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A Petrobras estuda uma nova etapa do programa de recompra de ações, que começou no ano passado, disse ao Valor Sérgio Caetano Leite, diretor financeiro e de relações com investidores da companhia. eldquo;Todas as grandes empresas de petróleo, as congêneres, fazem e tratam a recompra como remuneração do acionistaerdquo;, afirmou Leite. O primeiro passo foi dado em 2023 e envolveu um projeto piloto, de cerca de 157 milhões de ações preferenciais, o qual está 86% concluído, disse Leite. eldquo;Estabelecemos agosto como prazo para finalizar [o programa], e os resultados são excepcionais porque, em média, esses programas de recompras param em 70%, 75%erdquo;, comparou. O executivo conversou com este jornal entre compromissos na Offshore Technology Conference (OTC), principal evento da indústria de petróleo, em Houston, no Texas. Leite afirmou que a empresa tem caixa suficiente para financiar os investimentos previstos, sem necessidade de recorrer ao mercado financeiro. A empresa emitiu recentemente US$ 250 milhões em títulos globais para trocar dívida cara por mais barata. Segundo o executivo, a companhia monitora o mercado em busca de operações semelhantes. Para ler esta notícia, clique aqui.

Os impactos negativos das enchentes no Rio Grande do Sul, Estado com o quarto maior Produto Interno Bruto (PIB) do Brasil, para a economia nacional podem variar, em estimativas preliminares, de 0,2 a 0,3 ponto percentual (p.p) e impedir que, apesar da atividade geral resiliente, o ano de 2024 feche com um PIB agregado muito acima de 2%. A XP Asset já revisou sua projeção para o PIB do Brasil neste ano de 2,4% para 2,1%. Se antes a expectativa era de crescimento de 0,7% no segundo trimestre, sobre o primeiro, agora a gestora espera queda de 0,2%. eldquo;E a impressão que eu tenho, hoje, é que o impacto pode ser ainda mais negativo do que nossas contas sugeremerdquo;, diz o economista-chefe, Fernando Genta. Isso porque sua estimativa leva em consideração mais o efeito direto das enchentes na economia gaúcha e menos seus eldquo;transbordamentoserdquo;, explica Genta. Por exemplo: tendo em vista que o ajuste anual do salário mínimo já foi dado, a alta nos preços de alimentos, por problemas com as safras no RS, pode levar a uma corrosão do poder de compra das famílias. Para ler esta notícia, clique aqui.

O setor de distribuição de combustível teve dois nomes de peso reportando seus resultados na noite de ontem. Enquanto Vibra (VBBR3) superou o consenso com bons números e multiplicação de lucro por 10 vezes, a Ultrapar (UGPA3) decepcionou o mercado com margens mais baixas que o esperado na Ipiranga. Os papéis das duas empresas refletiram os dados divulgados na quinta-feira. Os ativos da Ultrapar fecharam com queda de 6,34% a R$ 25,10. Já a Vibra conseguiu fechar com leves ganhos de 0,86%, a R$ 23,59, após chegar a cair em um dia de aversão ao risco no mercado. A XP considerou, no balanço da Ultrapar, como principais destaques negativos o lucro abaixo das expectativas (ainda que seja feita a ressalva de que as projeções eram elevadas) e o consumo de caixa como elevado. Além disso, a corretora destaca que a dívida líquida teve avanço em relação trimestre anterior, pela dinâmica de capital de giro, e o cenário não deve se alterar positivamente nos próximos trimestres. Para Vibra, a surpresa positiva veio do lucro líquido, em especial por ganhos não recorrentes com créditos fiscais e ganhos de capital. Ainda que a dívida líquida tenha aumentado por investimentos em capital de giro em estoque, ao contrário da Ultrapar, a XP considera que isso será revertido nos próximos trimestres. A corretora ressalta que há alguns pontos a serem observados nos próximos balanços, como o baixo gasto de capital (capex, em inglês), a diminuição de número de postos de serviço e os volumes de venda. Para o Itaú BBA, a Ultrapar apresentou lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações (Ebitda, na sigla em inglês) abaixo da estimativa em 4%. A eldquo;vilãerdquo; do balanço foi Ipiranga, que apresentou a margem Ebitda muito abaixo tanto das expectativas o banco quanto do consenso. A Ultragaz, nesse cenário, se apresentou como destaque positivo, com margem Ebitda 6% acima da estimativa, com expansão na comparação trimestral. O banco antecipou que a reação do mercado seria negativo, ainda que considere os números como neutros e classifique o nome como eldquo;market performerdquo; (performance de mercado, similar à neutro). As margens melhores que o esperado surpreenderam positivamente o BBA, que considerou também que os números poderiam impulsionar as ações. Além disso, a contribuição da Comerc, da qual a Vibra tem participação, foi considerada, uma vez que a companhia reportou um Ebitda de R$ 113 milhões. Santander rebaixa UGPA3 Os resultados apresentados pela Ultrapar foram responsáveis pelo rebaixamento da companhia pelo Santander, de compra para neutro, com preço alvo estabelecido em R$ 30 (dos R$ 34 anteriores) para o final de 2024. A análise destacou que os números decepcionaram e desapontariam também investidores, além de apontarem para tendência de piores números para Ipiranga no futuro. A UGPA3 apresentaria, ainda, avaliação muito elevada e ausência de catalisadores que pudessem trazer altas para o papel. Já sobre o balanço da Vibra, o Santander considera que a companhia aproveitou melhor os chamados eldquo;ventos favoráveis para o setor de distribuição de combustíveiserdquo;. A expectativa é que ainda é que os próximos trimestres de 2024 sejam tão positivos quando o primeiro, que o banco considerou que refletiu as condições de mercado favoráveis. Mesmo com o fluxo de caixa livre (FCF, na sigla em inglês) negativo em cerca de R$ 200 milhões por inventários mais elevados, a visão do Santander é positiva e o banco aguarda a normalização no próximo balanço a ser divulgado. O EBITDA se apresentou mais forte que o esperado e o resultado, em linhas gerais, foi considerado sólido. O banco reafirmou a classificação de outperform (desempenho superior, similar à compra).

A elevação da mistura de biodiesel no diesel para 25% até 2035 vai exigir um volume de óleo de soja 296% maior que os 4,8 milhões de toneladas que o país usou em 2023, quando a mistura estava em 12%. Para que seja possível alcançar esse nível de produção, serão necessários investimentos de R$ 52,5 bilhões em novas usinas e esmagadoras de soja, segundo cálculos que a Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove) antecipou à reportagem. Para atender a demanda, as indústrias terão de, além de aumentar a produção, direcionar para o biodiesel parte do volume de óleo de soja que hoje é exportado. Isso terá de ocorrer sem comprometer a oferta de óleo para o setor de alimentos, diz a Abiove. O diretor de economia e assuntos regulatórios da entidade, Daniel Amaral, calcula que a demanda anual por biodiesel chegará a 21,2 bilhões de litros em 2035. Esse número leva em conta o consumo esperado de diesel, de 86,2 bilhões de litros ao ano, e o uso do óleo de soja para produzir 70% do biocombustível no país, o mesmo percentual atual. Os outros 30% são feitos a partir de sebo bovino e outras matérias-primas. Nesse cenário, a produção de biodiesel consumirá 19 milhões de toneladas de óleo de soja por ano. Para atingir esse volume, será necessário instalar 47 esmagadoras de soja e 33 usinas de biodiesel. O país conta hoje com 129 unidades de esmagamento e 59 fábricas de refino e envase de óleo de soja. eldquo;O investimento total no setor vai ser muito maior, considerando renovação de frota e plantio, entre outras açõeserdquo;, afirma Amaral. O economista descarta a hipótese de o aumento da demanda pressionar o mercado. eldquo;A demanda para a indústria de alimentos está bastante estável. Além disso, a safra atual já é muito maior que o consumo projetado para 2035erdquo;, acrescenta. Por enquanto, a demanda adicional de óleo para biodiesel tem sido compensada com a redução nas exportações. Em 2023, o Brasil exportou 2,6 milhões de toneladas. Neste ano, o volume deve cair para 1,15 milhão de toneladas, segundo a Abiove. O consumo de óleo de soja no país em 2024 deverá ser de 9,7 milhões de toneladas, ou 1 milhão a mais do que em 2023. Do total, a indústria alimentícia consumirá 3,7 milhões de toneladas. O restante será para produzir biodiesel. Alguns dos investimentos em fábricas foram revelados nos últimos meses. Em novembro de 2023, executivos de tradings como Cargill, Bunge, ADM, Cofco, Amaggi e Louis Dreyfus Company (LDC) anunciaram em Brasília que investirão US$ 10 bilhões nos próximos anos no país. Os recursos serão destinados sobretudo à área de esmagamento e produção de biocombustíveis. A ADM investe na expansão de três unidades de processamento de grãos, em Campo Grande, Porto Franco (MA) e Uberlândia (MG), para ampliar a capacidade em 40 mil toneladas por ano. eldquo;O projeto foi concebido para atender à crescente demanda no mercado interno e à exportação de derivados do esmagamento de grãoserdquo;, afirma Jayson Lee, diretor de esmagamento de grãos da ADM América Latina. As obras devem terminar entre 2025 e 2026. Recentemente, a ADM concluiu a compra de participação majoritária na fabricante de glicerina refinada Buckminster Química, de Macatuba (SP). Lee estima que a demanda por soja para óleo crescerá 28% neste ano. eldquo;O volume de óleo deve aumentar com a adoção da mistura de 14% de biodiesel no diesel, implementada em marçoerdquo;, diz. Ele acredita que o preço do óleo ficará estável neste ano, apesar do crescimento da demanda. A brasileira Caramuru Alimentos está investindo R$ 210 milhões para dobrar a capacidade de processamento de soja em Ipameri (GO), até o primeiro semestre de 2025, para 900 mil toneladas por ano. Com isso, a companhia vai gerar 180 mil toneladas de óleo por ano. eldquo;A duplicação vai suprir nossa necessidade de óleo para biodiesel daquela unidadeerdquo;, afirma o diretor de soja da Caramuru, Cleusdimar Rodrigues da Costa. Hoje, a empresa compra de terceiros 20% do óleo que utiliza na produção do biodiesel. A companhia também está investindo R$ 80 milhões em uma planta de glicerina em Sorriso (MT). Em outubro de 2023, a Caramuru inaugurou uma unidade de processamento de proteína de soja concentrada em Itumbiara (GO), que recebeu investimento de R$ 250 milhões e tem capacidade para 90 mil toneladas por ano. eldquo;As exportações de óleo de soja oferecem margem baixaerdquo;, diz Costa. eldquo;Assim, tudo que puder agregar valor à produção local é vantagem.erdquo; Como parte da estratégia para ampliar sua atuação em biodiesel, a Cargill adquiriu em 2023 ativos da Granol emdash; três fábricas de esmagamento de soja e produção de biodiesel, em Anápolis (GO), Porto Nacional (TO) e Cachoeira do Sul (RS), além de quatro armazéns. Com esses ativos, a gigante passou a ter quatro usinas, com capacidade de 1,53 milhão de metros cúbicos de produção de biodiesel. Com isso, se tornou uma das maiores em biodiesel no país. Em recente entrevista à reportagem, o presidente da Cargill, Paulo Sousa, disse que parte dos investimentos da empresa previstos para este ano será destinada ao aumento de capacidade e à melhoria de eficiência das fábricas compradas da Granol. eldquo;Infelizmente, não há outra Granol na prateleiraerdquo;, afirmou, numa indicação de que a Cargill segue atenta a eventuais oportunidades para ampliar o esmagamento de soja no Brasil. Procuradas pela reportagem, Amaggi, Bunge, Cofco e LDC não quiseram detalhar seus planos.

O CEO da Enauta, Décio Oddone, acredita que uma eventual fusão com a 3R Petroleum pode fortalecer os planos da companhia para o mercado de gás e energia, ainda que o foco principal da transação seja o ganho de escala na produção de petróleo. A Enauta vem se reposicionando no mercado de gás, por meio de aquisições. No fim de 2023, a petroleira anunciou a compra dos campos de Uruguá e Tambaú, operado pela Petrobras no pós-sal da Bacia de Santos. Junto com as concessões, a Enauta adquiriu a infraestrutura de escoamento de gás que conecta os campos até a concessão de Mexilhão. Até então, a presença da empresa no setor de gás se resumia à fatia de 45% que detém em Manati, campo no litoral baiano que está em declínio, mas que tem perspectivas de desenvolvimento de estocagem subterrânea de gás no futuro. Manati e Uruguá-Tambaú, segundo Oddone, já posicionam estrategicamente a Enauta no mercado de gás. Os planos da petroleira independem, portanto, da fusão com a 3R. eldquo;Mas a combinação amplificaria o potencial desse negócio [gás e energia] para a companhiaerdquo;, disse o CEO, na quarta-feira (8/5), durante teleconferência com analistas e investidores sobre os resultados financeiros do 1º trimestre. A Enauta espera concluir até junho a diligência sobre a possível fusão com a 3R. Se avançar, a transação criaria uma companhia com cerca de 90% de suas reservas focadas em petróleo, mas com presença estratégica também no mercado de gás. Fusão pode criar empresa verticalizada A 3R contribuiria, para a empresa combinada, com a Unidade de Processamento (UPGN) de Guamaré (RN) e a produção de gás nas bacias Potiguar e Recôncavo, em terra, e no campo de Peroá, no offshore do Espírito Santo. Para o diretor financeiro da Enauta, Pedro Medeiros, a fusão entre as petroleiras teria, como um eldquo;atributo distintoerdquo;, a montagem de uma carteira de gás essencialmente não associado ao petróleo e com presença na infraestrutura de gás (como processamento e escoamento). eldquo;Essa composição [gás não associado] permite avançar em certos aspectos da cadeia de gás e energia de maneira diferenciadaerdquo;, disse. eldquo;A 3R conta, hoje, com ativos industriais, terminais que tem posicionamento estratégico importante dentro do contexto brasileiro. Faz parte do mérito da transaçãoerdquo;, complementou. 3R está aberta a parcerias em Guamaré Em paralelo às negociações com a Enauta, para uma fusão, o presidente da 3R Petroleum, Matheus Dias, afirmou nesta quinta-feira (9/5) que a companhia está aberta a discutir com a PetroReconcavo uma eventual parceria na UPGN de Guamaré. Na semana passada, a PetroReconcavo anunciou um acordo com a Enerflex, para estudar a viabilidade técnico-econômica de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte. eldquo;Isso [parceria] é algo que devemos endereçar nos próximos meses, independente de qualquer fusão, eventual Meamp;A que possa ser feito da 3R com terceiros. Entendemos que há uma sinergia completa com a PetroReconcavo. Aparentemente ambos os lados estão abertos a discutirerdquo;, comentou Dias, em teleconferência com analistas e investidores. A construção de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte é encarada, dentro da PetroReconcavo, como uma alternativa à tentativa da petroleira de se associar à 3R endash; seja como sócia na UPGN, seja com uma possível fusão entre as duas. Até então, a 3R vinha sinalizando que estava confortável com a posição de prestadora de serviços de processamento. eldquo;A gente está bem satisfeito com o que tem no portfólio. A gente prestar serviços na UPGN funciona muito bem (ehellip;) Logicamente que, se for estudado um perímetro de transação que seja oportunístico e muito vantajoso para a companhia, certamente a gente vai estudar e seguir com uma análiseerdquo;, afirmou Dias, em novembro de 2023, sobre uma eventual sociedade em Guamaré.

A Petrobras entende que deve atingir um pico da produção e que a partir daí a extração deve cair, disse o diretor executivo de exploração e produção da estatal, Joelson Mendes. O que não elimina, segundo o executivo, a necessidade de explorar novas reservas, dado o declínio na produção dos campos descobertos. eldquo;E eu não estou falando que a gente vai crescer a produção indefinidamente, não, muito pelo contrário. A gente endash; após esse pico de produção que vai acontecer daqui a seis, sete anos endash; entende que a nossa produção vai decair, mas a gente quer continuar sendo uma empresa relevante, produzindo 2 [milhões], 2,2 milhões de barris de óleo equivalente por dia endash; menos do que hojeerdquo;. Joelson Mendes concedeu uma entrevista ao estúdio epbr durante a durante a Offshore Technology Conference (OTC) 2024, em Houston (Texas). A Petrobras e governos estaduais interessados na abertura da Margem Equatorial para a exploração de petróleo defendem que sem novas reservas o Brasil corre o risco de se tornar um importador de petróleo, como publicou a epbr em abril. eldquo;Existe uma falsa crença que a Petrobras não precisa de novas fronteiras porque tem o pré-salerdquo;, disse. Segundo ele, dificilmente a companhia fará outras descobertas tão grandes quanto as de Libra, Búzios e Tupi, que ocorreram no pré-sal. Para o executivo, a companhia precisa partir em busca de novos projetos, mesmo menores, de modo a garantir relevância. eldquo;Daqui a dez anos a Petrobras vai estar produzindo menos e a gente vai se conformar com uma produção menor. Mas, mesmo com essa produção menor, a gente vai precisar recorrer a muita reservaerdquo;, disse. eldquo;Para que nós não sejamos, antes do final da próxima década, importadores de petróleo de novo, a gente precisa reforçar issoerdquo;, acrescentou. O diretor lembrou que o aumento da extração nos próximos anos também vai gerar uma necessidade de maior reposição de reservas, sobretudo em áreas de novas fronteiras, pois as Bacias de Campos e Santos já tiveram as suas grandes acumulações descobertas. eldquo;Estamos falando aqui de cinco bacias sedimentares na Margem Equatorial, onde entendemos que, com similaridades com o que está acontecendo na Guiana, no Suriname, e com as descobertas que a gente fez na [Bacia] Potiguar, tem um potencial bastante relevanteerdquo;, disse. A Margem Equatorial é a próxima fronteira exploratória que a Petrobras pretende explorar. A companhia concluiu dois poços na Bacia Potiguar este ano. A intenção agora é realizar uma perfuração na Bacia da Foz do Amazonas, considerada a mais promissora da região, com potencial estimado em 6 bilhões de barris. O pedido de licenciamento ambiental para a perfuração foi negado no ano passado e gerou um pedido de reconsideração, que ainda está em análise. Retorno de sonda para o Amapá em outubro depende de licença em dois meses Mendes afirmou que a intenção da companhia é iniciar a perfuração na Bacia da Foz do Amazonas em outubro de 2024, mas disse que para isso vai ser necessário ter uma resposta do Ibama em até dois meses. eldquo;São equipamentos que a Petrobras não pode deixar paradoserdquo;, disse em referência a helicópteros e embarcações que estão mobilizados para essa atividade. A estatal chegou a deslocar uma sonda para a região para realizar uma avaliação pré-operacional, etapa necessária para o licenciamento, mas a atividade não foi autorizada pelo Ibama e o equipamento retornou para a Bacia de Campos. A estatal também adquiriu blocos no ano passado na Bacia de Pelotas, durante a oferta permanente da Agência Nacional do Petróleo (ANP). O diretor disse que a Petrobras vai realizar as campanhas sísmicas que são parte do compromisso exploratório dos blocos na região para decidir sobre eventuais perfurações em Pelotas. Em relação às atividades terrestres, Mendes disse que a Petrobras está focada em campanhas de intervenções de poços. Em abril, a companhia voltou a contratar sondas de perfuração terrestres. Nos últimos anos, a estatal conduziu um processo de venda de ativos terrestres, diretriz que foi revertida no terceiro governo Lula. Entretanto, o executivo disse que novas campanhas exploratórias em terra vão depender da aquisição de novas áreas. Mendes também elogiou a decisão da ANP de retirar da oferta permanente as áreas exploratórias de maior risco. eldquo;Acho positiva a atitude da agência, de fazer um certo enxugamento, uma certa limpeza, para que os empreendedores possam, sim, participar do leilão com a segurança de que vão poder dar continuidade aqui no projetoerdquo;, afirmou.