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O vice-presidente da República e ministro do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços, Geraldo Alckmin, afirmou no sábado (16/8) que houve crescimento de 108% na venda de eldquo;carros sustentáveiserdquo; em uma unidade da concessionária Prima Via Fiat, em Brasília (DF). Ele fez uma visita ao local e conversou com jornalistas. O aumento considera o mês de julho na comparação com a média de janeiro e junho de 2025. O programa do governo, lançado há cerca de um mês, reduz as alíquotas de IPI dos carros mais leves e econômicos, movidos a energia limpa e que atendam a requisitos de reciclabilidade e segurança veicular. Para veículos compactos com alta eficiência energética e fabricados no Brasil, o IPI foi zerado. Segundo o governo, com a medida, a redução dos preços dos chamados carros de entrada chegou, em alguns casos, a R$ 13 mil, em nível nacional. O programa eldquo;Carro Sustentávelerdquo; contribuiu para um crescimento de 16,7% nas vendas de automóveis, segundo a Associação Nacional dos Fabricantes de Veículos Automotores (Anfavea), considerando o balanço nacional. eldquo;Esse programa do carro sustentável, ele tem importância social, porque é o carro de entrada, é o carro mais barato. Então as pessoas que não tinham acesso ao carro, passam a ter. Ele tem importância econômica, porque a concessionária vende mais. E tem importância ambiental, o carro é sustentávelerdquo;, declarou o vice-presidente após a visita. Alckmin também já visitou concessionárias da Renault, Chevrolet, Volkswagen e Hyundai. Para ter direito ao IPI zero, o carro deve atender alguns requisitos, tais como: emitir menos de 83g de CO2 por quilômetro e conter mais de 80% de materiais recicláveis. (Estadão Conteúdo)

O CEO da Cosan, Marcelo Martins, disse que a companhia gosta da opção de trazer um sócio estratégico para a Raízen e que tem conversado com a sócia Shell sobre essa opção. eldquo;Não faz sentido colocar capital na Raízen hoje. Foco é buscar solução para estrutura de capital da empresa.erdquo; Ele disse que a Cosan está empenhada em trazer esse terceiro sócio estratégico para o negócio. Falando do processo de busca por desalavancagem da companhia, o CFO da Cosan, Rodrigo Araujo, disse que a empresa tem ativos para os quais considera a solução de venda parcial. eldquo;Temos conversas acontecendo e, até o fim do ano, queremos dar indicação clara ao mercadoerdquo;, afirmou. Ele disse, no entanto, que o processo não deve terminar neste ano e que a companhia busca uma dívida próxima de zero na holding. eldquo;Não queremos prejudicar a qualidade do nosso portfólio ao fim do processo de desalavancagemerdquo;, ponderou. A Raízen teve prejuízo líquido de R$ 1,844 bilhão no primeiro trimestre do ano-safra 2025/26 (1º de abril a 30 de junho de 2025) A Raízen registrou prejuízo líquido de R$ 1,844 bilhão no primeiro trimestre do ano-safra 2025/26 (1º de abril a 30 de junho de 2025), revertendo o lucro de R$ 1,066 bilhão obtido em igual intervalo da safra anterior. A receita líquida recuou 6,1%, passando de R$ 57,759 bilhões para R$ 54,218 bilhões na comparação anual. O resultado operacional medido pelo Ebitda (lucros antes de juros, impostos, depreciação e amortização) ajustado somou R$ 1,889 bilhão, queda de 23,4% em relação aos R$ 2,467 bilhões do primeiro trimestre de 2024/25. Segundo a companhia, a redução no trimestre eldquo;reflete o desempenho inferior no segmento de Distribuição de Combustíveis Argentina, pontualmente afetado pela parada para manutenção da refinaria, mais extensa que o previsto, e por efeitos negativos de inventárioerdquo;. O prejuízo líquido também foi influenciado pelo eldquo;aumento das despesas financeiras em razão do maior saldo de dívida e da taxa média do CDIerdquo;, afirmou a empresa. A alavancagem medida pela relação dívida líquida/Ebitda ajustado dos últimos 12 meses subiu para 4,5 vezes, ante 2,3 vezes um ano antes. A dívida líquida avançou 55,8% na comparação anual, atingindo R$ 49,220 bilhões. Os investimentos caíram 23,4%, para R$ 1,704 bilhão. De acordo com a Raízen, o aumento do endividamento reflete, principalmente, eldquo;a substituição de R$ 8,9 bilhões em linhas de capital de giro (operações de convênios com fornecedores e adiantamento de clientes) por instrumentos de dívida mais eficientes e de prazos mais longoserdquo;. Sucessão Martins disse que o tema de sucessão nos negócios é importante e discutido na companhia. No entanto, deixou claro que o poder de decisão é do fundador e sócio controlador da empresa, Rubens Ometto e sua família. A resposta veio após uma pergunta do analista Gabriel Barra, do Citi, que citava o tema da sucessão e questionava sobre a possibilidade de que, na ausência de um sócio estratégico para a Raízen, a Cosan trouxesse um sócio para a empresa mãe. eldquo;Na falta de sócio estratégico na Raízen, não há necessidade de trazer sócio na Cosanerdquo;, pontuou o CEO.

A Petrobras está avaliando um ingresso estratégico na Raízen, joint venture formada pela Cosan e Shell, como parte de sua retomada no mercado de etanol, segundo informações do jornal O Globo. A estatal pondera formatos diversos, como a participação apenas como sócia ou adquirir ativos específicos, com decisão prevista ainda para 2025. A Raízen é uma referência global no setor sucroalcooleiro, sendo a maior produtora de etanol de cana e a única com etanol de segunda geração em escala comercial, por meio de 29 usinas. Além disso, detém uma rede robusta de mais de 8 mil postos Shell no Brasil, Argentina e Paraguai. No entanto, o desempenho recente é desafiador: no primeiro trimestre da safra 2025/26, registrou prejuízo de R$ 1,8 bilhão, em contraste com o lucro de R$ 1,1 bilhão no mesmo período do ciclo anterior. Por sua vez, a Cosan enfrenta endividamento de R$ 17,5 bilhões e prejuízo de R$ 946 milhões no 2º trimestre. Internamente, a Petrobras debate como avançar sem violar a cláusula de não competição com a Vibra (antiga BR Distribuidora), válida até 2029. Entre as estratégias consideradas estão a segregação de ativos ou acordos de governança específicos. Retorno calculado e estratégico Desde 2017, a Petrobras acena com a retomada dos biocombustíveis. Em novembro de 2024, antecipou negociações com players como Raízen, BP e Inpasa, alinhadas ao seu plano estratégico de US$ 111 bilhões entre 2025 e 2029. Essee plano inclui aporte de US$ 2,2 bilhões em usinas de etanol, com foco em entrada rápida via parcerias, ao invés de recomeçar do zero. O movimento sinaliza uma nova fase de protagonismo na cadeia de biocombustíveis, potencialmente ampliando investimentos em tecnologias limpas.

O anúncio de um reservatório de petróleo no pré-sal da Bacia de Santos, no último dia 4, provocou queixa da Federação Única dos Petroleiros (FUP). Não que a instituição que representa trabalhadores da indústria do petróleo seja contra a exploração, mas é que o anúncio foi feito pela multinacional britânica BP Energy. A empresa classificou a descoberta como eldquo;significativaerdquo; e afirmou ser a maior da companhia em 25 anos. O reservatório anunciado fica no bloco Bumerangue, a cerca de 400 metros da costa do Rio de Janeiro. Para efeito de comparação, é quase a distância entre as cidades do Rio e de São Paulo (417 km). A insatisfação da FUP é pelo fato de o bloco pertencer cem por cento à BP, sem participação da Petrobras. O direito de explorar o bloco foi arrematado em 2022, em leilão da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), órgão regulador da indústria do petróleo, vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME). Em comunicado divulgado após o anúncio de Bumerangue, a FUP considera que a descoberta mostra eldquo;os riscos da entrega do pré-sal ao capital estrangeiro e os retrocessos causados pela flexibilização do regime de partilhaerdquo;. eldquo;A operação reforça a perda de controle nacional sobre recursos estratégicoserdquo;, diz o coordenador-geral da entidade, Deyvid Bacelar. Mudança na lei Bacelar critica a Lei 13.365, de 2016, que desobriga a Petrobras de ser operadora de todos os blocos do pré-sal. O texto alterou uma legislação de 2010, fazendo com que a Petrobras tenha o chamado direito de preferência, isto é, pode escolher se quer ou não ser operadora. Em caso positivo, terá participação de ao menos 30% do consórcio explorador. À época, os defensores da mudança diziam que desobrigar a Petrobras de ser operadora de todos os blocos seria um alívio para a situação financeira da companhia, que enfrentava grave crise em 2016, na esteira da Operação Lava Jato, e apresentava dificuldade para investir. O então presidente da estatal, Pedro Parente, entendia que a obrigatoriedade impedia a empresa de escolher as opções que atendessem melhor ao interesse dela. Para a FUP, a flexibilização abriu espaço para importantes descobertas pelas petroleiras internacionais. A representação de trabalhadores aponta ainda que a mudança fez com que blocos pudessem ser arrematados com menor ágio, ou seja, pagando mais barato. Em Bumerangue, a BP ofereceu à União parcela de óleo excedente de 5,9%, caracterizando ágio de 4,24%. Ágio é a diferença entre o excedente mínimo exigido pelo leilão e o oferecido pelo lance. eldquo;A mesma BP ofertou apenas 6,5% no bloco Tupinambá, arrematado em 2023, consolidando uma tendência de baixa compensação ao país e alta concentração de exploração por empresas estrangeiraerdquo;, diz Deyvid Bacelar. Como funciona o leilão A descoberta do pré-sal foi tão significativa para o potencial de produção de petróleo brasileiro que levou o governo e#9472; com o aval do Congresso nacional e#9472; a mudar o regime que autorizava as empresas a explorarem a riqueza submersa. Dessa forma, nas áreas de pré-sal vigora o regime de partilha. Nesse modelo, além de a petroleira pagar o chamado bônus de assinatura, a produção de óleo excedente (saldo após pagamento dos custos) é dividida entre a empresa e a União. Quando é realizado o leilão, vence o direito de explorar a companhia que oferece a maior parcela de lucro à União, ou seja, maior percentual do excedente. As empresas pagam também royalties. Essa regra é diferente do modelo de concessão, válido nos demais blocos de óleo e gás. No modelo tradicional, o risco de investir e encontrar endash; ou não endash; petróleo é da concessionária, que se torna dona de todo o óleo e gás que venham a ser descobertos. Além do bônus de assinatura ao arrematar o leilão, a petrolífera paga royalties e participação especial (no caso de campos de grande produção). Tanto no leilão de Bumerangue quanto no de Tupinambá, a BP disputou sozinha. Em Tupinambá, o ágio foi de 33,20%. Indústria defende modelo A indústria do petróleo defende o modelo atual, com a Petrobras tendo apenas o direito de preferência. Procurado pela Agência Brasil, o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás e#9472; que representa empresas do setor, entre elas a Petrobras e#9472; afirmou que a atual política brasileira de exploração e produção de óleo e gás, que prevê a presença de múltiplos operadores, tem demonstrado resultados positivos. eldquo;A atuação de vários operadores, inclusive no pré-sal, permite aumentar o conhecimento geológico da região, acelerar a exploração e maximizar o potencial da baciaerdquo;, defendeu o presidente do IBP, Roberto Ardenghy. eldquo;O IBP defende que a presença de diversas empresas, nacionais e internacionais, com suas diferentes tecnologias e expertises, distribui o risco, promove maior competição, atrai investimentos e, consequentemente, amplia a arrecadação de royalties e participações especiais para o país. Isso resulta em maior valor para a sociedade brasileira", completou. A Agência Brasil pediu comentários à Petrobras sobre o modelo atual de preferência sem obrigatoriedade, mas não recebeu retorno. Na última sexta-feira (8), durante teleconferência com analistas e investidores, a presidente da companhia, Magda Chambriard, foi questionada sobre participação em outros tipos de leilão, como o de áreas não contratadas (quando o governo vende direitos de produção de campos ainda não contratados). Na resposta, Chambriard afirmou que eldquo;a empresa estará sempre presente em toda e qualquer oportunidade de leilão da ANPerdquo;. eldquo;O território brasileiro é nossa casa e, quando se oferta áreas do pré-sal, então, nem se fala, claro que estaremos presentes do leilão, é do nosso interesseerdquo;, respondeu. Entretanto, Magda Chambriard ponderou os interesses da empresa. eldquo;Independentemente de qualquer coisa, isso só vai acontecer se fizer sentido econômico para nós. Ninguém aqui está pensando em nenhuma aventura desmedida. Se o projeto for bom, se o projeto estiver valendo a pena e se estiver previsto no nosso plano de negócios, é essa direção que vamos seguirerdquo;, afirmou. Procurada pela Agência Brasil, a ANP afirmou que não cabe à instituição, enquanto agência reguladora, comentar leis aprovadas pelo Congresso. eldquo;A ANP cumpre a legislação em vigor e implementa políticas emanadas do governoerdquo;, disse em nota. O MME não respondeu ao pedido de comentários. Prós e contras O professor Geraldo Ferreira, do Departamento de Engenharia Química e Petróleo da Universidade Federal Fluminense (UFF), lembrou que a alteração na lei e na postura da Petrobras se deu após mudança de governo, com a presidência de Michel Temer (2016-2018), o que Ferreira classifica como eldquo;mais orientada para o mercadoerdquo;. eldquo;A gestão da Petrobras também é trocada para ficar em sintonia com os novos tempos do mercadoerdquo;, diz o professor, que cita prós e contras na mudança de legislação. Ele assinala que, desonerando a Petrobras de ter que investir em todas as áreas, há uma flexibilidade que permite eldquo;desenvolvimento mais rápido onde a empresa não priorizariaerdquo;. Por outro lado, Ferreira acredita que há eldquo;enfraquecimento do controle estratégico do setor de óleo e gás pelo Estado brasileiroerdquo;. Entre os efeitos desse enfraquecimento estão eldquo;menor participação governamental por barril em alguns contratos, coordenação mais fraca para a política industrial e maior risco de subfinanciamento do Fundo Social emdash; especialmente em empresas de petróleo com lances baixos, como a Bumerangueerdquo;. O Fundo Social foi criado para que parte dos recursos que o governo arrecada no pré-sal seja destinada a áreas como saúde, educação e meio ambiente. Para Ferreira, o atual cenário é mais favorável a empresas estrangeiras e isso, não necessariamente, é um incentivo para a indústria brasileira do petróleo. "Somente se combinada com condições firmes e inteligentes que transformem a presença de operadores estrangeiros em capacidade doméstica, provendo a industrialização, formação de recursos humanos e absorção de tecnologiaerdquo;, diz. Caso contrário, completa o especialista da UFF, o Brasil será mero exportador de commodities (matérias-primas negociadas em larga escala e com preços internacionais). eldquo;Como ocorre desde o passado, sendo exemplos o ouro e diamante em Minas Gerais no século 19erdquo;, acrescenta. Ferreira acredita também que a não onipresença da Petrobras no pré-sal resulta em eldquo;não haver mais garantia de liderança na coordenação do desenvolvimento de vários blocos, com planejamento e implantação associada de infraestruturaerdquo;. Outros leilões O próximo leilão de exploração será daqui a pouco mais de dois meses. É o 3º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha, marcado para 22 de outubro. Estarão em disputa 13 blocos exploratórios, localizados nas bacias de Santos e Campos. Quinze empresas se habilitaram, entre elas as brasileiras Petrobras, Prio e 3R (Brava Energia), e as multinacionais Chevron (Estados Unidos), Ecopetrol (Colômbia), Equinor (Noruega), Petrogal (Portugal), Petronas (Malásia), QatarEnergy (Catar), Shell (anglo-holandesa), Total Energies (França), Karoon (Austrália), além das chinesas Cnooc e Sinopec. Em junho, a ANP realizou o leilão do 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão, que incluía áreas na Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, região considerada eldquo;o novo pré-salerdquo;, com expectativa de grandes descobertas. A Petrobras já detém blocos na região, mas ainda precisa de autorização do Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama), autoridade ambiental ligada ao Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima. Foram oferecidos 19 blocos na região, sendo a Petrobras um dos destaques, com 10 áreas arrematadas, todas em consórcio com a americana ExxonMobil. Nove blocos foram adquiridos pela Chevron em consórcio com a chinesa CNPC.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda nesta sexta-feira (15) devolvendo parte dos ganhos da véspera, enquanto investidores seguem com atenção voltada ao encontro entre os presidentes dos Estados Unidos, Donald Trump, e da Rússia, Vladimir Putin. Na Nymex (New York Mercantile Exchange), o petróleo WTI para setembro fechou em queda de 1,81% (US$ 1,16), a US$ 62,80 o barril - com recuo de 1,7% na semana. Já o Brent para outubro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 1,48% (US$ 0,99), a US$ 65,85 o barril. Na semana, o Brent cedeu -1,1%. O mercado segue ponderando que, embora Trump tenha alertado sobre "consequências severas" caso Putin não concorde com um cessar-fogo, ele também expressou otimismo de que algo sairá do encontro. O republicano afirmou que quer rapidamente o fim do conflito entre Rússia e Ucrânia e ressaltou que "não ficará feliz" se não acontecer hoje. Enquanto o preço de hoje do petróleo indica um possível relaxamento de tensões geopolíticas, a falta de um acordo pode exercer pressão de alta sobre os preços, diz Neil Crosby, da Sparta Commodities. "A ausência de acordo pode muito bem significar mais pressão sobre a Rússia e seus compradores também, o que pode levar a Índia ainda mais profundamente ao mercado spot de petróleo e até fazer com que seu governo determine que todas as refinarias se afastem do petróleo russo", disse. Segundo o BofA (Bank of America), as tensões no Irã, com a falta de negociações sobre o programa nuclear, e conflitos regionais podem aumentar o prêmio de risco geopolítico após o verão do hemisfério Norte. A decisão de setembro do Grupo dos Oito dentro da Opep+ (Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados) também pode pressionar os preços do petróleo, caso não haja outros fatores compensatórios. Investidores seguem digerindo relatório da AIE desta semana que apontou que a oferta da commodity deve crescer em ritmo mais de três vezes superior ao da demanda. *Com informações da Dow Jones Newswires (Estadão Conteúdo)

O CEO do grupo Ultra, Rodrigo Pizzinatto, afirmou nesta quinta-feira (14) que a proposta de revisão das regras de venda de gás de cozinha no Brasil "abre espaço para o crime organizado" e deveria ser rejeitada. A revisão regulatória está sendo debatida pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) e traz de volta propostas que já foram debatidas, mas nunca colocadas em prática, como o fim da exclusividade de marca e o enchimento parcial de botijões. "A proposta em estudo pela ANP de fim de respeito à marca e enchimento fracionado coloca em risco a segurança da população no segmento de envasado, abrindo espaço para irregularidades e crime organizado, como no caso do México", afirmou Pizzinatto. Em nota, a ANP diz que ainda não apresentou propostas para a nova regulação, mas que não faz sentido afirmar que alternativas em estudo abririam espaço para a atuação do crime organizado no setor. O relatório da análise de impacto regulatório que gerou as críticas, diz o órgão, "deixa claro que, no caso de adoção dessas alternativas, as empresas terão que adotar medidas de segurança e rastreabilidade dos botijões, que permitirão não apenas manter, como melhorar a fiscalização, que já é realizada pela ANP". O raro questionamento público à agência reguladora foi feito em teleconferência com analistas para detalhar o balanço do segundo trimestre de 2025, quando o Ultra lucrou R$ 1,2 bilhão. O grupo controla a Ultragaz, uma das cinco grandes empresas que dominam o setor de distribuição de gás de cozinha no país, ao lado de Supergasbrás, Copagaz, Liquigás e Nacional Gás Butano. Juntas, elas são responsáveis por cerca de 80% das vendas do setor. A redução da concentração é um dos argumentos da ANP e do governo para debater a mudança nas regras. O objetivo é buscar alternativas para permitir a entrada de novas empresas no setor, informou a agência, na nota. "sem prejudicar o controle e fiscalização do mercado por parte da ANP". Entre as alternativas criticadas por grandes distribuidoras, estão o enchimento parcial de botijões e de permissão para que empresas encham botijões de outras marcas. A avaliação é que abririam espaço para empresas oportunistas, que poderiam operar sem a necessidade de grandes investimentos. Falam ainda de riscos provocados pelo enchimento de botijões fora de bases de distribuição e pela falta de requalificação dos botijões, que é feita no processo de destroca. A ANP, porém, afirma que já existe enchimento fracionado no país, como por exemplo, no caso de recipientes utilizados em empilhadeiras, a partir de centrais de GLP, instaladas em unidades dos consumidores. E que o estudo concluiu que essa alternativa não aumenta riscos. Diz ainda que os grandes distribuidores já enchem botijões de outras marcas e que a maior parte dos vasilhames hoje disponíveis no mercado pertencem a consumidores e revendedores. Em ambos os casos, completa, a implantação de um novo sistema de rastreamento dos botijões, que o setor alega não existir em outros países, facilitaria a fiscalização e o controle sobre requalificação dos botijões. Defensores das alternativas estudadas pela agência dizem elas reduziriam o preço do botijão, já que eliminam o processo de destroca dos vasilhames para que cada empresa encha apenas o de sua marca e permitem a instalação de bases avançadas de enchimento em mercados longe das refinarias. Pizzinatto questionou na teleconferência o argumento, dizendo que a destroca representa apenas R$ 0,50 do preço final do botijão, hoje em R$ 107,49, segundo a ANP. Ele defendeu ainda que a margem das distribuidoras tem se mantido estável nos últimos cinco anos. O setor vem sendo alvo de críticas frequentes do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), que determinou à AGU (Advocacia- Geral da União) pedir investigações sobre os preços do botijão de gás no país.