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A venda de veículos em 2024 está perto de superar o resultado de 2023. O ritmo de emplacamentos indica que a marca de 2,308 milhões de unidades atingida no ano passado deve ser ultrapassada no início da próxima semana. Até outubro, já foram comercializadas 2,124 milhões de unidades, um crescimento de 15% em relação ao mesmo período do ano passado. Os números contabilizados pela Fenabrave (associação dos distribuidores) incluem carros de passeio, comerciais leves, ônibus e caminhões. A picape Fiat Strada se mantém na liderança de mercado, com 116.090 licenciamentos no acumulado do ano (janeiro a outubro). O hatch Volkswagen Polo ocupa a segunda posição (111.998), seguido por Chevrolet Onix (77.521), Hyundai HB20 (74.786) e Fiat Argo (73.784). A média diária de vendas se manteve acima de 11 mil unidades nos últimos dois meses, o que mostra a aceleração do mercado no segundo semestre. A tendência é de resultados mais expressivos em novembro e dezembro, períodos impulsionados pelo pagamento do 13º salário. O que mais tem animado as montadoras é a reação das vendas no varejo. Ao se considerar os carros de passeio e os veículos comerciais leves, as compras registradas por pessoas físicas somam 1,04 milhão de unidades no acumulado do ano. Trata-se de um crescimento de 16,8% em relação ao mesmo período de 2023. A vantagem está na maior rentabilidade em comparação às vendas diretas, segmento no qual as locadoras são as principais clientes. A indústria automotiva tem a esperança de ver um ciclo contínuo de crescimento, e alguns fatores contribuem para que o mercado automotivo siga em alta ao longo de 2025. A concessão de crédito segue em expansão, e há os lançamentos de modelos híbridos flex. Além disso, campeões de venda serão renovados no próximo ano, a exemplo do Chevrolet Onix. O inédito SUV compacto Volkswagen Tera também deve movimentar o mercado entre os carros de alto volume de comercialização. Contudo, a elevação da taxa básica de juros e o endividamento das famílias trazem dúvidas sobre a força dessa retomada. Além desses fatores, há a recomposição dos preços de carros zero-quilômetro nesta década, que resultaram no fim do segmento de populares. Fabricantes e revendedores aguardam por uma longa sequência de alta nos emplacamentos, como a ocorrida entre 2003 e 2012 endash;ano em que as vendas de veículos leves e pesados somaram 3,8 milhões de unidades. O cenário atual, embora traga dados positivos, mostra que a repetição desse número é um sonho distante.

O Brasil vive um momento de incerteza em relação ao futuro da produção de petróleo e depende de novas reservas e do aumento da recuperação de campos maduros. Especialistas alertam que, sem novas descobertas no pré-sal endash; hoje responsável por 81% da produção brasileira da commodity endash;, o País corre o risco de voltar a ser importador de óleo já na próxima década. Esse é um cenário provável sobretudo se não conseguir explorar as bacias da Margem Equatorial, no Norte e no Nordeste, ou as de Pelotas, no Sul. Em abril de 2006, em seu primeiro mandato, o presidente Luiz Inácio Lula da Silva anunciou a autossuficiência do Brasil na produção de petróleo. Desde então, apesar de algumas exceções na balança comercial, o País tem sido mais exportador do que importador dessa matéria-prima. Atualmente, o Brasil produz 3,47 milhões de barris de petróleo por dia, ou 1,2 bilhão por ano, com reservas provadas de 15,9 bilhões de barris. Nesse ritmo, o petróleo nacional acabaria em 2035. Mesmo que fossem confirmadas as reservas prováveis e possíveis (que ainda dependem de testes), de 27 bilhões de barris, teria mais 10 anos de produção, até 2045. No ano passado, apenas seis novos poços foram perfurados no litoral, mesmo número de 2024, até agora. Para o pesquisador e professor do Instituto de Energia da PUC-Rio, Edmar Almeida, não existe outra opção a não ser a exploração da bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, onde existe chance de encontrar reservatórios gigantes a exemplo dos vizinhos da região, Guiana e Suriname. Já o eldquo;espelhoerdquo; da bacia de Pelotas é a Namíbia, na África, onde estão sendo descobertos reservatórios bem menores endash; a Petrobras já indicou que o Sul ficará para uma exploração posterior à do Norte. Almeida observa que, até o fim desta década, serão instaladas 17 novas plataformas, mas a falta de exploração e de novas descobertas, mantida a produção atual ou a aumentando, esgotará em pouco mais de uma década todo o petróleo conhecido em território nacional. eldquo;Não tem opção. Já faz algum tempo que não tem nova descoberta no pré-sal e as empresas têm devolvido blocos. Estamos aumentando muito a produção, e as reservas atuais não vão conseguir sustentar essa produçãoerdquo;, diz. NEGATIVA DO IBAMA. Um parecer de técnicos do Instituto Brasileiro de Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) divulgado no final de outubro, no entanto, apontou para uma nova negativa da licença ambiental para a perfuração de um poço da Petrobras na bacia da Foz do Amazonas, na Margem Equatorial, a mais de 500 quilômetros da costa. O presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, voltou a pedir maiores esclarecimentos à estatal. A diretora de Exploração e Produção da estatal, Sylvia dos Anjos, disse estar eldquo;muito otimistaerdquo; e que acredita que não vai demorar muito mais tempo para a estatal obter a licença. Em evento no Rio, Sylvia disse que a Petrobras vai insistir na Margem Equatorial porque já cumpriu várias etapas do processo de exploração e porque acredita no potencial da província petrolífera. Ela lembrou que a produção do petróleo brasileiro emite metade de gases de efeito estufa que a média mundial e advertiu que, se o País tiver de voltar a importar petróleo, vai trazer um produto mais poluente do exterior. eldquo;Por isso, produzir petróleo no Brasil é bom negócio.erdquo; O consultor Eberaldo Almeida, ex-presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), vê um componente ideológico muito forte na posição dos técnicos do Ibama, que estariam dificultando um rito técnico e usando de eldquo;filigranas burocráticaserdquo; para inviabilizar a licença e servir a uma visão de que a produção de petróleo no mundo tem de acabar. eldquo;O que está acontecendo nessa história é uma maldade grande com o País e principalmente com a Região Norte, que fica alijada dos recursos especiais do petróleo, que poderiam gerar desenvolvimento e proteger efetivamente a floresta. Não há fundamento científico para o que está sendo feito.erdquo; ebull;

O Brasil deve assinar na segunda-feira um acordo com a Argentina para ampliar as importações de gás natural argentino e, assim, baratear o custo do insumo, informou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, neste domingo. O acordo será firmado em paralelo às reuniões dos chefes de Estado do G20, que ocorrem no Rio. O objetivo é abrir rotas alternativas para trazer ao país o gás argentino de Vaca Muerta, megacampo hoje subaproveitado na Argentina. A expectativa do governo brasileiro é que, já no início do ano que vem, o acordo viabilize a importação de 2 milhões de metros cúbicos por dia de gás argentino. Mas esse montante cresceria para 10 milhões de m³/dia nos próximos três anos e, até 2030, chegaria a 30 milhões de m³/dia. O mercado brasileiro consome atualmente de 70 milhões a 100 milhões de metros cúbicos por dia. emdash; Nós queremos aumentar a oferta de gás no Brasil e consequentemente diminuir o preço. Isso porque, nós precisamos, além de tratar o gás como uma energia de transição, aumentar o volume para diminuir o preço e reindustrializar o Brasil emdash; disse Silveira ao GLOBO. O gás é um importante insumo para a indústria e o setor reclama que seu custo alto, no Brasil, prejudica a competividade do país. A expectativa do governo é que o gás de Vaca Muerta, que custa US$ 2 por milhão de BTUs (unidade de referência nesse mercado) na Argentina, chegue ao Brasil por entre US$ 7 e US$ 8. Atualmente, o preço praticado no mercado brasileiro é em média de US$ 13,82 por milhão de BTUs, segundo o setor industrial. De acordo com o ministro, no entendimento com a Argentina estão previstas cinco rotas possíveis para o envio do gás ao Brasil. A primeira delas é o aproveitamento da estrutura do Gasoduto Brasil-Bolívia (Gasbol). Como O GLOBO noticiou em abril, o governo já estudava com a Argentina a possibilidade de inverter o fluxo do Gasoduto Norte, do país vizinho, para enviar gás argentino em direção à Bolívia e, de lá, aproveitar a estrutura do Gasbol para entregar o insumo ao mercado brasileiro. Hoje o Gasbol está subaproveitado, já que a produção de gás da Bolívia está em declínio. Atualmente, os bolivianos só enviam ao Brasil 15 milhões de m³ por dia, quando deveriam entregar 30 milhões m³/dia. A outra rota possível é a construção de um sistema que atravessaria a região do Chaco paraguaio emdash; o acordo prevê a realização de um estudo para verificação da viabilidade dessa proposta. A terceira opção seria conectar diretamente a rede de gasodutos argentina ao município de Uruguaiana (RS). Mas isso depende da conclusão da segunda parte do Gasoduto Néstor Kirchner, na Argentina, que liga a região de Vaca Muerta, a partir da província de Buenos Aires, até a cidade gaúcha. Como O GLOBO mostrou em abril, seria também necessário, nessa rota, concluir a ligação do gasoduto entre Uruguaiana e Porto Alegre, obra inclusive prevista no PAC. E, também, da capital gaúcha para o restante do país, seria preciso adaptar o Gasbol para ele ser usado como uma eldquo;via de mão duplaerdquo;. A quarta rota em estudo seria uma conexão via Uruguai. E, por último, há também a possibilidade de a conversão do insumo em gás natural liquefeito (GNL), para exportação via navios, sem ser via gasoduto. Mas essa é uma opção que encareceria o produto. Hoje o Brasil já importa GNL dos Estados Unidos. As obras de reversão do fluxo no gasoduto que liga Vaca Muerta, que fica no Sul da Argentina, até o Norte do país, ou seja, até o gasoduto Brasil- Bolívia, devem ser concluídas em março de 2025. Em visita ao Rio para a ROG.e, grande feira do setor de petróleo, o secretário de energia da Argentina, Eduardo Javier Rodríguez Chirillo, deu essa previsão de conclusão do processo. A operação é essencial para permitir a exportação de gás para o Brasil por meio da Bolívia. Chirillo destacou que a Argentina passa por um processo de transição regulatória e precisa considerar aspectos como preços e demanda interna antes de definir quanto será enviado para o Brasil. Reeleição de Trump Silveira também avaliou o impacto da reeleição de Donald Trump em futuras negociações relacionadas à transição energética, que para ele representariam eldquo;uma necessidade climática e uma oportunidade econômica". De acordo com ele o republicano será eldquo;uma voz forte, mas isoladaerdquo; na medida que o cenário global discute soluções ligadas à economia verde. emdash; Aqueles que não apostarem nessa economia vão perder de uma forma ou de outra emdash; acrescentou. Questionado sobre a atuação de outros líderes mundiais eleitos sob discursos considerados eldquo;mais radicais", o ministro destacou a posição adotada por Georgia Meloni, primeira-ministra italiana. Meloni tem anunciado a intenção de investir na geração de energia nuclear, considerada "limpaerdquo; por não emitir gases do efeito estufa. Diante dessa possibilidade, Silveira afirma que "tem discutido a possibilidade do Brasil se tornar um fornecedor de urânio. emdash; Nós temos uma outra Petrobrás enterrada. Com somente 27% do solo brasileiro conhecido, nós já somos a sétima maior reserva do mundo de urânio. Se nós tivemos mais pesquisas geológicas, eu tenho absoluta certeza que o Brasil ficará entre os três maiores reservas

A redução, por lei, da jornada de trabalho 6x1 (seis dias de trabalho por um de descanso), de 44 horas para 36 horas semanais, como consta de proposta de emenda à Constituição (PEC) apresentada pela deputada Erika Hilton (PSOL-SP), não é viável, afirma o sociólogo José Pastore, especialista em relações trabalhistas. emdash; O aumento na folha salarial do país será de 18%. É uma coisa estratosférica emdash;, afirma, acrescentando que isso demandaria um aumento de produtividade da mesma ordem. Para ele, o caminho para uma mudança nessa direção passa obrigatoriamente por um modelo de implementação progressiva e acordado em negociação coletiva. Reduzir a jornada 6x1 é viável? Seis por um é uma coisa, 36 horas é outra. No Brasil de hoje, (a jornada) 6x1 já está muito mesclada com a 5x2. Muitos setores já trabalham assim, aqueles que podem. Agora, reduzir para 36 horas é um impacto econômico que não pode ser desprezado, porque é muito grande. Não seria absorvível? Os aumentos salariais anualmente giram em torno de 1,5% a 2%. Essa magnitude é negociada entre as partes, e é o que a sociedade tolera em toda as frentes. Se reduzir a jornada de 44 horas para 36 horas, o aumento da folha salarial do país será de 18%. É uma coisa estratosférica. E isso vai atingir também o setor público, porque tem muitas áreas em que os servidores são celetistas, e não trabalham 36 horas, trabalham 40 horas, 42 horas, 44 horas. Então, uma pancada repentina de 18% no custo do trabalho faria com que as empresas tenham pela frente um enorme desafio. Algumas tentariam passar isso para o preço, mas nem todas conseguem. Aquelas que não conseguem talvez tenham que optar pela informalidade, que já é enorme no país, de quase 40%. Mas uma boa parte simplesmente quebraria. E isso destruiria uma quantidade de emprego monumental. Não é possível se fazer isso por lei. Agora, se você falar que vamos fazer isso via negociação, tudo bem. Dá tudo certo. É assim que os países fazem no mundo inteiro. A proposta defende que a mudança seja feita de forma progressiva... Essa forma progressiva é a que melhor se encaixa na negociação coletiva. E negociação coletiva já existe no Brasil, já existe no mundo inteiro exatamente para fazer de maneira progressiva. Aqueles setores que podem fazer vão fazer, vão reduzir o que acham tolerável, e as partes são assistidas pelos seus sindicatos e vão também se inteirando daquilo que é viável e daquilo que é inviável. Então, é uma maneira inteligente de fazer, (de forma) progressiva, certamente, que é mais ajustada a aquilo que é o padrão mundial de redução de jornada. Mas pressupõe um aumento de produtividade. Um aumento de 18% (do custo da folha salarial), teoricamente só poderia ser realizado se você tivesse um aumento de 18% de produtividade. Esse número é impensável no campo da produtividade, que aumenta meio por cento, 1%, 2%. Além do mais, o Brasil está com a produtividade muito baixa, muito aquém de outros países, e isso tem sido uma constante. Se você pegar ao longo dos (últimos) 30 ou 40 anos, o Brasil não tem uma curva de produtividade, ele tem uma linha horizontal parada e que parece mais um eletrocardiograma de morto, não se mexe. Não tem a menor possibilidade de falar que vamos compensar isso com ganhos de produtividade. É uma pancada de aumento muito agressiva, de grande magnitude. Não tem condições de querer que a economia continue funcionando normalmente com a elevação do custo do trabalho dessa maneira. Países que têm testado a jornada de quatro dias relatam ganho em produtividade. Tem jornada de quatro dias, não tem nem dúvida. São países que fizeram isso através de negociação e pari passu com os ganhos de produtividade. Por que está havendo um aumento de ações trabalhistas no país? Isso voltou a ser um problema grave depois que a Justiça do Trabalho tomou algumas decisões contrárias à Reforma Trabalhista (aprovada no governo Michel Temer). Uma delas foi considerar a Justiça do Trabalho gratuita para todas as pessoas. A lei trabalhista foi muito clara: é gratuita para quem ganha até R$ 3 mil por mês. Quem ganha mais que isso tem que comprovar que está com uma dificuldade econômica séria. Mas Justiça do Trabalho resolveu adotar um eldquo;liberou geralerdquo;. E isso é um convite para advogados inescrupulosos emdash; porque há muito advogado sério no país emdash;, que falam assim: eldquo;Opa, não tenho nada a perder, vou entrar com ação. Vou fazer 30 pedidoserdquo;. Dá um trabalho enorme para o juiz e cria uma despesa enorme para o erário público. Então, a Justiça do Trabalho, de um modo geral, parece que ainda não está convencida de que a reforma trabalhista é uma lei e que o juiz tem que seguir essa lei. Isso vai esvaziando a reforma? Exatamente. Tem vários outros fatores, eu citei um. Há vários outros solapando a reforma. Esses juízes estão inconformados com a lei e prolatam sentenças que são contra a lei e às vezes até contra a Constituição. Mas são em benefício do trabalhador? Qual a motivação? A motivação é ajudar o trabalhador, mas no fim das contas acaba prejudicando, porque quando o juiz prolata uma sentença dentro do bom espírito humanista, humanitário, de ajudar o trabalhador, precisa entender que a economia vai reagir em relação a essa sentença. E essa reação pode ser no sentido de ajudar o trabalhador, mas pode ser no sentido de prejudicá-lo. Por exemplo, quando se prolata sentenças uma atrás da outra, como está acontecendo agora, e que são contra aquilo que está na lei, os agentes econômicos se sentem inseguros, desnorteados e retraem os investimentos, retraindo os empregos, e isso prejudica os trabalhadores. As sutilezas que estão ocorrendo na conduta da Justiça do Trabalho estão enfraquecendo a Reforma Trabalhista.

O presidente Lula e o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD) encontraram-se com o primeiro-ministro da Malásia, Anwar Ibrahim, neste domingo (17) antes do início oficial do G20, que começa no Rio de Janeiro nesta segunda (18). A Malásia, segundo maior produtor de petróleo do sudeste asiático, quer ampliar sua participação na exploração em águas brasileiras e, para isso, quer aprovação da ANP (Agência Nacional de Petróleo) para mais duas FPSOs (unidades flutuantes de produção, armazenamento e descarregamento) no país. A empresa especializada em produção offshore Yinson é a responsável pelas unidades. A empresa já tem uma FPSO operante no país que presta serviço para a Petrobras. A segunda, que ainda espera aprovação da ANP, será destinada para a Brava Energia, empresa que resultou da fusão recente da 3R Petroleum com a Enauta. A Yinson e a estatal malásia Petronas têm feito movimentos nos últimos anos para aumentar a participação no Brasil por meio da aquisição de projetos. Em dezembro de 2022, por exemplo, a subsidiária da Petronas no Brasil, em parceria com outras empresas, adquiriu o bloco de exploração Águia Marinha na Bacia de Campos, durante a primeira rodada de ofertas de áreas sob o regime de partilha de produção no Brasil. Nesse consórcio, a Petronas detém 20% de participação, enquanto a Petrobras é a operadora, com 30% da fatia. A TotalEnergies possui outros 30% e a QatarEnergy, 20%. Já a Yinson anunciou em março de 2022 a aquisição de dois projetos de geração de energia eólica no Ceará, com 486 MW de capacidade instalada. A compra marcou a entrada da companhia no mercado brasileiro de geração de energia renovável. No setor de petróleo e gás, a Yinson está envolvida na construção e operação dos FPSOs . Em novembro de 2023, a Yinson celebrou a nomeação do FPSO Atlanta, com previsão de início de produção de petróleo no segundo trimestre de 2024. A companhia implantará três navios-plataforma no Brasil.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda acentuada hoje, permanecendo pressionados pelas persistentes preocupações sobre o cenário de demanda global, a alta dos estoques do combustível fóssil nos Estados Unidos e a valorização do dólar na semana. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para dezembro fechou em queda de 2,44% (US$ 1,68), a US$ 67,02 o barril, enquanto o Brent para janeiro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 2,09% (US$ 1,52), a US$ 71,04 o barril. Ambos os contratos de referência caíram essa semana. O WTI recuou 4,7%, enquanto o Brent teve queda de 3,8% depois que o dólar subiu em relação a uma cesta de outras moedas importantes após a vitória de Donald Trump para a presidência dos EUA, tornando o petróleo denominado em dólar mais caro para compra por outros países. Enquanto isso, a desaceleração do crescimento da demanda na China, principal importador da commodity, e as perspectivas de um excedente de oferta global no próximo ano continuam a direcionar um sentimento de baixa no mercado. Os traders também têm avaliado o possível impacto de uma segunda presidência do presidente eleito nos EUA, Donald Trump: no curto prazo, o principal risco seria uma aplicação mais rigorosa das sanções contra o Irã, o que restringiria as exportações e provavelmente impediria que os preços caíssem ainda mais endash; um elemento que a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados (OPEP+) terá de levar em consideração em sua próxima reunião de dezembro. No longo prazo, o mercado está avaliando a possibilidade de o novo governo reverter algumas regulamentações climáticas e abrir mais áreas e águas para a perfuração de petróleo e gás. eldquo;Entretanto, levará algum tempo até que isso seja implementadoerdquo;, disseram os analistas do Commerzbank. eldquo;É provável que os efeitos não sejam vistos até 2026erdquo;. *Com informações da Dow Jones Newswires