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A StoneX divulgou uma análise detalhada sobre os mercados de diesel e gasolina, destacando a recuperação das margens de refino e as perspectivas de demanda. Na última semana, o contrato mais ativo do NY Harbor ULSD, principal indicador de diesel nos Estados Unidos, terminou o período estável, com uma leve queda acumulada de 0,2%, fechando a sexta-feira (01) a USD 2,2342 por galão. No entanto, o crack-spread entre o NY Harbor ULSD e o WTI avançou 7,4% na semana, totalizando USD 24,56 por barril, o maior valor desde o início de setembro. Esse aumento foi influenciado pela melhora no PMI industrial da China e pela queda nos estoques de diesel nos Estados Unidos e na Europa, indicando um mercado mais apertado no médio prazo, o que pode favorecer uma recuperação das margens de refino. Enquanto isso, o mercado de gasolina também apresentou movimentações importantes. O contrato mais ativo do RBOB, referência da gasolina nos EUA, registrou uma leve queda de 0,68%, cotado a USD 1,96 por galão na sexta-feira (01). Essa queda foi inferior à do petróleo, sendo influenciada pela queda não antecipada dos estoques de gasolina nos Estados Unidos e por perspectivas mais positivas para o consumo nos próximos meses. A StoneX destaca que, para 2025, a demanda brasileira por gasolina deve se recuperar significativamente, devido à melhora nas condições econômicas e na confiança do consumidor, impulsionando uma retomada na procura por combustível. Esse cenário reflete um mercado de combustíveis que, apesar das quedas nos preços, ainda enfrenta desafios, com margens de refino crescendo especialmente para o diesel. A combinação de uma recuperação na demanda global e a redução dos estoques em mercados chave sugere que os próximos meses podem ser de aperto na oferta, o que pode gerar pressões no preço.

O petróleo fechou em queda nesta sexta-feira (8) pressionado sobretudo pela alta do dólar em meio a sinais de uma gestão protecionista do presidente eleito dos EUA, Donald Trump. Investidores também temem uma deterioração do cenário de demanda, sobretudo após a China deixar a desejar com as novas medidas de estímulos fiscais. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para dezembro fechou em queda de 2,73% (US$ 1,98), a US$ 70,38 o barril, enquanto o Brent para janeiro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), teve perdas de 2,32% (US$ 1,76), a US$ 73,87 o barril. Na semana, contudo, o WTI teve alta de 1,2% e o Brent avançou 1,05% A queda do petróleo é acentuada à medida que riscos de que o furacão Rafael afete a produção de petróleo e gás dos EUA diminuíram e investidores seguem ponderando como futuras políticas de Trump poderão afetar a oferta da commodity. Trump planeja aumentar drasticamente as sanções contra o Irã e restringir suas vendas de petróleo como parte de uma estratégia agressiva para reduzir o apoio de Teerã a agentes do Oriente Médio e seu programa nuclear, de acordo com a Dow Jones Newswire. À tarde, o Financial Times revelou que Trump convidou o ex-representante comercial Robert Lighthizer para voltar ao cargo. Lighthizer é conhecido por defender políticas protecionistas e uma posição dura contra a China. A notícia acelerou os ganhos do dólar, o que ajudou a pressionar o petróleo. eldquo;As preocupações do lado da demanda sobre a desaceleração do consumo global sugerem uma perspectiva de baixa no curto e médio prazo para o petróleo brutoerdquo;, diz Joseph Dahrieh, da Tickmill, em uma nota. Segundo a Commerzbank, há risco de um excesso de oferta significativo da commodity no próximo ano, principalmente se a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados (Opep+) manter o plano de aumento de produção no início de 2025. eldquo;Até lá, acreditamos que o preço do petróleo tem pouco espaço para se recuperarerdquo;, declara o banco.

A Vibra (VBBR3), maior distribuidora de combustíveis do país, apurou lucro líquido consolidado de R$ 4,2 bilhões no terceiro trimestre de 2024 (3T24), mais que triplicando (aumento de 234,7%) seu resultado na comparação com o mesmo período do ano passado, mostrou relatório de resultados divulgado nesta terça-feira (5). O lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado da companhia de energia somou 1,99 bilhão de reais no mesmo período, declínio de 14,8% no comparativo anual, mas acima da expectativa média de analistas de 1,5 bilhão de reais, conforme dados da LSEG. De acordo com a empresa, o 3T24 destacou-se como o melhor trimestre do ano para a Vibra, reafirmando a eficácia de sua estratégia de gestão para resultados e a capacidade de entregar valor de forma consistente. eldquo;A companhia segue focada em manter uma posição competitiva robusta, com estratégias de sourcing, logística e pricing bem estabelecidas, preparadas para aproveitar as oportunidades do próximo cicloerdquo;.

A Vibra Energia se diz pronta para encerrar contratos menos vantajosos para proteger a rentabilidade da companhia, ainda que isso signifique um menor avanço do market share. Em teleconferência com acionistas sobre o resultado da companhia no terceiro trimestre, o presidente da companhia, Ernesto Pousada, e o diretor financeiro da Vibra, Augusto Ribeiro, comentaram sobre a saída de uma grande rede de postos de serviço. Segundo Ribeiro, a decisão partiu da Vibra. O executivo reconhece que a medida afetou o market share da companhia, que teria crescido um pouco em rede de postos, mas a avaliação é que a estratégia cumpriu seu objetivo. eldquo;Super incrementalmente, ele tem até uma melhora unitária da minha margem. E nós estamos prontos para tomar outras decisões desse nível quando encontrarmos clientes que não façam sentido a gente seguirerdquo;, informou Ernesto Pousada. O presidente da Vibra avalia que o negócio da empresa eldquo;não tem uma grande dependência de um ou outro clienteerdquo;. Assim, a Vibra deve seguir buscando valorizar as margens e avançando em mercados como agronegócio e mais embandeiramentos vantajosos para a empresa, áreas que devem receber mais investimentos em 2025 em comparação com 2024. Para ler esta notícia, clique aqui.

A petroleira baiana PetroReconcavo vai construir uma segunda Unidade de Processamento de Gás Natural (UPGN) na Bahia para dar independência às operações da petroleira no Estado emdash; hoje dependente da UPGN Catu, da Petrobras emdash; e reduzir à metade o custo com processamento do produto. O vice-presidente comercial e de novos negócios da companhia, João Vitor Moreira, disse ao Estadão/Broadcast que o empreendimento vai permitir maiores margens e, também, a redução do preço da molécula na ponta. Fundada em 1997, a PetroReconcavo é uma das petroleiras independentes mais tradicionais do Brasil e segue produzindo em campos maduros em momento de amadurecimento do chamado mercado de eldquo;junior oilserdquo; no País. Moreira detalhou à reportagem os planos de construção da infraestrutura a um custo total aproximado de US$ 60 milhões. A PetroReconcavo ainda negocia os detalhes finais do contrato EPC (engenharia, gestão de compras e construção) e deve anunciar a empresa responsável nas próximas semanas. A petroleira, afirmou o executivo, pode tanto arcar com os custos por meio de equity, quanto captar novamente recursos no mercado de dívidas, visto que tem baixa alavancagem, com relação dívida líquida/Ebitda próxima a 0,6 vez. O planejamento é que a UPGN Miranga, instalada no polo de produção de gás natural de mesmo nome, seja construída entre 2025 e 2026, passando por ajustes finais e licenciamento junto à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) ao longo de 2027, com prazo final em dezembro daquele ano. A previsão é que a unidade opere regularmente em 2028. Segundo o executivo, a companhia segue avaliando a construção de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte. A alternativa seria buscar novas melhorias nas condições contratuais com a Brava Energia, empresa dona da UPGN de Guamaré, onde a PetroReconcavo processa o gás natural produzido no estado. A Brava é a empresa resultante da fusão entre 3R Petroleum e Enauta. Mudança na Bahia A nova unidade na Bahia terá uma capacidade inicial de 950 mil metros cúbicos (m³) por dia, com possibilidade de expansão para até 1,5 milhão m³/dia. Hoje a PetroReconcavo utiliza principalmente a UPGN de Catu, da Petrobras, na qual processa cerca de 1 milhão de m³/dia de gás, o equivalente a dois terços da capacidade total da planta da estatal. Na Bahia, a petroleira já tem uma UPGN própria, São Roque, ligada diretamente à malha de distribuição da Bahiagás e que, atualmente, processa 200 mil m³/dia, metade da capacidade instalada. eldquo;A UPGN Catu (Petrobras) opera desde a década de 1970 e todos os demais produtores do onshore na Bahia precisam acessar essa planta, o que poderia ser um gargalo para a nossa produção no futuroerdquo;, diz Moreira. Segundo o executivo, a manutenção da operação nos moldes atuais, vinculada às instalações da Petrobras, poderia comprometer o plano de incremento da produção da PetroReconcavo a partir de 2027. Redução no custo de processamento eldquo;Além disso, tem um racional econômico muito forte: estimamos uma redução de 50% no custo de processamento na comparação com o que a Petrobras nos cobra hoje. Isso passa pelo fato de que vai ser um ativo mais novo, enxuto e adaptado a tecnologias atuaiserdquo;, acrescenta. Segundo Moreira, a eldquo;filosofiaerdquo; do projeto olha para a capacidade maior, de 1,5 milhão m³/dia. eldquo;Vamos construir e licenciar para 950 mil m³/dia, o suficiente por enquanto. Mas quando for preciso, faremos uma expansão rápida, por meio de trocas e ajustes na plantaerdquo;, explica. Ele acrescenta que essa expansão pode vir na esteira de uma demanda externa, com a PetroReconcavo atuando como prestadora de serviço a terceiros, conforme compartilhamento de infraestrutura previsto na nova lei do gás. eldquo;Não contamos com isso nesse momento, mas, hoje, nada impede que um player interessado pleiteie e a gente franqueie o uso de uma parte da capacidade da UPGNerdquo;, afirma. Conexão com malha de transporte À diferença da UPGN São Roque, a planta a ser instalada no Polo Miranga será conectada à malha da transportadora TAG, mas sem a necessidade de construção de gasodutos relevantes. eldquo;Vamos usar a malha que já estava lá, fazendo a menor turbulência possível no sistema que já existeerdquo;, disse o executivo ao justificar a instalação da nova planta próxima à interconexão já existente da UPGN Catu com a malha da TAG. eldquo;Gostamos muito da Bahiagás, mas não queremos ficar expostos a um único cliente. Temos contratos com Potigás (RN), Copergás (PE), Sergás (SE) e outras distribuidoras. Queremos acessar todo o mercado via transporte e, por isso, vemos muito valor nessa interconexão com a TAGerdquo;, afirmou o vice-presidente da PetroReconcavo. Como fica operação no Rio Grande do Norte No Rio Grande do Norte, por ora, nada muda e a petroleira segue utilizando largamente a UPGN Guamaré, da Brava. Segundo Moreira, as tratativas com a direção da Brava, presidida por Décio Oddone, são boas e uma prova disso seria a postergação dos contratos de uso da infraestrutura neste segundo semestre. Ainda assim, disse ele, a PetroReconcavo segue avaliando a opção de construir uma planta própria na região. eldquo;Nossa filosofia é avaliar opções que existem e uma opção é sim construir uma planta própria. Existe capacidade para todo mundo que produz lá e seria muito mais eficiente que as duas empresas chegassem a uma solução satisfatória. Seguimos avaliando o cenário, porque ainda precisamos de uma solução melhor do que a existente hoje. Precisamos de um contrato que não estimule uma solução independenteerdquo;, disse o vice-presidente da PetroReconcavo. Segundo Moreira, no Rio Grande do Norte, a questão é puramente econômica, e não passa por uma limitação de capacidade emdash; como na Bahia emdash;, uma vez que a Brava é dona de três plantas com capacidade total de 5 milhões de m³/dia, o que seria mais do que o suficiente para acolher as expansões da sua própria produção e da PetroReconcavo. eldquo;Guamaré tem 1,5 milhão m³/dia de capacidade de processamento, do qual tomamos pouco menos de um milhão. Mas ainda existem duas plantas ociosas (da Brava) que, junto com a primeira, perfazem uma capacidade total de 5 milhões m³/dia de gáserdquo;, detalhou.

Do Oiapoque ao Chuí. A máxima já conhecida pela maioria dos brasileiros é a nova meta que está sendo perseguida pela indústria do petróleo. Se no extremo Norte do país, a exploração na Foz do Amazonas ainda depende de aval ambiental do Ibama, as petroleiras, lideradas pela Petrobras, já iniciaram investimentos para desbravar o Sul do Brasil com a pouco conhecida Bacia de Pelotas. No Sul, Pelotas foi leiloada em dezembro de 2023 pela Agência Nacional do Petróleo (ANP), quando a Petrobras, que já havia perfurado em águas rasas na região no início dos anos 2000, adquiriu 29 blocos na bacia. Do total, formou dois consórcios, um com a Shell (com fatia de 30%) e a chinesa CNOOC (20%) emdash; a estatal tem os 50% restantes; e outro só com a Shell (30%) emdash; nesse caso, a Petrobras tem 70%. A Chevron adquiriu sozinha 15 blocos em Pelotas. Passados dez meses, Pelotas vem chamando a atenção das companhias, após os bons resultados que vêm sendo registrados na Namíbia, na costa da África, onde são estimadas reservas de até 13 bilhões de barris de petróleo com as descobertas feitas por empresas como Galp, Chevron, TotalEnergies, Shell e outras. Risco de voltar a importar A indicação é que Pelotas tenha a mesma formação geológica desde os tempos de Gondwana, quando um supercontinente incluía os territórios atuais da América do Sul e África, por exemplo. O geólogo Pedro Zalan explica que os reservatórios e as rochas geradoras na região dos dois continentes podem ter formação semelhante. emdash; A semelhança é total. E Pelotas é maior e mais profundo em relação à Namíbia. Pelotas pode ter uma reserva entre 10 bilhões a 15 bilhões de barris. Por isso, vimos uma procura enorme das petroleiras pela região. O Brasil precisa de novas reservas, já que o pré-sal vai atingir o pico em 2030. E o atraso na Margem Equatorial preocupa. Sem isso, podemos ser importadores de petróleo já em meados da próxima década emdash; afirma Zalan. As reservas provadas do Brasil são da ordem de 15,9 bilhões de barris. Roberto Ardenghi, presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), compartilha uma avaliação semelhante. Para ele, sem novas áreas, o país corre o risco de ter de importar petróleo. Segundo ele, as empresas que arremataram as áreas no fim de 2023 já estão se preparando para contratar sísmicas para explorar Pelotas, mas lembra que o início de produção levará tempo. emdash; A sísmica deve levar de três a quatro anos. Depois, é preciso perfurar um poço para encontrar petróleo. Em seguida, são necessários novos poços para comprovar a viabilidade econômica, e a ANP precisa aprovar o plano de desenvolvimento. Podemos levar ao todo um período de 12 anos até iniciar a produção. Mas, antes disso, é preciso comprovar a tese geológica emdash; diz Ardenghi. Diferente do Norte do Brasil, onde já há uma mobilização de cidades e de ambientalistas com a produção, o Sul ainda espera o início das primeiras atividades do setor. Para ele, devem servir de base cidades como Porto Alegre, Rio Grande, Chuí e Pelotas, todas no Rio Grande do Sul. emdash; Essas devem ser as cidades afetadas. Mas é preciso estudar. É diferente da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, onde Suriname e Guiana já fizeram descobertas na mesma bacia. Em Pelotas ainda não temos isso. Segundo a Petrobras, os blocos em Pelotas vão elevar a área de exploração da estatal dos atuais 30 mil para 50 mil quilômetros quadrados. Entre os planos da companhia está o desenvolvimento de projetos conjuntos de energia eólica em alto-mar.