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A situação das refinarias privadas brasileiras está insustentável e vai começar a ter quebradeira no setor, segundo o presidente da associação das refinarias privadas (Refina Brasil), Evaristo Pinheiro. Ele afirmou ao Estadão/Broadcast que o cenário para as nove refinarias independentes que atuam no País, entre elas as privatizadas no governo Bolsonaro, piorou depois que a Petrobras abandonou a política de paridade de preços de importação (PPI), em maio do ano passado, e que o prejuízo está se acumulando. A PPI foi criada no governo do presidente Michel Temer e considera basicamente as cotações do petróleo no mercado internacional e os custos de sua entrega para a definição dos preços. Em maio de 2023, a Petrobras aprovou uma nova estratégia comercial para o diesel, a gasolina e o gás de cozinha vendidos em suas refinarias. Ela passou a seguir duas referências: o custo alternativo do cliente, como valor a ser priorizado, e o valor marginal para a Petrobras. O custo alternativo contempla as principais opções de suprimento disponíveis para os clientes, sejam fornecedores dos mesmos produtos ou de produtos substitutos. Já o valor marginal para a Petrobras é definido a partir do custo de oportunidade, dadas as diversas alternativas da companhia, dentre as quais produção, importação e exportação do referido produto ou do petróleo utilizado no refino. Ao longo de 2023, a nova política de preços da Petrobras foi beneficiada pelo preço do barril do petróleo, que não ultrapassou os US$ 100 durante o ano. Segundo Pinheiro, o preço do diesel vendido atualmente pelas refinarias da Petrobras está 11% abaixo do preço de paridade de importação (PPI), segundo dados da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom). Na Refinaria de Mataripe, na Bahia, privatizada em 2021 e pertencente ao fundo Mubadala, essa defasagem é de 5%. Já a gasolina está com defasagem de 5% nas refinarias da estatal, e de 1% em Mataripe. O presidente da Refina Brasil afirma que o preço do petróleo vendido pela Petrobras para Mataripe e outras refinarias privadas é de 10% a 15% mais caro do que a estatal vende às próprias refinarias. O valor se equipara ao preço de importação da commodity. Procurada pelo Estadão, a Petrobras afirmou que não comentará o assunto. eldquo;Já esteve pior no ano passado, mas é uma coisa que vai se acumulando. Quando você vai tirar sangue e coloca o garrote no seu braço, dá uma apertadinha, aí o sangue não sobe de primeira, e dá mais uma apertadinha. Isso é o que a Petrobras faz com as refinarias privadas, só que a cada vez que você garroteia o refinador privado, vai ficando mais difícil sobreviver e a situação fica insustentávelerdquo;, exemplificou Pinheiro. Pinheiro afirmou que, como monopolista do mercado de petróleo do Brasil, a estatal seria obrigada por lei a vender ao mesmo preço que vende para as refinarias da companhia. eldquo;A Petrobras tem 93% do petróleo do Brasil, é monopolista, e a lei da concorrência impõe à companhia responsabilidades, como a obrigação de vender insumo aos concorrentes, isso é lei, isso é pacíficoerdquo;, ressalta. Na próxima sexta-feira, ele irá ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) conversar com o Departamento de Estudos Econômicos (DEE), para conhecer as diretrizes que serão adotadas nos estudos encomendados pelo órgão no início de fevereiro, e que visa avaliar a precificação de combustíveis por refinarias para distribuidoras em diferentes Estados, em especial na Bahia. Também vem conversando com o Ministério de Minas e Energia (MME) para que sejam adotadas outras medidas, a fim de promover um ambiente tanto regulatório quanto tributário favorável para as pequenas e médias refinarias. O estudo do Cade faz parte da investigação sobre uma denúncia em relação à Refinaria de Mataripe, que estaria comercializando gasolina A e diesel S10 por preços mais elevados no Estado. eldquo;Vamos pedir, entre outras coisas, que o DEE olhe de forma ampla para o comportamento concorrencial da Petrobras no mercado, porque do jeito que estão as coisas, não vai ter mais mercado, só vai existir a Petrobras. Está num nível muito graveerdquo;, disse Pinheiro. Referência Para ele, um dos problemas que o setor enfrenta é a falta de atualização do Preço de Referência estipulado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No dia 21 de dezembro de 2023, quando o mercado de refino e importadores aguardavam o resultado de uma consulta púbica que durou 18 meses, a ANP desistiu de divulgar o novo valor. eldquo;Isso é muito grave, a gente tinha expectativa que a ANP ia solucionar o Preço de Referência, que é uma distorção que faz com que a Petrobras e outras petroleiras prefiram exportar do que vender no mercado interno. Mas a ANP decidiu abrir outra consulta pública, igual a outra, que levou 18 meses, é algo inexplicávelerdquo;, avalia o dirigente da Refina Brasil. Segundo ele, sem um Preço de Referência justo, tanto a Petrobras como as outras petroleiras que atuam no País vão continuar preferindo exportar do que vender para as refinarias privadas nacionais. Outra consequência do descolamento dos preços da estatal, de acordo com Pinheiro, é a queda de arrecadação de Estados e municípios, assim como a queda do próprio lucro da Petrobras, e a falta de investimentos no setor. O Brasil tem um grande potencial pela frente, nós podemos atrair R$ 60 bilhões em investimentos de pequenas e médias refinarias, mas não tem porque ampliar ou fazer novas refinarias se não existe acesso ao petróleo. Tem bastante gente querendo fazer novas refinarias se a questão do petróleo for resolvidaerdquo;, garante o executivo.

O secretário Nacional de Transição Energética e Planejamento do Ministério de Minas e Energia (MME), Thiago Barral, destacou que a criação de hubs de produção e consumo de hidrogênio verde muda o paradigma do planejamento energético de linhas de transmissão, consideradas fundamentais para o desenvolvimento de projetos de larga escala no Brasil. eldquo;Algumas questões são fundamentais. Uma delas é a infraestrutura necessária para esses projetos de grande escala, por exemplo, a infraestrutura de transmissão de redes elétricaserdquo;, afirmou o secretário durante audiência no Senado, nesta terça (27/2). No início do mês, o MME junto com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) publicaram a programação de estudos de planejamento da transmissão para 2024. Segundo o secretário, uma das prioridades, será o eldquo;estudo prospectivo para inserção de cargas de hidrogênio na região Nordesteerdquo;, que pretende identificar gargalos e soluções para o suprimento elétrico de plantas de produção de hidrogênio e amônia nesta região. eldquo;A EPE e o MME já estão debruçados conversando com cada um dos empreendedores e também conversando para afinar a metodologia e eventuais ajustes regulatórios necessárioserdquo;, pontuou. O objetivo principal do estudo é a indicação das novas instalações ou equipamentos para expansão do sistema de transmissão de energia elétrica. eldquo;Esse é um novo paradigma de planejamento. Sempre planejamos para produzir em um local e levar para outra região do país, agora estamos pensando sob outra lógica em que a mesma região que produz em grande escala essa energia renovável também é grande consumidoraerdquo;, disse Barral. A região Nordeste já possui cinco estados que podem receber centros de hidrogênio verde: Piauí, Ceará, Pernambuco, Bahia e Rio Grande do Norte. Uma das metas do Plano Nacional Trienal 2023-2025 do Programa Nacional do Hidrogênio (PNH2) é consolidar, até 2035, hubs de hidrogênio de baixo carbono no país endash; reunindo produtores e consumidores de H2, geradores de energia, e logística de distribuição e transporte do energético. Hidrogênio natural Thiago Barral também defendeu a aprovação de uma marco regulatório do hidrogênio no Congresso, que contemple a potencialidade do Brasil na exploração e produção do hidrogênio natural. eldquo;O Brasil tem potencial, mas para essa atividade acontecer precisamos de uma regulação, alguma agência que estabeleça as condições para que essas atividade possa ser desenvolvidaerdquo;, diz o secretário. Atualmente, o Congresso discute dois projetos de lei para regulamentação do hidrogênio, um do Senado e outro da Câmara, sem indicações de consenso entre os dois. O texto da Câmara é o mais alinhado ao da minuta do Projeto de Lei do Hidrogênio, apresentada pelo governo federal, que inclui o hidrogênio natural e propõe que os direitos de exploração e produção do hidrogênio natural pertencem à União, assim como no óleo e gás. Além disso, define a ANP como agência competente. eldquo;Na nossa visão é que a ANP tem todas as condições e expertise para ser a reguladora da exploração e produção do hidrogênio naturalerdquo;, avalia Barral. O secretário também chamou a atenção para a criação de uma certificação nacional do hidrogênio capaz de contabilizar as emissões de carbono nas diferentes rotas de produção, e que possa guiar os incentivos governamentais. eldquo;Sempre que nos falaremos em incentivos e diferenciação de qualidade ambiental e climática dos produtos, precisamos ter credibilidade nas informaçõeserdquo;. A criação do Sistema Brasileiro de Certificação de Hidrogênio (SBCH2) também consta na minuta do PL do Hidrogênio formulada pelo governo.

O Diesel R5, também conhecido como eldquo;diesel verdeerdquo;, passará a ser comercializado pela Petrobras em São Paulo a partir da primeira semana de março. O combustível é considerado menos poluente por emitir menos gases do efeito estufa. O anúncio de início de venda no maior mercado consumidor do país foi feito pela estatal nesta quinta-feira (29). O diesel verde é produzido por coprocessamento de derivados de petróleo (parcela mineral) com matérias-primas de origem vegetal, como óleo de soja. O combustível sai da refinaria com 95% de parcela mineral e 5%, renovável. De acordo com a Petrobras, a redução das emissões associada à parcela renovável é de, ao menos, 60% em comparação com o diesel mineral. A estatal é pioneira na geração do combustível, que já é comercializado pela Refinaria Presidente Getúlio Vargas (Repar), no Paraná. A empresa classifica que as vendas no estado do sul do país atingiram o estágio de consolidadas. Em São Paulo, a comercialização será feita pela Refinaria Presidente Bernardes (RPBC), em Cubatão. Além do benefício ambiental, o diesel verde pode ser utilizado sem a necessidade de adaptações nos veículos. eldquo;É um produto com alta estabilidade e isento de contaminantes, o que garante durabilidade e desempenho dos motoreserdquo;, afirma a empresa. Além da Repar e da Refinaria de Cubatão, duas outras unidades fazem testes para produção do Diesel R5. A Refinaria Duque de Caxias, no Rio de Janeiro, e a Refinaria de Paulínia, em São Paulo. Transição energética O Brasil é o segundo maior produtor mundial de biocombustíveis, sendo superado apenas pelos Estados Unidos. Segundo o diretor de Comercialização, Logística e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, a comercialização do Diesel R5 em Cubatão reforça a estratégia da empresa em produzir combustíveis mais sustentáveis. eldquo;Reflete o avanço dos investimentos da companhia em descarbonização. Esse é mais um passo da Petrobras para aumentar a oferta do diesel com conteúdo renovável e atender ao mercado que busca soluções sustentáveis para a redução de suas emissõeserdquo;, diz.

A Pré-Sal Petróleo (PPSA) iniciou processo de venda direta para a terceira carga de petróleo detida pela União, de 500 mil barris, relativo ao contrato de partilha de produção do campo de Atapu, na Bacia de Santos. Segundo a PPSA, todas as empresas que atuam no pré-sal foram convidadas, além da Prio e da refinaria de Mataripe, da Acelen. As propostas serão recebidas pela estatal no dia 6 de março. Para continuar a leitura, clique aqui.

A mistura de biometano no gás natural, inserida no relatório do projeto de lei 4.516 de 2023, conhecido como eldquo;Combustível do Futuroerdquo;, não aumentará o preço do produto. A afirmação é da presidente-executiva da Abiogás (Associação Brasileira de Biogás), Renata Isfer, que diz que o modelo de certificado de garantia do produto não repassará o custo ao consumidor final. A adição não estava na proposta original enviada pelo Ministério de Minas e Energia e foi incluída no projeto pelo relator, deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania-SP). Pelo parecer apresentado, será criado um mandato de biometano no gás natural comercializado, que começará em 1% em 2026 e chegará a 10% em 2030. A evolução da implantação a cada ano será fixada pelo CNPE (Conselho Nacional de Política Energética). eldquo;O modelo do PL foi muito bem pensado. Ele não traz um mandato volumétrico como acontece nos outros biocombustíveis, mas um modelo que considera análise de mercado, criando certificado de garantia de origem, que faz com que o preço, se eventualmente for mais caro do que o do gás natural, não seja transferido ao consumidoreldquo;, diz Renata. O texto estabelece que os produtores ou importadores de gás natural deverão comprovar a compra ou a utilização de uma quantidade mínima de biometano ou a aquisição de CGOB (Certificado de Garantia de Origem de Biometano), que será negociado pelo mercado, como por exemplo em leilões. Com essa ferramenta, de acordo com a Abiogás, o consumidor que não tem interesse no gás renovável vai comprá-lo a preço mais baixo, como se fosse fóssil, e o certificado poderá ser comercializado para aqueles que buscam reduzir suas emissões. eldquo;Não se pode afirmar que o biometano é necessariamente mais caro que seus correspondentes fósseis. O preço é determinado pelo mercado. Há casos em que é vendido em preço inferior ao gás natural e normalmente é mais barato que o diesel e o GLP (Gás Liquefeito de Petróleo)erdquo;. Como mostrou o Poder360, entidades ligadas aos grandes consumidores de gás natural afirmam que a mistura custará R$ 570 milhões por ano aos consumidores. Já os produtores questionam a ausência de debate e uma análise técnica e econômica dos impactos da medida, como a perda da competitividade do gás. Para continuar a leitura clique aqui.

A Petrobras perdeu quase R$ 30 bilhões em valor de mercado nessa quarta-feira (28), com a queda de suas ações após uma declaração do presidente da estatal, Jean Paul Prates, causar dúvidas nos investidores. Em entrevista à Bloomberg, Prates que a Petrobras será mais cautelosa no pagamento de dividendos extraordinários à medida que se move para se tornar uma potência de energia renovável. "Temos que ser mais cautelosos. Os acionistas entenderão. Estamos no meio dessa grande decisão de se tornar uma companhia de petróleo em transição", afirmou. A declaração levou os investidores a colocar as ações da Petrobras entre as mais negociadas da sessão dessa quarta. Os papéis preferenciais (sem direito a voto) fecharam em queda de 5,16%, a R$ 40,43, enquanto as ações ordinárias (com direito a voto) cederam 5,39%, a R$ 41,60. No pior momento, as PNs foram negociadas a R$ 39,83 (-6,57%) e as ONs foram cotadas a R$ 41,25 (-6,19%), entre os piores desempenhos do Ibovespa, que cedeu 1,16%. A Petrobras informou no início da noite desta quarta que não há qualquer decisão tomada em relação à distribuição de dividendos ainda não declarados. A companhia acrescentou que as decisões da alta administração sobre dividendos, que inclui a proposta de destinação do resultado, a ser submetida à aprovação de assembleia geral ordinária em 25 de abril, serão tomadas com base em sua nova política de remuneração. De acordo com Tiago Cunha, gestor de renda variável da Ace Capital, as expectativas do mercado quanto ao pagamento de dividendos estavam mais próximas de um valor máximo ao potencial a ser distribuído. "A fala do presidente, nesse sentido, coloca uma dúvida sobre qual será o percentual pago. Dependendo do percentual, a Petrobras terá um e#39;dividend yielde#39; próximo das outras grandes empresas de petróleo no mundo, o que não justificaria uma preferência pela empresa brasileira", avaliou. A Petrobras divulga em 7 de março o resultado do último trimestre e do ano de 2023, quando deve também anunciar sua decisão sobre a remuneração aos acionistas. Em relatório a clientes nesta quarta-feira, comentando as declarações de Prates, analistas do Goldman Sachs avaliaram que os comentários poderiam ser recebidos negativamente pelos investidores já que a maioria com quem eles têm conversado nas últimas semanas estão focados no potencial anúncio de dividendos extraordinários. Ainda assim, Bruno Amorim e equipe mantiveram a classificação de "compra" para os papéis da Petrobras, pois calculam que a companhia ofereça um fluxo de caixa livre yield (FCFy) médio de cerca de 14% nos próximos quatro anos, entre 2024 e 2027, o que está acima das principais empresas globais de cerca de 10% em média. "Reconhecemos que, a esse nível de rendimentos, o prêmio para as principais empresas globais diminuiu em comparação com a história recente emdash;atualmente vemos as principais empresas globais com um retorno para os acionistas de aproximadamente 10%, div+recompra, em 2024E, em médiaemdash;, o que, na nossa opinião, limita o espaço para uma reavaliação significativa adicional da ação", afirmaram os analistas.