanderlan Cardoso (PSD-GO). Ele também confirmou a designação do líder do governo no Senado, senador Jaques Wagner (PT-BA), como relator da indicação de Galípolo. Nesta quarta (4), o presidente do Senado, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), anunciou que o escolhido do governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT) seria sabatinado após o primeiro turno das eleições municipais. O governo gostaria de realizar a sabatina de Galípolo na próxima semana, avançando ao menos uma das etapas do rito no Congresso Nacional. Se aprovado, o atual diretor de Política Monetária do BC vai suceder Roberto Campos Neto, cujo mandato termina em 31 de dezembro. No comando, ele terá a missão de angariar a confiança do mercado financeiro, que teme um BC leniente no combate à inflação em 2025, quando o Copom (Comitê de Política Monetário) terá maioria dos integrantes indicados pelo presidente Lula. Desde o início da semana, Galípolo vem percorrendo os gabinetes dos parlamentares, no tradicional "beija-mão" do Senado, em busca de apoio para aprovação de seu nome. Ele se encontrou nesta quinta com o líder da oposição no Senado, Marcos Rogério (PL-RO), e com o senador Hamilton Mourão (Republicanos-RS), ex-vice-presidente da República de Jair Bolsonaro (PL). Mourão disse à reportagem que não conhecia Galípolo e que a conversa foi "institucional". "Rapaz jovem que será, caso aprovado, investido na responsabilidade de defender a moeda. Deixei isso muito claro para ele, que me pareceu totalmente consciente disso", afirmou ele à Folha. Galípolo também se encontrou com o oposicionista Esperidião Amin (PP-SC), presidente da bancada de Apoio ao Microcrédito. O atual diretor do BC já havia angariado o apoio de outros senadores de oposição ao longo da semana, como o do presidente do PP e ex-ministro de Bolsonaro Ciro Nogueira (PI). Senadores elogiam Galípolo nos bastidores e lembram que ele já foi sabatinado pela Casa em julho de 2023, quando foi indicado por Lula para a Diretoria de Política Monetária do Banco Central. Segundo um dos parlamentares, Galípolo respondeu que as decisões do BC são embasadas em argumentos técnicos, com pouca margem para influência política, quando foi questionado sobre o receio de intervenção do presidente Lula na autoridade monetária e na taxa básica de juros. Aos 42 anos, Galípolo foi um dos conselheiros de Lula na campanha presidencial de 2022 e atuou como número dois do ministro Fernando Haddad (Fazenda). Desde que assumiu o posto no BC, ele manteve canal direto com o chefe do Executivo.

Relatório do BBI, braço de investimento do Bradesco, aponta que o mercado ilegal de combustíveis toma quase 15% dos lucros das grandes companhias que atuam regularmente no setor. Também barram a entrada de cerca de R$ 26 bilhões por ano nos cofres públicos. Práticas como importações fraudulentas, roubos de oleodutos, adulteração de produtos, endividamentos contínuos e empresas que são utilizadas como "barrigas de aluguel" são os tipos de práticas mais comuns e mais danosos ao sistema regulado. Se esse mercado paralelo não existisse, o Bradesco calcula que Vibra, Raízen e Ultrapar, três dos maiores players do mercado e que concentram pouco mais de 40% do setor, teriam valor de mercado entre 11% e 17% acima do registrado atualmente. Após o fechamento do mercado nesta quinta (5), a Raízen liderava em valor de mercado, avaliada em R$ 32 bilhões. Em seguida estão Vibra (R$ 27,8 bilhões) e Ultrapar (R$ 24,9 bilhões). Anualmente, mais de R$ 1,5 bilhão em perdas impactam direto no Ebitda [lucro antes de impostos, juros, depreciações e amortizações] dessas empresas. A Vibra é a mais prejudicada, com perdas R$ 544 milhões no Ebitda, em seguida está a Raízen (R$ 500 milhões a menos) e Ipiranga (R$ 472 milhões). Roubo dos cofres públicos Apenas com a sonegação fiscal, os entes federados perdem mais de R$ 14 bilhões por ano. Apesar de esforços recentes de governo locais, do Judiciário e de institutos como o ICL (Combustível Legal), muitas empresas ainda encontram formas de driblar a legislação. Uma das práticas mais danosas para os governos é a da "barriga de aluguel", que, segundo o relatório, é mais comum no mercado de etanol. Essas empresas substitutas acumulam dívidas fiscais entre R$ 500 milhões e R$ 1 bilhão por ano. Além da sonegação e o acúmulo de dívidas, elas também colecionam mais de R$ 173 milhões em créditos de carbono não são pagos por ano. Para fugir das cobranças, essas companhias recorrem de autuações fiscais e obtêm liminares que permitem a manutenção da operação até que o mérito do caso seja julgado. Terminam por fechar as portas antes da falência e outras assumem as operações anteriores, geralmente com sócios que possuem conexões com as operações anteriores. Estima-se que o valor de dívida ativa registrada somente com dívidas de ICMS ultrapasse R$ 65 bilhões emdash;menos de 1% desse valor é recuperado pelos estados. Outras ilegalidades são cometidas nas operações e atingem os cofres públicos. No caso de importações via Zona Franca de Manaus, por exemplo, mais de R$ 230 milhões são desviados por ano. Nesses casos, as empresas importam diesel e gasolina, misturam com biocombustíveis e classificam o produto como industrializado. Como a legislação do Amazonas permite isenção de impostos federais para os industrializados vendidos na Zona Franca, essas empresas repassam o combustível para outros estados e operam com liminares judiciais para postergar a análise dos processos. A venda de nafta como gasolina retira outros R$ 3,2 bilhões por ano em receitas.