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A expectativa de produção e o retorno sobre os investimentos em renováveis estão entre as principais preocupações do mercado financeiro após a apresentação do plano de negócios de US$ 102 bilhões da Petrobras para os anos de 2024 a 2028. Para os analistas, o planejamento estratégico ajudou a eliminar as desconfianças que pairavam sobre a empresa sob a gestão de Jean Paul Prates. O Goldman Sachs, por exemplo, destacou que, embora a empresa tenha a previsão de 14 novas plataformas, das quais dez já contratadas, a expectativa de produção de 2,2 milhões de barris por dia nos próximos dois anos, é conservadora. O Goldman disse que os números apresentados pela estatal vieram em linha com as expectativas do mercado , e o anúncio do plano estratégico eliminou algumas desconfianças sobe o preço das ações. O banco manteve a recomendação de compra dos papéis da estatal. A XP também destacou conservadorismo na curva de produção da empresa, que hoje é de 2,3 milhões de barris por dia, "apesar de dois novos FPSOs (plataformas) serem iniciados até ano que vem". A XP acredita que a produção da companhia pode oscilar entre 2,3 a 2,35 milhões de barris diários. A Genial também falou sobre as perspectivas de produção. ". Apesar do grandes volume e qualidade produtiva dos campos do pré-sal, as taxas de declínio dos demais campos não dão muito espaço para surpresas no sentido da produção geral endash; exceto uma muito bem sucedida campanha exploratória dos campos da Margem Equatorial, com produções muito surpreendentes para 2028 e diante (o que ainda é muito cedo para afirmarmos qualquer coisa)". Dúvidas também sobre os investimentos em renováveis. Para a Genial, é preciso atenção aos US$11 bilhões para investimentos em análise pela estatal que devem, segundo a instituição financeira, ser direcionados a aquisições nos segmentos de energias renováveis, refino e petroquímica. "É um dos pontos sensíveis tendo em vista as eventuais avaliações dos ativos e sinergias com as atuais operações da empresa", explica a Genial. Segundo a Genial, no caso de possíveis alvos de aquisição no segmento de energia renovável com a taxa mínima de atratividade de 8% "vai ser razoavelmente desafiador, tendo em vista principalmente o volume de investimentos esperados da empresa". A empresa explicou que do total, US$ 91 bilhões correspondem a projetos em implantação e US$ 11 bilhões são compostos por projetos em avaliação" sujeitos a estudos adicionais de financiabilidade antes do início da contratação e execução" A XP, por sua vez, disse que a companhia deu melhor visibilidade sobre os retornos sobre os projetos, que chega a 23% no caso de exploração e produção (Eeamp;P), além de 14% em refino, transporte e comercialização. "A empresa defendeu a escolha de investir mais recursos fora de Eeamp;P com base na diversificação do portfólio, na redução de riscos e volatilidade dos resultados, bem como na perenidade (escolhendo novos caminhos de crescimento para substituir o petróleo e gás em função da transiçao energética)". Do total dos recursos, o segmento de exploração e produção (Eeamp;P) representa 72% do total - com foco para o pré-sal. Além disso, o plano contempla 16% do total do plano para "refino, transporte e comercialização", além de 9% do total para "gás, energia e baixo Carbono". Segundo a estatal, serão US$ 11,5 bilhões para projetos de baixo carbono nos próximos cinco anos, como em biorrefino, eólicas, solar, hidrogênio e captura de carbono.

A tramitação do marco legal das eólicas offshore, previsto para ser votado esta semana na Câmara dos Deputados, dentro do esforço concentrado para apreciação da eldquo;pauta verdeerdquo; às vésperas da COP28, retoma a discussão sobre a contratação compulsória das termelétricas a gás natural prevista na lei de privatização da Eletrobras. O relatório do PL 11.247/2018 apresentado pelo deputado Zé Vitor (PL/MG) traz uma série de propostas que renovam o compromisso com a contratação das térmicas a gás endash; cuja continuidade foi posta em xeque com a mudança de governo; e propõe mudanças na forma de cálculo do preço-teto das térmicas, para torná-las mais atrativas nos leilões. O texto gerou reações contrárias de entidades ligadas aos consumidores de energia, que temem o descontrole dos preços de referência do gás nos leilões das térmicas e, por consequência, o encarecimento da energia elétrica. Além disso, ao mudar a quantidade de potência alocada por região, o projeto tira de jogo a contratação prevista em lei de usinas na costa de São Paulo e Rio de Janeiro, as duas principais rotas de escoamento do gás do pré-sal. O relatório foi apresentado na esteira da pressão de estados por redução de tarifas de energia e extensão de subsídios dados por meio de descontos em encargos para fontes renováveis. Houve pedidos para edição de uma medida provisória, que não saiu. O que diz o texto: A lei de privatização da Eletrobras, de 2021, estabeleceu a contratação compulsória de 8 GW de termelétricas, preferencialmente em regiões não atendidas por infraestrutura de gás. Desde então, apenas um leilão das térmicas na base foi realizado, em 2022. A concorrência, no entanto, fracassou em contratar os 2 GW previstos e em promover a interiorização da malha de gasodutos. Na ocasião, empreendedores se queixaram do preço-teto da energia endash; o equivalente ao preço teto atualizado para geração a gás do leilão A-6 de 2019. O relatório de Zé Vitor propõe que a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) passe a considerar, na definição do preço-teto, então, o valor da molécula de gás obtido pelas distribuidoras estaduais de gás canalizado, em chamadas públicas. Quem ganha Um eventual aumento do preço-teto das térmicas tende a beneficiar os empreendedores que tentam tirar do papel projetos de geração a gás, mas veem o atual cenário de preços do combustível como desafiador. Transportadoras e distribuidoras de gás também são aqueles que podem eventualmente se beneficiar da instalação de térmicas como clientes âncoras para planos de interiorização da rede de gasodutos. Em 2022, no primeiro leilão de contratação das térmicas no Maranhão e Piauí, alguns agentes pediram a revisão das condições da concorrência, em meio à escalada dos preços globais do gás natural liquefeito (GNL). Foi o caso de empresas como EDP, Evolution Power Partners (EPP) e das distribuidoras Gaspisa (PI) e Gasmar (MA), que viviam a expectativa de chegada de infraestrutura de gás às suas áreas de concessão. A revisão das condições de preços do leilão das termelétricas, aliás, é um pleito da Termogás. A companhia é acionista de distribuidoras de gás em estados que hoje não contam com infraestrutura e que se beneficiariam diretamente de gasodutos ancorados pelas termelétricas endash; como Goiás, Amapá, Piauí e o Distrito Federal. A companhia também possui projetos de novos gasodutos de transporte, como o Meio Norte (CE-MA-PI) e o Brasil Central (SP-MG-GO-DF) endash; além de ter histórico de participação na geração de energia. Essa ano, a TBG sinalizou o interesse em desenvolver a rota para atender Minas Gerais. A transportadora de gás natural é controlada pela Petrobras. Quem perde Entidades ligadas aos consumidores reagiram nesta segunda (27/11) contra o relatório de Zé Vitor. O temor é que a mudança, na prática, esvazie o papel da EPE na definição técnica dos preços-tetos, na medida em que o gás seria precificado nas chamadas públicas, em processos ainda não claros e alheios à estatal do planejamento energético. Em nota, o presidente da Frente Nacional dos Consumidores de Energia, Luiz Eduardo Barata, afirmou que a medida retira os eldquo;controles sobre a precificação do gás para as térmicaserdquo; e que eldquo;esse não é o caminhoerdquo;. Na tentativa de conter as propostas, a Abrace, que representa os grandes consumidores de energia, divulgou uma estimativa de que os jabutis do projeto das eólicas offshore podem impactar em R$ 28 bilhões/ano a conta de luz endash; sendo R$ 16 bilhões/ano só com a mudança do preço-teto das térmicas. eldquo;O que se tenta é mudar a equação econômica de projetos via leierdquo;, comentou Lucien Belmonte, da União pela Energia. Menos espaço para térmicas do pré-sal Outra mudança proposta no texto é na distribuição da potência a ser contratada por região. Os 8 GW previstos originalmente na lei de privatização da Eletrobras viram, no relatório, 4,25 GW., sendo: 1,25 GW no Nordeste, em regiões sem suprimento de gás; 1 GW no Centro Oeste, em regiões sem suprimento de gás; 1 GW no Norte; 1 GW no Sudeste. Da potência a ser alocada no Sudeste, metade passa a ser obrigatoriamente direcionada para o Triângulo Mineiro endash; rota do Brasil Central da Termogás, no radar da TBG. Outros 500 MW deverão ser alocados obrigatoriamente em estados do Sudeste que estejam dentro da área de influência da Superintendência do Desenvolvimento do Nordeste (Sudene) endash; ou seja, Minas Gerais e Espírito Santo. O relatório das eólicas offshore, portanto, corta 1 GW da previsão de contratação livre de térmicas na região Sudeste. Projetos em São Paulo e Rio de Janeiro endash; as principais rotas do pré-sal endash; deixam de ser contemplados pela lei. A Petrobras, por exemplo, tem planos de instalar uma usina termelétrica no Polo Gaslub, com gás do pré-sal. Os investimentos no antigo Comperj estão previstos, no novo plano de negócios, para 2028 em diante. Obrigação renovada O marco legal das eólicas offshore reduz a potência de térmicas a gás a ser contratada. Por outro lado, se vingar, o projeto renova o compromisso em lei com a contratação das usinas. Isso em pleno governo Lula, que chegou a colocar em dúvida este ano a continuidade dos leilões das térmicas da lei de privatização da Eletrobras. Na falta de uma proposta para mudança do comando legal, pelo governo, o marco das eólicas offshore é uma reafirmação das usinas a gás. O relatório de Zé Vitor também encerra a controvérsia sobre o que fazer com a potência não-contratada em leilões já realizados. Pela proposta apresentada, a quantidade de potência que eventualmente não for contratada por falta de oferta volta a leilão no ano seguinte, até que todo o compromisso dos 4,25 GW seja integralmente cumprido.

O senador Laércio Oliveira (PP/SE) afirmou nesta terça (28/11) que o interesse da Mitsui de aumentar a sua participação em cinco distribuidoras de gás canalizado do Nordeste tende a reforçar a concentração do mercado de gás. E saiu em defesa da revisão dos acordos de acionistas e dos contratos de concessão das concessionárias estaduais, em meio às mudanças societárias no setor. O parlamentar sergipano convocou audiência pública, na Comissão de Assuntos Econômicos (CAE), do Senado Federal, para tratar do interesse da Mitsui nas distribuidoras nordestinas e sobre possíveis violações às determinações do Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) em relação à abertura do mercado de gás. A pressão pública sobre a companhia japonesa se sucede ao movimento do governador do Ceará, Elmano de Freitas (PT), de sancionar, na semana passada, uma lei que impõe limites à participação de capital estrangeiro em empresas públicas endash; e que, na prática, impede a Mitsui de comprar mais ações da Cegás. Além disso, a nova legislação cearense abre espaço para a revisão do acordo de acionistas da Cegás, ao anular cláusulas que contrariem o eldquo;pleno exercício do poder de gestão pelo Estado nas instâncias deliberativas da empresaerdquo;. Relembrando: a Compass tem acordo para venda de sua participação indireta (via Commit) na Algás (AL), Cegás (CE), Copergás (PE), Potigás (RN) e Sergás (SE), para a Infra Gás e Energia. Acionista dessas distribuidoras, a Mitsui endash; assim como os estados endash; têm direito de preferência na aquisição desses ativos e pretende exercê-lo. O grupo Infra SA, do Rio de Janeiro, com histórico em obras públicas, assinou o contrato para compra de fatias em cinco distribuidoras endash; mas pode não levar nada, de fato, se a Mitsui e os estados exercerem seus respectivos direitos de preferência nos ativos. eldquo;Os acordos de acionistas, em si, não são um problema, mas foram construídos presumindo a existência de três sócioserdquo;, disse o sócio na Braga Lincoln Seixas Advogados, Roberto Lincoln Gomes Jr., representante da Infra Gás na audiência. eldquo;Caso a Mitsui [exerça o direito de preferência e] fique com dois votos e os estados com somente [um], é uma privatização dessas CDLs [distribuidoras] sem pagamento de prêmio de controleerdquo;, criticou. Contratos de concessão em xeque Laércio Oliveira defendeu a necessidade de revisão de alguns pontos dos contratos de concessão das distribuidoras do Nordeste endash; que, em geral, seguem o modelo de regulação do tipo cost plus, dos anos 1990. Nesse modelo, a remuneração incide sobre os custos operacionais gerenciáveis, sem que haja, necessariamente, controle do regulador para inibir ganhos excessivos da condição de monopolista da concessionária. eldquo;Outro ponto que merece ser aqui tratado aqui são os contratos de concessão, que trazem condições totalmente desarrazoadas, sendo seguramente inibidoras da ampliação das redes de distribuição e fator de oneração das tarifas de distribuição endash; hoje já bastante elevadaserdquo;, comentou. Também presente na audiência, o presidente da Associação Brasileira das Indústrias de Vidro (Abividro), Lucien Belmonte, reforçou o discurso pela revisão das taxas de retorno de 20% das concessões de gás do Nordeste. eldquo;Essa é a nossa maior demanda daqui para frente: um regulação firme e transparente perante acionistas que aí restam [independente se o sócio for a Mitsui e/ou Infra Gás]erdquo;, disse. Atual modelo de gestão é conflituoso Oliveira criticou o atual modelo de gestão das distribuidoras da região e os acordos de acionistas que, na visão do senador, limitam o controle, de fato, dos estados sobre as empresas. Ele citou ainda que, em alguns estados, a relação entre os governos estaduais e os sócios privados é eldquo;conflituosaerdquo; e já foi judicializada, como em Sergipe. eldquo;Essa renúncia [do controle pelos estados] foi feita em uma circunstância que já não mais existe, sendo absolutamente questionável a transferência das prerrogativas dos estados para terceiroserdquo;, disse Oliveira, no discurso de abertura na audiência. A fala foi uma referência ao fato de que, até o ano passado, o acordo de acionistas envolvia os estados, a Mitsui e a Gaspetro, controlada pela Petrobras, mas que foi privatizada após a venda do controle da companhia para a Compass. eldquo;O modelo atual tem levado a diversos impasses na gestão das distribuidoras. O quorum nem sempre é alcançado, gerando frequentes embaraços para as administraçõeserdquo;, acrescentou. Entenda O atual modelo de governança das distribuidoras estaduais do Nordeste possui travas que impedem decisões sem que haja um consenso entre os sócios. Hoje, a diretoria executiva dessas concessionárias é composta por três cadeiras: o Estado indica tradicionalmente o diretor-presidente; a Commit (antigamente era a Petrobras, via Gaspetro) indica o diretor técnico e comercial; e a Mitsui o diretor financeiro e administrativo. Pelo estatuto social dessas companhias, em geral, as decisões devem ser aprovadas por unanimidade. E no rearranjo societário em curso, a Mitsui pode ter forças para conseguir emplacar duas cadeiras. O aumento da participação da Mitsui nessas distribuidoras também tende a mexer na correlação de forças dos acionistas no conselho de administração das concessionárias. Na Cegás e Copergás, por exemplo, o colegiado é formado por sete membros, quatro deles indicados pelo Estado; um pela Commit, um pela Mitsui e um representante dos empregados. Se Pernambuco não frear a investida da japonesa, como o governo cearense fez, a Mitsui pode ficar com dois assentos no CA endash; o que daria, na prática, à multinacional, um poder de veto nas discussões do conselho.

O relator do projeto de lei PL 2308/2023, Bacelar (PV/BA), retirou do texto final o pacote de subsídios e incentivos para produção de hidrogênio de baixo carbono, após acordo com a equipe econômica. Inicialmente, a proposta da Câmara dos Deputados previa um regime específico de desoneração de investimentos, além de descontos em encargos na tarifa de energia renovável utilizada na produção do hidrogênio. Chegou-se a cogitar a criação de um leilão de energia específico para abastecer os projetos, com a justificativa de aproveitar a geração renovável com restrição de escoamento e criar uma cota em leilões de reserva de capacidade para projetos de hidrogênio. Nessas concorrências, projetos são contratados para atender a potência necessária do sistema elétrico e são remunerados pela tarifa de energia. Isentar determinados empreendimentos de encargos e do pagamento de subsídios também implica no rateio para outros consumidores. No plenário, Bacelar destacou que chegou a um consenso com o governo sobre incentivos tributários. Mas dentro de 15 a 20 dias, a Fazenda se comprometeu a mandar um estudo de impacto. Também criticou que combustíveis fósseis são beneficiados por bilhões de reais em subsídios. Além disso, a versão final ainda retirou as fontes de recursos para o Programa de Desenvolvimento do Hidrogênio de Baixo Carbono (PHBC), que incluíam a utilização do excedente econômico de Itaipu; 5% da parcela destinada à União no recolhimento de participações especiais do petróleo; e 10% da receita do excedente em óleo na partilha. O projeto segue para o Plenário federal com a criação do Regime Especial de Incentivos para a Produção de Hidrogênio de Baixa Emissão de Carbono (Rehidro). Inicialmente seria um pacote de benefícios específico, mas no texto final é feito um enquadramento no Reidi endash; Regime Especial de Incentivos para o Desenvolvimento da Infraestrutura. Mediante habilitação, regulada pelo governo federal, os projetos terão direito a desonerações de impostos federais sobre investimentos. O Reidi já é utilizado na geração e transmissão de energia elétrica e produção de biocombustíveis, por exemplo. O projeto de lei faz parte de um pacote de medidas que devem ser votadas no Congresso, nesta semana endash; apelidada de semana verde endash;, que antecede a participação do Brasil na Conferência do Clima da ONU (COP 28) que começa no final da semana em Dubai, Emirados Árabes. Nesta quarta (29/11), o plenário da Câmara se reúne para votar o projeto das eólicas offshore, que onde entrou uma regulação do preço do gás natural para tentar viabilizar a construção de térmicas e gasodutos. Ontem (27), três associações endash; Associação Brasileira da Indústria do Hidrogênio Verde (ABIHV), Abeeólica e Absolar endash; manifestaram a manutenção dos estímulos no texto final. eldquo;(ehellip;) É imprescindível manter os incentivos e benefícios necessários para o desenvolvimento da indústria de Hidrogênio Verde, sem excluí-los da discussãoerdquo;, disseram em nota conjunta. Segundo as entidades, a exclusão dos incentivos pode fazer com que os investimentos migrem para outros países, como Estados Unidos e países europeus, que oferecem grandes subsídios para desenvolvimento de projetos de hidrogênio de baixo carbono. eldquo;A aprovação de um marco legal para o hidrogênio o mais breve possível é fundamental, mas sua criação sem incluir medidas de estímulo impede a atração de investimentos a partir de uma legislação sólida e arrojada como o que tem sido feito em outros paíseserdquo;, diz a nota.

Os preços do petróleo fecharam em alta nesta terça-feira com a possibilidade de a Opep+ estender ou aprofundar os cortes de fornecimento, além de uma queda na produção de petróleo do Cazaquistão relacionada a uma tempestade. Um dólar americano mais fraco também colaborou para a alta. Os contratos futuros do petróleo Brent subiram 1,70 dólar, ou 2,1%, a 81,68 dólares por barril. O petróleo WTI ganhou 1,55 dólar, ou 2,1%, para encerrar a 76,41 dólares. A Opep+, a Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) e seus aliados, incluindo a Rússia, devem realizar uma reunião ministerial on-line na quinta-feira, para discutir as metas de produção para 2024. As negociações serão difíceis e é possível que haja uma prorrogação do acordo anterior, em vez de cortes mais profundos na produção, disseram quatro fontes da Opep+. O mercado caiu na semana passada quando a Opep+ adiou a data original de sua reunião para resolver as diferenças nas metas de produção dos produtores africanos. "Acreditamos que o foco principal do mercado está na continuação dos cortes voluntários adicionais da Arábia Saudita, de 1 milhão de barris por dia", disse Walt Chancellor, estrategista de energia do Macquarie, em uma nota. "Acreditamos que uma extensão desses cortes para o segundo e terceiro trimestres de 2024 pode representar o limite para que essa reunião seja vista como altista." (Reuters)

O conselho de administração da distribuidora de combustíveis Vibra (antiga BR) rejeitou em reunião nesta terça-feira (28) a proposta de fusão feita pela empresa de energia Eneva. O tema só voltará a ser debatido, diz, se as condições apresentadas forem melhoradas "significativamente". Segundo a companhia, a proposta é "injustificável" e desconsidera o potencial de crescimento de suas operações. "Fica evidente que os termos de troca propostos para a combinação pretendida pela Eneva não possuem qualquer atratividade para os acionistas da Vibra." A Eneva propôs uma "fusão de iguais", com os acionistas de cada lado representando 50% da base acionária da companhia combinada. Ela disse que a operação é uma "oportunidade ímpar para as empresas e seus acionistas, com um sólido racional estratégico". A proposta, porém, passou a receber críticas de acionistas da Vibra, que tem um valor de mercado superior ao da Eneva e, portanto, poderia ter uma fatia maior na nova empresa. "É necessário um olhar mais atento aos riscos e ao valuation da operação, na ótica dos minoritários da Vibra", concorda o BB Investimentos. Para que eles mantenham a mesma posição acionária na nova companhia, afirmou, deveria haver diferença positiva de R$ 2,01 por cada ação da Vibra. O conselho de administração da distribuidora disse que nem chegou a analisar o mérito estratégico de uma possível fusão. Defendeu que a empresa tem construído de forma independente "uma das melhores e mais eficientes plataformas diversificadas de energia do Brasil". "Nossos resultados financeiros dos últimos trimestres falam por si só e o ano de 2023 deverá consolidar essa tendência. Acreditamos fielmente que este ponto de inflexão é só o começo de uma jornada de crescimento rentável e acelerado nos próximos anos", continuou. A Vibra diz ainda que as potenciais sinergias apontadas pela Eneva precisariam ser aprofundadas e foram baseadas principalmente em sua própria estrutura de capital e carteira de clientes. E que necessita de maiores esclarecimentos sobre o modelo de governança de uma nova empresa. Mas ressalta que, se a Eneva estiver disposta a "melhorar significativamente" os termos apresentados, engajará seus assessores para "tratativas em fórum privado típico de potenciais transações desta natureza". O acordo reuniria a ampla base de distribuição de combustíveis da Vibra e seus ativos de energia renovável concentrados na Comerc emdash;empresa da qual é cocontroladoraemdash; com os negócios de exploração de gás natural e geração termelétrica e renovável da Eneva. Criaria a terceira maior empresa brasileira de energia do país em valor de mercado, atrás de Petrobras e Eletrobras. A Vibra é a antiga BR Distribuidora, privatizada durante o governo Jair Bolsonaro. A Eneva nasceu de duas empresas criadas por Eike Batista para exploração de gás e geração de energia. A Eneva defende que a combinação dos negócios poderia reduzir a exposição da Vibra à volatilidade natural da distribuição de combustíveis e garantir acesso a energia para a venda a sua base de clientes.