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Os contratos futuros do petróleo fecharam a sessão desta quinta-feira em forte alta, estendendo os ganhos de ontem após a divulgação de dados de estoques da commodity nos EUA que aliviaram os temores de queda da demanda por combustíveis no país. O contrato do petróleo Brent para outubro - a referência global da commodity - fechou a sessão em alta de 3,13%, a US$ 96,59 por barril, enquanto o do WTI americano para setembro avançou 2,71%, a US$ 90,50 por barril. O índice dólar DXY, que normalmente tem correlação negativa com a commodity, operava em alta de 0,85%, a 107,484 por volta do horário de fechamento do petróleo. Os preços continuam se recuperando depois de terem atingido uma nova mínima de seis meses na terça-feira, em meio a sinais de que a economia americana não desacelerou tanto quanto se temia, aliviando os temores de piora da demanda por energia. O número de pedidos iniciais de seguro-desemprego dos Estados Unidos caiu a 250 mil pedidos, ficando abaixo do consenso projetado por analistas consultados pelo eldquo;The Wall Street Journalerdquo;, de 260 mil pedidos. Já o índice de atividade industrial regional da Filadélfia subiu 19 pontos e voltou ao território positivo depois de duas leituras negativas. O índice ficou em -12,3 pontos em julho, para 6,2 em agosto, e contrariou a expectativa de consenso de leitura a -5 pontos. "A economia americana ainda parece boa e a economia da China pode estar preparada para se recuperar em breve. O impulso de ontem dos dados positivos [para os preços do petróleo] de estoques de petróleo ainda continua", disse Edward Moya, analista sênior da Oanda, em nota. Os dados divulgados ontem indicam que os estoques americanos de petróleo caíram surpreendentes 7,05 milhões de barris na semana passada, contrariando a expectativa dos analistas consultados pelo "The Wall Street Journal", de alta de 100 mil barris no período. Já os estoques de gasolina recuaram 4,64 milhões de barris, com a queda superando com folga a expectativa, que era de recuo de 900 mil unidades.

A Petrobras precisa de um planejamento consistente, apesar de trabalhar com preços de câmbio e barril de petróleo voláteis, defendeu na manhã de hoje o diretor de relacionamento institucional e sustentabilidade da companhia, Rafael Chaves. eldquo;Nossas indústrias são indústrias de longo prazo. O câmbio é volátil, o preço do barril é volátil, mas nosso planejamento não pode ser volátil, precisamos de um planejamento consistente, porque miramos décadas à frenteerdquo;, disse em apresentação a executivos na Firjan na manhã de hoje. O executivo ressaltou também que a estatal estuda investimentos em outras fontes de energia, como eólicas offshore. Mas fez uma ressalva que todos os cenários de transição energética, mesmo que acelerados, ainda preveem o consumo de barris de petróleo até 2050. De qualquer forma, ele afirmou que é importante que a indústria do petróleo reduza emissões na produção. eldquo;As pessoas querem uma energia limpa, barata e segurança energética. É muito difícil atender a todos esses pontos com uma única empresa ou só com uma solução tecnológica. Todas as formas de energia vão coexistirerdquo;, apontou.

O presidente da Câmara, Arthur Lira (PP), afirmou nesta quinta-feira (18), ao comentar sua posição favorável à privatização da Petrobras, que o presidente e candidato à reeleição Jair Bolsonaro (PL) não tem a intenção de agir nessa direção, indicando que o tema deve ser deixado de lado, ao menos por ora. "A Petrobras teria que ter, para ser empresa pública, uma ação social mais presente, ela já não tem, teria que ter investimentos no Brasil, ela já não tem", disse o presidente da Câmara, que é aliado de Bolsonaro, em discurso durante evento do BTG Pactual. "A gente tem que ajustar essas situações." Ao reafimar sua defesa pessoal da privatização da estatal, Lira pontuou, no entanto, que "nem o presidente quer mexer nesse tema". Lira também aproveitou para defender a desvinculação e a desindexação do Orçamento de forma a permitir maior flexibilidade, sem a necessidade de mexer no teto de gastos. Questionado, Lira negou ainda que o reajuste de servidores emdash;recente promessa de Bolsonaro se for reeleitoemdash; seja uma "pauta bomba", como são chamados projetos com impacto fiscal, e ponderou que é uma questão "acumulada". O deputado afirmou que há espaço fiscal para atender à pressão do funcionalismo, assim como à proposta de reajuste dos ministros e servidores do Poder Judiciário, mas acrescentou que o tema terá de ser bastante debatido no Parlamento.

A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) quer antecipar a revisão no preço de referência para o cálculo dos royalties do petróleo no país para beneficiar pequenas e médias empresas que operam no setor. As grandes petroleiras, porém, veem riscos de que o processo possa levar à revisão dos preços também dos grandes campos de petróleo do pré-sal, transferindo parte da margem de lucro do setor para os cofres de estados e municípios. A proposta de revisão foi aprovada em decreto editado nesta quarta-feira (17) pelo governo federal, que justifica mudanças no cenário global de petróleo após a pandemia e a Guerra na Ucrânia. Cita ainda recente aperto nas especificações do combustível marítimo, que valorizaram o petróleo do pré-sal. Os royalties são uma compensação financeira pela extração de recursos naturais, paga à União e aos municípios e Estados produtores. As petroleiras pagam ainda uma espécie de Imposto de Renda sobre campos de grande produtividade, chamada de participação especial. Em 2020, as duas compensações renderam R$ 74 bilhões, divididos entre União, estados e municípios. Localizados em frente aos maiores campos do pré-sal, as cidades fluminenses de Niterói e Maricá são os maiores arrecadadores entre os municípios. O cálculo dessa compensação considera o volume extraído e o preço do petróleo de cada campo emdash;que varia de acordo com sua qualidade, ou seja, os tipos de combustível que ele produz, em comparação com o petróleo Brent, referência global. Petróleos mais pesados, como os dos campos acima da camada de sal, produzem menos gasolina e diesel e tendem a ter um desconto maior com relação ao Brent. Já o óleo do pré-sal é mais leve e produz derivados mais valorizados. Tem também baixo teor de enxofre, o que o torna adequado para produzir combustível de navegação dentro das novas especificações contra a poluição da IMO (sigla em inglês para Organização Marítima Internacional). Executivos do setor dizem que o objetivo principal do decreto é corrigir distorções no cálculo dos royalties para pequenos campos produtores. Sem infraestrutura de escoamento, esses campos são obrigados a vender o petróleo para a Petrobras, que impõe descontos sobre o valor de mercado. Assim, essas empresas estariam pagando alíquotas de royalties sobre preços de referência mais altos do que o valor efetivo de venda da produção. A revisão valeria inicialmente para pequenas e médias empresas. O setor pede ainda revisão na definição de pequenas e médias petroleiras, hoje limitada a empresas que produzem até 10 mil barris por dia. A ANP já discute a redefinição do teto e a Abpip (Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás) pede maior agilidade no processo. Há dúvidas ainda se o petróleo do pré-sal, que já chegou a ser negociado em valores superiores à cotação do Brent no fim de 2019, antes da implementação das novas restrições, passará também por reavaliação, já que o decreto não restringe o escopo de atuação da ANP. A última reavaliação dos preços de referência, em 2017, resultou em despesas maiores para produtores do pré-sal, beneficiando estados e municípios em frente a esses campos. O conturbado processo, que teve ações judiciais das petroleiras e do próprio governo federal recorrendo à Justiça, acabou sendo concluído por força de liminar judicial pedida pelo governo do Rio de Janeiro, principal beneficiado. A regra anterior previa revisão da fórmula de cálculo dos preços de referência a cada oito anos, no mínimo. Assim, a próxima reavaliação deveria ocorrer em 2026, mas o decreto desta quarta-feira permite a antecipação do prazo.

O ministro da Infraestrutura, Marcelo Sampaio, considerou positivo o resultado do leilão da sétima rodada do programa de concessões aeroportuárias, que foi realizado na tarde desta quinta-feira (18) na B3, a bolsa de valores de São Paulo. eldquo;Estamos muito satisfeitos com o resultado de hojeerdquo;, disse o ministro, em entrevista logo após o leilão. eldquo;É um dia de festa para nós. Hoje chegamos à marca de 100 leilões transferidos nos últimos três anos e oito meses. Só na aviação, temos hoje 59 aeroportos do Brasil administrados pelo setor privadoerdquo;, afirmou Sampaio. O leilão de hoje concedeu 15 aeroportos, divididos em três blocos, à iniciativa privada e gerou R$ 2,716 bilhões para o governo. A Aena, empresa espanhola que já detém seis aeroportos na Região Nordeste, foi a vencedora do bloco mais esperado do leilão, que incluía o Aeroporto de Congonhas, em São Paulo, o segundo mais movimentado do país. Sem concorrência, a Aena adquiriu todo o bloco SP-MS-PA-MG, que, além de Congonhas, incluiu os aeroportos de Campo Grande, Corumbá e Ponta Porã, em Mato Grosso do Sul; Santarém, Marabá, Parauapebas e Altamira, no Pará; e Uberlândia, Uberaba e Montes Claros, em Minas Gerais. O valor oferecido pela Aena foi de R$ 2,45 bilhões, o que significou ágio de 231,02% sobre o valor de referência estabelecido em edital. Já o bloco Aviação Geral, formado pelos aeroportos de Campo de Marte, em São Paulo, e Jacarepaguá, no Rio de Janeiro, foi adquirido pela XP Infra IV Fip em Infraestrutura, que ofereceu R$ 141,4 milhões, com ágio de 0,01%. Também não houve concorrência nesse bloco. O Bloco Norte II, integrado pelos aeroportos das capitais do Pará, Belém, e do Amapá, Macapá, foi o único que teve concorrência, sendo disputado pelo Consórcio Novo Norte Aeroportos e pela Vinci Airports. Após uma disputa em viva voz, o bloco foi arrematado pelo Consórcio Novo Norte por R$ 125 milhões, o que significou ágio de 119,78%. Para o ministro, a falta de concorrência no leilão do segundo aeroporto mais movimentado do país não se deveu à pressa do governo em realizar o certame, mas a um eldquo;cenário desafianteerdquo;. eldquo;Ouvimos nos últimos dias a preocupação com o baixo número de proponentes no leilão de hoje, e aí vale destacar que estamos em um cenário macroeconômico no mundo muito desafiante. Temos hoje na Europa um conflito armado na Ucrânia, saímos de uma pandemia e temos um cenário de juros altos no mundo, como um todo. É um cenário mundial muito desafiante. Mas estamos seguindo nosso planejamentoerdquo;, afirmou Sampaio. Sobre o planejamento, o ministro acrescentou que o governo pretende realizar o leilão dos aeroportos do Galeão e Santos Dumont, no Rio de Janeiro, somente no fim do ano que vem. Sampaio destacou, porém, que até o fim deste ano, outros ativos serão concedidos pelo governo: eldquo;Até final deste ano, vamos ter a relicitação do Aeroporto São Gonçalo do Amarante, o aeroporto de Natal. Este é o primeiro ativo vindo para relicitação, e esta é a oportunidade que temos para revisitar os contratos, que serão modernizados.erdquo; eldquo;Além do setor de aviação, vamos ter mais três concessões rodoviárias até o final do ano: os lotes 1 e 2 das rodovias paranaenses. E o leilão da BR-381, em Minas Gerais. No setor portuário, temos 13 arrendamentos portuários, entre os quais, áreas importantes e estratégicas como o STS 53, que é uma área de fertilizante no Porto de Santos, em São Pauloerdquo;, informou o ministro. Ele anunciou mais três desestatizações no setor portuário: a do Porto de São Sebastião, em São Paulo, do Porto de Itajaí, em Santa Catarina, e do Porto de Santos, que é o nosso maior hub logístico do paíserdquo;. Em nota, a Aena informou que a assinatura do contrato de concessão está prevista para fevereiro do ano que vem e que esta foi a eldquo;maior operação internacionalerdquo; realizada pela empresa até hojeerdquo;. Com as concessões de hoje, a empresa espanhola passará a operar uma rede de 17 aeroportos no Brasil.

O término do uso do diesel S500 rodoviário no Brasil, atualmente em estudo pela reguladora ANP, adiciona fator de incerteza para a valoração das refinarias à venda pela Petrobras (PETR3;PETR4), especialmente aquelas que demandarão pesados investimentos para ficarem aptas à produção do S10, um combustível menos poluente, afirmaram fontes com conhecimento do assunto. A falta de clareza sobre o cronograma para a proibição do S500 no país, que deverá ser substituído pelo S10, dificulta o cálculo do valor de mercado em especial de duas refinarias com processo de venda mais atrasado: a Refap, no Rio Grande do Sul, e Repar, no Paraná, ambas capazes de processar mais de 200 mil barris de petróleo por dia, mas com baixo foco no diesel menos poluente. Interessados nas refinarias já lidam com o processo eleitoral e promessas de candidatos de oposição, como as do ex-presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e líder das pesquisas, contrárias ao processo de desinvestimento em refino. O processo de venda da Refap e Repar, além da Rnest (Pernambuco) está ativo, e a empresa esperava assinar acordos de confidencialidade neste mês com os interessados. eldquo;Refap terá problemas. Provavelmente outras também terãoerdquo;, disse um experiente executivo com atuação no setor, ressaltando que a refinaria gaúcha não tem capacidade para fazer o diesel S10, que em algum momento no futuro deverá substituir o S500. eldquo;A Repar (no Paraná) já faz um pouco de S10. Quem pegar (comprar) vai investir para uma adaptação, mas não uma conversão como no caso das outras, o que exige muito mais investimentoserdquo;, disse outro executivo do setor, também na condição de anonimato, para falar livremente sobre o assunto. A proibição do uso do S500, o mais poluente disponível no mercado, é esperada para 2025, segundo indicações da reguladora ANP. De acordo com integrantes do mercado ouvidos pela Reuters, é previsto que a autarquia defina nos próximos meses um cronograma detalhado sobre a substituição pelo S10, que tem menor teor de enxofre. eldquo;A grande pergunta que se faz, internamente na Petrobras, é: como atender à produção de S10 nas refinarias que estão sendo desinvestidas?erdquo;, disse uma terceira fonte, citando a Refap e a necessidade de investimentos. Embora a mudança não inviabilize as vendas, os aportes necessários, que estariam na casa de bilhões, serão colocados na ponta do lápis pelos interessados durante as negociações, segundo outra fonte a par do assunto, o que pode reduzir o valor das propostas de compra. A substituição total do S500, com maior teor de enxofre, está prevista na minuta de resolução do processo que trata de diversas mudanças no diesel A (puro) e B (com adição de biodiesel), para melhoria da qualidade do combustível no país. Fontes próximas às discussões acreditam que a nova resolução sobre o assunto será publicada até o final do ano. Em até quatro meses a partir de então, a ANP deve finalmente definir prazos sobre o cancelamento do S500 no país, em um cronograma que será construído junto com importadores e produtores. O diesel S10 é de uso obrigatório em veículos fabricados a partir de janeiro de 2012. Com isso, a renovação gradual da frota do país já vem mudando a configuração do refino brasileiro. A Petrobras, por exemplo, prevê investimentos de 2,6 bilhões de dólares até 2026, em preparação também para a descontinuidade total do S500 para o cumprimento de metas ambientais. Receberão os aportes a Replan, Reduc, Revap, Gaslub e Rnest, esta última, em Pernambuco, incluída no plano de desinvestimentos. Já a Acelen, do Mubadala Capital, estuda aumentar entre 15% e 20% a capacidade máxima de produção de diesel S10 da refinaria de Mataripe, a primeira vendida pela Petrobras, na Bahia. Segundo dados da ANP, em 2019, antes da pandemia, 62% de todo o volume de diesel produzido pelas refinarias do país foi de S500, enquanto 38% de S10. No primeiro semestre deste ano, essas proporções mudaram para 42% de S500 e 58% de S10. AVALIAÇÕES Para a ex-diretora geral da ANP Magda Chambriard, acabar com o S500 é uma boa ideia do ponto de vista ambiental, mas exigirá adaptação nas refinarias. eldquo;Com certeza diante do investimento necessário, a oferta será bem depreciativa pelas duas refinarias (Refap e Repar). As refinarias vão valer pouco. E quem comprar vai gerar um derivado mais caro que a Petrobras geraria porque vai ter que amortizar um investimento elevadoerdquo;, disse. Os custos relacionados à mudança terão que ser considerados tanto do ponto de vista de capital quanto operacional, segundo o professor de Planejamento Energético da Coppe/UFRJ, Alexandre Szklo. eldquo;Serão necessários investimentos em unidades chamadas de hidrotratamento severo e, com o tempo, o uso de catalisadores mais caros e com maior demanda de hidrogênioerdquo;, disse Szklo. Para o professor da UFRJ Edmar de Almeida, porém, os investimentos extras não devem diminuir o interesse de compradores, que já terão os impactos contabilizados. eldquo;Os novos compradores vão ter que implantar unidades de dessulfurização. É algo bem caro, um investimento pesado. As empresas estudam como será o mercado de combustíveis no Brasil diante da transição energética e novas fontes e vão olhar o horizonte de amortização do ativo em 20 anoserdquo;, disse Almeida. Procurada, a Petrobras afirmou, em nota, que a substituição do diesel S500 pelo S10 é eldquo;uma discussão entre os agentes, conforme anunciado pela ANP, de forma que a regulação possa atingir os objetivos esperados e minimizar os impactos para a sociedade e todos envolvidoserdquo;. A petroleira afirmou, ainda, que atualmente, a venda do S10 corresponde a mais da metade de suas vendas totais de diesel. Questionadas sobre os impactos da mudança sobre as vendas das refinarias, a Petrobras e a ANP não responderam.