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O projeto de lei 3.178/2019, que propõe alterar o regime de partilha do pré-sal, eliminando o direito de preferência da Petrobras nos leilões, foi pautado nesta terça (6/5) na Comissão de Infraestrutura (CI) do Senado. A iniciativa é do presidente do colegiado, senador Marcos Rogério (PL/RO). O parlamentar, contudo, avalia que o tema não deve avançar agora. eldquo;Apenas pautei. Não fiz nenhum movimento [por acordo para votação]. Talvez tenha pedido de vistaerdquo;, afirmou à agência eixos. Marcos Rogério também é o relator e apresentou parecer favorável na semana passada, com a rejeição de emendas. Ele assumiu este ano como presidente da CI. eldquo;O assunto é atual. Mas antes não era eu quem pautava a comissão. Agora é construir um ambiente que favoreça o aperfeiçoamento [do regime de exploração do pré-sal]. O ex-presidente da CI [Senador Confúcio Moura, do MDB-RO] não colocou em pauta]erdquo;, afirmou Rogério. A inclusão do projeto pegou o mercado de surpresa. O marco regulatório do pré-sal (lei 12.351/2010), sancionado pelo presidente Lula em seu segundo governo, definiu o direito de exclusividade para a Petrobras na operação dos ativos contratados no modelo de partilha, regime criado para aumentar a participação da União nas receitas advindas da produção. O tema é caro ao PT. Na prática, a Petrobras seria líder de todos os consórcios, com ao menos 30% de participação nos contratos, podendo ter sócios privados ou estatais internacionais, como ocorreu no primeiro leilão de Libra, realizado no governo de Dilma Rousseff, em 2013. O atual campo de Mero é operado pela Petrobras, com 40% da produção, em sociedade com Shell (20%) e Total (20%), ambas privadas; e as estatais chinesas CNPC (10%) e CNOOC (10%). Na criação da partilha, foi estabelecido também o polígono do pré- sal, um limite arbitrário que cobre majoritariamente as entre as bacias de Santos e Campos, entre os estados de São Paulo, Rio de Janeiro e Espírito Santo. Todos os blocos na região precisam, obrigatoriamente, ser ofertados pelo regime criado para o pré-sal, independentemente de os reservatórios estarem nessa camada geológica ou no pós-sal. O projeto sob relatoria e pautado por Marcos Rogério também acaba com o polígono endash; permite a contratação de áreas sob o regime de concessão. Autor se arrependeu de criação da preferência da Petrobras no pré-sal Em 2022, o governo Jair Bolsonaro tentou encerrar o regime de partilha por meio de um projeto enviado ao Congresso, mas a proposta foi enterrada com a derrota nas urnas para Lula. Previa uma perda de R$ 1 trilhão em receitas da União no longo prazo para antecipar R$ 398 bilhões à vista. A única mudança foi feita em 2019, após o impeachment de Dilma Rousseff, quando o governo Michel Temer sancionou um projeto acabando com a exclusividade e instituindo a preferência para a Petrobras, vigente até hoje. Com isso, a Petrobras tem liberdade para escolher em quais blocos ela quer assegurar o mínimo de 30% e, caso seja derrotada nos leilões, os vencedores precisam decidir, durante a sessão de ofertas, se querem formar um consórcio com a estatal brasileira. Tanto a preferência como o PL 3.178/2019, resgatado por Marcos Rogério, são de autoria do ex-senador José Serra (PSDB/SP). Ao protocolar o segundo texto, o tucano admitiu que a preferência se mostrou um eldquo;grande erroerdquo;. eldquo;A lei nº 12.351, de 2010, ao conceder o direito de preferência para a Petrobras nas licitações dos contratos de partilha de produção, distorce o processo competitivo e permite à petroleira destinar menores percentuais de excedente em óleo para a Uniãoerdquo;, afirmou Serra, no projeto. A crítica do ex-senador é quanto à possibilidade de a derrota na Petrobras em um leilão representar, ao cabo, que outras empresas ofertaram uma participação maior da União no lucro da produção de óleo no pré-sal. Enquanto ela inibe a concorrência, ao antecipar que, de qualquer forma, será controladora de uma determinada área. eldquo;Não se pode ter ilusão quanto a isto, por isso, frisamos: no regime de partilha de produção, como o excedente em óleo é dividido entre a União e o consórcio vencedor, os interesses da Petrobras e da União estão em lados opostos. É muito simples: quanto maior a parcela de uma, menor a da outraerdquo;, diz Serra.

Os contratos futuros de petróleo fecharam a segunda-feira, 5, em queda, após a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) confirmar, no fim de semana, que acelerará o ritmo de produção em junho, adicionando 411 mil barris por dia aos níveis observados em maio. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o contrato de petróleo WTI para junho caiu 1,99% (US$ 1,16), fechando a US$ 57,13 o barril. O Brent para julho, negociado na Intercontinental Exchange (ICE) recuou 1,73% (US$ 1,06), para US$ 60,23 o barril. Embora a decisão da Opep+ fosse amplamente aguardada, a notícia levou a uma liquidação agressiva de contratos, tendo em vista o agravamento do excesso de oferta da commodity no mercado global. O aumento da produção de petróleo eldquo;pode ser insuficiente para restringir os volumes reais dos produtores que estão cronicamente acima da cotaerdquo;, afirma em nota Neil Crosby, da Sparta Commodities. Enquanto isso, as refinarias estão saindo do período de manutenção com margens robustas, e os padrões de estoques de petróleo nos EUA e demais países da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE) estão prestes a entrar em fase de redução sazonal, diz Crosby. Segundo Alex Hodes, da StoneX, a queda nos preços do petróleo bruto deixa empresas de petróleo e gás dos EUA em alerta, cortando qualquer gordura em suas operações. eldquo;Os produtores voltaram a reduzir as equipes de fraturamento e perfuração à medida que os preços retornaram a um território de baixa na semana passadaerdquo;, diz. A Baker Hughes relatou que quatro sondas de petróleo foram retiradas de operação na semana passada. O número atual, de 479, é o menor desde o fim de janeiro. eldquo;Com o aumento da oferta da Opep+ neste mês, no próximo e presumivelmente nos meses seguintes, espera-se que a atividade de produção nos EUA continue sendo reduzidaerdquo;, acrescenta o analista da StoneX. Os contratos futuros saíram das mínimas do dia em meio a tensões geopolíticas. Israel anunciou nesta segunda plano para capturar toda a Faixa de Gaza e realizou ataques no Iêmen em retaliação aos Houthis.

A Petrobras (PETR3;PETR4) anunciou nesta segunda-feira (5) a terceira redução do diesel desde abril. A última queda, de 4,7%, ou equivalente a R$ 0,16, leva o litro do produto a custar R$ 3,27 nas refinarias da estatal a partir da terça-feira (6). A queda acompanha o movimento do petróleo, que nesta segunda-feira perdeu o patamar de US$ 60 o barril, devido a incertezas na economia trazidas pelo presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, e pela expectativa com o aumento da oferta de petróleo no mercado pela Organização Países dos Exportadores de Petróleo e aliados (Opep +). De acordo com a Petrobras, considerando a mistura obrigatória de 86% de diesel A e 14% de biodiesel para composição do diesel B vendido nos postos, a parcela da estatal no preço ao consumidor passará a ser de R$ 2,81/litro, uma redução de R$ 0,14 a cada litro de diesel B. eldquo;Com o reajuste anunciado, a Petrobras reduziu, desde dezembro de 2022, os preços de diesel para as distribuidoras em R$ 1,22/litro, uma redução de 27,2%. Considerando a inflação do período, esta redução é de R$ 1,75/litro ou 34,9%erdquo;, disse a estatal em nota. Nos movimentos anteriores deste ano, a Petrobras havia reduzido o preço médio do diesel em suas refinarias em 4,6% em 1º de abril emdash; no que foi na ocasião o primeiro corte de valores deste combustível desde dezembro de 2023 emdash; e em 3,4% em 18 de abril. No início do ano, a Petrobras havia elevado o diesel em R$ 0,22 o litro. À Reuters, o sócio-diretor da Raion Consultoria, Eduardo Oliveira de Melo, afirmou acreditar que a Petrobras repetiu a estratégia do último reajuste e voltou a fazer um movimento conservador, diante de toda a incerteza gerada no mercado por conta da guerra tarifária. Melo ressaltou que, desde o último reajuste, o dólar foi abaixo de R$ 5,65 e houve uma desvalorização adicional do barril do petróleo. eldquo;Eu acho que ela (a Petrobras) adotou mais uma vez o conservadorismo e fica aí com a porta aberta para novos cortes, claro, se o cenário não mudarerdquo;, disse Melo. No último corte, o diretor financeiro da Petrobras, Fernando Melgarejo, disse à Reuters que a Petrobras tem analisado o preço a cada 15 dias. eldquo;Ao que parece, a Petrobras está utilizando esse espaçamento dos 15 dias para analisar as oportunidades, especialmente de redução. Então, ela não precisa fazer tudo de uma vez só, ela faz isso de maneira faseada e é o tempo também de talvez consolidar um pouco mais o cenário, ter uma leitura melhor do cenário econômico mundialerdquo;, acrescentou Melo. O repasse da redução do preço do diesel da Petrobras aos consumidores finais, nos postos, não é imediato e depende de uma série de questões como margem de distribuição e revenda, impostos e mistura de biodiesel. O Goldman Sachs também apontou que, apesar do anúncio de hoje, continua vendo os preços do diesel da Petrobras um dígito médio acima da paridade internacional, enquanto vê os preços da gasolina um dígito baixo acima da referência internacional. O banco vê o anúncio desta segunda como mais um passo em direção à convergência entre os preços locais e a referência internacional. eldquo;Continuamos observando a Petrobras cobrando preços locais acima das referências internacionais, deixando espaço, em nossa opinião, para algumas reduções adicionais de preços. No entanto, acreditamos que a estatal continuará com sua abordagem mais conservadora em sua política de preços e, portanto, convergirá gradualmente para a referência internacionalerdquo;, avalia. Já para distribuidores de combustíveis, isso impõe um obstáculo às margens do 2º trimestre para o setor. eldquo;Embora isso crie algum risco de queda nas margens (perdas adicionais de estoque), observamos que a Petrobras continua cobrando preços acima da referência internacional. Isso poderia, em última análise, encorajar os players independentes a acelerar as importações (e, portanto, implicar em um potencial efeito de excesso de oferta, pressionando ainda mais a lucratividade)erdquo;, avalia o Goldman. (com Reuters e Estadão Conteúdo)

Oito membros da Opep+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Aliados), incluindo Arábia Saudita e Rússia, anunciaram um segundo aumento mensal consecutivo de produção. A organização prevê um crescimento de 411 mil barris por dia para junho, mesmo com os preços do petróleo continuando a cair devido a temores de excesso de oferta e fraqueza econômica. O cartel do petróleo surpreendeu o mercado no mês passado ao anunciar um aumento na produção do mesmo tamanho, mais de três vezes maior do que o esperado. A combinação do aumento da oferta da Opep e os temores de que as tarifas comerciais dos EUA diminuam a economia global fizeram com que o petróleo Brent de referência caísse quase 20% desde 2 de abril para US$ 61 por barril, próximo a uma mínima de quatro anos. A decisão da Opep+ de novamente bombear mais petróleo em um mercado em queda marca uma mudança significativa de abordagem, disse Jorge León, um ex-funcionário da Opep agora na consultoria de energia Rystad. "A Opep+ acabou de lançar uma bomba no mercado de petróleo. A decisão do mês passado foi um alerta. A decisão de agora é uma mensagem definitiva de que o grupo liderado pela Arábia Saudita está mudando de estratégia e buscando participação de mercado após anos de cortes na produção", avaliou. Nos últimos três anos, a Opep+ havia cortado a produção coletiva em quase 6 milhões de barris por dia para sustentar os preços, uma estratégia que inicialmente manteve o petróleo acima de US$ 90 por barril durante grande parte de 2022. Mas sua eficácia diminuiu em meio à demanda fraca, aumento da produção dos EUA e disciplina frouxa de cotas entre os membros. (Financial Times)

A Prio informou na noite de quinta-feira, 1º, que assinou contratos com a Equinor Brasil Energia para a aquisição de participação total de 60% e operação dos Campos de Peregrino e Pitangola por US$ 3,350 bilhões. O negócio, que agregará 202 milhões de barris de reservas e recursos 1P+1C à companhia, será dividido em duas partes: aquisição de 40% de participação, conjuntamente com a operação do campo, e aquisição de 20% de participação. eldquo;Assim, o campo de Peregrino passará a ser detido e operado integralmente pela Prioerdquo;, destaca a empresa em documento enviado à Comissão de Valores Mobiliários (CVM). As aquisições estão sujeitas às condições precedentes usuais para este tipo de operação, como aprovação da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e aprovação do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade). Condições O valor da operação será dividido entre US$ 2,233 bilhões para os 40% e earn-out (cláusula para pagamento futuro) de US$ 166 milhões contingente à conclusão da operação de 20%. A operação de 20% terá um valor de US$ 951 milhões. Os pagamentos devidos na conclusão das aquisições estarão sujeitos aos ajustes até o fechamento da transação. A companhia espera que as operações sejam concluídas entre o final de 2025 e meados de 2026. eldquo;Todos os valores serão pagos utilizando os recursos já disponíveis em conta corrente da Prio, somados à geração de caixa da companhia até o closing (fechamento) da operação e um aumento temporário do nível de alavancagem para aproximadamente 2 vezes a dívida líquida/Ebitda que permanecerá dentro de faixas saudáveis e conservadoraserdquo;, diz a empresa. A Prio foi assessorada pelo banco Jefferies, e pelos escritórios de advocacia Tauil eamp; Chequer Advogados associado a Mayer Brown no Brasil e Mayer Brown International LLP no Reino Unido.

O Ministério de Minas e Energia (MME) ajuizou ação no STJ para que o presidente do tribunal, Herman Benjamin, suspenda liminares que favorecem distribuidoras inadimplentes com as obrigações de compras de créditos (CBIO) do RenovaBio. A estratégia da AGU é impedir decisões novas de decisões de primeira instância na Justiça Federal até que o STJ analise o mérito dos pedidos. A ação ocorre logo após o MME regulamentar a lei 15.082/2024, que prevê um bloqueio na comercialização: fornecedores de combustíveis e biocombustíveis serão impedidos de atender a pedidos de distribuidoras na lista de inadimplentes no RenovaBio emdash; o que tende a desencadear novos apelos aos tribunais. A ação no STJ envolve seis distribuidoras, mas busca estabelecer um precedente e conter a judicialização contra o programa. As empresas citadas na ação são: Small, Royal FIC, Rumos, Art Petro, Biopetro e Stang. Com exceção da Stang, todas possuem processos administrativos abertos na ANP por descumprimento das metas entre 2020 e 2024, envolvendo um total de 4,7 milhões de CBIOs não retirados de circulação. Contudo, segundo dados da ANP de 7 abril, há liminares em vigor revertendo 38 decisões da agência, envolvendo 21 distribuidores e 10,9 milhões de CBIOs. Evitaram o pagamento de R$ 70,5 milhões em multas emdash; uma fração do total, dado que na maioria dos casos judicializados, nem sequer foram definidas as penalidades. A depender do STJ, todas as liminares podem ser suspensas. Disputa pelo mercado A Associação Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis (ANDC) é parte integrante da ação, em defesa de distribuidoras associadas. Ela julga que o RenovaBio é falho e precisa de uma reforma para impedir que a obrigação ambiental se torne um mecanismo de concentração de mercado. A lei 15.082/2024 partiu de uma mobilização de grandes distribuidoras no Congresso Nacional, dentre elas as maiores: Vibra, Raízen e Ipiranga. Ao lado de produtores de etanol e biodiesel. Busca combater, defendem os grupos, uma concorrência desleal com empresas que ganham mercado por não cumprir obrigações, não apenas no RenovaBio, mas na mistura obrigatória de biodiesel.