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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.

Em levantamento apurado pelo Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), que consolida o comportamento de preços das transações nos postos de combustível, trazendo uma média precisa, na primeira quinzena de julho, os motoristas que abastecem com diesel voltaram a pagar mais caro, e o tipo comum do combustível novamente ultrapassa a média de R$ 6 - sendo a última registrada em maio - com alta de 0,67% ante o fechamento de junho. Já o tipo S-10 teve acréscimo de 1,15% nas bombas, com o litro à média de R$ 6,15. eldquo;Verificamos que, ainda que sem compor o conjunto de combustíveis, como a gasolina e gás de cozinha, que tiveram altas recentes no repasse às refinarias, o litro do diesel começa o mês um pouco mais custoso. A oscilação do dólar e o biodiesel caro podem estar entre os fatores que refletem esse comportamento nas bombas, uma vez que desde agosto do ano passado ele não sofre aumento aos distribuidores. Fato esse que quando observamos as suas médias ao longo de todo o ano, o diesel não teve um grande pico de variação, oscilou entre R$ 5,90 e R$ 6, o comum, e o tipo S-10 chegando ao maior valor médio agora, a R$ 6,15, ante o menor de R$ 6,07, registrados em março e junhoerdquo;, pondera Douglas Pina, Diretor-Geral de Mobilidade da Edenred Brasil. Na análise regional do período, assim como no fechamento do mês anterior na Região Norte estiveram as médias mais altas para ambos os tipos de diesel, com o comum a R$ 6,71 (+1,51%) e o S-10 a R$ 6,51 (+1,09%). Cenário que também não mudou entre os valores mais baixos, que estão nos postos da Região Sul, com o litro do tipo comum vendido a R$ 5,90 (+0,85%) e o S-10, a R$ 5,96 (+1,19%). Já no recorte por Estado, alguns se destacam pelas altas variações, como no Sergipe, onde os motoristas chegaram a pagar 9,56% a mais pelo tipo comum, vendido à média de R$ 7,45; e na Bahia, onde o tipo S-10 aumentou 3,80% ante o fechamento de junho, com o litro a R$ 6,28. Juntas, são as maiores altas em todo o território nacional. O Paraná concentrou as menores médias do País para os dois tipos de diesel, sendo o comum a R$ 5,82 (+0,52%) e o S-10 a R$ 5,93 (+1,37%). Os estados que concentram o litro mais caro entre os postos brasileiros são o Sergipe, com o comum vendido a R$ 7,45, e o Amapá, com o S-10, a R$ 7,44. O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log, com uma robusta estrutura de data science que consolida o comportamento de preços das transações nos postos, trazendo uma média precisa, que tem grande confiabilidade, por causa da quantidade de veículos administrados pela marca: mais de 1 milhão, com uma média de oito transações por segundo. A Edenred Ticket Log, marca da linha de negócios de Mobilidade da Edenred Brasil, conta com mais de 30 anos de experiência e se adapta às necessidades dos clientes, oferecendo soluções modernas e inovadoras, a fim de simplificar os processos diários. (Edenred Ticket Log)

A produção de biocombustíveis no Brasil atingiu marco histórico em 2023, refletindo o crescimento robusto no setor e a diversificação das fontes de energia renováveis no país. Juntos, etanol e biodiesel somaram quase 43 bilhões de litros produzidos, alcançando recorde histórico. Os dados estão no Anuário Estatístico Brasileiro do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis 2024, divulgado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). eldquo;Esses resultados fortalecem a posição do Brasil como líder na produção e uso de biocombustíveis no cenário global, contribuindo significativamente para a matriz energética nacional e para a redução das emissões de gases de efeito estufa. É o Brasil na liderança da transição energética justa e inclusiva, trazendo desenvolvimento econômico e beneficiando o nosso povoerdquo;, apontou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira. Entre os destaques do estudo, está o etanol que registrou alta de 15,5%, totalizando 35,4 bilhões de litros produzidos. A produção de etanol anidro, que é misturado à gasolina nos postos, aumentou 13,5% em relação ao ano passado, enquanto a de etanol hidratado, vendido separadamente na bomba, cresceu 16,8% no mesmo período. A região Sudeste liderou a produção nacional de etanol, com um volume de 17,2 bilhões de litros, respondendo por 48,5% da produção brasileira. Outros aumentos significativos foram observados nas regiões Nordeste, Sul, e Centro-Oeste. Na área do biodiesel, a produção nacional foi de mais de 7,5 bilhões de litros, impulsionada pela elevação do percentual de mistura obrigatória ao diesel para 12%, a partir de 1º de abril de 2023. A região Sul destacou-se como a maior produtora, com 3,1 bilhões de litros, seguida pela região Centro-Oeste, com 3 bilhões. O biometano, outro importante biocombustível, também apresentou crescimento significativo. Em 2023, a produção foi de 74,9 milhões de m³, um aumento de 12,3% em relação ao ano anterior. Para acessar o documento clique aqui. (Via MME)

Os preços do petróleo experimentaram um aumento modesto hoje, após uma queda maior do que o previsto nos estoques de petróleo dos EUA. Os futuros do petróleo Brent tiveram um aumento de 13 centavos, fechando em US $ 85,21 o barril, enquanto o petróleo bruto US West Texas Intermediate (WTI) subiu 31 centavos, fechando a US $ 83,16 o barril. O aumento nos preços ocorre depois que o petróleo Brent avançou 1,6% e o petróleo WTI 2,6% na quarta-feira. Dados da Administração de Informação de Energia dos EUA revelaram uma queda significativa nos estoques de petróleo dos EUA em 4,9 milhões de barris na última semana. Esse declínio foi notavelmente maior do que a queda de 30.000 barris que os analistas previam em uma pesquisa da Reuters e superou a queda de 4,4 milhões de barris relatada pelo American Petroleum Institute. Na frente da demanda, o sentimento do mercado foi reforçado pela perspectiva de próximos cortes nas taxas de juros nos Estados Unidos e na Europa. Taxas de juros mais baixas normalmente estimulam o poder de compra e, consequentemente, aumentam a demanda por petróleo. Declarações de autoridades do Federal Reserve na quarta-feira indicaram que o banco central está se aproximando de uma decisão de cortar as taxas de juros devido a uma perspectiva de inflação mais favorável e um mercado de trabalho mais equilibrado, sugerindo uma possível redução nos custos de empréstimos em setembro. Além disso, a economia dos EUA exibiu crescimento a uma taxa leve a modesta entre o final de maio e o início de julho, mas as empresas estão antecipando uma desaceleração no futuro próximo. Na Europa, o Banco Central Europeu deve manter suas taxas de juros durante a reunião de quinta-feira, mas sinalizou que um futuro corte de taxa é provável. Os observadores do mercado também estão prestando muita atenção aos desenvolvimentos de políticas de uma importante reunião de liderança na China, concluída hoje. Além disso, o enfraquecimento do dólar americano pela terceira sessão consecutiva contribuiu para o aumento dos preços do petróleo, já que um dólar mais fraco torna as commodities precificadas em dólar, como o petróleo, mais acessíveis para os investidores que usam outras moedas. A Reuters contribuiu para este artigo.

A Petrobras está muito perto de retomar a refinaria de Mataripe, no Recôncavo Baiano, vendida para a Acelen em 2021. Segundo fontes ouvidas pelo InvestNews, já houve entendimento sobre o preço e os prazos da operação com a Mubadala Capital, controlador da Acelen. O anúncio, que depende apenas de detalhes na formatação do contrato entre Acelen e Petrobras, deve sair em algumas semanas. Mas a transferência, de fato, deve ocorrer até o primeiro trimestre do ano que vem. Mataripe é a segunda maior refinaria do país e concentra 14% da capacidade de refino brasileira. Comprada em 2021 por US$ 1,65 bilhão pela Acelen, Mataripe tem sido alvo de controvérsia desde a mudança de governo em 2023 e o próprio Mubadala tem sinalizado interesse em eldquo;devolvererdquo; o ativo para a estatal. Procurada, a Acelen informou que a Mubadala Capital é quem está conduzindo as negociações. Já o Mubalada diz que não comenta o assunto. Do lado da Petrobras, a resposta é de que não houve qualquer decisão da Diretoria Executiva ou do Conselho de Administração nesse sentido. A venda de Mataripe para a Mubadala ocorreu no contexto dos desinvestimentos da Petrobras: em 2019, a estatal assinou um termo de compromisso com o Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) de vender metade do seu parque de refino a fim de encerrar uma investigação sobre conduta anticompetitiva no setor. Ao mesmo tempo, esse seria um caminho para tornar a petroleira mais enxuta e eficiente, em linha com a política que foi adotada pelo governo Michel Temer, que assumiu em 2016. Em maio deste ano, entretanto, atendendo a um pedido da estatal, o Cade liberou a Petrobras desse compromisso, abrindo caminho para a eldquo;devoluçãoerdquo; do ativo. O mal-estar entre Acelen e Petrobras já tinha começado muito antes, na virada para o governo do petista Luiz Inácio Lula da Silva. Lula vem insistindo na ideia de que a Petrobras deveria investir mais em refinarias e considera um erro a venda da Acelen e de outras duas refinarias (a de Manaus, no Amazonas, e a Clara Camarão, no Rio Grande do Norte), realizadas no governo do ex-presidente Jair Bolsonaro. Braço-de-ferro A Acelen controla a refinaria de Mataripe, mas segue sendo cliente da Petrobras. Ou seja, é a estatal quem fornece o insumo básico endash; o óleo cru endash; para Mataripe. E, segundo apurou o InvestNews, a Acelen passou a sofrer pressão por parte da estatal desde a mudança de governo. As pressões passam pela venda de petróleo mais caro e também com composição química inadequada, situações que afetam o resultado do negócio. A Petrobras argumenta que eldquo;não é a única fornecedora de óleo cru no Brasilerdquo;, que a produção dos seus concorrentes supera a capacidade de processamento dos refinadores independentes e que a Acelen tem escolhido comprar seu petróleo eldquo;por considerar a Petrobras como sua melhor alternativa técnica e econômicaerdquo;. Após meses nesse embate, a Mubadala aceitou negociar a devolução do ativo. As conversas foram iniciadas no fim do ano passado, e chegam agora em sua reta final.