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Ainda sem garantia de que terá licenças ambientais, a Petrobras inclui em seu plano de negócios 16 poços exploratórios na chamada margem equatorial, faixa de litoral que vai do Ceará ao Amapá. A região se tornou uma das apostas da estatal após a descoberta de reservas gigantes de petróleo na Guiana. A margem equatorial tem quase a metade do orçamento da Petrobras para buscar novas jazidas pelos próximos cinco anos. São cerca de R$ 15 bilhões, valor equivalente ao que a empresa pretende gastar com exploração no Sudeste e na Colômbia. A exploração de petróleo na região, porém, é alvo de protestos de ambientalistas, que temem principalmente danos a corais na área da foz do rio Amazonas, movimento que levou a petroleira francesa Total a vender concessões locais à Petrobras. Nas últimas semanas, a indústria tem recebido apoio de representantes do alto escalão do governo Bolsonaro. Em outubro, o ministro do Meio Ambiente, Joaquim Leite, defendeu que é possível explorar petróleo na região de forma sustentável. Nesta terça-feira (29), o ministro de Minas e Energia, Adolfo Sachsida também afirmou que é possível fazer de forma sustentável e argumentou que "é fundamental explorarmos nossas riquezas". "Se não explorarmos, alguém vai ficar com elas." Na tentativa de obter licença ambiental para a atividade, a Petrobras realiza um teste de perfuração na área este mês. Vai simular como será a estrutura de contenção e emergência para vazamentos de petróleo. "Temos grandes expectativas para essa área", disse nesta quinta (1º) o diretor de Exploração e Produção da Petrobras, Fernando Borges. Os primeiros objetivos têm estruturas semelhantes às das descobertas gigantes feitas pela ExxonMobil na Guiana. Borges ponderou, no entanto, que é uma região ainda em fase exploratória bem preliminar e não é possível fazer projeções de descobertas ou prazos para início da produção de petróleo e gás. Assim, o grosso do orçamento da companhia para os próximos cinco anos permanece na região do pré-sal, principalmente no litoral do Rio de Janeiro. O pré-sal receberá dois terços dos US$ 64 bilhões (cerca de R$ 400 bilhões) de investimentos previstos para os próximos cinco anos. Nesse período, a Petrobras pretende instalar 18 novas plataformas de produção, 12 delas no pré-sal. Outras duas serão instaladas nas águas profundas do litoral de Sergipe, última grande província produtora descoberta no Brasil. Com as novas unidades, a estatal espera elevar sua produção de petróleo e gás de 2,6 milhões de barris de óleo equivalente em 2023 para 3,1 milhões de barris de óleo equivalente em 2027. Somando a fatia de seus sócios, a produção operada pela Petrobras chegará a 4,7 milhões de barris no fim do período.

Criticada por integrantes da transição do governo Lula, a distribuição de elevados dividendos continua nos planos da gestão da Petrobras, segundo o planejamento estratégico divulgado nesta quarta-feira (30). Entre 2023 e 2027, a empresa prevê pagar até US$ 85 bilhões (R$ 442 bilhões, segundo a cotação de quarta). Em 2022, a Petrobras se tornou a maior pagadora de dividendos do mundo, tornando-se alvo de críticas do próprio presidente Jair Bolsonaro (PL) e da oposição ao governo, que acabou vencendo as eleições com a candidatura de Lula. O último plano de negócios sob a gestão Bolsonaro mantém foco no pré-sal e na remuneração de acionistas. Foi elogiado pelo mercado, mas será revisto por Lula, que quer uma Petrobras mais integrada, com a retomada de investimentos em refinarias e se preparando para a transição energética. Em suas projeções para os próximos cinco anos, a Petrobras espera ter uma receita entre US$ 180 bilhões e US$ 210 bilhões (R$ 936 bilhões e R$ 1,1 bilhão) nos próximos cinco anos. Deste total, entre US$ 10 bilhões (R$ 52 bilhões) e US$ 20 bilhões (R$ 104 bilhões) seriam de vendas de ativos, outro ponto criticado pelo programa de Lula. Os dividendos previstos são divididos em dois itens: a parte equivalente a 60% do fluxo de caixa livre da companhia, de até US$ 70 bilhões (R$ 364 bilhões), e possíveis dividendos extraordinários de US$ 15 bilhões (R$ 78 bilhões). Em teleconferência para detalhar os números com investidores nesta quinta (1º), o diretor financeiro da Petrobras, Rodrigo Araújo, defendeu a manutenção da estratégia em relação a planos anteriores, com foco em projetos mais rentáveis e na geração de valor. E repetiu argumento que vem sendo usado pela companhia para rebater críticas aos elevados dividendos. "Mais da metade do que a companhia gera retorna para a sociedade brasileira", afirmou. No documento que entregou a Bolsas de Valores, a estatal diz que seu plano de negócios "demonstra o compromisso da Petrobras de ser uma companhia focada na geração de valor, com capacidade de investir, gerar empregos, pagar tributos e distribuir os seus ganhos para a sociedade e seus acionistas". "A companhia segue a trajetória de ser uma empresa cada vez mais saudável, sólida e resiliente, contribuindo para a geração de energia confiável e eficiente e para um mundo ambientalmente sustentável." O volume de investimentos previstos para os próximos cinco anos é 15% superior ao do plano anterior, divulgado no fim de 2021. Além desse valor, a empresa prevê gastar outros US$ 20 bilhões (R$ 140 bilhões) com aluguel de plataformas. Do total de investimentos previstos, 83% seriam destinados a exploração e produção. As áreas de refino e gás e energia, com 12%. Outros 2% seriam gastos em comercialização e logística e 3% com despesas corporativas. A área de refino, uma das prioridades apontadas pelo programa de governo de Lula, tem US$ 7,8 bilhões (R$ 40 bilhões) previstos. Quase metade é destinada a expansão e modernização de unidades existentes, incluindo a Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, cuja expansão havia sido paralisada. Há projetos também de produção de combustíveis mais sustentável, como o diesel feito com mistura de petróleo e óleos vegetais e o bioQAV (querosene de aviação), que será produzido em Cubatão. Na quarta, antes do lançamento do plano, o coordenador da equipe de transição Maurício Tolmasquim disse que a decisão pela revisão do plano de negócios será tomada pelo novo comando da Petrobras, ainda não indicado pelo presidente Lula. Nesta quinta, o diretor de Governança da Petrobras, Salvador Dahan, disse que não há impedimentos para a divulgação de novo plano de investimento no decorrer do ano, mas frisou que etapas internas a serem cumpridas, como análise dos investimentos e aprovações por comitês. Além disso, reforçou, os projetos de investimento propostos têm que ser sustentáveis, não apenas do ponto de vista ambiental, mas também do ponto de vista econômico. E dependem também dos prazos para eleição de nova administração, que podem levar entre 40 e 60 dias.

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.