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Governo federal e Senado ganharam 54 dias extras para encontrar recursos que possam compensar a desoneração da folha da concedida a 17 setores de uso intensivo de mão de obra e a municípios com menos de 156 mil habitantes, que vem gerando conflito e desgaste político desde o fim do ano passado. No novo prazo, concedido pelo ministro Edson Fachin, do Supremo Tribunal Federal (STF), o mais provável é que às medidas propostas pelo Legislativo se acresça o aumento da Contribuição Social Sobre Lucro Líquido (CSLL) sugerida pela Fazenda. Seja qual for o arranjo apresentado até 11 de setembro, não encerrará definitivamente a questão, diz Cristiano Corrêa, professor Finanças do Ibmec São Paulo. Isso porque, não é difícil supor que em 2027 haverá uma nova batalha para a manutenção do benefício e aí novos recursos deverão ser apresentados. Como colocar um ponto final nessa história? Corrêa avalia que a resposta está numa reforma estruturante da tributação sobre o trabalho a ser enfrentada após a tramitação da Reforma Tributária que teve como foco os impostos sobre consumo. - Benefício dado, ainda mais um que tem um efeito importante como a desoneração sobre o resultado das empresas é complicado retirar. Para 99% das empresas é vantajoso deixar de pagar 20% sobre a folha e recolher de 1% a 4,5% sobre o lucro. Acabar com a desoneração de uma hora para outra seria um desastre político para o governo e muito ruim para as empresas, com desdobramentos possíveis sobre emprego e inflação. Mas essa é uma questão que precisa ser enfrentada de forma ampla, estruturante. É preciso discutir a tributação sobre a folha e sobre o resultado das empresas de forma geral e não discutir desoneração de setores - diz o professor do Ibmec São Paulo. A discussão do impacto das desonerações na alíquota geral paga por todos, feita na tramitação da Reforma Tributária, avalia Corrêa, vai colocar luz sobre a discussão de benefícios tributários pela sociedade. - É preciso discutir um sistema que seja sustentável. O modelo atual não é bom. Passando a Reforma Tributária precisamos pensar um novo passo. O que a gente faz é tampar buraco. Até porque o grau de importância para o empregado, para o empresário, é relativa. Se você perguntar para um setor, ele vai dizer que aquele é mais importante do que o outro. Lógico, cada um vai ter a sua justificativa e todas elas são pertinentes. Agora a sociedade entendeu que quando se desonera um setor ou produto alguém vai pagar, o dinheiro é um só, não adianta trocar do bolso direito para o esquerdo, só há uma arrecadação - ressalta Correa. Na avaliação de Fernando de Holanda Barbosa Filho, pesquisador sênior da área de Economia Aplicada do FGV Ibre, como no Brasil benefício dado, mesmo que em caráter temporário, se cristaliza, é necessário se aprofundar na análise prévia de qualquer concessão e criar ferramentas que garantam que em caso de reavaliação se não ficar comprovada a relação custo benefício efetivo a medida seja suspensa. - Hoje não se consegue suspender medidas ineficazes que não provocam o efeito desejado, pois os setores beneficiados não permitem. Tão menos é possível ampliar programas com bem avaliados, pois os recursos são finitos e não se consegue verbas para aumentá-los. Ou seja, numa situação fiscal já tão complicada como a brasileira, esses programas acabam criando maior ineficiência - destaca Holanda, defensor da extinção da desoneração da folha de pagamento.

Apesar de todo o foco em uma transição energética, a indústria do petróleo dos Estados Unidos está em alta, extraindo mais petróleo bruto do que nunca do xisto sob o solo do oeste do Texas. Depois de anos de prejuízos com perfuração horizontal e fraturamento hidráulico, as empresas que ajudaram o país a se tornar o principal produtor global de petróleo deram a volta por cima e estão gerando lucros robustos. As ações de algumas empresas de petróleo e gás, como Exxon Mobil e Diamondback Energy, estão em níveis recordes ou perto disso. O renascimento da indústria após perdas durante a pandemia de Covid-19 se deve em grande parte às forças de mercado, embora a guerra da Rússia na Ucrânia tenha ajudado. Os preços do petróleo nos EUA têm girado em torno de US$ 80 o barril desde o início de 2021, em comparação com cerca de US$ 53 nos quatro anos anteriores. O fato de que o preço e a demanda por petróleo têm sido tão fortes sugere que a transição para energia renovável e veículos elétricos levará mais tempo e será mais turbulenta do que alguns ativistas climáticos e líderes mundiais esperavam. O sucesso das empresas de petróleo não é apenas resultado de preços mais altos. Sob pressão de Wall Street para melhorar os retornos financeiros, as empresas que sobreviveram ao colapso dos preços do petróleo em 2020 praticamente abandonaram a estratégia de crescimento financiada por dívida que impulsionou o boom do xisto nos EUA. Muitas reduziram os gastos e cortaram custos demitindo trabalhadores e automatizando mais de suas operações. Desde 2021, poços de petróleo e gás nos 48 estados continentais movimentaram mais de US$ 485 bilhões em fluxo de caixa livre, o dinheiro restante após os gastos com operações e novos projetos, de acordo com estimativas da consultoria Rystad Energy. Na década anterior, a indústria gastou quase US$ 140 bilhões a mais do que arrecadou. "As pessoas costumavam nos chamar de marinheiros bêbados", disse Steve Pruett, CEO da produtora de petróleo e gás Elevation Resources, com sede em Midland, Texas, um polo do setor na Bacia do Permiano. "Espero que estejamos nos livrando dessa reputação agora." De forma curiosa, o sucesso financeiro das empresas de petróleo dos EUA tem sido um órfão político. Nem o presidente Joe Biden nem o ex-presidente Donald Trump celebram as recentes vitórias da indústria. Biden tem sido relutante em aplaudir as empresas de petróleo, dada a importância que ele atribui ao combate às mudanças climáticas. No entanto, o presidente e seus aliados têm assumido a responsabilidade pela queda nos preços da gasolina depois que eles dispararam em 2022, quando a Rússia invadiu a Ucrânia. Trump tem ignorado em grande parte o sucesso da indústria e a retratou como uma vítima que precisa de salvação. Ele prometeu, se eleito, reverter as políticas climáticas de Biden e incentivar as empresas de petróleo a "perfurar, baby, perfurar", o que poderia reduzir os preços do petróleo e os lucros corporativos. As consequências ambientais do renascimento financeiro da indústria do petróleo são mistas. Produzir e queimar combustíveis fósseis libera gases de efeito estufa que aquecem o planeta. Mas preços mais altos do petróleo também estão tornando formas mais limpas de energia mais atraentes, disse Samantha Gross, diretora do grupo de pesquisa Brookings Institution. "Não vamos sair desse negócio porque a oferta foi reduzida, porque há bastante dela", disse Gross. "Vamos sair do negócio porque a demanda diminuiu." Isso ainda não aconteceu. Embora o petróleo represente uma parcela menor da matriz energética global do que antes da pandemia, em parte devido ao crescimento dos veículos elétricos, a sede pelo combustível continua a aumentar. A demanda global atingiu um recorde de mais de 100 milhões de barris por dia em 2023, um aumento de 2,6% em relação a 2022, de acordo com o Statistical Review of World Energy. A Bacia do Permiano, uma vasta extensão de torres de bombeamento de petróleo e arbustos de mesquite que se estende do oeste do Texas até o leste do Novo México, fornece aproximadamente 6,4 milhões de barris por dia de petróleo bruto, ou quase metade de toda a produção dos EUA. Disparadas e recessões são a norma na região, com a economia respirando conforme o preço do petróleo sobe e desce. Com o petróleo sendo negociado em torno de US$ 80 o barril, os hotéis estão lotados, as estradas estão congestionadas com caminhões e o desemprego é baixo emdash;2,4% em maio na área de Midland. A taxa de desemprego nacional em junho foi de 4,1%. A produção média de petróleo na região deve aumentar 8% este ano em relação a 2023, de acordo com estimativas federais. "Vamos perfurar poços assim pelos próximos 40 anos", disse Kyle Hammond, diretor da Permian Deep Rock Oil, uma pequena operadora que está perfurando e fraturando dezenas de poços horizontais sob a cidade de Midland. Barreiras sonoras imponentes protegem os bairros vizinhos do zumbido de um gerador e do apito de caminhões dando marcha à ré. Muitas empresas de petróleo estão apostando alto no Permiano. A Exxon, agora a maior produtora, pretende aumentar a produção de petróleo e gás na região em cerca de 50% até o final de 2027. "Isso reflete o fato de que há demanda lá fora", disse Bart Cahir, que lidera a divisão de xisto da empresa. No entanto, a mesma restrição orçamentária e melhorias tecnológicas que tornaram muitas empresas de petróleo mais lucrativas também pesaram sobre os muitos empreiteiros e fornecedores que os servem. No final de 2018, as empresas estavam operando cerca de 490 plataformas de perfuração no Permiano e bombeando cerca de 4 milhões de barris de petróleo por dia, mostram dados federais. Hoje, estão produzindo mais de 6 milhões de barris com cerca de 310 plataformas ativas. Isso significa menos negócios para as empresas que operam equipamentos de perfuração e fornecem moradia para os trabalhadores que se deslocam para o campo de petróleo. "Não é como os booms do passado em que as pessoas largam tudo para trabalhar", disse John Odette, diretor de operações da Crew Support Services, que opera uma dúzia de complexos de casas móveis em todo o Permiano. "As pessoas têm sido um pouco mais reservadas." Os complexos da empresa, conhecidos como man camps [acampamentos de homens], estão cerca de 85% ocupados, mas os preços estão muito mais baixos do que eram antes da pandemia, disse Odette. Um quarto que teria custado US$ 100 por noite em 2018 agora rende de US$ 50 a US$ 80, disse ele. E embora os preços do petróleo estejam bem acima do que a maioria das empresas precisa para gerar um retorno saudável, o gás natural é tão abundante aqui que às vezes não tem onde colocá-lo. Nem sempre há capacidade suficiente nos gasodutos para enviá-lo para estados ou países onde há forte demanda por esse combustível. Por vários dias neste mês, os preços do gás natural no oeste do Texas foram negativos, caindo para quase US$ 4 negativos por milhão de unidades térmicas britânicas, uma unidade padrão de medida para gás natural, de acordo com a Seamp;P Global Commodity Insights. Isso significa que, em vez de serem pagos pelo combustível, os produtores tiveram que pagar a outras empresas para levá-lo. Os preços estagnados ampliaram a frustração de muitos executivos com Biden, que neste ano suspendeu as aprovações de novos terminais de exportação de gás natural. Neste mês, um juiz ordenou ao governo Biden que suspendesse a pausa, embora os analistas tenham dito que a decisão provavelmente terá pouco efeito imediato. Mesmo nas melhores circunstâncias, novos terminais levam muitos anos para serem planejados, autorizados e construídos. "Precisamos desesperadamente desses terminais agora para criar um mercado para o gás", disse Suzie Boyd, consultora de Midland que ajuda os produtores a vender petróleo e gás. Dentro da indústria, a campanha presidencial está alimentando uma ansiedade sobre o futuro. Uma grande maioria dos executivos de petróleo e gás apoia os republicanos, mas alguns deles reconhecem que sua indústria muitas vezes se sai melhor com um democrata na Casa Branca. Os democratas tendem a impor regulamentações mais rígidas, que limitam a produção, mantendo os preços mais altos do que seriam em um ambiente menos regulado, pensam. Seja o que acontecer na eleição de novembro, o futuro da indústria do petróleo depende de uma questão maior: o que acontecerá com a demanda global por petróleo? A Agência Internacional de Energia, uma organização multilateral com sede em Paris, espera que a demanda global por petróleo atinja o pico antes do final da década, à medida que mais pessoas e empresas compram carros elétricos e dependem de energia eólica e solar. Mas muitos executivos do setor de petróleo e a Opep dizem que o consumo continuará crescendo até a década de 2030, se não além. (The New York Times)

O preço médio da gasolina nos postos brasileiros subiu 2,2%, ou R$ 0,13 por litro, na semana passada, com repasses do reajuste anunciado pela Petrobras na segunda-feira (8). Também reajustado na refinaria, o botijão de gás ficou 0,8%, ou R$ 0,90, mais caro. Segundo a pesquisa semanal de preços dos combustíveis da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis), a gasolina foi vendida pelos postos brasileiros, em média, a R$ 5,97 por litro. É o maior valor desde outubro de 2023, já descontada a inflação. O repasse foi menor do que os R$ 0,15 por litro estimados pela Petrobras quando anunciou o reajuste, o que indica que a pesquisa de preços da ANP pode detectar nova alta esta semana. Segundo o Paranapetro, sindicato de postos do Paraná, as distribuidoras repassaram, em média R$ 0,30 por litro no estado. "Além do preço da Petrobras, altas do etanol também costumam ter reflexo na gasolina vendida pelas distribuidoras", afirmou, em nota. Foi a primeira mudança no preço da gasolina nas refinarias da Petrobras desde outubro de 2023, quando a empresa reduziu o valor. Motivado pela alta do petróleo e do dólar, o aumento desta segunda, porém, não foi suficiente para eliminar a defasagem em relação às cotações internacionais. Na abertura do mercado desta quarta-feira (17), o preço da gasolina nas refinarias da estatal estava, em média, 7%, ou R$ 0,23 por litro, abaixo da paridade de importação medida pela Abicom (Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis). O preço do diesel, que a Petrobras mantém inalterado desde o fim de 2023, estava 10%, ou R$ 0,39 por litro, também abaixo da paridade da Abicom. Em sua nova estratégia comercial, a Petrobras usa a paridade de importação como teto de preços e geralmente opera abaixo desse indicador. Mesmo inalterado nas refinarias em 2024, o diesel vem subindo nas bombas. Na semana passada, segundo a ANP, o diesel S-10 foi vendido, em média no país, a R$ 6,01 por litro, o maior valor desde que o fim de abril. O preço da gasolina nas bombas subiu 4,1% no primeiro semestre de 2024, segundo estudo da ValeCard com base em transações comerciais em mais de 25 mil postos brasileiros. A alta reflete aumentos nos preços do etanol hidratado. "O preço do etanol, utilizado na mistura da gasolina, também influencia o preço final do produto. As oscilações na produção e oferta de cana-de-açúcar, principal matéria-prima do etanol, podem impactar seus preços", afirma a ValeCard. O preço do etanol anidro teve alta acumulada de 10,4% no primeiro semestre, também segundo a empresa. Na semana passada, segundo a ANP, subiu mais 2,8%, ou R$ 0,11 por litro, para R$ 3,96 por litro. A agência detectou ainda repasses do reajuste de segunda ao preço do gás de cozinha. O botijão de 13 quilos, mais usado em residências, fechou a semana a R$ 101,75, alta de 0,8%, ou R$ 0,90, em relação à semana anterior. O produto não sofria reajuste nas refinarias da Petrobras desde julho de 2023, quando houve redução. A abrangência da pesquisa semanal de preços da ANP foi reduzida este mês devido a cortes orçamentários. O número de coletas foi reduzido em 43% e o número de cidades pesquisadas caiu de 459 para 358.

Após um começo de gestão com movimentos ambíguos em relação ao meio ambiente e ao uso de combustíveis fósseis, o governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT) chega a um ano e meio de mandato com um discurso crescentemente consolidado em defesa da exploração do petróleo. Um dos principais argumentos é o de que os recursos gerados são imprescindíveis para financiar a transição energética do país. Apesar disso, membros de três ministérios consultados pela Folha reconhecem que não há um plano formal para usar o dinheiro na descarbonização e uma pessoa diz que talvez tal documento nem venha a existir, colocando em dúvida os fundamentos da retórica oficial. A defesa do petróleo como financiador da transição energética apareceu nas últimas entrevistas do presidente Lula, que encampou o discurso de integrantes da sua Esplanada, como Alexandre Silveira (Minas e Energia). Em entrevista à Folha, no final de março, Ana Toni, secretária de mudança do clima do Ministério do Meio Ambiente, liderado por Marina Silva, problematizou a ausência do plano e afirmou que sem ele não há como garantir a aplicação dos recursos fósseis para fins teoricamente sustentáveis. Questionado sobre o tema, o Ministério de Minas e Energia cita a existência do Fundo Social do Pré-Sal, criado em 2010 para reunir recursos do petróleo e destiná-los, dentre outras finalidades, a mitigação e adaptação às mudanças climáticas. Mas levantamento do TCU (Tribunal de Contas da União) mostra que, após 14 anos, os R$ 146 bilhões arrecadados deixaram de ser aplicados nesse fim e foram usados até no abatimento da dívida pública. Marcelo Rodrigues Alho, auditor-chefe da Unidade de Auditoria Especializada em Petróleo, Gás Natural e Mineração do TCU, afirma que a principal inspiração para o fundo brasileiro foi o da Noruega. Concebido como um instrumento de longo prazo, já acumula mais de US$ 1 trilhão e usa apenas os rendimentos de aplicações financeiras. "A lógica era de uma poupança acumulada ao longo do tempo e que fizesse aplicações financeiras. Porque são recursos finitos, em algum momento vamos deixar de produzir petróleo", afirma. A auditoria concluiu que o fundo brasileiro precisa, para deixar de ser atropelado pela destinação a diferentes áreas, da criação de dois organismos fundamentais previstos na lei do fundo; mas que, na prática, não existem. O TCU enviou há pouco mais de dois meses à Casa Civil a determinação para a instauração efetiva dos dois colegiados (um comitê de gestão e um conselho deliberativo) endash;o que precisa ocorrer até outubro. "O que se deseja é uma estrutura que gere recursos e permita a geração de riqueza, em substituição a uma cadeia de negócios que vai se extinguir com o tempo. A cadeia do petróleo gera muito dinheiro para o país, mas essa fonte vai se exaurir", afirma Alho. A defesa pela exploração vem acumulando argumentos no governo em diferentes frentes emdash;como em estudo recente da EPE (Empresa de Pesquisa Energética), vinculada ao Ministério de Minas e Energia. A estatal afirma que o Brasil pode arrecadar R$ 3,7 trilhões até 2055 com novos campos e que tais recursos podem ser usados para a transição. Visões similares já foram expostas por diferentes integrantes da administração, como o próprio ministro Silveira; Magda Chambriard, presidente da Petrobras; Luciana Costa, diretora de Transição Energética e Mudança do Clima do BNDES (Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social); Rosangela Buzanelli, conselheira da Petrobras; e Tabita Loureiro, presidente interina da PPSA (Pré-Sal Petróleo). Ambientalistas, no entanto, demonstram ceticismo sobre o discurso oficial e veem contradição entre a postura interna do governo e as promessas no debate internacional. Para eles, a situação é agravada pela inesperada pressão da gestão sobre o Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis) por licenciamentos em novos campos de petróleo. Mariana Mota, coordenadora de Políticas Públicas do Greenpeace Brasil, diz que a estratégia da transição poderia ser debatida com a sociedade caso houvesse um projeto transparente na mesa. "Acontece que o governo não tem garantido como o dinheiro chegará, nem cronograma, nem metas, nem nada, só resta um discurso vazio de financiar a transição", afirma. "O que vemos hoje é que os planos para transição energética do governo Lula arrastam os pés, enquanto os para explorar mais petróleo correm", diz. Claudio Angelo, coordenador de política internacional do Observatório do Clima (rede de entidades ambientalistas), diz que é falso o discurso do petróleo financiando a transição energética. "É uma mentira, uma espécie de negacionismo climático moderno, dizer que precisamos do dinheiro do petróleo para a transição", afirma. "Empresas de óleo e gás não estão bancando a transição em nenhum lugar do mundo. Só 1% dos investimentos em renováveis vêm dessas empresas", diz ele, citando como exceção a Noruega. "Petróleo nunca bancou, não banca hoje e não bancará transição alguma", completa. Para ele, Lula precisa decidir se quer liderar a missão de manter a meta do Acordo de Paris de limitar o aquecimento global a 1,5º Celsius (em relação à era pré-industrial) ou explorar petróleo. "Não dá para fazer as duas coisas, [...] porque a Agência Internacional de Energia já disse que a única chance de manter o 1,5 é se nenhum novo projeto fóssil for licenciado no mundo", afirma. Na equipe econômica, a falta de um plano é minimizada diante da justificativa de que, no Brasil, a matriz elétrica já é em grande parte limpa e que a agenda de descarbonização da economia, voltado em grande parte ao setor de transportes, pode ser impulsionado por outras iniciativas que não os recursos do petróleo. Fazem parte dessa agenda as mudanças legislativas em diferentes frentes, como a de tributação específica para carros emdash;prevista no recém-sancionado programa Mover, que prevê mais imposto quanto mais poluente o veículo. Também estão na lista regulamentações voltadas a biocombustíveis, eletrificação da frota de ônibus, combustíveis sustentáveis para a aviação e hidrogênio verde. Pela lógica usada nessa ala do governo, o uso dos recursos do petróleo é importante para ajudar já no curto prazo, direcionando recursos, na verdade, para outro destino: a redução da pobreza, representada no Orçamento principalmente pelo Bolsa Família emdash;que demanda cerca de R$ 170 bilhões por ano. O ministro Silveira já afirmou que vê o Brasil explorando petróleo até o país ter indicadores sociais de países desenvolvidos. Recentemente, em audiência pública, ele defendeu que o país conheça suas potencialidades no petróleo para decidir se as explora. Em nota, o MME afirma que o uso do dinheiro do petróleo para a transição energética já é uma realidade no Brasil, com iniciativas planejadas e alinhadas entre o setor produtivo e sociedade civil, com parte dos recursos de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDI) previstos nos contratos de exploração para o desenvolvimento e apoio a tecnologias verdes. "Recursos de PDI de petróleo e gás natural já financiam mais de 200 projetos sobre energia solar, hidrogênio, energia eólica, captura e armazenagem de carbono, modelagem e prevenção de impactos ambientais, entre outros, correspondendo a um montante de R$ 1,1 bilhão em investimentos", afirma a pasta.

O país tem avançado em pontos importantes da agenda político-econômica, como testemunhamos com a aprovação da reforma tributária no final de 2023. Foi um passo importante em razão do potencial de modernização do sistema tributário brasileiro sobre o consumo e uma sinalização positiva para a economia. Entretanto a busca pelo equilíbrio tributário não pode onerar atividades industriais estratégicas que atraem grandes volumes de investimentos, geram emprego, renda e rompem fronteiras tecnológicas. Uma medida que afetará negativamente a indústria com desdobramentos em diversos elos da cadeia produtiva é a possível incidência do imposto seletivo no setor de óleo e gás, que está na base de uma infinidade de setores. A introdução do imposto seletivo terá impacto direto na competitividade do setor, pois o aumento de carga tributária poderá gerar um efeito cascata de ampliação de custos sobre diversos segmentos econômicos. E o resultado certamente será o encarecimento dos preços ao consumidor. Esse novo imposto torna o mercado brasileiro de óleo e gás menos atrativo para os investidores, além de refletir negativamente na balança comercial, já que o petróleo é um dos principais itens de exportação do país. Na realidade, exportaremos tributo, já que o projeto de lei complementar 68/2024 propõe a incidência do imposto seletivo no petróleo que será comercializado para o exterior. E isso é péssimo para a competitividade do produto e para a economia brasileira. A indústria de óleo e gás já é altamente tributada, grande pagadora de impostos, além de royalties e participações especiais, taxações estas que têm como objetivo justamente compensar potenciais danos socioeconômicos e ambientais. Portanto, não nos parece fazer sentido imputar mais uma taxação ao setor de óleo e gás, que possui cobrança com objetivos semelhantes. O setor é impactado com até 70% de carga tributária sobre a renda de óleo e gás, incluindo nesse pacote: 1 - compensações financeiras: royalties e participações especiais; 2 - tributos sobre a renda: IRPJ, CSSL, Cide; e 3 - tributos sobre o consumo: IPI, PIS/Cofins, ICMS e ISS. Somente nos últimos cinco anos, o setor de óleo e gás arrecadou R$ 395 bilhões em royalties e participação especial. Outro efeito do imposto seletivo recairá sobre projetos de reindustrialização do país. A taxação do petróleo e do gás natural, insumos importantes para as indústrias, acabará por gerar impactos negativos em programas do governo como "Gás para Empregar" e o "Gás para Indústria". Além do mercado de gás natural, que sofrerá desestímulo em sua produção, a geração de energia elétrica e a fabricação de fertilizantes também podem ser impactadas porque demandam gás nos processos de geração via termelétricas e na produção de insumos. O impacto nas cadeias produtivas emdash;e não só na do gás naturalemdash; é extremamente prejudicial para a economia do país, traduzindo-se em oneração de preços de bens e serviços, somada a possibilidade de cumulatividade tributária ao longo da cadeia. A produção de derivados de petróleo (combustíveis líquidos, gás de cozinha, asfalto, borracha, lubrificantes) também sofrerá com a incidência do imposto seletivo. Dada a relevância do segmento de combustíveis para a movimentação da economia, em que todos os setores dependem em maior ou menor medida, a cobrança do novo imposto impactará diretamente os custos de transporte de cargas, fretes, mercadorias e pessoas. Como podemos ver, a incidência do imposto seletivo sobre a extração de petróleo e gás natural vai contra a essencialidade dos produtos gerados para a matriz energética nacional e gera fortes impactos na economia brasileira. É muito diferente da natureza e do propósito de tributos semelhantes no exterior: sobretaxar produtos nocivos que sobrecarregam os sistemas de saúde, tais como bebidas alcoólicas e cigarros. A racionalidade e a simplificação que a reforma tributária almeja passam também por evitar a oneração de atividades industriais que são a base para o crescimento da economia do país e a geração de empregos. (Roberto Furian Ardenghy)

A Petrobras e o fundo Mubadala, que controla a Acelen, empresa dona da refinaria de Mataripe (BA), avançaram nas negociações para a volta da estatal à unidade vendida em 2021, segundo pessoas a par das negociações. Os valores do negócio ainda não foram fechados, mas a refinaria de Mataripe, quando foi vendida pela estatal, em 2021, custou US$ 1,65 bilhão à Acelen. O mais provável, segundo apurou o Estadão/Broadcast, é que a Petrobras recompre integralmente a refinaria, em linha com o desejo do governo federal e com a disposição da Acelen em vender a operação com petróleo e entrar como sócia da estatal em um projeto de energia renovável que teria início do zero. O levantamento de informações (due diligence) para a formalização do negócio já foi finalizado pela Petrobras, informaram pessoas que acompanham o caso. Procurada, a Petrobras informou que ainda não houve decisão sobre a recompra da refinaria. O fundo Mubadala não comentou o assunto. Sob o governo Lula 3, a Petrobras tem sinalizado um retorno ao modelo de gestão adotado nos governo petistas anteriores e se afastado das estratégias seguidas durante as presidências de Michel Temer e Jair Bolsonaro. No final do ano passado, por exemplo, a companhia cancelou a venda da Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (Lubnor), alegando que algumas condições precedentes para transferência não foram concluídas. A refinaria no Ceará havia sido vendida no final do governo Bolsonaro por US$ 34 milhões (R$ 167,3 milhões) a um grupo especializado em asfaltos. A estatal também se movimentou para enterrar de vez plano de privatização de refinarias. Em maio deste ano, o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) aprovou as novas versões dos acordos com a Petrobras na área de refino e gás, o que autorizou a companhia a manter cinco refinarias que estavam no plano de vendas desde 2019. Em relação à refinaria de Mataripe, haveria uma possibilidade menor de a Acelen preservar uma participação pequena, próxima a 20%, para configurar um compromisso cruzado com a nova unidade de biorrefino da qual seria sócia da estatal. Essa unidade seria focada na produção de diesel verde e combustível de aviação sustentável (SAF). A operação poderia usar o fruto da palmeira nativa brasileira macaúba, como já indicou a Acelen no passado. Dentro da Petrobras, o assunto ainda evolui na diretoria executiva e se espera, no cenário mais otimista, que a estatal faça uma proposta vinculante para a recompra da refinaria em setembro. Nesse calendário, a tendência é de que o negócio só seja efetivamente fechado em 2025. Mas tudo isso requer apreciação do tema pelo conselho de administração da companhia, o que ainda não aconteceu, disseram integrantes do colegiado e do próprio governo. A diretoria executiva terá a chance de atualizar o conselho sobre os planos de recompra de Mataripe em sua próxima reunião, em 26 de julho, ou em encontros futuros, considerando que a reunião seguinte, em 8 de agosto, coincide com divulgação de balanço e deve ser tomada pela discussão acerca dos dividendos do segundo trimestre. O aval definitivo do colegiado ao negócio tende a acontecer mais perto da formalização da proposta. Conforme apurou o Estadão/Broadcast, o presidente do conselho da Petrobras, o secretário de petróleo e gás do Ministério de Minas e Energia (MME), Pietro Mendes, ainda não fechou a pauta da reunião do dia 26. A evolução das tratativas, ao menos dentro da Petrobras, coincide com os prazos dados pela gestão anterior. O ex-presidente Jean Paul Prates, favorável a uma sociedade com a Acelen e não recompra total, chegou a dizer que a companhia teria uma posição fechada sobre o tema entre junho e julho. Antes da troca de comando, a diretoria promovia estudos para avaliar diferentes cenários, com aquisições na casa dos 50%, 80% e até 100% do ativo. Não está claro se esses estudos foram concluídos. Nas poucas vezes em que falou sobre o tema, a atual presidente da estatal, Magda Chambriard, não deu maiores detalhes e disse que questões relacionadas ao parque de refino estavam sendo avaliadas, mas, a jornalistas, na saída de sua posse, em 19 de junho, não descartou a recompra de Mataripe. eldquo;Se for um bom negócio, por que não?erdquo;, disse a jornalistas no fim de maio. Preço Uma aresta das negociações, segundo pessoas que estão dos dois lados da mesa, é o preço a pagar pela refinaria de Mataripe. Haveria consenso sobre um negócio a preço de mercado, que considere as melhorias feitas pela Acelen na unidade, mas ainda não se chegou a um número mágico. Antiga Rlam do sistema Petrobras, a refinaria de Mataripe foi vendida pela estatal à Acelen em 2021 por US$ 1,65 bilhão, na esteira do acordo entre a petroleira e o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) para reduzir seu monopólio no setor. Pessoas que atuam da parte vendedora argumentam que o ativo foi aprimorado, assim como diversificado o seu portfólio de produtos em busca de maior valor agregado, o que teria de ser reconhecido no valor da recompra que, portanto, deve superar os US$ 1,65 bilhão ou R$ 9 bilhões de três anos atrás. Depois da Rlam, a Petrobras chegou a vender duas unidades menores na sequência (Six e Reman), mas travou uma série de vendas de refinaria de porte maior no Sul e no Sudeste primeiro por motivação econômica (alta de preço dos derivados no mercado mundial com a guerra na Ucrânia) e, mais recentemente, por razões políticas, quando da volta de Lula e sua lógica estatista ao poder. Com a Acelen eldquo;isoladaerdquo; no mercado nacional, a Petrobras aumentou o volume de produção de diesel e gasolina e passou a disputar mercados da Acelen no Nordeste com produção originada em outras regiões, que chegavam a preços competitivos em função dos custos menores de produção, facilitados pelo óleo bruto próprio, enquanto a Acelen compra ou importa óleo bruto a preços de mercado. Esse contexto de sufocamento comercial levou a Acelen a buscar formalmente no fim do ano passado para buscar uma sociedade ou revenda do ativo.