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Indústrias de etanol do Centro-Sul representadas pela Unica (União da Indústria de Cana-de-açúcar e Bioenergia) chegaram a um acordo com parte dos produtores de cana de açúcar para divisão da receita líquida gerada pelos Créditos de Descarbonização (CBIOs) do RenovaBio. Em nota (.pdf) divulgada na terça (14/5), a associação afirma que o acordo setorial será apresentado ao Congresso Nacional para discussão no projeto de lei 3149/20. Pela proposta, o produtor rural incluído na certificação da unidade produtora com dado padrão receberá pelo menos 60% da receita líquida da venda de CBIOs pela indústria. Já para os produtores de cana que se certificarem com dados primários, o patamar mínimo é de 85%. A nota é assinada por fornecedores de cana-de-açúcar representados pela Federação dos Plantadores de Cana do Brasil (Feplana), Confederação da Agricultura e Pecuária do Brasil (CNA), União Nordestina dos Produtores de Cana (Unida), Associação dos Plantadores de Cana da Paraíba (Asplan PB) e Associação dos Fornecedores de Cana de Pernambuco (AFCP). E recebeu apoio do deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), vice-presidente da Frente Parlamentar Agropecuária (FPA) na Câmara. Orplana não assina Conforme antecipado pelo político epbr, serviço de assinatura exclusivo para empresas (teste grátis por 7 dias), a Orplana (Organização das Associações de Produtores de Cana do Brasil) não assina o documento. Para o grupo que representa aproximadamente 11 mil fornecedores de cana da região, e é um dos articuladores da discussão no Congresso, ainda não está claro como será a divisão. eldquo;Para nós, não ficou claro o que as usinas estão propondo em termos de valores, e precisamos de mais clareza para assinar. Esse cálculo, em relação à participação dos CBIOs pode ser bom ou ruim, mas mostra em primeiro momento um valor menor do que vários produtores têm conseguido com as usinaserdquo;, comenta o CEO da Orplana, José Guilherme Nogueira. Hoje, os produtores independentes fornecem cerca de 120 milhões de toneladas de matéria prima para o etanol de cana. Desse total, 70 milhões de toneladas são de associações vinculadas à Orplana, que defende um repasse de, no mínimo, 80% da remuneração obtida com a venda de CBIOs do etanol, inclusive para os plantadores com dado padrão. Guilherme, pontua, no entanto, que a associação não se furta de negociar o percentual para dado padrão, mas a negociação precisa ser eldquo;clara e justaerdquo;. eldquo;Buscamos defender o produtor de forma clara e justa, e não está claro para nós esse acordoerdquo;, diz. A discussão ganhou novo fôlego em abril, com uma tentativa de inclusão extrapauta do 3149/20 na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara dos Deputados. Na época, o deputado Arnaldo Jardim disse à agência epbr que estava em busca de um acordo entre usineiros e plantadores de cana para repasse dos créditos. E antecipou que a negociação poderia passar pela divisão entre quem consegue fornecer dados mais completos e quem fornece o básico. A seguir, entenda: O que é CBIO Quanto vale um CBIO Por que os fornecedores de cana querem uma parte A diferença entre dado padrão e dado primário O que é CBIO? Os CBIOs são a parte material da Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio), criada por lei em 2017 e regulamentada em 2019. O RenovaBio define metas de descarbonização para distribuidores de combustíveis líquidos derivados de petróleo, e busca incentivar a produção de renováveis, como etanol, biodiesel e biometano. Para cumprir suas metas, distribuidoras de combustíveis precisam adquirir CBIOs que, por sua vez, são gerados pelas usinas certificadas para emissão. Quanto vale um CBIO? Cada CBIO equivale a uma tonelada de carbono que deixou de ser emitida no ciclo de vida de produção desses biocombustíveis. Só no último semestre de 2023, o mercado de CBIOs movimentou R$ 4,6 bilhões na B3, onde são negociados. No início desta semana, o título era negociado a um preço médio de R$ 95. Por que os fornecedores querem uma parte? Para emitir CBIOs, os usineiros precisam fornecer dados sobre a produção de etanol ao preencher a Renovacalc, uma ferramenta adotada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis(ANP), que calcula a intensidade de carbono para os biocombustíveis. Como a pegada de carbono é calculada desde o campo, os plantadores de cana que fornecem matéria-prima para o etanol entendem que sua contribuição para a receita extra da usina deve ser remunerada. Qual a diferença entre dado padrão e dado primário? Quando um produtor não consegue comprovar os custos e usos de todos os insumos da produção, eles adotam o dado padrão, que traz algumas penalidades e acaba reduzindo a quantidade de CBIOs que pode ser emitida. Já aqueles que conseguem fornecer informações mais precisas sobre os insumos usados na produção, como por exemplo, quantidade de diesel nas máquinas, quantidade de potássio nos fertilizantes, entram na tabela de dados primários, ou perfil específico, que acarreta uma nota maior para emissão dos títulos verdes. Segundo estimativas da Orplana, atualmente, apenas 12% dos plantadores independentes conseguem fornecer os dados primários da produção de cana, enquanto a maioria (88%) se enquadra nos dados padrão.

Com as primeiras informações sobre o impacto das enchentes no Rio Grande do Sul, o governo federal elevou de 3,5% para 3,7% sua estimativa para a inflação oficial em 2024, medida pelo Índice Nacional de Preços ao Consumidor Amplo (IPCA). Para o ano que vem, a estimativa é de 3,2%, ante projeção anterior de 3,1%. O aumento nas estimativas captura os efeitos tanto da depreciação cambial recente sobre os preços livres quanto das chuvas no Rio Grande do Sul sobre a oferta e nos preços de produtos in natura, arroz, carnes e aves. As projeções foram apresentadas ontem pela Secretaria de Política Econômica (SPE) do Ministério da Fazenda no Boletim Macrofiscal. No documento, publicado a cada dois meses, a pasta divulga suas estimativas para variáveis como Produto Interno Bruto (PIB) e inflação. Neste momento, para conduzir a Selic, o Banco Central (BC) mira o ano de 2025, para variáveis como Produto Interno Bruto (PIB) e inflação. Neste momento, para conduzir a Selic, o Banco Central (BC) mira o ano de 2025, para o qual a meta de inflação é de 3% com intervalo de 1,5 ponto percentual para cima ou para baixo. Para ler esta notícia, clique aqui.

A nova presidente da Petrobras, Magda Chambriard, terá pela frente o desafio de acelerar os investimentos da estatal, como deseja o governo, em meio a um cenário de dificuldades de contratações e da execução do plano de negócios da empresa. Os obstáculos envolvem a inflação global do setor, as dificuldades de financiamento dos fornecedores que leva a atrasos na contratação de plataformas e a demora no recebimento da liberação ambiental para a perfuração de poços exploratórios e de desenvolvimento. Em conversas com o governo ao ser convidada para o cargo, Chambriard garantiu que vai buscar acelerar os desembolsos do plano de negócios, no qual estão previstos US$ 102 bilhões de 2024 a 2028. O planejamento foi anunciado por seu antecessor, Jean Paul Prates, em novembro do ano passado. Do valor total do plano, US$ 91 bilhões estão na carteira em implementação e US$ 11 bilhões são projetos em análise. A parte em avaliação inclui sobretudo investimentos em energias renováveis e uma possível ampliação de participação na Braskem. Analistas do mercado financeiro que acompanham a estatal já esperavam desde o início do ano dificuldades no cumprimento do valor total do plano, além de atrasos na execução dos projetos. Segundo eles, as contratações para atividades de exploração e produção estão aquecidas, o que tem levado a um aumento nos custos. Além disso, os analistas afirmam também que a cadeia de fornecimento global do setor está pressionada pela dificuldade de acesso a financiamento em meio aos esforços para a transição energética. No primeiro trimestre de 2024, a estatal investiu US$ 3 bilhões, queda de 14,5% em relação ao trimestre imediatamente anterior. Na comparação com o primeiro trimestre de 2023 endash; quando ainda estava em curso o plano de negócios anterior endash;, houve um aumento de 22,6%. Em teleconferência sobre os resultados na terça-feira (14/5) pela manhã, antes das demissões, o então diretor financeiro, Sérgio Leite, afirmou que o nível de entrega da estatal nem sempre está ligado aos valores desembolsados, já que há esforços para redução de custos. eldquo;A Petrobras é medida muitas vezes pela execução do investimento dela, mas não se deve fazer investimento a qualquer custo. Não é assim que se apresenta a disciplina de capitalerdquo;, disse. Ainda assim, o executivo admitiu que os fornecedores da empresa estão tendo dificuldades de acompanhar a demanda e que isso impacta a execução dos projetos. eldquo;A cadeia de suprimentos de óleo e gás no mundo está muito pressionada, lida com dificuldades de acompanhar o ritmo de demanda das empresas, dificuldades de liquidez, de estrutura de financiamentoerdquo;, afirmou. Sérgio Leite foi demitido ontem pelo conselho de administração da estatal, na mesma reunião que selou o fim da gestão de Prates. Durante a conferência, o diretor de Engenharia, Carlos Travassos, disse que a expectativa é que nos próximos trimestres a empresa consiga ampliar os investimentos na comparação anual. eldquo;Os sistemas de produção que a gente tem para colocar esse ano e ano que vem estão absolutamente em linha com o planejado, mas, sim, nós temos desafios no que diz respeito à realização integral do capexerdquo;, admitiu. O executivo listou entre os obstáculos as dificuldades na obtenção de licenciamento ambiental, a redução nas atividades do Ibama, alterações na mobilização de sondas, além de questões relacionadas aos FPSOs. eldquo;Mais importante do que o que a gente vai gastar é o que a gente vai realizarerdquo;, ressaltou. Outra questão crucial a ser enfrentada pela nova presidente da estatal é a contratação das plataformas restantes previstas para entrar em operação nos próximos anos. As últimas licitações abertas pela empresa para esses projetos fracassaram, por causa sobretudo das dificuldades de financiamento dos proponentes. O planejamento da companhia prevê a entrada em produção de 14 novas plataformas até 2028, das quais dez estão contratadas. As unidades ainda não contratadas são as duas plataformas previstas para a produção em águas profundas em Sergipe-Alagoas, a plataforma de Albacora e o FPSO previsto para o projeto de Barracuda e Caratinga. No caso de Sergipe-Alagoas e de Albacora, as primeiras licitações para o afretamento fracassaram e tiveram que ser reformuladas. Está em análise na empresa, inclusive, a possibilidade de optar pela construção de unidades próprias, no lugar do afretamento. Para Sergipe-Alagoas, os diretores da companhia afirmam que além das questões de financiamento dos fornecedores, também teve impacto a alta taxa de conteúdo local exigida no contrato. Os processos de contratação já precisaram ser estendidos duas vezes, com ajustes nos pedidos. A previsão é de apresentação de propostas em junho. Em paralelo, a empresa já começou o desenho da engenharia para uma eventual unidade própria. Já a licitação para o FPSO de Albacora está sendo rediscutida. A empresa abriu salas de colaboração com o mercado para recolher sugestões e melhorar a proposta para a plataforma. Licenciamento atrasa mesmo sem conflitos com meio ambiente A Petrobras estima que a produção projetada para o ano de 2024 pode ter um impacto de até 2% com a redução das atividades no Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama). Segundo o diretor executivo de Exploração e Produção da Petrobras, Joelson Mendes, o impacto pode ser da grandeza de 60 mil barris por dia na extração média anual. Ao todo, a estatal planejava encerrar 2024 com uma média de 2,8 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/dia). eldquo;Tudo isso está dentro do nosso nível de risco e a gente deve entregar uma produção bem consistente com o planejadoerdquo;, afirmou na teleconferência com analistas. O diretor disse que a estatal tem conseguido dialogar com o Ibama para seguir com projetos prioritários. Os impactos ocorrem sobretudo na emissão de licenças ambientais para perfuração de poços e para campanhas de levantamento sísmico. Os servidores do Ibama estão em operação padrão desde janeiro, o que atrasa o calendário de perfuração de poços de desenvolvimento e campanhas de levantamento de dados sísmicos. O movimento busca a valorização das carreiras ambientais. Servidores afirmam que foram preteridos nas negociações e rejeitaram as propostas feitas pelo governo até o momento. Eles buscam equiparação com Agência Nacional de Águas (ANA). Magda Chambriard assume com o papel de expandir a fronteira exploratória de petróleo e gás no país, o que vai além da Margem Equatorial, centro das discussões. O histórico da executiva, que fez carreira na Petrobras e na ANP em áreas ligadas à exploração e produção, levou a críticas de ambientalistas ao governo, por sinalizar um compromisso com a indústria de óleo. A ex-diretora da ANP assumirá a companhia com um orçamento de US$ 3,1 bilhões para exploração apenas na Margem Equatorial de 2024 a 2028, com a perfuração de 16 poços. A companhia concluiu dois poços na Bacia Potiguar este ano, cujos resultados ainda estão em análise. E tem questionado a legalidade das ações do Ibama e da Funai, que querem mudanças no termo de referência da campanha na Foz do Amazonas endash; é a etapa inicial de um processo de licenciamento.

O Recal, sindicato representante da Revenda de Combustíveis de Campinas e Região, lançou a campanha Um Basta Contra as Fraudes na Câmara Municipal de Campinas. Assista à cobertura completa, clique aqui.

Em oito anos, já são oito trocas de presidentes da Petrobras, e o mais longevo nesse período foi o economista Roberto Castello Branco. A demissão dele da estatal durante o governo Jair Bolsonaro (PL), em 2021, em meio a um temor de interferência política nos preços dos combustíveis levou a uma queda de 21% da ação da petroleira em uma única sessão. Em entrevista à Folha, Castello Branco observa que as demissões na Petrobras nunca ocorreram por desempenho do gestor, mas unicamente por razões políticas, porque o presidente da estatal desobedecer o governo ou não agradou politicamente. "Foi isso que aconteceu comigo. O presidente queria subsidiar preços. Eu não queria, pronto. Não me rendi até o último dia." Castello Branco diz que as trocas constantes de presidentes da companhia são negativas porque com a substituição dos CEOs ocorrem mudanças de todo corpo executivo junto, o que leva também a alterações nas prioridades da empresa. "É uma pena, porque a Petrobras tem técnicos muito bons. Tem alguns dos engenheiros de petróleo e biólogos melhores do mundo. Tem excelência em tecnologia, você vê os prêmios internacionais que a empresa ganha. Mas tudo é desfeito pelas gestões", afirma. Ele analisa que a Lei das Estatais, criada em 2016 em meio aos escândalos de corrupção envolvendo a Petrobras, não foi suficiente para mudar esse quadro de intervenção política, já que se criaram vários caminhos que enfraquecem a legislação, como a manutenção da maioria das cadeiras nos conselhos de administração indicadas pelo governo. Para ele, esses conselheiros acabam atuando mais como delegados do governo do que se guiando por aspectos técnicos. Castello Branco defende a privatização da petroleira como remédio para colocar fim às intervenções políticas na companhia, que ocorrem pelo menos desde a ditadura militar, segundo ele. "É algo que não é só neste governo, é algo que vem de muito tempo", diz. "Quando era presidente da Petrobras, [Ernesto] Geisel reclamava do então ministro da Fazenda [Antônio] Delfim Netto por ter subsidiado preços de combustíveis. Então, há 50 anos já existia esse tipo de coisa", afirma. Para o economista, o mercado respondeu em peso à sua demissão em 2021 porque ele implementou um programa na estatal semelhante ao de uma empresa privada, com redução de custos, privatização de subsidiárias, transformação digital, ausência de nomes ligados à política no conselho de administração e estabelecimento de meritocracia dentro da companhia. Castello Branco diz acreditar que o ideal para a Petrobras é que ela seja uma empresa privada que se guie pelos parâmetros de mercado, com baixo custo, foco nos negócios nos quais tem vantagens competitivas, geração de lucro, pagamento de dividendos e de impostos ao governo. "O ideal é que a empresa saísse das páginas de política na mídia para ficar só nas páginas de economia e finanças, e ponto. Isso é ser uma empresa normal", afirma. O economista diz acreditar que os governos têm grande fixação na Petrobras por questões históricas e culturais de que o petróleo e a empresa são dos brasileiros e de que esses são os motores de desenvolvimento do país. Mas ele afirma que a realidade atual é diferente, já que mais da metade das ações da estatal hoje está nas mãos de acionistas, inclusive estrangeiros. Questionado sobre o nome de Magda Chambriard, indicada pelo governo para substituir Jean Paul Prates na presidência da estatal, Castello Branco diz que prefere não fazer críticas e dar oportunidade a ela mostrar o seu trabalho, mas avalia ser um ponto negativo seu "alinhamento total" com o governo Luiz Inácio Lula da Silva (PT). Ele acrescentou ainda que as experiências técnicas de Chambriard na Petrobras e na ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) não são suficientes para assumir a função de gestora. "Eu tenho visto ao longo da minha carreira, não só no setor de petróleo como em outros setores da atividade econômica, como mineração, que muitas vezes um técnico excelente dá um péssimo executivo", diz. O economista também vê como negativo o fato de ela nunca ter trabalhado na iniciativa privada. "Trabalhar em uma empresa privada é muito diferente de ser funcionário de uma estatal ou de uma agência de regulação do governo. São situações muito distintas", afirma.

O diretor Fernando Moura, da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis), pediu vista e paralisou nesta quinta-feira (16) julgamento de processo que trata da autorização da operação do TRSP (Terminal de Regaseificação de São Paulo) no Porto de Santos pela Compass, empresa de gás natural da Cosan. A decisão deu mais tempo à companhia, já que a Cosan entende que houve autorização tácita e já está operando no TRSP, que está pronto desde o início do ano, sob alegação da Lei da Liberdade Econômica. A legislação, aprovada durante o governo de Jair Bolsonaro (PL), dá aval para esse tipo de operação na ausência de manifestação do órgão regulador em um prazo de 60 dias após a empresa apresentar os documentos necessários. A Folha apurou com uma fonte da ANP que a proposta da área técnica é autorizar a operação, que leva o gás natural importado do Porto de Santos para a região metropolitana de São Paulo. A condicionante da agência, contudo, é que o gás não passe pelo gasoduto Subida da Serra. Esse gasoduto teve a licença de instalação aprovada para a Comgás pelo estado de São Paulo por meio do decreto 65.889/2021. A distribuidora é controlada pela Compass, que também seria a dona do terminal de importação. Essa fonte ligada à ANP diz que o motivo da condicionante de o gás não subir pelo gasoduto é técnico. Há uma decisão vigente da agência que considera o gasoduto como transporte, e não distribuição. Por isso seria preciso licenças separadas para operar o TRSP e o acesso ao Subida da Serra. A procuradoria da ANP defende que o decreto, do então governador João Doria (PSDB), invade a competência da União para estabelecer normas gerais sobre o setor de energia e que a definição de critérios para classificar gasodutos deve ser tratada de modo uniforme em todo o território nacional. O gasoduto é questionado por ferir a Lei do Gás, que impede que empresas do mesmo grupo atuem em diferentes etapas da cadeia de fornecimento do combustível e que levou a Petrobras a vender suas participações em redes de gasodutos e em distribuidoras de gás encanado. A Arsesp (Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo) alega, porém, que o gasoduto foi autorizado antes da aprovação da lei, em 2021, e já vem sendo pago por consumidores de São Paulo. Há a defesa de que o modelo do gasoduto representa ganho para os consumidores de São Paulo, já que não haverá tarifa de transporte, apenas de distribuição. Mas um estudo divulgado em meados do ano passado pela FGV (Fundação Getulio Vargas) conclui que a liberação do novo gasoduto da Comgás para abastecer São Paulo elevará o custo do gás natural em sete estados das regiões Sudeste e Sul, incluindo partes do interior paulista. O estudo, encomendado por transportadoras de gás natural brasileiras, foca os custos de transporte do gás, que são parte da tarifa final paga pelo consumidor. Outros componentes são o custo do próprio combustível e as margens das distribuidoras de gás encanado. O estudo da FGV considera que a Comgás deixará gradualmente de usar as malhas de gasodutos da NTS (Nova Transportadora do Sudeste) e da TBG (Transportadora Brasileira do Gasoduto Bolívia-Brasil), à medida que a nova tubulação paulista for ampliando as operações a partir de 2024. Como a receita das transportadoras é fixa, os custos antes pagos pela Comgás terão de ser compartilhados por outras distribuidoras, como ocorre no setor elétrico, em que o aumento do subsídio a autoprodutores de energia vem onerando aqueles que permanecem na rede. Com o pedido de vista pelo diretor da ANP, a pauta voltará a ser discutida na próxima reunião de diretoria, em 29 de maio, podendo o diretor que solicitou vistas pedir a prorrogação do prazo por igual período, mas desde que, desta vez, com aprovação pela diretoria colegiada. Procurada, a Compass não se manifestou até a publicação da reportagem.