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Os preços do petróleo fecharam quase estáveis nesta segunda-feira, à medida que diminuíam as preocupações de que os combates no Oriente Médio poderiam interromper a oferta e os dados chineses sugeriam uma demanda fraca. Os futuros do Brent para entrega em maio fechou a 82,21 dólares o barril, com alta de 0,13 dólar. O contrato de abril do petróleo dos Estados Unidos caiu 0,08 dólar para a 77,93 dólares o barril. eldquo;Acho que é: o barril meio vazio ou o barril meio cheio, dependendo de como você olha para issoerdquo;, disse Phil Flynn, apontando para forças conflitantes que impedem os preços do petróleo de se moverem muito em qualquer direção. Ambos os índices de referência terminaram a semana passada em baixa, após dados chineses pessimistas implicarem uma procura mais fraca no principal importador mundial de petróleo. O Brent fechou em queda de 1,8%, embora o contrato tenha permanecido acima de 80 dólares o barril há mais de um mês. O WTI terminou com queda de 2,5%. As importações de petróleo da China aumentaram nos primeiros dois meses do ano em comparação com o mesmo período de 2023, mas foram mais fracas do que nos meses anteriores, mostraram dados na quinta-feira, continuando uma tendência de compras reduzidas. (Reuters)

As reformas microeconômicas são uma política de Estado, que tiveram um impulso grande há aproximadamente duas décadas e cujos frutos o Brasil colhe até hoje. A avaliação é do secretário de Reformas Econômicas do Ministério da Fazenda, Marcos Barbosa Pinto. Foi ele o principal responsável por colocar de pé neste terceiro mandato do presidente Luiz Ignácio Lula da Silva (PT) o Desenrola, programa de renegociação de dívidas contraídas por pessoas físicas. Outros destaques do início de 2023 para cá foram as aprovações do Marco de Garantias e da Lei de Debêntures de Infraestrutura. Outros destaques do início de 2023 para cá foram as aprovações do Marco de Garantias e da Lei de Debêntures de Infraestrutura. Para Pinto, no entanto, a principal reforma microeconômica deste governo será a tributária sobre consumo. Para ler esta notícia, clique aqui.

Motoristas de 11 estados e do Distrito Federal podem trocar a gasolina pelo etanol na hora de abastecer o veículo, já que os preços nessas regiões estão abaixo do índice de 70% do combustível variado do petróleo (confira a relação abaixo). A conta para descobrir com qual produto encher o tanque é simples: dividir o preço do etanol pelo da gasolina e multiplicar o resultado por 100. O levantamento foi feito pelo R7, com base nos dados divulgados pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil). A instituição computou os preços médios cobrados em todo o país entre 25 de fevereiro e 2 de março.

m uma parceria entre ANP, Embrapa Meio Ambiente, instituto i17 e Associação Brasileira do Biogás (Abiogás), foi realizado em 7/3, o eldquo;Workshop: Oportunidades de Aprimoramento da RenovaCalc - calculadora que estima a intensidade de carbono de biocombustíveis, para a Rota de Biometanoerdquo;. Foi a primeira ação envolvendo biometano prevista no projeto para aprimoramento da RenovaCalc para a Rota de Biometano. É importante destacar que o foco dos estudos é a melhor representação dos biocombustíveis candidatos a receber CBIOS (créditos de descarbonização). Veja a íntegra da notícia no site da Embrapa.

O Supremo Tribunal Federal (STF) formou maioria para validar a lei que exclui as operações com petróleo e derivados do regime fiscal da Zona Franca de Manaus. Com isso, será mantida a incidência do Imposto de Importação e do Imposto sobre Produtos Industrializados (IPI) sobre essas operações. O julgamento é realizado no plenário virtual até a meia-noite desta sexta-feira, 8, e há sete dos 11 votos a favor da norma. A ação foi ajuizada pelo Cidadania, que alegou que a medida, prevista em lei de 2021, produzirá eldquo;efeitos devastadoreserdquo; para a indústria do petróleo na região e para a própria área de livre comércio. Segundo a legenda, a lei pode somente aumentar o nível dos incentivos, nunca eliminá-los ou reduzi-los. A Constituição garante a preservação das características eldquo;de área livre de comércio, de exportação e importação, e de incentivos fiscaiserdquo; da Zona Franca de Manaus até 2073. Prevaleceu o voto do relator, Luís Roberto Barroso. Ele entende que os bens do setor de petróleo não estão abrigados no campo dos incentivos fiscais tutelados pela Constituição. Isso porque a redação original do decreto-lei de 1967, que regula a Zona Franca de Manaus e foi alterado pela lei de 2021, já excluía as operações com petróleo e derivados do regime fiscal. Assim, a lei só teria explicitado a exclusão e não teria causado a redução de nenhum benefício fiscal. eldquo;A norma questionada reproduziu o mesmo teor das exceções ao tratamento fiscal favorecido naquela região, em vigor desde 1967, em relação às exportações ou reexportações, às importações e às operações realizadas com petróleo e derivados, com vistas a neutralizar possível assimetria tributária na importação de combustíveiserdquo;, afirmou Barroso em seu voto. Divergência Para o ministro Dias Toffoli, a exceção prevista no decreto-lei de 1967 dizia respeito somente aos lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. eldquo;Ou seja, ele não citava o bem elsquo;petróleoersquo; isoladamente considerado (o qual não se confunde com os produtos dele derivados)erdquo;, afirmou o ministro, que foi vencido no julgamento. Ele foi seguido pelo ministro Luiz Fux e, em parte, pelo ministro Kássio Nunes Marques. eldquo;Como o item elsquo;petróleoersquo; não estava excepcionado pela redação original, era ele sim alcançado pelos incentivos fiscais estabelecidos para a Zona Franca de Manaus. Não poderia, portanto, o legislador, por meio da lei ora questionada (Lei nº 14.183/21) revogar a aplicação desses incentivos em favor das operações com petróleoerdquo;, argumentou Toffoli. Além disso, alegou o ministro, no momento em que a Constituição foi promulgada, em 1988, já existiam leis que favoreciam as operações com petróleo e derivados. Por isso, o benefício não poderia ser excluído por lei ordinária.

No ano em que a Petrobras teve queda de 33% nos ganhos e reteve dividendos extraordinários de mais de R$ 40 bilhões, a estatal também decidiu retomar a política de diversificação dos investimentos e acabar de vez com o programa de desinvestimentos colocados em prática nos governos Michel Temer e Jair Bolsonaro. Os projetos vão desde a retomada de refinarias e fertilizantes até usinas térmicas e projetos de eólica offshore. Na teleconferência dos resultados, os diretores detalharam os investimentos da companhia em 2023. Mas também garantiram que, em algum momento, ainda não definido, os dividendos reservados irão para o bolso dos acionistas e não podem ser usados para outros fins, como investimentos. eldquo;O dividendo é para distribuição de qualquer forma. Não pode pagar dívida ou investir, como falsas notícias que andam por aíerdquo;, disse o presidente da estatal, Jean Paul Prates. A decisão de mandar o lucro remanescente do quarto trimestre de 2023 para uma reserva de remuneração de capital, e não para dividendos extraordinários, fez com que a estatal perdesse R$ 54,3 bilhões em valor de mercado nesta sexta-feira, 8. Ela passou a valer R$ 474,7 bilhões. Sobre os investimentos, o diretor de Engenharia, Tecnologia e Inovação, Carlos Travassos, afirmou que a Petrobras foi a única petroleira de grande porte a colocar cinco plataformas em operação no ano passado, elevando a capacidade instalada de produção em 630 mil barris de óleo por dia. No segmento de refino, Travassos destacou a retomada das obras da Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, que foi separada em três fases. A primeira fase, que vai acrescentar capacidade de processar mais 15 mil barris por dia, está prevista para ser concluída este ano. Na segunda fase, haverá a expansão do Trem 1 da refinaria em 15 mil bpd, previsto para ficar pronto em 2025. eldquo;Na próxima semana vamos receber as propostas para adequação do Trem 2 da Rnesterdquo;, disse o executivo, explicando que o processo de contratações para o início das obras está em andamento e quando concluído vai acrescentar 130 mil bpd. O diretor de Processos Industriais e Produtos da Petrobras, William França, disse que a estatal reservou R$ 3,8 bilhões em capex corrente para manutenção de refinarias em 2024. Em 2023, os investimentos dessa natureza somaram R$ 3,1 bilhões. Houve paradas programadas para manutenção ou melhorias de relevo em pelo menos quatro refinarias da Petrobras (RPBC, Refap, Reduc e Regap), segundo a apresentação de França na teleconferência. Além disso, a Petrobras está em negociação para recomprar a refinaria de Mataripe (ex-Rlam, vendida à Acelen, controlada pelo Mubadala). O presidente da estatal, Jean Paul Prates, confirmou que há conversas porque a Petrobras recebeu um convite dos atuais donos. eldquo;Conversamos com eles porque recebemos um convite. Achamos interessante analisar e estamos analisandoerdquo;, disse com relação à convocatória para negociações da Acelen sobre a refinaria e outros negócios de biorefino no apagar das luzes de 2023. Prates disse que o termo eldquo;renacionalização de ativoserdquo; é eldquo;mofadoerdquo; e não faz parte do vocabulário da atual gestão da Petrobras. Segundo ele, a Petrobras não tem a intenção de recomprar ativos que pertenciam à empresa e foram vendidos à iniciativa privada no passado, mas vai manter conversas sobre o que interessa do ponto de vista de negócio. eldquo;elsquo;Renacionalizaçãoersquo; de ativos não faz parte do nosso vocabulário. Olhamos para qualquer um desses ativos (vendidos no passado) como ativos de negócios. E se tiver de ter maioria por questão estratégica, teremos. Se não for o caso, não teremos. Se não for do interesse da Petrobras, não faremos proposta ou abordagem qualquer. Não estamos aqui para renacionalizar, reestatizar, nada disso. Estamos olhando ativos e vendo se interessa ou nãoerdquo;, disse. Antes, também na teleconferência, ele já havia reiterado que Vibra (Ex-BR Distribuidora) eldquo;não está na mesaerdquo; e que não há estudos para recompra dessa empresa dentro da Petrobras. Fertilizantes Outra área que voltou ao radar da Petrobras é o de fertilizantes. O diretor de Processos Industriais e Produtos da estatal, William França, afirmou que a Petrobras está eldquo;trabalhando forteerdquo; para ser um player no negócio de fertilizantes e não apenas uma fábrica, o que seguiria diretriz estratégica aprovada pelo Conselho de Administração da estatal. Na apresentação, ele cita a Unidade de Fertilizantes III, em processo de reavaliação; o estudo de alternativas para a retomada da produção da Ansa; e estudos de parcerias no segmento, em plantas atuais ou novas e para a descarbonização da produção. O mesmo valeria para Petroquímica, ramo em que a estatal já tem participação na Braskem, passível de aumento, e avalia novas oportunidades. Neste caso, cita a ambição de integração com o refino e de encontrar alternativas para investimento na produção de químicos básicos e resinas. Térmicas Na área de energia elétrica, o diretor de Transição Energética e Sustentabilidade da Petrobras, Maurício Tolmasquim, informou que a estatal vai avaliar o leilão de reserva de capacidade, lançado nesta sexta-feira pelo Ministério de Minas e Energia (MME). Segundo ele, é possível que a companhia participe. eldquo;Vamos analisar o leilão, mas existe uma possibilidade de vir a participar porque temos algumas térmicas que estão descontratadas e elas poderiam participar desse leilão, é uma possibilidade concretaerdquo;, disse Tolmasquim. Ele explicou ainda que a empresa pretende construir uma nova termelétrica no Gaslub (ex-Comperj), mas que não daria tempo de entrar no leilão de capacidade, mas poderá entrar em leilões futuros. Questionado se a Petrobras poderia se interessar pela compra dos ativos da AES que estão à venda no Brasil, Tolmasquim explicou que poderá analisar projetos de energia renováveis, mas não está nos planos comprar térmicas de terceiros. eldquo;A gente, em termos de térmicas, não pretende adquirir térmicas de terceiros. Se tiver questão de portfólio de renováveis pode analisar como está analisando de várias outras empresaserdquo;, concluiu. Recorde de contratos de gás natural Tolmasquim disse que a Petrobras teve um recorde de celebração de contratos de fornecimento de gás natural em 2023. Ao todo, foram 34 contratos com 15 distribuidoras. eldquo;São 22 milhões de metros cúbicos de gás por dia a partir desse ano, o que equivale a 55% do mercado térmico brasileiroerdquo;, comparou. Em termos de receita, disse Tolmasquim, isso vai gerar um montante de R$ 167 bilhões no horizonte de até 11 anos. Ele afirmou ainda que, em 2023, a Petrobras assinou memorandos de entendimento com 45 empresas visando ter opções para novos negócios à frente. Entre elas estão a geração de energia renovável e projetos de captura e armazenamento de carbono (CCUS). eldquo;Assinamos MOUs com 45 empresas, são 45 oportunidades de negócios sendo analisadas. Não faremos (negócio) com isso tudo. Ao contrário, será uma porcentagem pequena. Mas é importante ter grande número de possibilidades para selecionar melhorerdquo;, disse. Na apresentação de Tolmasquim, era citada a avaliação de oportunidades para 30 GW em eólicas offshore e projetos de hidrogênio de baixo carbono e derivados. Aí, a Petrobras teria foco em grandes consumidores industriais, além de oportunidades para consumo próprio. No tópico sobre CCUS, era citado o projeto piloto no Rio de Janeiro, além de estudos para hubs industriais no próprio Rio, São Paulo e Espírito Santo. Mercado de diesel R O diretor de logística e comercialização da Petrobras, Claudio Schlosser, disse que, apesar da falta de um mandato específico para o diesel verde na mistura do diesel, a companhia tem conseguido negociar o fornecimento do produto com algumas distribuidoras, caso de Ipiranga e Sim, distribuidora regional do Rio Grande Sul. eldquo;Como o mercado de diesel R ainda é voluntário, não tem mandato, trabalhamos direto com algumas distribuidoras. Destaco a distribuidora regional Sim e a Ipirangaerdquo;, disse. A Petrobras defende a criação de um mandato específico para o diesel R com teor renovável que produz hoje, para além do mandato do biodiesel, de 14%. O tema é assunto de discussão no Congresso Nacional, na esteira do projeto de lei sobre combustíveis do futuro, em vias de ir a votação no plenário. O projeto prevê a criação de um mandato específico de até 3% para HVO, mas o relator, Arnaldo Jardim (Cidadania-SP), já disse publicamente que o texto não vai contemplar o diesel coprocessado, caso do produzido pela Petrobras, feito por meio do coprocessamento de óleos fóssil e vegetal. Margem Equatorial Segundo o diretor de Exploração e Produção da estatal, Joelson Mendes, a empresa aguarda várias licenças, sendo as mais impactantes as aguardadas para a Margem Equatorial, região que pode ajudar a companhia a aumentar suas reservas de petróleo. Por isso, ele afirma que a greve do Ibama está preocupando a Petrobras. eldquo;É preocupante a greve do Ibama e a gente trabalha com muitas licenças. A mais impactante talvez seja na Margem Equatorial. Estamos fazendo um segundo poço e não tem licença para um terceiro poço, e pode vir nos impactar simerdquo;, respondeu Mendes a um analista. De acordo com Mendes, a área de Eeamp;P já está fazendo análises de risco sobre o atraso das licenças, mas não deu detalhes. Sem alavancagem adicional Apesar da análise declarada para investimentos em novos negócios não só em refino, como em geração de energia renovável e descarbonização, Leite disse que a companhia não enxerga necessidade de alavancagem adicional para a realização de fusões e aquisições futuras. eldquo;Manutenção de nível de alavancagem e gestão de capital são mantras para nóserdquo;, disse Leite. Ele comentou, especificamente, sobre Mataripe e disse que a análise da Petrobras sobre os negócios da Acelen no Nordeste é global. eldquo;Estamos analisando o todo. Tem combustível de aviação verde, tem biorefino, horizontes novos. Mas a possibilidade de endividamento para isso (compra de participação em Mataripe) não está em consideração. Não esperamos tomar dívida para comprar (participação), disse Leite.