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A redução de 4% no preço da gasolina e o reajuste de 6,6% no preço do diesel anunciado na noite de ontem pela Petrobras, com validade a partir de sábado (21) devem trazer um impacto calculado entre 0,07 ponto porcentual e 0,14 p.p. no IPCA fechado de 2023, de acordo com estimativas de economistas consultados pelo InfoMoney. A estimativa é que essa queda deve aparecer já nos dados oficiais de inflação de outubro, mas o maior impacto será observado em novembro. Alex Agostini, economista chefe da Austin Rating, explica que, em média, 70% das reduções de combustíveis anunciadas para as distribuidoras são repassados para os consumidores. Dessa forma, segundo seus cálculos, a gasolina deve apresentar redução média de 3%, com impacto de -0,15 ponto percentual no IPCA do ano. Já os aumentos, em geral, têm impacto médio de 80% na bomba. Logo, a nova alta diesel deve ficar na ordem de 5,5%, com impacto de apenas +0,01 p.p. no indicador. A projeções praticamente não alteram as estimativas para os preços administrados, que devem mostrar alta de 10,5% em 2023 e de 5% em 2024, segundo Agostini. Esses preços reagem muito aos reajustes de combustíveis, mas o economista alerta que há risco de reajuste de energia em virtude das más condições climáticas. Sobre desdobramentos futuros do conflito no Oriente Médio para os preços, Agostini acredita que impactos mais negativos só deverão ocorrer caso aconteça o envolvimento de outros países, como o destaque para o Irã e a Rússia, que são grandes produtores de petróleo. Ele também não acredita que a atual política de preços da Petrobras possa acarretar mudanças nas decisões sobre juros do Copom, uma vez que esse é um risco muito baixo no balanço dos fatores que o BC tem divulgado. eldquo;Mas é algo que segue sendo monitorado pela autoridade monetária.erdquo; Para Claudia Moreno, economista do C6 Bank, o impacto dos novos preços da Petrobras no IPCA do ano será de -7 pontos-base, o que significa uma redução de 0,07 ponto percentual na inflação do ano, distribuída entre os meses de outubro e, principalmente, novembro. Devido a esse impacto pequeno no índice, os novos preços não devem ter influência nas decisões do Copom, segundo sua leitura. Ele lembra que a gasolina tem forte impacto nos preços administrados. A previsão do C6 Bank para esses preços em 2023 é de uma alta de alta de 10%, uma vez que a gasolina deve subiu 17% ao longo do ao. Para 2024, quando a expectativa de reajustes é menor, a projeção é de que os administrados devem subir 5%. Outros itens que são importantes para essa parte de administrados são a bandeira tarifária de energia elétrica, que deve ficar verde, e as passagens de ônibus urbanos, que não devem ter reajustes relevantes nas principais cidades. Claudia também só acredita em maior pressão de preços de combustíveis na hipótese de a guerra entre Israel e Hamas envolver outros países mais importantes para definição de preços de commodities de energia. eldquo; Se acontecer alguma coisa mais permanente, que escale mais e envolva outros países, o impacto econômico principal seria no preço de energia, principalmente o petróleoerdquo;, explica. Gasolina é mais relevante Opinião semelhante tem João Savignon, chefe de pesquisa macroeconômica da Kínitro. Ele também comenta que, como a gasolina é bem mais relevante para os consumidores, o impacto líquido será positivo para o IPCA. eldquo;Estimamos um efeito de -9bps no índice, sendo -2bps em outubro e -7bps em novembro.erdquo; Para os preços administrados como um todo, a projeção para 2023 é de uma alta de 9,9%, desacelerando para 4,0% em 2024. eldquo;Do conjunto de preços administrados, os que mais exigem atenção são os combustíveis, pela importância para o consumidor, e incertezas inerentes a esses preços, em geral, associados a eventos geopolíticos, como os que estamos vivenciando atualmente no Oriente Médioerdquo;, comenta. Outros itens a serem observados nesse grupo de preços são a energia elétrica, medicamentos e planos de saúde, que possuem regras de reajustes que seguem muito a inflação passada e assim carregam forte inércia. eldquo;Por fim, não podemos deixar de destacar os relacionados ao transporte público, ainda mais que 2024 se trata de ano de eleições municipais, momento em que prefeitos podem conceder benesses pensando no pleito eleitoral.erdquo;

Até outubro de 2024, Mato Grosso do Sul deve atingir a capacidade para produzir quase dois bilhões de litros de etanol de milho por ano em três indústrias, o que chega perto da produção total das 19 usinas que produzem o combustível a partir da cana, que foi de 2,5 bilhões de litros na última safra, concluída em março. E, a tendêndia é de que essa nova modalidade de produção de combustível renovável suplante as tradicionais usinas de cana. Nesta sexta-feira (20) a Neomille, que promete produzir até 510 milhões de litros de etanol de milho por ano em Maracaju, recebeu do Govero do Estado a licença de operação, o que permite que a segunda indústria do gênero no Estado entre em operação de imediato. Com investimento da ordem de R$ 1, bilhão, a indústria de Maracaju vai processar inicialmente 600 mil toneladas de milho e produzir 280 milhões de litros de etanol por ano, mas antes mesmo de entrar em operação já prevê a duplicação dessa capacidade. A inauguração oficial está prevista para janeiro, mas a partir de agora a indústria já entra em operação. Antes desta unidade de Maracaju, a única indústria que utilizava milho para produzir etanol no Estado era a Inpasa, que funciona desde o começo do ano passado em Dourados e que deve fechar 2023 com 935 milhões de litros do combustível, de acordo o gerente comercial empresa, Rui Farias Filho. Uma tarceira indústria, também do grupo Inpasa, está na fase inicial de instalação em Sidrolância, com previsão para entrar em operação no final do próximo ano. O investimento será da ordem de R$ 1,2 bilhão e capacidade de 500 milhões de litros por ano. Ela está sendo instalada em uma área de 98 hectares às margens da BR-060, próximo ao posto de fiscalização da Polícia Rodoviária Federal, entre Campo Grande e Sidrolândia. Se o cronograma for cumprido, estará em condições de operar a partir de outubro de 2024. Isso significa que diariamente vão circular em torno de 500 carretas na região para descarregar milho e escoar a produção de etanol e ração. Caso ela realmente entre em operação, Mato Grosso do Sul passará a destinar em torno de 4,8 milhões de toneladas de sua produção de milho só para estas indústrias, o que representa em torno de um terço de sua produção anual. Hoje, o excedente da produção é exportado ou vendido in-natura para o sul do país. Somando a produção das três unidades, a produção de etanol de milho em Mato Grosso do Sul chegará a 1,945 bilhão de litros, levando em consideração a produção atual da Inpasa de Dourados e a perspectiva de produção das outras duas. COMPETITIVIDADE DO MILHO Na última safrinha, cerca de 2,4 milhões de hectares de lavouras foram ocupados pelo plantio de milho no Estado, que renderam em torno de 12 milhões de toneladas. Com pouco mais de um terço disso é possível produzir dois bilhões de litros de etanol. Enquanto isso, a cana-de-açúcar ocupa em torno de 870 mil hectares e na última safra gerou 2,5 bilhões de litros de combustível, além de 1,4 milhão de toneladas de açúcar. A diferença entre as duas culturas é que nas áreas onde existe cultivo de cana não existe nenhuma outra produção, enquanto que nas terras do chamado milho safrinha normalmente também ocorre o cultivo da soja, que na realidade é a principal safra do ano. Então, uma conta e um raciocínio simplistas dão a entender que as indústrias de etanol de milho tendem a engolir as de cana-de-açúcar. Nos dois casos, além de etanol, as indústrias também produzem outros derivados, como o açúcar, a ração e a energia. E talvez seja com base nisso que o plantio de cana continue sendo vantajoso. Mas, levando em conta só o etanol, o milho se mostra mais atrativo. Em 870 mil hectares ocupados pela cana seria possível produzir 4,2 milhões de milho somente na chamada safra de inverno, levando em consideração que todas estas terras são de boa qualidade. E, com 4,2 milhões de toneladas de milho se consegue extrair em torno de 75% do etanol que se produz atualmente com a cana nestas áreas. E, depois da colheita do milho safrinha, a terra estaria disponível para o plantio da soja. Nelas, seria possível produzir em torno de três milhões de toneladas, ou 50 milhões de sacas, o que injetaria faturamento bruto da ordem R$ 6,5 bilhões por ano na economia do Estado. Com base na análise das finanças reportadas por produtores dos dois segmentos de etanol, analistas do BTG Pactual chegaram à conclusão de que os custos de produção do etanol de milho ficam16% abaixo do etanol de cana, conforme relatório publicado em agosto. O banco também reconhece os retornos muito mais rápidos, menos capital empregado e os menores riscos operacionais em comparação com o etanol de cana. Por fim, a perspectiva dos analistas é de que o mercado deve se manter mais competitivo, a se guiar que nos últimos dois anos o lucro do etanol de milho por litro vendido foi de R$ 1,27, contra R$ 0,91 da cana-de-açúcar. eldquo;Em última análise, a economia do etanol de cana-de-açúcar tem se tornado cada vez mais pouco atraente, contrastando com a do milhoerdquo;, escrevem os analistas econômicos do banco.

O plano do governo de criar um órgão para acompanhar e fiscalizar os preços dos combustíveis no país foi recebido com preocupação por especialistas do setor energético brasileiro. A ideia, anunciada na 2ª feira (30.out.2023) pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, é fundar uma entidade de direito privado, com participação do Executivo, que terá entre as suas funções o monitoramento dos repasses de reajustes por distribuidoras e postos. Embora considerada positiva para combater fraudes, práticas abusivas e condutas que vão contra as regras do mercado, a medida de criar uma nova estrutura causa o temor de uma possível intervenção ou controle nos preços dos postos, afetando a livre concorrência. O ministro disse que um projeto de lei será enviado ao Congresso Nacional sobre a criação do Operador Nacional do Sistema de Distribuição de Combustíveis. Sem estipular prazos para envio da proposta, sinalizou que a ideia tem o sinal verde do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e afirmou que o órgão terá função similar a que o ONS (Operador Nacional do Sistema) tem no setor elétrico. eldquo;O ONS é para a Aneel [Agência Nacional de Energia Elétrica] o que nós queremos que esse operador que vamos criar seja para a ANP [Agência Nacional de Petróleo]. Uma atuação complementar afim de que possamos ter segurança de que toda vez que a Petrobras ou qualquer outra fornecedora, importador ou as refinarias privadas abaixem o preço, que essa queda chegue ao consumidor. E nós sabemos que a ANP tem limitações para poder fazer essa fiscalização hojeerdquo;, disse o ministro. Embora tenha destacado o foco nos preços ao consumidor, o operador também fiscalizaria a regularidade tributária, qualidade e estoques, segundo Silveira. Emerson Kapaz, presidente do ICL (Instituto Combustível Legal) elogiou a iniciativa do ministério como forma de reduzir a comercialização irregular de combustíveis. A entidade defende uma ampliação no combate e fiscalização de fraudes fiscais e de produtos no setor de combustíveis, que vêm crescendo nos últimos anos. eldquo;Temos visto um aumento de autuações e apreensões de combustíveis adulterados, especialmente com metanol, que é um produto tóxico que pode causar cegueira e levar até a morte. Já fizemos quatro reuniões com o governo para garantir o combate a esses crimes tributários e de qualidade e quantidade do setorerdquo;, afirma. No entanto, Kapaz vê risco de uma possível intervenção nas margens e preço dos combustíveis. eldquo;Nós somos favoráveis a criação de uma robusta central de monitoramento de combustíveis para evitar fraudes tanto operacionais quanto fiscais. Porém, hoje o país tem cerca de 43.000 postos de combustíveis que disputam a preferência do consumidor e trabalham em livre concorrência. Isso não pode mudarerdquo;. Na avaliação de Pedro Rodrigues, diretor do Cbie (Centro Brasileiro de Infraestrutura), a proposta causa estranheza. A princípio, pela comparação com o ONS e com o setor elétrico, que, segundo ele, são incomparáveis. eldquo;O ONS tem uma função específica dentro do setor elétrico, que tem um monopólio natural dada a característica do setor e a forma como ele é remunerado através de uma tarifa pública fixada. O ONS é responsável por operar esse sistema. O mercado de combustível é totalmente diferente. Talvez seja mais comparado ao mercado de cerveja, ou varejo. É um mercado que tem preços livreserdquo;, afirma. Rodrigues também cita o temor de controle ou até tabelamento de preços. eldquo;Esse órgão vai fiscalizar o revendedor e qual a margem que o revendedor está tendo aquele litro? É muito difícil você pensar numa coisa diferente que não seja algum tipo de intervenção nos preços maior ou menor quando se fala na criação de um órgão que vai fiscalizar o mercado livre de preçoserdquo;. Para ler esta notícia, clique aqui.

O relator da reforma tributária no Senado, Eduardo Braga (MDB-AM), afirmou ontem que os setores de mineração e de combustíveis fósseis poderão ser alvo do novo Imposto Seletivo, também chamado de eldquo;imposto do pecadoerdquo;, que vai taxar produtos considerados nocivos à saúde e ao meio ambiente. Braga já decidiu deixar o setor de energia elétrica livre do tributo, conforme antecipou o Estadão. eldquo;Energia (elétrica) não faz sentido ter Imposto Seletivo. Para telecomunicações, estamos avaliando. Combustível, eu não tenho certeza, porque ele tem impacto no meio ambiente. Já energia: 92% da nossa matriz energética é limpa, é injusto com o consumidorerdquo;, disse. eldquo;Na minha opinião, recursos naturais não renováveis devem ser taxados pelo Imposto Seletivo.erdquo; Braga admitiu que está estudando uma forma de restringir a aplicação do Imposto Seletivo pelo governo federal. Esse é um pleito do setor privado, que vê o risco de o imposto passar a ter fins arrecadatórios, e não apenas regulatórios endash; como funciona hoje com bebidas e cigarros. A Comissão de Assuntos Econômicos (CAE) propôs em seu relatório, que foi apresentado ontem ao relator, que a aplicação do Imposto Seletivo e a fixação de alíquotas se deem por meio de lei complementar, o que requer a obtenção de quóruns mais elevados na Câmara e no Senado. TRANSIÇÃO. Braga disse concordar que o regramento do novo imposto se dê por lei complementar. Mas defendeu que a fixação de alíquotas seja feita por meio de lei ordinária. eldquo;Toda preocupação que existe quanto à segurança jurídica (da taxação) ficaria em lei complementar, o que resolveria toda essa desconfiança (do setor produtivo). E deixaríamos em lei ordinária as alíquotas, pela dinâmica econômica, mas colocando que só têm validade no momento de conversão da lei.erdquo; Esse desenho afastaria a possibilidade de o governo lançar mão de um aumento do Imposto Seletivo para um setor específico por meio de uma medida provisória. Braga também disse ser contra a redução do prazo de transição da reforma, de 50 anos para 30 anos, proposta pela CAE. Segundo ele, esse intervalo longo de tempo servirá para reduzir o impacto sobre os Estados que são grandes produtores. O Amazonas, seu Estado natal, é o que mais perde com essa mudança. eldquo;Existem Estados que não suportariam essa redução de transição.erdquo; Em sua fala na CAE, ontem, Braga disse que o Fundo Nacional de Desenvolvimento Regional (FNDR), a ser criado para compensar o fim dos incentivos tributários via ICMS para atração de investimentos, deverá ser eldquo;robustoerdquo;. O governo propôs fazer aportes anuais de R$ 40 bilhões no fundo a partir de 2033. Os Estados, porém, querem que o valor seja de R$ 75 bilhões a R$ 80 bilhões anuais. Fora da lista Proposta do relator não terá cobrança do Imposto Seletivo para o setor de energia elétrica Braga sugeriu que deverá acolher o pedido dos Estados, mas evitou cravar qual será o valor em seu relatório. Apesar de ter fixado o dia 24 para entregar o documento, Braga disse que a data pode ser novamente postergada endash; agora, para o dia 1.º de novembro. ebull;

O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, afirmou nesta quinta-feira (19) que o fim das sanções dos Estados Unidos à Venezuela leva a estatal a "pensar seriamente" em voltar a investir no país vizinho, apontado como dono das maiores reservas de petróleo do mundo. "Vamos colocar a Venezuela no mapa de novo", afirmou Prates, em live promovida pela agência EPBR, defendendo que a avaliação "absolutamente não tem nada a ver com questões ideológicas e afinidades políticas". A estatal brasileira já foi sócia da venezuelana PDVSA em projetos de exploração de petróleo naquele país e na Refinaria Abreu e Lima, em Pernambuco, um dos pivôs da Operação Lava Jato. Mas a parceria acabou não rendendo frutos. As sanções dos Estados Unidos à Venezuela foram derrubadas nesta quarta (18) sob a promessa de que o país fará eleições livres monitoradas pela comunidade internacional. Já nesta quinta, o regime Nicolás Maduro começou a liberar presos políticos como parte desse processo. O documento do Departamento do Tesouro americano derruba proibições de transações comerciais com empresas controladas pela PDVSA, incluindo a compra de petróleo venezuelano e parcerias em projetos de exploração e produção naquele país. Prates avalia que o governo Joe Biden vê na Venezuela uma alternativa de suprimento de petróleo futuro, quando as reservas não convencionais que tornaram os Estados Unidos um dos maiores produtores globais começarem a declinar. "Os Estados Unidos estão olhando 30 anos à frente, não estão olhando agora", afirmou. "A Venezuela é um dos países que têm condições de produzir as últimas gotas de petróleo do mundo. Se atrasar esse processo, vai perder o trem da história." Segundo o presidente da Petrobras, o país vizinho vai precisar de investimentos para recuperar a deteriorada indústria de petróleo do país. A estatal brasileira, na sua visão, pode ajudar nesse processo, considerando uma visão de integração energética latino-americana. "Temos recursos importantes na Venezuela, na Bolívia, a Colômbia tem gás... O que a gente faz com isso? O petróleo não vai acabar de uma hora para a outra", disse. "Nós, o Brasil, e dentro do Brasil, a Petrobras, seremos protagonistas dessas discussões. Aí vamos tomar decisões." Prates não quis, porém, adiantar que tipos de ativo interessam à Petrobras na Venezuela, afirmando que a decisão pelo fim das sanções foi anunciada nesta quinta. O presidente da Petrobras já vinha sinalizando interesse em voltar ao país, principalmente depois que a petroleira americana Chevron retomou suas atividades venezuelanas ainda durante a vigência das sanções.

Os impostos federais sobre o diesel foram zerados no início do mês, após o fim da vigência de medida provisória que havia restituído a cobrança em agosto, mas o consumidor ainda não foi beneficiado, segundo a pesquisa de preços da ANP (Agência Nacional do Petróleo Gás e Biocombustíveis). Na semana passada, diz a agência, o diesel S-10 foi vendido pelos postos brasileiros a um preço médio de R$ 6,20 por litro, apenas R$ 0,02 abaixo do valor vigente nas duas semanas anteriores. A previsão de queda após o corte de impostos era de R$ 0,11 por litro. Os impostos federais sobre o diesel haviam sido restabelecidos parcialmente para financiar o programa de descontos na compra de veículos lançado pelo governo em julho. A retomada ocorreu em duas etapas: R$ 0,11 por litro em setembro e R$ 0,02 em outubro. Mas, no início do mês, venceu o prazo para votação da medida provisória, sem que o Congresso tivesse agendado sua deliberação. Desta forma, os impostos foram novamente zerados e devem ser restabelecidos apenas em janeiro de 2024. A desoneração fiscal ocorreu em um momento de pressão sobre os preços internacionais do produto, agravada após o início da guerra entre o Hamas e Israel, que trouxe a cotação do petróleo Brent, referência global de preço, novamente para acima dos US$ 90 por barril. A Petrobras diz que ainda analisa o cenário e fará reajustes nos preços internos quando considerar necessário. Em duas entrevistas nesta quarta (18), o presidente da estatal, Jean Paul Prates, disse que os repiques gerados após o início da guerra são pontuais. A situação tende a piorar, porém, com a eventual entrada de países produtores de petróleo no conflito, gerando uma "tempestade perfeita" no mercado de petróleo, segundo o presidente da Petrobras. A estatal já vem operando com elevadas defasagens na venda de diesel e a guerra passa a ser um novo teste à política de preços dos combustíveis implantada em maio, que abandonou o conceito de PPI (preço de paridade de importação). Beneficiada pelos impactos da alta do petróleo sobre suas exportações, a estatal, por outro lado, perde dinheiro se assumir a responsabilidade pelas importações de diesel, hoje compartilhada com empresas privadas. Na abertura do mercado desta quarta, o litro do diesel vendido nas refinarias da estatal custava, em média R$ 0,60 por litro a menos do que a paridade de importação calculada pela Abicom (Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis). Na gasolina, a diferença era de R$ 0,16 por litro. De acordo com a ANP, o preço médio da gasolina nos postos brasileiros ficou praticamente estável na semana passada, em R$ 5,76 por litro. O mesmo ocorreu com o etanol hidratado, que foi vendido, em média, a R$ 3,61 por litro.