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A Copape, empresa do setor de combustíveis investigada por fraudes, sofreu uma nova derrota na Justiça. O Tribunal Regional Federal da 1ª Região (TRF-1) negou um pedido liminar para suspender um despacho da ANP que interditou suas operações. E não parou por aí. O desembargador Marcelo Velasco deu um "puxão de orelha" pelo fato de que a própria Copape já havia interposto outro recurso (agravo interno), que ainda não foi apreciado. E o uso do mandado de segurança contra um ato já impugnado, segundo o ele, deve ser "medida excepcionalíssima". Escreveu o magistrado: "O reconhecimento de possível teratologia da decisão judicial não envolve mera revisão do acerto de tal ato decisório, mas afirmação de que ela destoa grave e flagrantemente do ordenamento jurídico em vigor. Em outros termos, equivale a afirmar que a decisão impugnada é absurda, o que não se presume e é bastante incomum". O desembargador também indeferiu um pedido para que o Instituto Combustível Legal ingresse no processo como "amicus curiae", que ajuda a fornecer subsídios ao tribunal. Em julho, a ANP determinou que a Copape paralise todas as atividades relacionadas à formulação de combustíveis até que repare irregularidades constatadas em fiscalização e a empresa receba aval para retomar a operação.

Um dos principais desafios na compreensão da reforma tributária é explicar que muitos bens e serviços serão desonerados, mesmo que seja aplicada sobre eles uma alíquota maior que as atuais. No final das contas, o que todos querem saber é se vão ou não pagar menos impostos. Essa é também a dúvida das empresas e, nesse caso, o mais difícil é compreender que o imposto agora será zero, na prática, nas suas aquisições de bens e serviços de outros contribuintes (transações B2B). A estimativa mais recente do Ministério da Fazenda aponta uma alíquota de 28%, que será "a maior do mundo" para esse tipo de tributo. Com uma exceção. Ela será inferior aos 34% que incidem atualmente sobre diversos produtos no Brasil. Também será menor que os cerca de 40% de carga sobre diversos bens, quando se considera o resíduo tributário que o sistema atual não permite enxergar. Blusinhas e eletrodomésticos, por exemplo, serão desonerados. Outra questão é a forma como o imposto é cobrado. Na telefonia, ele é parte do preço, o que transforma o ICMS de 25% em 33%. Essa cobrança "por dentro" acaba. Alguns serviços ao consumidor ficarão mais caros. Outros, mais baratos. Não há mudança na alíquota de empresas do Simples (cabeleireiros, por exemplo). No caso das grandes empresas de tecnologia, a tendência é de aumento, mas isso depende da redução de custos delas com a desoneração de seus fornecedores. Esse último ponto é fundamental. As empresas vão recuperar os tributos sobre contas de energia, gastos com telefonia, combustíveis e contratação de prestadores de serviços. Nas relações entre empresas, os novos tributos não entram na conta. São cobrados por fora. A alíquota do fornecedor não faz diferença. Quem paga 10% recupera 10%. O que interessa é o preço sem imposto, que precisa cair com o fim dos resíduos. Essa desoneração não significa redução da carga tributária sobre o consumo, mas uma redistribuição do seu peso. E aí surge o problema que impede uma resposta objetiva sobre pagar mais ou menos impostos com essa redistribuição: o sistema atual torna impossível calcular com exatidão esses resíduos. Esse texto é uma tentativa de explicar os efeitos do fim da cumulatividade, sem utilizar essa palavra, incompreensível para muitas pessoas. Incluindo aquelas que vivem em países em que a tributação do consumo não é disfuncional, como no Brasil. BÊNÇÃO "Com a bênção de Deus, a reforma tributária vai acabar com essas discussões se entra ou não entra na base de cálculo do PIS e Cofins, porque ninguém aguenta mais esse debate." A frase foi pronunciada pelo presidente do STF (Supremo Tribunal Federal), Luís Roberto Barroso, na abertura do julgamento sobre uma dessas discussões nesta semana. Recentemente, o ministro Dias Toffoli disse que a reforma vai gerar mais judicialização, o que contraria um estudo do Insper que mostra que o novo sistema acaba com questões que representam 95% dos casos em discussão nos tribunais superiores. ARTHUR LIRA A falta de acordo entre governo, Câmara e Senado ameaça deixar para 2025 a votação final da regulamentação da reforma, quando as duas Casas do Parlamento já estarão sob nova administração. Um novo esforço concentrado dos deputados está marcado para a próxima semana. O teste da nova alíquota está marcado para 2026.

A Petrobras reduziu o preço do querosene de aviação (QAV) em 8,8%, com o preço mais caro sendo registrado em Canoas, no Rio Grande do Sul, e o mais barato em São Luís, no Maranhão. A queda acompanha a desvalorização que vem sendo registrada pelo preço do petróleo no mercado internacional, que tem se mantido abaixo dos US$ 80 o barril nas últimas semanas. O cenário se deve à expectativa de menor demanda somada a perspectivas de maior produção por parte dos países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+). No acumulado no ano, o QAV registra uma redução de 8%. O preço para as distribuidoras teve um decréscimo aproximado de R$ 0,36 por litro. Ao longo de 2024, a queda de preço médio é de R$ 0,33 por litro em relação ao preço de dezembro de 2023. No comparativo desde dezembro de 2022, houve uma redução acumulada de 26%, o que equivale a um decréscimo de R$ 1,32 por litro, segundo a Petrobras. A Petrobras comercializa o QAV produzido em suas refinarias ou importado apenas para as distribuidoras, que por sua vez transportam e comercializam os produtos para as empresas de transporte aéreo e outros consumidores finais nos aeroportos, ou para os revendedores. Distribuidoras e revendedores são os responsáveis pelas instalações nos aeroportos e pelos serviços de abastecimento.

Petroleiras deverão investir R$ 18,31 bilhões no Brasil em atividades que buscam encontrar petróleo e gás até 2027, sendo mais de R$ 17 bilhões entre este e o próximo ano, apontaram estimativas da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), publicadas nesta segunda-feira, 2. Os montantes serão investidos na fase de exploração, que tem início com a assinatura dos contratos para exploração e produção de petróleo e gás natural, e foram calculados com base nos Planos de Trabalho Exploratórios (PTEs) relativos a 2024 apresentados à ANP pelas companhias. Para 2024, são aguardados R$ 9,97 bilhões, enquanto em 2025 deverão ser empenhados R$ 7,64 bilhões. Os R$ 701 milhões restantes deverão ser aportados entre 2026 e 2027, previu a ANP. Durante a fase de exploração, são realizados estudos para detectar a presença de petróleo e gás natural nas áreas sob contrato, em quantidade suficiente para tornar sua extração economicamente viável. Tendo sucesso nessa etapa, as empresas poderão passar para a fase seguinte de produção, quando iniciarão a produção e área contratada passará a ser chamada de campo. Do montante total previsto para o período, 88% serão concentrados na perfuração de poços, enquanto os 12% restantes serão distribuídos entre teste de poço (8%), levantamento geofísico exclusivo (3%) e levantamento geofísico não exclusivo (1%). Já dos volumes previstos para este ano, 9,50 bilhões de reais serão alocados em ambiente marítimo, dos quais 8,50 bilhões de reais na perfuração de poços. Para o ambiente terrestre, a previsão é de R$ 470 milhões até dezembro. O ano de 2023 foi encerrado com 251 blocos sob contrato, sendo 13 sob o regime de partilha de produção e 238 sob o regime de concessão. eldquo;Como maior parâmetro para a avaliação do desempenho do segmento de exploração de petróleo e gás natural, a perfuração de poços exploratórios tem apresentado desempenho aquém do desejado ao longo dos últimos anoserdquo;, disse a ANP em nota. eldquo;O ano de 2023 ratificou a tendência de perfuração de, no máximo, um poço exploratório a cada dez blocos sob contrato, resultado verificado desde o ano de 2016.erdquo; Em 2023, foram perfurados 22 poços na fase de exploração, um a menos do que em 2022. (Reuters)

Os preços do petróleo subiram nesta segunda-feira, recuperando algumas perdas do final da semana passada, já que as exportações de petróleo da Líbia permaneceram interrompidas e as preocupações sobre o aumento da produção da Opep+ a partir de outubro diminuíram. Os futuros do petróleo Brent fecharam com alta de US$ 0,59, ou 0,77%, a US$ 77,52 o barril. Na sexta-feira, o Brent e o petróleo West Texas Intermediate dos Estados Unidos perderam 1,4% e 3,1%, respectivamente. As exportações de petróleo nos principais portos da Líbia estavam interrompidas nesta segunda-feira e a produção foi reduzida em todo o país, disseram seis engenheiros à Reuters, em continuidade ao impasse entre facções políticas rivais sobre o controle do banco central e a receita do petróleo. A National Oil Corp (NOC) do país também declarou força maior no campo de petróleo El Feel a partir de 2 de setembro. eldquo;As atuais perturbações na produção de petróleo da Líbia podem dar espaço para oferta adicional da Opep+. Mas essas flutuações se tornaram bastante normais nos últimos anos, o que significa que quaisquer interrupções provavelmente serão de curta duração; com o fluxo de notícias indicando que os sinais para um reinício da produção já foram dadoserdquo;, disse Bjarne Schieldrop, analista chefe de commodities da SEB. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados, conhecidos como Opep+, devem prosseguir com os aumentos planejados na produção de petróleo a partir de outubro, disseram seis fontes do grupo produtor à Reuters. (Reuters)

A Refinaria de Mataripe, na Bahia, privatizada em 2021 pelo governo Bolsonaro, apresenta um desempenho operacional inferior ao registrado antes da venda, segundo a Federação Única dos Petroleiros (FUP). A carga de processamento de petróleo caiu de 300 mil barris/dia para 200 mil barris/dia, e o Fator de Utilização Total (FUT) está em 67%, comparado aos 93% das refinarias administradas pela Petrobras. Esses dados devem influenciar as negociações em curso para a possível recompra da refinaria pela estatal, conforme apontou o coordenador-geral da FUP, Deyvid Bacelar. Bacelar criticou a gestão do fundo Mubadala, proprietário atual da refinaria, destacando o monopólio regional da Acelen, que resulta em preços elevados de combustíveis, além de problemas operacionais que causaram desabastecimento de derivados de petróleo na Bahia. "O fraco desempenho operacional da refinaria aliado ao monopólio regional privado da Acelen que pratica preços de combustíveis o segundo mais elevados do país - só perde para a também privatizada refinaria do Amazonas -, mostram que o fundo Mubadala Capital jamais deveria ter entrado na Rlam", afirmou Bacelar. O coordenador da FUP também mencionou que o fundo Mubadala pode estar ansioso para vender a refinaria devido às perdas financeiras e à conjuntura política desfavorável. "Quem deve estar ansioso para vender a refinaria da Bahia é o próprio fundo Mubadala porque está perdendo muito dinheiro, pois fez um negócio mal feito, sem avaliar a conjuntura política nacional," concluiu Bacelar.