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As revendas de combustível passaram por uma mudança significativa nos últimos cinco anos. Entre 2018 e 2023, os postos de bandeira branca cresceram 16%, ganhando 2.884 novos estabelecimentos. Hoje, eles somam 20,8 mil, 47% do total do país. A diferença corresponde à rede com marcas. No mesmo período, a rede de associadas às três principais bandeiras do país endash;Vibra (ex-BR), Ipiranga e Raízen (Shell), encolheu 6,3%, perdendo mais de 1.100 postos, que fecharam ou mudaram de bandeira. Tendência oposta experimentaram os postos bandeirados vinculados a marcas de menor porte, registrando um crescimento de 8%, o equivalente a cerca de 400 novos endereços abertos no período. O que justifica a adesão aos postos sem marca (bandeira branca) é a liberdade dos donos desses estabelecimentos comprarem o combustível de diversos fornecedores, o que tende a gerar preços mais baixos ao consumidor final. Em novembro de 2018, a média cobrada nos postos pelo litro da gasolina era de R$ 4,50 por litro. Agora, conforme a ANP, o valor médio cobrado está em R$ 5,62 por litro endash;uma diferença de 25%.

A Câmara aprovou nesta terça-feira, 28, o projeto de lei que cria o marco legal do hidrogênio verde, uma forma de produzir energia com baixa emissão de carbono. A proposta faz parte da chamada eldquo;agenda verdeerdquo; defendida pelo presidente da Casa, Arthur Lira (PP-AL), e a votação foi simbólica após acordo no plenário. O deputado quer mostrar resultados concretos na Conferência do Clima da ONU (COP-28), que ocorre de 30 de novembro a 12 de dezembro, em Dubai, nos Emirados Árabes Unidos. O texto vai agora para análise do Senado. O relator do projeto, deputado Bacelar (PV-BA), atendeu a um pedido do Ministério da Fazenda e retirou a criação de novos incentivos fiscais para a produção do hidrogênio verde. Como mostrou o Estadão/Broadcast, a equipe econômica elaborou uma nota técnica para defender a divisão do texto, para que fosse votada agora somente a regulação do setor em si. Foi retirado do projeto, por exemplo, a suspensão da incidência de PIS/Pasep e Cofins nas importações e aquisições de itens e matérias-primas relacionadas à produção de hidrogênio, no mercado interno, por empresas beneficiárias do programa. O projeto cria o eldquo;Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixo Carbonoerdquo;, o chamado eldquo;Rehidroerdquo;, para empresas que sejam habilitadas para a produção no prazo de até cinco anos da publicação da lei. As pessoas jurídicas que fazem parte do Simples Nacional não poderão participar do programa. A regulação da atividade será feita pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). O relator manteve a possibilidade de captação de recursos por meio da emissão de debêntures (títulos de empresas) no mercado privado e a concessão de benefício tributário às empresas instaladas em Zonas de Processamento à Exportação (ZPE), que já existem. Uma alternativa de financiamento apoiada por Lira está em outra proposta que também pode ser votada esta semana e cria Programa de Aceleração da Transição Energética (Paten), um fundo para projetos sustentáveis abastecido com créditos tributários de impostos que as empresas têm para receber da União. A Câmara aprovou hoje requerimentos de urgência para acelerar a tramitação do projeto que cria o Paten e da proposta que trata da geração de energia eólica offshore (em alto-mar). Nesse segundo texto, foi incluído um eldquo;jabutierdquo; que altera a lei da privatização da Eletrobras e beneficia o empresário Carlos Suarez, conhecido como eldquo;rei do gáserdquo;. eldquo;Jabutierdquo; é um jargão usado para se referir a trechos incluídos em propostas legislativas que não têm relação com o conteúdo principal. O objetivo é fazer com que as mudanças sejam aprovadas sem alarde. A eldquo;agenda verdeerdquo; de Lira inclui ainda a proposta do eldquo;combustível do futuroerdquo;, que prevê uma série de iniciativas para reduzir a emissão de carbono e abrir caminho para que o Brasil cumpra metas internacionais de diminuir a geração de gases de efeito estufa. Para isso, o texto cria o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação, o Programa Nacional de Diesel Verde e o marco legal de captura e estocagem geológica de dióxido de carbono. Além disso, o presidente da Câmara quer votar o projeto que regulamenta o mercado de carbono no País, mas essa proposta ainda enfrenta resistências da Frente Parlamentar da Agropecuária (FPA). O relator, deputado Aliel Machado (PV-PR), já disse que o agro eldquo;vai perder dinheiroerdquo; se não entrar nas novas regras. Como mostrou o Estadão/Broadcast, Aliel deve atender a um pedido do ministro do Turismo, Celso Sabino, e destinar parte dos recursos arrecadados com a criação do mercado regulado de carbono para o Fungetur, um fundo especial de financiamento já existente, ligado à pasta.

A Petrobras (PETR3; PETR4) anunciou um novo Plano Estratégico na semana passada que encerrou as dúvidas sobre a trajetória de investimentos da empresa para os próximos anos, deixando a impressão de que não é o ideal, mas poderia ser pior. Por outro lado, a novidade deixou investidores atentos a uma redução ainda maior na distribuição de dividendos. Entre 2024 e 2028, a petroleira prevê investimento de US$ 102 bilhões, aumento de 30,7% antes ao plano em vigor atualmente, distribuídos em Exploração e Produção (71,5%), com foco no pré-sal, além de energias renováveis e descarbonização (11,2%) . O anúncio representa uma ampliação de 30,7% frente ao plano de negócios em vigor atualmente, que soma US$ 78 bilhões (R$ 382,7 bilhões) para o período de 2023 a 2027. Com despesas de capital (capex) mais altas, investidores com foco na estratégia de dividendos começaram a se preparar para um período de aperto nos pagamentos, temendo agravamento do que já era esperado pela nova política de proventos. Pela regra aprovada em agosto, a distribuição a partir do ano que vem será de 45% do fluxo de caixa livre da empresa, não mais os 60% anteriores. E agora, com investimentos maiores, o montante disponível para dividendos tenderia a reduzir ainda mais. eldquo;Os maiores perdedores deste novo plano parecem ser os acionistas e não os credoreserdquo;, afirmam analistas do JP Morgan em relatório. A nova preocupação vem a reboque de um ano já marcado por menor ritmo de pagamentos. Segundo dados da plataforma Meu Dividendo divulgados em outubro (antes dos pagamentos mais recentes), Petrobras e Vale puxaram queda de 31% nos pagamentos totais desde o começo do ano. De acordo com levantamento da gestora Janus Henderson, o corte de dividendos realizado pela Petrobras este ano foi o maior do mundo. Mas será que o temor entre eldquo;dividendeiroserdquo; para o ano que vem se justifica? Veja respostas para quatro dúvidas sobre os efeitos do novo Plano Estratégico sobre os proventos da companhia. Quanto a Petrobras pagará de dividendos? Apesar da menor expectativa de entrada de caixa proveniente de desinvestimentos, a expectativa da Petrobras para geração de caixa operacional aumentou para US$ 180 a 207 bilhões para 2024 a 2028, ante US$ 170 a 190 bilhões anteriormente. O salto é principalmente impulsionado pela maior produção de petróleo e pressupostos mais elevados do Brent, analisam Rodrigo Almeida e Eduardo Muniz, do Santander. Com isso, as previsões de dividendos foram reduzidas para US$ 40 a 45 bilhões para o período, contra US$ 65 a 70 bilhões do plano anterior. O número já reflete a nova política de dividendos e os maiores investimentos. Haverá proventos extraordinários? Além da remuneração base de US$ 40 a 45 bilhões nos próximos cinco anos, a empresa também deixou na mesa a possibilidade de dividendos extraordinários: estão estimados os valores de US$ 5 a 10 bilhões. A administração, porém, disse que a decisão de efetuar pagamentos não previstos na política de dividendos passará por avaliação de indicadores como perspectivas de curto prazo, níveis de caixa e balanço. Se todos os três estiverem no lugar, então serão considerados dividendos extraordinários. Esses pagamentos não são lineares e variam de ano a ano, otimizando o dividend yield projetado. Como fica o dividend yield de 2024? A fórmula de dividendos implica em um rendimento de dividendos de aproximadamente 10% no próximo ano, o que já é acima da média dos pares globais endash; portanto, justificando a fala do diretor financeiro da Petrobras, Sergio Caetano Leite, de que a Petrobras ainda paga dividendos acima das principais majors. eldquo;Somos ótimos pagadoreserdquo;, disse. Mas, casas como o Goldman Sachs já consideram um número mais alto (ainda indefinido), potencializado pelos dividendos extraordinários, mas também considerando projeção que o fluxo livre de caixa provavelmente estará bem acima do estimado no Plano Estratégico. E se investir menos, sobrará mais para proventos? Logo de início, analistas do Morgan Stanley lembraram que a Petrobras, historicamente, investe abaixo do orçamento, o que leva a crer que o mesmo ocorrerá nos próximos anos. Diante disso, o banco de investimentos projeta a cifra de US$ 80 bilhões como desembolso efetivo para os próximos cinco anos, sendo US$ 14 a US$ 15 bilhões em 2024. No entanto, a administração da petroleira explicou que se o guidance de capex não for alcançado, os projetos serão adiados, e não encerrados. Dessa forma, os investidores não devem presumir que o dinheiro não gasto será automaticamente pago como dividendos.

A expectativa de produção e o retorno sobre os investimentos em renováveis estão entre as principais preocupações do mercado financeiro após a apresentação do plano de negócios de US$ 102 bilhões da Petrobras para os anos de 2024 a 2028. Para os analistas, o planejamento estratégico ajudou a eliminar as desconfianças que pairavam sobre a empresa sob a gestão de Jean Paul Prates. O Goldman Sachs, por exemplo, destacou que, embora a empresa tenha a previsão de 14 novas plataformas, das quais dez já contratadas, a expectativa de produção de 2,2 milhões de barris por dia nos próximos dois anos, é conservadora. O Goldman disse que os números apresentados pela estatal vieram em linha com as expectativas do mercado , e o anúncio do plano estratégico eliminou algumas desconfianças sobe o preço das ações. O banco manteve a recomendação de compra dos papéis da estatal. A XP também destacou conservadorismo na curva de produção da empresa, que hoje é de 2,3 milhões de barris por dia, "apesar de dois novos FPSOs (plataformas) serem iniciados até ano que vem". A XP acredita que a produção da companhia pode oscilar entre 2,3 a 2,35 milhões de barris diários. A Genial também falou sobre as perspectivas de produção. ". Apesar do grandes volume e qualidade produtiva dos campos do pré-sal, as taxas de declínio dos demais campos não dão muito espaço para surpresas no sentido da produção geral endash; exceto uma muito bem sucedida campanha exploratória dos campos da Margem Equatorial, com produções muito surpreendentes para 2028 e diante (o que ainda é muito cedo para afirmarmos qualquer coisa)". Dúvidas também sobre os investimentos em renováveis. Para a Genial, é preciso atenção aos US$11 bilhões para investimentos em análise pela estatal que devem, segundo a instituição financeira, ser direcionados a aquisições nos segmentos de energias renováveis, refino e petroquímica. "É um dos pontos sensíveis tendo em vista as eventuais avaliações dos ativos e sinergias com as atuais operações da empresa", explica a Genial. Segundo a Genial, no caso de possíveis alvos de aquisição no segmento de energia renovável com a taxa mínima de atratividade de 8% "vai ser razoavelmente desafiador, tendo em vista principalmente o volume de investimentos esperados da empresa". A empresa explicou que do total, US$ 91 bilhões correspondem a projetos em implantação e US$ 11 bilhões são compostos por projetos em avaliação" sujeitos a estudos adicionais de financiabilidade antes do início da contratação e execução" A XP, por sua vez, disse que a companhia deu melhor visibilidade sobre os retornos sobre os projetos, que chega a 23% no caso de exploração e produção (Eeamp;P), além de 14% em refino, transporte e comercialização. "A empresa defendeu a escolha de investir mais recursos fora de Eeamp;P com base na diversificação do portfólio, na redução de riscos e volatilidade dos resultados, bem como na perenidade (escolhendo novos caminhos de crescimento para substituir o petróleo e gás em função da transiçao energética)". Do total dos recursos, o segmento de exploração e produção (Eeamp;P) representa 72% do total - com foco para o pré-sal. Além disso, o plano contempla 16% do total do plano para "refino, transporte e comercialização", além de 9% do total para "gás, energia e baixo Carbono". Segundo a estatal, serão US$ 11,5 bilhões para projetos de baixo carbono nos próximos cinco anos, como em biorrefino, eólicas, solar, hidrogênio e captura de carbono.

A tramitação do marco legal das eólicas offshore, previsto para ser votado esta semana na Câmara dos Deputados, dentro do esforço concentrado para apreciação da eldquo;pauta verdeerdquo; às vésperas da COP28, retoma a discussão sobre a contratação compulsória das termelétricas a gás natural prevista na lei de privatização da Eletrobras. O relatório do PL 11.247/2018 apresentado pelo deputado Zé Vitor (PL/MG) traz uma série de propostas que renovam o compromisso com a contratação das térmicas a gás endash; cuja continuidade foi posta em xeque com a mudança de governo; e propõe mudanças na forma de cálculo do preço-teto das térmicas, para torná-las mais atrativas nos leilões. O texto gerou reações contrárias de entidades ligadas aos consumidores de energia, que temem o descontrole dos preços de referência do gás nos leilões das térmicas e, por consequência, o encarecimento da energia elétrica. Além disso, ao mudar a quantidade de potência alocada por região, o projeto tira de jogo a contratação prevista em lei de usinas na costa de São Paulo e Rio de Janeiro, as duas principais rotas de escoamento do gás do pré-sal. O relatório foi apresentado na esteira da pressão de estados por redução de tarifas de energia e extensão de subsídios dados por meio de descontos em encargos para fontes renováveis. Houve pedidos para edição de uma medida provisória, que não saiu. O que diz o texto: A lei de privatização da Eletrobras, de 2021, estabeleceu a contratação compulsória de 8 GW de termelétricas, preferencialmente em regiões não atendidas por infraestrutura de gás. Desde então, apenas um leilão das térmicas na base foi realizado, em 2022. A concorrência, no entanto, fracassou em contratar os 2 GW previstos e em promover a interiorização da malha de gasodutos. Na ocasião, empreendedores se queixaram do preço-teto da energia endash; o equivalente ao preço teto atualizado para geração a gás do leilão A-6 de 2019. O relatório de Zé Vitor propõe que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) passe a considerar, na definição do preço-teto, então, o valor da molécula de gás obtido pelas distribuidoras estaduais de gás canalizado, em chamadas públicas. Quem ganha Um eventual aumento do preço-teto das térmicas tende a beneficiar os empreendedores que tentam tirar do papel projetos de geração a gás, mas veem o atual cenário de preços do combustível como desafiador. Transportadoras e distribuidoras de gás também são aqueles que podem eventualmente se beneficiar da instalação de térmicas como clientes âncoras para planos de interiorização da rede de gasodutos. Em 2022, no primeiro leilão de contratação das térmicas no Maranhão e Piauí, alguns agentes pediram a revisão das condições da concorrência, em meio à escalada dos preços globais do gás natural liquefeito (GNL). Foi o caso de empresas como EDP, Evolution Power Partners (EPP) e das distribuidoras Gaspisa (PI) e Gasmar (MA), que viviam a expectativa de chegada de infraestrutura de gás às suas áreas de concessão. A revisão das condições de preços do leilão das termelétricas, aliás, é um pleito da Termogás. A companhia é acionista de distribuidoras de gás em estados que hoje não contam com infraestrutura e que se beneficiariam diretamente de gasodutos ancorados pelas termelétricas endash; como Goiás, Amapá, Piauí e o Distrito Federal. A companhia também possui projetos de novos gasodutos de transporte, como o Meio Norte (CE-MA-PI) e o Brasil Central (SP-MG-GO-DF) endash; além de ter histórico de participação na geração de energia. Essa ano, a TBG sinalizou o interesse em desenvolver a rota para atender Minas Gerais. A transportadora de gás natural é controlada pela Petrobras. Quem perde Entidades ligadas aos consumidores reagiram nesta segunda (27/11) contra o relatório de Zé Vitor. O temor é que a mudança, na prática, esvazie o papel da EPE na definição técnica dos preços-tetos, na medida em que o gás seria precificado nas chamadas públicas, em processos ainda não claros e alheios à estatal do planejamento energético. Em nota, o presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Eduardo Barata, afirmou que a medida retira os eldquo;controles sobre a precificação do gás para as térmicaserdquo; e que eldquo;esse não é o caminhoerdquo;. Na tentativa de conter as propostas, a Abrace, que representa os grandes consumidores de energia, divulgou uma estimativa de que os jabutis do projeto das eólicas offshore podem impactar em R$ 28 bilhões/ano a conta de luz endash; sendo R$ 16 bilhões/ano só com a mudança do preço-teto das térmicas. eldquo;O que se tenta é mudar a equação econômica de projetos via leierdquo;, comentou Lucien Belmonte, da União pela Energia. Menos espaço para térmicas do pré-sal Outra mudança proposta no texto é na distribuição da potência a ser contratada por região. Os 8 GW previstos originalmente na lei de privatização da Eletrobras viram, no relatório, 4,25 GW., sendo: 1,25 GW no Nordeste, em regiões sem suprimento de gás; 1 GW no Centro Oeste, em regiões sem suprimento de gás; 1 GW no Norte; 1 GW no Sudeste. Da potência a ser alocada no Sudeste, metade passa a ser obrigatoriamente direcionada para o Triângulo Mineiro endash; rota do Brasil Central da Termogás, no radar da TBG. Outros 500 MW deverão ser alocados obrigatoriamente em estados do Sudeste que estejam dentro da área de influência da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (Sudene) endash; ou seja, Minas Gerais e Espírito Santo. O relatório das eólicas offshore, portanto, corta 1 GW da previsão de contratação livre de térmicas na região Sudeste. Projetos em São Paulo e Rio de Janeiro endash; as principais rotas do pré-sal endash; deixam de ser contemplados pela lei. A Petrobras, por exemplo, tem planos de instalar uma usina termelétrica no Polo Gaslub, com gás do pré-sal. Os investimentos no antigo Comperj estão previstos, no novo plano de negócios, para 2028 em diante. Obrigação renovada O marco legal das eólicas offshore reduz a potência de térmicas a gás a ser contratada. Por outro lado, se vingar, o projeto renova o compromisso em lei com a contratação das usinas. Isso em pleno governo Lula, que chegou a colocar em dúvida este ano a continuidade dos leilões das térmicas da lei de privatização da Eletrobras. Na falta de uma proposta para mudança do comando legal, pelo governo, o marco das eólicas offshore é uma reafirmação das usinas a gás. O relatório de Zé Vitor também encerra a controvérsia sobre o que fazer com a potência não-contratada em leilões já realizados. Pela proposta apresentada, a quantidade de potência que eventualmente não for contratada por falta de oferta volta a leilão no ano seguinte, até que todo o compromisso dos 4,25 GW seja integralmente cumprido.

O senador Laércio Oliveira (PP/SE) afirmou nesta terça (28/11) que o interesse da Mitsui de aumentar a sua participação em cinco distribuidoras de gás canalizado do Nordeste tende a reforçar a concentração do mercado de gás. E saiu em defesa da revisão dos acordos de acionistas e dos contratos de concessão das concessionárias estaduais, em meio às mudanças societárias no setor. O parlamentar sergipano convocou audiência pública, na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE), do Senado Federal, para tratar do interesse da Mitsui nas distribuidoras nordestinas e sobre possíveis violações às determinações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) em relação à abertura do mercado de gás. A pressão pública sobre a companhia japonesa se sucede ao movimento do governador do Ceará, Elmano de Freitas (PT), de sancionar, na semana passada, uma lei que impõe limites à participação de capital estrangeiro em empresas públicas endash; e que, na prática, impede a Mitsui de comprar mais ações da Cegás. Além disso, a nova legislação cearense abre espaço para a revisão do acordo de acionistas da Cegás, ao anular cláusulas que contrariem o eldquo;pleno exercício do poder de gestão pelo Estado nas instâncias deliberativas da empresaerdquo;. Relembrando: a Compass tem acordo para venda de sua participação indireta (via Commit) na Algás (AL), Cegás (CE), Copergás (PE), Potigás (RN) e Sergás (SE), para a Infra Gás e Energia. Acionista dessas distribuidoras, a Mitsui endash; assim como os estados endash; têm direito de preferência na aquisição desses ativos e pretende exercê-lo. O grupo Infra SA, do Rio de Janeiro, com histórico em obras públicas, assinou o contrato para compra de fatias em cinco distribuidoras endash; mas pode não levar nada, de fato, se a Mitsui e os estados exercerem seus respectivos direitos de preferência nos ativos. eldquo;Os acordos de acionistas, em si, não são um problema, mas foram construídos presumindo a existência de três sócioserdquo;, disse o sócio na Braga Lincoln Seixas Advogados, Roberto Lincoln Gomes Jr., representante da Infra Gás na audiência. eldquo;Caso a Mitsui [exerça o direito de preferência e] fique com dois votos e os estados com somente [um], é uma privatização dessas CDLs [distribuidoras] sem pagamento de prêmio de controleerdquo;, criticou. Contratos de concessão em xeque Laércio Oliveira defendeu a necessidade de revisão de alguns pontos dos contratos de concessão das distribuidoras do Nordeste endash; que, em geral, seguem o modelo de regulação do tipo cost plus, dos anos 1990. Nesse modelo, a remuneração incide sobre os custos operacionais gerenciáveis, sem que haja, necessariamente, controle do regulador para inibir ganhos excessivos da condição de monopolista da concessionária. eldquo;Outro ponto que merece ser aqui tratado aqui são os contratos de concessão, que trazem condições totalmente desarrazoadas, sendo seguramente inibidoras da ampliação das redes de distribuição e fator de oneração das tarifas de distribuição endash; hoje já bastante elevadaserdquo;, comentou. Também presente na audiência, o presidente da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro (Abividro), Lucien Belmonte, reforçou o discurso pela revisão das taxas de retorno de 20% das concessões de gás do Nordeste. eldquo;Essa é a nossa maior demanda daqui para frente: um regulação firme e transparente perante acionistas que aí restam [independente se o sócio for a Mitsui e/ou Infra Gás]erdquo;, disse. Atual modelo de gestão é conflituoso Oliveira criticou o atual modelo de gestão das distribuidoras da região e os acordos de acionistas que, na visão do senador, limitam o controle, de fato, dos estados sobre as empresas. Ele citou ainda que, em alguns estados, a relação entre os governos estaduais e os sócios privados é eldquo;conflituosaerdquo; e já foi judicializada, como em Sergipe. eldquo;Essa renúncia [do controle pelos estados] foi feita em uma circunstância que já não mais existe, sendo absolutamente questionável a transferência das prerrogativas dos estados para terceiroserdquo;, disse Oliveira, no discurso de abertura na audiência. A fala foi uma referência ao fato de que, até o ano passado, o acordo de acionistas envolvia os estados, a Mitsui e a Gaspetro, controlada pela Petrobras, mas que foi privatizada após a venda do controle da companhia para a Compass. eldquo;O modelo atual tem levado a diversos impasses na gestão das distribuidoras. O quorum nem sempre é alcançado, gerando frequentes embaraços para as administraçõeserdquo;, acrescentou. Entenda O atual modelo de governança das distribuidoras estaduais do Nordeste possui travas que impedem decisões sem que haja um consenso entre os sócios. Hoje, a diretoria executiva dessas concessionárias é composta por três cadeiras: o Estado indica tradicionalmente o diretor-presidente; a Commit (antigamente era a Petrobras, via Gaspetro) indica o diretor técnico e comercial; e a Mitsui o diretor financeiro e administrativo. Pelo estatuto social dessas companhias, em geral, as decisões devem ser aprovadas por unanimidade. E no rearranjo societário em curso, a Mitsui pode ter forças para conseguir emplacar duas cadeiras. O aumento da participação da Mitsui nessas distribuidoras também tende a mexer na correlação de forças dos acionistas no conselho de administração das concessionárias. Na Cegás e Copergás, por exemplo, o colegiado é formado por sete membros, quatro deles indicados pelo Estado; um pela Commit, um pela Mitsui e um representante dos empregados. Se Pernambuco não frear a investida da japonesa, como o governo cearense fez, a Mitsui pode ficar com dois assentos no CA endash; o que daria, na prática, à multinacional, um poder de veto nas discussões do conselho.