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A pressão global para que a redução das emissões de CO2 inclua um acordo tácito para frear novos projetos de exploração de petróleo pode atrapalhar a ambição do Brasil de liderar a agenda climática global, afirmam analistas. O movimento para travar a fronteira de abertura de novos poços nasceu com cientistas e ambientalistas, mas ganhou impulso fora dessa bolha após a Agência Internacional de Energia (AIE) publicar um relatório sobre o tema há dois anos, que começa a ter influência concreta agora. O documento apontou que os projetos de exploração e consumo de petróleo, gás e carvão existentes até 2021 já emitirão em sua vida útil mais gases-estufa do que a meta do Acordo de Paris para o clima suporta. O tratado busca frear o aumento do aquecimento global abaixo de 1,5°C. Em um artigo na revista Science neste mês, um grupo de pesquisadores defende uma eldquo;norma socialerdquo; global para frear novos projetos de produção e consumo de energia fóssil. O trabalho, liderado pelo cientista social e economista Fergus Green, do University College de Londres, argumenta que o custo político e financeiro de fechar projetos de exploração já existentes é muito alto, e o planeta precisa frear os novos poços para reduzir o preço e a viabilidade da transição energética para fontes renováveis, como a eólica e a solar. A Petrobras, com cerca de 3% da produção global de óleo e gás hoje, não é considerada ainda um dos maiores entraves para o corte de emissões no mundo. Mas no contexto dos novos planos de exploração, sobretudo na margem equatorial do país, o peso global da empresa pode aumentar. Ambiguidade de sinais Como o principal foco de emissão do país hoje ainda é o desmatamento, e a destruição da Amazônia foi freada em 22% em 2023, o Brasil retomou boa parte da influência que tinha no passado na agenda ambiental e caminha para cumprir com alguma folga em 2025 sua contribuição nacionalmente determinada (NDC, na sigla em inglês). Um aumento acentuado na produção nacional de petróleo no futuro, porém, pode perturbar o cenário global, ainda que esse óleo seja exportado e entre na conta da NDC de outros países. Se todos os países com ambição de ampliar produção reivindicarem o direto de fazê-lo, diz Green, a conta do Acordo de Paris não fecha. emdash; Nós argumentamos que os países que aspiram ser líderes climáticos e já endossaram e reafirmaram seu compromisso com a meta de 1,5°C, como o presidente Lula e o Brasil, deveriam estar indo além de cuidar das emissões domésticas e cumprir suas NDCs emdash; disse ao GLOBO. O cientista aponta que a ideia de um compromisso ético de frear novos campos de exploração de combustíveis fósseis já começou a tomar corpo na forma de acordos diplomáticos como as coalizões Beyond Oil and Gas Alliance (Boga) e Power Past Coal Alliance (PPCA). A Boga reúne em sua composição 20 países (incluindo França, Suécia, Espanha e Colômbia) e 4 governos subnacionais (incluindo a Califórnia, nos EUA) que assinaram promessa voluntária para desescalar a exploração de petróleo e gás. Já a PPCA agrupa 60 nações que assumiram prazo para zerar produção e consumo de carvão. O Brasil não aderiu a nenhuma das duas alianças. Segundo Cristiano Vilardo, doutor em Planejamento Energético pela Coppe-UFRJ e analista do Ibama, o debate interno sobre a expansão de campos de petróleo gira muito em torno da questão de segurança energética, mas os argumentos sobre projeções futuras não são consensuais. emdash; A gente já tem contratado só com o pipeline de projetos do Pré-Sal um crescimento bastante significativo, saltando de 3 milhões de barris por dia para 5 milhões por dia no final da década, sendo que a previsão do consumo deve ficar abaixo de 2,8 milhões. O argumento de que o país pode exportar óleo e usar receita para o desenvolvimento, diz, é também um ruído no debate. Paira sobre essa proposta a dúvida sobre quanto o Pré-Sal contribuiu para o índice de desenvolvimento humano no Brasil. O petróleo, ele diz, prejudica a ambição de liderança do país a pouco mais de um ano da COP30, a Conferência do Clima de Belém, em 2025. emdash; Existe uma ambiguidade de sinais do governo brasileiro, que está ao mesmo tempo adorando o deus do protagonismo climático e o deus que quer explorar a última gota de petróleo do mundo emdash; diz Vilardo. O Ministério do Meio Ambiente (MMA) afirma que o tema da transição energética está contemplado na estratégia do atual governo. eldquo;Há décadas a comunidade científica alerta e cobra lideranças políticas e empresariais sobre a necessidade de ação urgenteerdquo;, afirmou o MMA em nota, ressaltando que signatários do acordo se comprometeram em eldquo;duplicar a eficiência energética, triplicar a capacidade de energias renováveis e realizar a transição para o fim do uso de combustíveis fósseiserdquo;. Margem de manobra Ainda é difícil responder em que ritmo o Brasil pode abrir mão do petróleo. Alguns especialistas, apesar do Pré-Sal, hesitam em dar por certo que a produção já contratada vai atender à demanda futura. Mahatma Ramos dos Santos, diretor-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo (Ineep), diz que existe margem de manobra para que o Brasil encaixe o óleo de novos campos na lacuna da queda de produtividade prevista para o Pré-Sal a partir de 2030. Mas ele afirma que a cota de investimento da empresa em renováveis ainda é tímida. emdash; A média de investimento das empresas de óleo e gás em novas rotas tecnológicas está abaixo de 20% no mundo, e precisa aumentar emdash; diz. emdash; O previsto para este ano na Petrobras é equivalente a 6% do investimento total, abaixo da média internacional. A Petrobras argumenta que uma norma geral contra novos projetos fósseis ignora potenciais vantagens. eldquo;Por exemplo, ativos existentes podem operar com altas emissões e ativos novos podem ser mais competitivos dos pontos de vista econômico e ambientalerdquo;, disse a empresa, em nota. O artigo de Green, além disso, não detalha diferenças regionais. eldquo;Os próprios cenários da AIE apontam um crescimento no fornecimento de petróleo da América Latina e, em particular, do Brasil até meados da década de 2030erdquo;, afirma o comunicado da Petrobras. A despeito da pressão ambientalista e acadêmica, o conflito que levou à queda de Jean Paul Prates e à nomeação de Magda Chambriard como presidente da empresa teve mais a ver com a demanda de acionistas minoritários para obter dividendos do que com o ingresso lento nas energias renováveis. Mas há uma relação entre as duas coisas. emdash; O maior desafio é o interesse financeiro de curto prazo dos acionistas. Não dá para fazer transição energética e pagar altos dividendos emdash; diz Santos. Segundo Green, esse tipo de embate afeta outras empresas do setor no mundo. No caso do Brasil, porém, o governo tem controle acionário e com vontade política pode acelerar a transição. emdash; Governos deveriam adotar visão mais de longo prazo e conduzir suas empresas de combustível fóssil em linha com o interesse público, o que inclui manter o planeta habitável e abaixo do limite de 1,5°C emdash; diz.

Após alteração no texto do PL do Mover no Senado, a Câmara dos Deputados pode retomar nesta terça (11/6) a votação do texto sem a emenda que tratava da fixação de índices obrigatórios de conteúdo local para a contratação de bens e serviços em projetos de petróleo e gás. Iniciativa de Áureo Ribeiro (Solidariedade/RJ) e aprovada com apoio da base do governo Lula, a criação de um marco legal para a política industrial do setor levantou críticas do próprio mercado fornecedor. Levou a um temor que as regras poderiam desacelerar encomendas, além de atravessar discussões em curso com o governo Lula. Em contrapartida, diferentes segmentos defendem retomar discussões para substituir a lógica de punições pelo descumprimento dos índices contratuais por bonificações endash; uma tentativa foi iniciada no governo de Dilma Rousseff, com a criação do Pedefor. O Ministério de Minas e Energia (MME) bancou a elevação de índices na reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em dezembro. Levou em conta o que o mercado brasileiro tem conseguido entregar e defende que a política deve sempre passar por esse tipo de análise. O Brasil, inclusive, é um dos países com maiores requisitos de conteúdo local, entre grandes produtores de petróleo. Ribeiro defende a emenda, afirma que é preciso garantir mínimos legais e, assim, evitar que as petroleiras, com a anuência do governo, descumpram os percentuais. Mesmo com o recuo do governo no Congresso Nacional, afirma que voltará a apresentar um destaque para reincluir as emendas no Mover. Ainda há, portanto, apreensão quanto à aprovação na votação desta terça. Os ministros Alexandre Silveira (Minas e Energia), Geraldo Alckmin (Indústria e Comércio) e Alexandre Padilha (Articulação Política) trabalharam para derrubar o trecho que estabelece índices para contratação de bens e serviços de empresas nacionais, durante as discussões no Senado Federal. Óleo, gás e engenharia contra a emenda O Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás (IBP), a Associação Brasileira das Empresas de Bens e Serviços de Petróleo (Abespetro) e a Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) já manifestaram preocupação com a emenda do deputado Áureo Ribeiro. Até mesmo o Sinaval, que representa os estaleiros, foi contrário ao capítulo incluído no Mover. Para a Abemi, os termos da emenda proposta causarão impacto nas associadas que atuam na construção e montagem de projetos offshore. O IBP disse, em nota, que o dispositivo foi incluído de última hora e sem o debate necessário com o setor produtivo. Sustentou que a emenda representa grave barreira para a viabilidade de projetos, tendo sido estabelecido sem qualquer estudo técnico mais aprofundado. Incentivos para quem cumpre Para o presidente executivo da Abespetro, Thelmo Ghiorzi, é melhor eldquo;premiar quem faz mais do que multar quem faz menoserdquo;. Ghiorzi diz ver com alívio a retirada da emenda do projeto aprovado pelo Senado, mas teme que lideranças do governo na Câmara possam querer ressuscitar o projeto, visto que a pauta do conteúdo local é uma bandeira histórica do PT. eldquo;O texto [da emenda do deputado Áureo Ribeiro] tem vários pontos negativos. Primeiro, está no lugar errado. Um assunto ultra complexo que requer ainda, com muito otimismo, alguns meses de debate entre vários atores para que se chegue a um lugarerdquo;, defendeu. Questionado se a associação defende que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) seja o responsável pela análise e fixação dos índices obrigatórios de conteúdo local, o presidente executivo da Abespetro defendeu que haja uma política industrial de longo prazo. eldquo;Em qualquer lugar do mundo em que a política industrial funcionou, demorou 10 anos, 15 anos, 20 anos. Então, é óbvio que deixar isso na mão do poder executivo é insuficiente, porque senão vira apenas política de governo. Para virar política de Estado, precisa virar leierdquo;, defendeu. Ghiorzi cita o decreto nº 8.637/2016, editado no governo Dilma e abandonado no governo Bolsonaro, como um bom ponto de partida para definir os papéis dos fornecedores locais de bens e serviços para o setor. O texto instituía o Pedefor endash; Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural. A partir do decreto, estava prevista o incentivo aos fornecedores no país, incluindo bonificações a consórcios ou empresas que promovessem investimentos, celebração de contratos e aquisição de bens e serviços no Brasil. Brasil é o 4º no ranking global de conteúdo local Estudo da empresa de pesquisa em energia e inteligência de negócios, Rystad Energy (.pdf) mostra que o Brasil ocupa a quarta posição, dentre os grandes produtores de petróleo, em requisitos de conteúdo local. eldquo;Comparando os requisitos de conteúdo local atuais do Brasil com os de outros grandes países produtores de petróleo, fica claro que a nação sul-americana já ocupa uma alta posição, com Angola, Nigéria e Arábia Saudita também possuindo exigências rigorosaserdquo;, diz trecho do estudo. O texto explicita que requisitos anteriores de conteúdo local renderam alguns frutos para o Brasil no segmento submarino. O desenvolvimento de projetos de águas profundas na Guiana fez com que o Brasil desempenhasse um papel fundamental na exportação de linhas de escoamento. eldquo;Essas exportações tendem a aumentar junto com o crescimento da produção da Guianaerdquo;, estima a Rystad. Os autores da pesquisa apontam que um ponto chave para o futuro da exploração e produção de óleo e gás seja a reavaliação da metodologia punitiva atual, na qual as empresas optam por pagar uma penalidade financeira em vez de cumprir as regras de conteúdo local. A alternativa sugerida inclui implementar um sistema pelo qual o cumprimento das regras resulte em futuras isenções fiscais. Assim, investimentos em conteúdo local realizados durante a fase de exploração e produção seriam compensados com isenções fiscais durante a fase de produção, por exemplo. Geraldo Alckmin, juntamente com Alexandre Silveira tiveram de entrar na interlocução com o Senado para barrar a emenda. O ministro de Minas e Energia disse ser favorável às regras de conteúdo local, mas defende que a competência seja mantida com o CNPE, presidido por ele. Em nota, o MME o disse que acompanha periodicamente os índices de conteúdo local e participa de iniciativas da Casa Civil em conjunto com outros ministérios, como o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), para fortalecer o conteúdo local e a indústria nacional. A Nova Indústria Brasil (NIB), lançada por Alckmin em janeiro, estabelece o cumprimento de requisitos de conteúdo local para estimular o setor produtivo, mas não especifica o setor de óleo e gás, nem define percentuais. O que diz a emenda? A emenda de Áureo Ribeiro ao PL 914/2024 busca estabelecer em lei os percentuais mínimos de conteúdo local obrigatórios em licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural sob regime de partilha de produção e concessão. Todas as mudanças entrariam em vigor para os contratos de exploração. Os próximos leilões estão previstos para 2025, o que levaria a investimentos em sísmica e poços a partir da segunda metade dessa década; e em plataformas de produção para meados da década de 2030. Ribeiro argumenta, inclusive, que os percentuais estão alinhados com o que é exigido atualmente e a lei é necessária para evitar o descumprimento da política. No governo de Michel Temer, o conteúdo local foi reformado e as petroleiras tiveram o direito de reduzir as exigências nos contratos já assinados. Atualmente, a definição desses critérios é de competência do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O texto também dá diretrizes, como o cálculo das multas emdash; um valor em relação aos investimentos não cumpridor emdash; e impede a concessão de waiver, a isenção regulatória que pode ser concedida se ficar comprovado que os percentuais não podem ser cumpridos. No regime de partilha de produção, os percentuais mínimos seriam: Fase de exploração: 20% Etapa de desenvolvimento da produção ou por módulo: 30% para construção de poço (25% bens e 5% serviços); 40% para escoamento de produção (30% bens e 10% serviços); e 30% para unidades de produção (25% bens e 5% serviços). Já para os contratos de concessão: Blocos em terra: 50% para exploração; e 50% para desenvolvimento e produção (25% bens e 25% serviços); Blocos no mar: 18% na exploração; 30% na construção de poço (25% bens e 5% serviços); 40% no escoamento (30% bens e 10% serviços); e 30% para plataformas 30% (25% bens e 5% serviços)

Por unanimidade, a 2ª Turma do Superior Tribunal de Justiça negou o pedido da Petrobras para que fosse anulado o processo administrativo fiscal no qual a empresa foi autuada pelo não recolhimento de cerca de R$ 975 milhões a título de Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico incidente sobre a comercialização de petróleo e seus derivados (Cide-Combustíveis). A petrolífera havia deixado de recolher o tributo em razão de decisões liminares emdash; posteriormente revogadas emdash; concedidas em favor de distribuidoras e postos de combustíveis para que a compra dos derivados de petróleo fosse feita sem a incidência da Cide. No entanto, para a 2ªa Turma, essas decisões provisórias não reconheceram aos varejistas a condição jurídica de contribuintes, tampouco de responsáveis tributários. Ainda de acordo com os ministros, as liminares não poderiam violar o artigo 2º da Lei 10.336/2001, trazendo nova hipótese de responsabilidade tributária sem previsão em lei específica e ignorando a qualificação das produtoras de combustíveis (a exemplo da Petrobras) como contribuintes. O caso teve origem em ação ajuizada pela Petrobras para anular o processo administrativo fiscal referente a valores da Cide-Combustíveis, bem como para pedir a suspensão da exigibilidade dos juros cobrados em outro processo administrativo fiscal, pendente de julgamento pelo Conselho Administrativo de Recursos Fiscais (Carf). Ordens judiciais Em primeiro grau, o pedido da petrolífera foi julgado parcialmente procedente, apenas para suspender a exigibilidade do crédito relativo aos juros de mora enquanto houvesse discussão na esfera administrativa. A sentença foi mantida pelo Tribunal Regional Federal da 2ª Região. Para o tribunal, nos termos do artigo 2º da Lei 10.336/2001, são contribuintes da Cide-Combustíveis o produtor, o formulador e o importador, enquadrando-se a Petrobras entre esses contribuintes, especialmente por atuar como refinaria. Assim, segundo o TRF-2, a empresa não estaria desobrigada do recolhimento da contribuição em razão de decisões liminares favoráveis às distribuidoras e aos postos de combustíveis, quando autorizada a aquisição de derivados de petróleo sem o repasse do tributo no preço. Em recurso especial, a Petrobras alegou que, como terceiro de boa-fé, apenas teria respeitado ordens judiciais de proibição de repasse do ônus tributário na cadeia negocial. Repasse do ônus O ministro Francisco Falcão, relator, citou jurisprudência do STJ no sentido de que, em respeito ao princípio da capacidade contributiva, a responsabilidade pelo pagamento do tributo deve recair sobre o contribuinte, mesmo que seja o caso de tributo indireto. eldquo;Dessa forma, o substituto tributário, conquanto tenha o dever de apurar e recolher o tributo devido pelo substituído, pode repassar a este o ônus do tributo, mediante a inclusão do valor correspondente no preço da mercadoriaerdquo;, completou. Na hipótese de revogação de liminares obtidas pelos substituídos tributários (como as distribuidoras e os postos de combustível), o ministro Falcão apontou que só é possível o direcionamento da cobrança ao substituto nas hipóteses de culpa ou dolo, ou seja, a cobrança é condicionada ao descumprimento da legislação que determina a apuração e o recolhimento do tributo. Sem legitimidade Entretanto, no caso da cobrança da Cide-Combustíveis, Falcão apontou que, nos termos do artigo 2º da Lei 10.336/2001, os varejistas de combustíveis não possuem a condição nem de contribuinte nem de responsável tributário, de modo que eles não possuem legitimidade para discutir o tributo, mas apenas os produtores, os formuladores e os importadores. Em seu voto, Falcão apontou que, segundo o TRF-2, as decisões provisórias determinavam a compra, pelas varejistas, dos derivados de petróleo sem o acréscimo da Cide, o que não pode ser confundido com a dispensa da obrigação de recolher o tributo. eldquo;Ou seja, as liminares concedidas, conforme apreciado pelo tribunal de origem, não teriam o condão de afastar a obrigação do contribuinte de apurar e recolher a Cide-Combustíveis nos termos dos artigos 11, 12 e 13 da Instrução Normativa (IN) 422, de 2004, referindo-se apenas à aquisição dos combustíveis sem o acréscimo do mencionado tributo pelos varejistaserdquo;, concluiu o ministro. (Com informações da assessoria de imprensa do Superior Tribunal de Justiça)

O etanol esteve mais competitivo em relação à gasolina em 9 estados e no Distrito Federal no período de 2 a 8 de junho. Na média dos postos pesquisados no país, no período o etanol tinha paridade de 65,13% ante a gasolina, portanto favorável em comparação com o derivado do petróleo, conforme levantamento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) compilado pelo AE-Taxas. Executivos do setor observam que o etanol pode ser competitivo mesmo com paridade maior do que 70%, a depender do veículo em que o biocombustível é utilizado. O etanol era mais competitivo em relação à gasolina nos seguintes estados: Acre (67,92%), Amazonas (68,37%), Espírito Santo (69,63%), Goiás (65,92%), Mato Grosso (60,52%), Mato Grosso do Sul (64,20%), Minas Gerais (67,92%), Paraná (65,45%) e São Paulo (64,71%), além do Distrito Federal (65,87%). No restante dos estados, continua mais vantajoso abastecer o carro com gasolina. (Estadão Conteúdo)

Os preços do petróleo subiram nesta segunda-feira, 10, cerca de 3%, para o maior nível em uma semana, impulsionados pelas esperanças de um aumento na demanda por combustível neste verão, apesar de um dólar norte-americano mais forte e das expectativas de que o Federal Reserve dos Estados Unidos deixe as taxas de juros mais altas por mais tempo. O Fed aumentou agressivamente as taxas de juros em 2022 e 2023 para conter o aumento da inflação. Estas taxas mais elevadas aumentaram os custos dos empréstimos para consumidores e empresas, o que pode abrandar o crescimento econômico e reduzir a procura de petróleo. Da mesma forma, um dólar norte-americano mais forte pode reduzir a procura de petróleo, tornando as mercadorias denominadas em dólares, como o petróleo, mais caras para os detentores de outras moedas. Os futuros do Brent subiram US$ 2,01, ou 2,5%, a US$ 81,63 o barril, enquanto o petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos EUA subiu US$ 2,21, ou 2,9%, a US$ 77,74. Esse foi o fechamento mais alto para ambos os contratos de referência desde 30 de maio. eldquo;Os futuros são mais elevados, uma vez que as expectativas de procura no verão apoiam os preçosehellip; apesar do panorama macro mais amplo permanecer menos otimista do que nas semanas anterioreserdquo;, afirmaram numa nota analistas da empresa de consultoria energética Gelber and Associates. (Reuters)

A Petrobras (PETR4) ficou dentre os maiores destaques no pregão desta segunda (10), com uma valorização de 2% no fechamento em um dia relativamente pacato e em meio ao ceticismo dos mercados globais com o Brasil. As ações da Petrobras surfaram uma valorização de quase 3% no petróleo Brent, que beira os US$ 82 por barril. A commodity teve alta em meio às previsões de que a demanda fique mais alta durante o verão no hemisfério norte. Analistas do Goldman Sachs projetam um Brent a US$ 86, destacando que locomoção, logística e refrigeração devem impulsionar o preço do petróleo. A commodity ainda recentemente também teve solavancos no seu preço após uma decisão da Organização dos Países Exportadores e aliados (Opep +). Há menos de uma semana a organização sinalizou que vai retirar os cortes na oferta a partir de outubro deste ano. Com isso, o consenso do mercado passou a enxergar que o retorno gradual de 2,2 milhões de barris diários de oferta de petróleo entre outubro de 2024 e setembro de 2025 tem potencial de deixar o mercado com excedente de produção ainda em 2025. Além da alta em PETR4 e PETR3, outras petroleiras da bolsa avançaram com o cenário de alta do petróleo. A Prio (PRIO3), antiga PetroRio, avançou 2,2% a R$ 40,80 no Ibovespa hoje. Já a Enauta (ENAT3) teve uma alta de 2,5% a R$ 21,19. Cotação das ações da Petrobras As ações da Petrobras caem 9,8% em um acumulado de 30 dias. Em uma janela de 12 meses os papéis somam valorização de 21%, contudo. (Suno)