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O ministro da Casa Civil, Rui Costa, afirmou nesta terça-feira, 12, que o conselho da Petrobras tomou uma decisão acertada ao não distribuir dividendos extraordinários. Ele disse que também seria conservador sobre o assunto se fosse parte do colegiado. A declaração foi dada em entrevista ao canal de notícias GloboNews. Mais cedo, após evento no Palácio do Planalto, o ministro reforçou que cabe à estatal decidir sobre o pagamento dos dividendos extras. Ele afirmou que a Lei das Sociedades por Ações (S.A.) está sendo e será cumprida no caso. O anúncio, na semana anterior, de que a empresa iria reter os dividendos extras frustrou os investidores e fez com que a Petrobras perdesse R$ 56 bilhões em valor de mercado em um único dia, na sexta-feira, 8. Uma reunião entre o presidente Luiz Inácio Lula da Silva, ministros e diretores da estatal foi realizada na segunda-feira, 11. Após o encontro, ministros disseram que a decisão poderia ser revista, mas as declarações de Lula, em entrevista ao SBT, veiculadas na mesma tarde, foram em direção contrária. Segundo o presidente, a Petrobras não pode pensar apenas nos acionistas, mas também em investimentos. Nesta terça, Rui Costa questionou a crise gerado em torno do tema. eldquo;Eu não sei o porquê dessa polêmica todaerdquo;, afirmou a jornalistas. eldquo;Tudo está sendo feito conforme a Lei das S.A. e a regra de governança da Petrobras, não tem nenhuma alteraçãoerdquo;, acrescentou. eldquo;A lei (das S.A.) foi, está e será sempre cumpridaerdquo;, garantiu. eldquo;O mercado sempre fala de previsibilidade, segurança jurídica e cumprimento das regras preestabelecidas. Tudo isso foi feito. A regra foi votada, foi cumprida milimetricamente. É isso que é transparência. É assim que se conduz uma empresa S.A.erdquo;, comentou. Em entrevista à GloboNews, ele afirmou que, se tivesse ações da Petrobras, não venderia. E que eldquo;desavisadoserdquo; estão se desfazendo de papéis da empresa. Rui Costa disse que o presidente Lula eldquo;obviamenteerdquo; quer investimento voltado ao País para diminuir a dependência de eldquo;energia, de petróleo, para o País não pagar um preço alto no dieselerdquo;. eldquo;Qual presidente que não quer isso?erdquo;, questionou. O chefe da Casa Civil foi questionado sobre as divergências, especialmente entre o presidente da estatal, Jean Paul Prates, e o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, na reunião realizada na segunda, no Palácio do Planalto sobre o tema. O ministro desconversou e disse que não tinha um eldquo;tensiômetroerdquo; para medir a tensão entre Prates e Silveira. eldquo;Acho que estava todo mundo sorridente na fotoerdquo;, desconversou, em referência à foto publicada por Lula da reunião nas redes sociais. Ainda na entrevista à GloboNews, Rui Costa negou que a saída de Prates tenha sido discutida no governo. Segundo ele, o presidente Lula está satisfeito com os resultados da empresa.

A Volkswagen Caminhões e Ônibus confirmou nesta terça (12/3) que dará início à produção de seu ônibus elétrico ainda em 2024. O modelo chamado e-Volksbus está em desenvolvimento no centro de engenharia da VWCO, em Resende (RJ). Segundo a montadora alemã, o desenvolvimento do veículo parte da experiência acumulada nos últimos cinco anos com o primeiro caminhão elétrico feito 100% no Brasil, o e-Delivery. Ambos compartilham tecnologias e componentes para se adaptar às condições de operação no país. eldquo;Estamos dando mais um passo para a eletromobilidade no transporte urbano. Depois de acumularmos quilometragens suficientes em testes com o chassi elétrico da VWCO e também com o primeiro caminhão elétrico desenvolvido no país, daremos início à produção no segundo semestre de 2024eamp;Prime;, afirmou Rodrigo Chaves, vice-presidente de Engenharia da VWCO, durante um evento do setor. O executivo observa que esta será uma etapa importante para a adaptação do produto na linha de produção. O e-Volksbus iniciou seus primeiros testes em maio do ano passado. Ficha técnica O e-Volksbus desenvolvido em Resende tem capacidade de 22 toneladas e uma autonomia de até 250 km, com sistema de carregamento voltado ao período noturno para maximizar a produtividade. Além disso, vem com sistema de frenagem regenerativa, que maximiza a autonomia da bateria e reduz o desgaste dos freios do veículo, e o sistema Eco-Drive Mode, que ajusta o consumo de energia do veículo. De olho nos eventos climáticos extremos, os ônibus têm proteção contra inundação. Também estará equipado com sistema de ajoelhamento para maior acessibilidade dos passageiros e a suspensão pneumática integral. Ainda na fase protótipo, o modelo utiliza uma solução de arquitetura modular para veículos elétricos, que permite produzir desde um micro-ônibus de nove metros até um superarticulado de 23 metros. Essa configuração permite dividir o veículo em três módulos principais: módulo frontal, módulo central e módulo traseiro. R$ 16 bi em investimentos no Brasil No início de fevereiro, a Volkswagen anunciou R$ 16 bilhões em investimentos no Brasil até 2028, para a fabricação de 16 novos modelos de veículos, incluindo híbridos, total flex e 100% elétricos. O montante representa um incremento de R$ 9 bilhões em relação ao plano de investimentos em curso, de 2022 a 2026. O anúncio ocorreu após o governo federal lançar iniciativas de apoio ao setor automotivo nacional e à descarbonização da indústria. Segundo a montadora, os projetos no Brasil estão alinhados com sua meta global de se tornar neutra em carbono até 2050. Também em fevereiro, o Banco Nacional de Desenvolvimento Econômico e Social (BNDES) aprovou o empréstimo de R$ 500 milhões para o projeto de pesquisa e desenvolvimento de tecnologias para veículos híbridos/flex e eletrificados da Volkswagen no Brasil. Os recursos fazem parte do programa BNDES Mais Inovação, com custo financeiro em taxa referencial (TR). Segundo o banco, o financiamento está alinhado com a Nova Indústria Brasil, que prevê aportes para sistemas de mobilidade sustentáveis.

Em meio ao noticiário caótico, com notícias e desmentidos de trocas na cúpula da Petrobras, o conselho segue cumprindo internamente os ritos para reconduzir os quadros indicados pela União endash; e a disputa inevitável entre os minoritários. Ontem (12/3), o CA validou a indicação dos nomes ligados ao PT, entre eles o presidente-executivo e ex-senador Jean Paul Prates; e o presidente do colegiado, Pietro Mendes, secretário de Petróleo e Gás de Alexandre Silveira, do PSD, como publicou o político epbr. O cronograma atual prevê a realização da assembleia em 25 de abril. O material deve ser liberado oficialmente aos acionistas em 22 de março. A reunião do conselho ocorreu à tarde. Na sequência, Silveira deixou o encontro com Lula e Fernando Haddad comunicando aos jornalistas que a Petrobras está em um momento oportuno para ter um indicado do ministro da Fazenda no CA. Desde o ano passado, o assessor especial de Haddad, Rafael Dubeux figura entre os nomes do ministro da Fazenda. Ele trabalha com Haddad desde a transição de governo, dedicado à agenda de transição ecológica e, portanto, é um importante auxiliar do ministro, inclusive para temas relacionados à política energética. Em meio à constante disputa por influência entre Silveira e Prates endash; e a pressão do governo e do PT por resultados endash; a recondução dos conselheiros tem sido marcada por especulações envolvendo a troca dos nomes e um trabalho nos bastidores para reduzir a influência de Silveira no conselho da companhia. Até aqui, os ritos para manter correlação de forças representadas no conselho da companhia vem ocorrendo normalmente, desde fevereiro, quando os nomes passaram pela Casa Civil e foram despachados para a Petrobras. São os três conselheiros ligados a Silveira; o secretário de Rui Costa, Bruno Moretti; Sérgio Rezende, ex-ministro e quadro do PSB; e Prates, escolhido por Lula para comandar a estatal. Além de Prates e Pietro Mendes, foram validadas todas as indicações, com exceção de Benjamin Rabello Filho, indicado pela União este ano, que ainda passava pela burocracia interna da companhia. Dentre os minoritários, Marcelo Mesquita não poderá ser reconduzido e é favorável à escolha de Jerônimo Antunes para o seu lugar, ex-conselheiro independente e presidente dos comitês de auditoria da Petrobras e da Petrobras Distribuidora. Antunes é uma indicação da Templeton. Outro na disputa é Aristóteles Nogueira, indicado por um conjunto de fundos: Opportunity, Ibiuna, XP Gestão e XP Allocation. Foi analista na Brasil Plural CCTVM e no próprio Opportunity e atuou na área de gestão de recursos do Banco Safra. A expectativa é que o banqueiro e bilionário, detentor de ações da companhia, José Abdalla Filho, e Marcelo Gasparino (próximo de Abdalla) terão os votos para se reeleger. O quarto conselheiro dos minoritários é Francisco Petros, que chegou no colegiado para compor os esforços para tirar a Petrobras da vala de descrédito pós-Lava Jato. Petros é, claro, crítico de tentativas de tornar a empresa um puxadinho de interesses políticos. Mas disputa espaço com Abdalla e Gasparino. Dentre as visões opostas está justamente a política de distribuição dos lucros, em que Petros é mais conservador frente aos defensores do máximo pagamento aos acionistas. Todos os minoritários votaram contra a retenção total, proposta e aprovada pelo governo endash; sem o voto de Jean Paul Prates. É mais uma decisão a ser tomada até a assembleia de 25 de abril.

A Petrobras considera a possibilidade de recorrer a plataformas próprias para levar adiante o projeto de produção em Sergipe Águas Profundas (SEAP), indicou o diretor executivo de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos. O executivo confirmou que a estatal vai concretizar o projeto mesmo que as propostas da licitação para afretamento das plataformas para a região não sejam viáveis. eldquo;Se não tivermos êxito, vamos partir para unidades próprias, operadas pela Petrobraserdquo;, disse o executivo na manhã desta terça-feira (12/3), durante o Sergipe Day, na Fundação Getúlio Vargas (FGV), no Rio de Janeiro. O diretor admitiu, entretanto, que a eventual decisão por unidades próprias afetaria o cronograma dos projetos e pode atrasar a entrada em produção. A Petrobras já está trabalhando na engenharia básica para um eventual FPSO próprio. eldquo;A tendência é que uma unidade própria demande mais tempo que uma afretadaerdquo;, disse Travassos a jornalistas. Por outro lado, ele afirmou que uma unidade própria pode trazer vantagens que levem o projeto a frente. eldquo;São outros desafios, mas a gente teria muito mais controle sobre o processoerdquo;, acrescentou. Sem estimativa de custo Segundo ele, não é possível estimar se os projetos próprios teriam um custo maior do que os afretados. eldquo;É um processo interno em que olhamos o mercado, tempo de implantação e o custo do ativo. Não necessariamente uma unidade própria é mais cara que a afretadaerdquo;, disse. No momento, a Petrobras conduz uma licitação para a contratação conjunta das duas plataformas previstas para produzir na região, no modelo de afretamento. As unidades terão capacidade para produzir 120 mil barris/dia cada e devem entrar em operação a partir de 2028. A empresa prevê R$ 40 bilhões em investimentos para o primeiro FPSO e R$ 60 bilhões para a segunda unidade. Os processos de contratação já precisaram ser estendidos duas vezes, devido sobretudo às dificuldades de financiamento das proponentes. A previsão é de apresentação de propostas em junho. Segundo Travassos, o cenário de dificuldade de contratação está ligado também à complexidade do projeto, em águas profundas, entre outros fatores. eldquo;Esse é um fenômeno que está ocorrendo no mundo inteiro, seja pela transição energética, seja pela dificuldade de acesso a financiamento das empresas afretadoraserdquo;, disse. Decisão no segundo semestre A decisão final de investimento está prevista para o segundo semestre de 2024. Apesar de a região ter campos de gás não associado, o diretor confirmou que a viabilidade do projeto sergipano depende da produção de petróleo. Travassos também afirmou que são necessárias as duas plataformas para viabilizar a construção do gasoduto. O pico de produção em SEAP está previsto para ocorrer entre 2030 e 2035, com extração de 240 mil barris/dia de petróleo e 22 milhões de metros cúbicos por dia de gás natural. Ao todo, a Petrobras já investiu R$ 9 bilhões nas atividades em águas profundas em Sergipe e Alagoas. Travassos reforçou ainda que a presença da Petrobras em Sergipe é importante para os planos exploratórios futuros da empresa, inclusive na Margem Equatorial. eldquo;A Petrobras voltou de forma forte ao Sergipe. Para nós, é importante ter uma base forte ali, inclusive para a Margem Equatorialerdquo;, disse. Descomissionamento A Petrobras vai descomissionar 26 plataformas em águas rasas em Sergipe nos próximos anos. Ao todo, a estatal vai destacar US$ 1,6 bilhão para essa atividade no estado. Travassos destacou que esse cenário é uma oportunidade de demanda para a indústria local. Segundo ele, os estaleiros nacionais tendem a ser mais competitivos para atender a essa demanda, pois estão aptos para responder às condições de destinação exigidas pela Petrobras. eldquo;Não estou dizendo que isso é a solução para a indústria nacional, mas é uma oportunidadeerdquo;, disse.

Os preços do petróleo caíram nesta terça-feira, 12, em meio à alta do dólar e depois da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) manter sua previsão de demanda para 2024. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para abril fechou em baixa de 0,47% (US$ 0,37), a US$ 77,56 o barril, enquanto o Brent para maio recuou 0,35% (US$ 0,29), a US$ 81,92 o barril. Mais cedo, os contratos futuros subiam, na expectativa também pela inflação ao consumidor (CPI, na sigla em inglês) dos EUA em fevereiro. O dado, que indicou resiliência, ameaça a possibilidade do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano) cortar juros em junho, segundo a Capital Economics, que espera juros elevados por mais tempo. A visão tende a ser negativa para o petróleo, visto que pode manter o dólar fortalecido por mais tempo. A Capital pontua que os preços do petróleo devem cair na segunda metade de 2024, conforme a Opep e seus aliados continuem a redução nos cortes voluntários de produção. Nesta terça, a Opep divulgou seu relatório mensal, em que manteve a expectativa de crescimento da demanda global em 2,2 milhões de barris por dia (bpd), e cortou a previsão de alta na oferta da commodity por países de fora do grupo, enquanto oferta em 2024 deve ser 100 mil bpd menor do que a esperada anteriormente. Também nesta terça, o Departamento de Energia (DoE) dos Estados Unidos, atualizou sua projeção para o preço do barril do Brent no segundo trimestre e no fim 2024. Para o segundo trimestre, a projeção avançou de US$ 84 o barril para US$ 88. Enquanto isso, no fim deste ano, o DoE espera o Brent a US$ 87, contra US$ 82 anteriormente. (Estadão Conteúdo)

As vendas de etanol pelas usinas e destilarias do centro-sul do Brasil totalizaram 2,82 bilhões de litros em fevereiro, aumento de 32,44% em relação ao mesmo período da safra 22/23, com o biocombustível hidratado mais competitivo que a gasolina no mercado brasileiro, informou a União da Indústria de Cana-de-açúcar (Unica), nesta terça-feira. As vendas de etanol hidratado somaram 1,82 bilhão de litros, crescimento de 54,24% na mesma comparação. Já o volume comercializado de etanol anidro no período foi de 998,80 milhões de litros, aumento de 5,28%. Considerando apenas o mercado doméstico (excluindo as exportações), as vendas de etanol hidratado em fevereiro totalizaram 1,68 bilhão de litros (+53,91%). A Unica disse que na comparação com janeiro de 2024 a eldquo;elevada competitividade do biocombustível ante o concorrente fóssil mantém a demanda aquecida pelo renovávelerdquo;. A associação de usinas do centro-sul apontou crescimento de 11% nas vendas por dia útil, para dimensionar melhor o mercado, já que o mês passado teve três úteis dias a menos que janeiro. A comercialização de etanol anidro em fevereiro foi de 975,91 milhões de litros, alta de 10,70%. No acumulado da safra 23/24, a comercialização de etanol pelas usinas do centro-sul soma 29,76 bilhões de litros, um aumento de 11,19%. O hidratado compreende uma venda de 18,08 bilhões de litros (+18,63%), enquanto o anidro de 11,68 bilhões (+1,35%). A Unica publicou ainda dados de moagem de cana e produção de açúcar e etanol, que neste momento da temporada são baixos, por conta da entressafra. A moagem somou 552 mil toneladas de cana, e a produção de açúcar atingiu apenas 16 mil toneladas de açúcar, volume insuficiente para completar um barco tradicional na exportação. A moagem da nova safra começa oficialmente em abril, mas algumas empresas antecipam o início para março. A Unica afirmou que um levantamento preliminar indicou que 28 unidades produtoras devem reiniciar as atividades durante a primeira quinzena de março. O ritmo de retorno das usinas pode sofrer alterações a depender das condições climáticas de cada região canavieira, acrescentou. (Reuters)