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Analistas do Bank of America veem alta probabilidade de a Petrobras distribuir dividendos extraordinários no segundo semestre, conforme relatório a clientes, estimando que a remuneração aos acionistas pode chegar a aproximadamente US$ 15,8 bilhões (R$ 79 bilhões). Eles argumentam que a empresa não possui uma reserva estatutária e, portanto, não pode reter excesso de caixa, enquanto também avaliam que o governo brasileiro apoia distribuições extraordinárias devido ao seu objetivo de zerar seu déficit fiscal em 2024. "Nós estimamos que o retorno de caixa da Petrobras possa atingir aproximadamente US$ 15,8 bilhões no segundo semestre de 2023, o que implica um yield de 17%", afirmaram no documento de domingo (10), calculando que o e#39;dividend yielde#39; mínimo baseado em 45% do fluxo de caixa livre é de 7%. Para 2024, Caio Ribeiro e equipe esperam que a Petrobras deve continuar a pagar dividendos, uma vez que a empresa se encontra em um momento muito forte de geração de fluxo de caixa. "Assumindo preços do petróleo de US$ 90 o barril para o ano, estimamos que a Petrobras poderia pagar dividendos de aproximadamente US$ 19,5 bilhões, o que representa um yield de 21% para o ano fiscal de 2024", afirmaram, acrescentando que a previsão do yield mínimo é de 15%. O "dividend yield" é um indicador para avaliar o rendimento das ações com o pagamento de dividendos. Eles, contudo, ressaltam que também é fundamental entender como funcionará a política de preços de combustíveis da Petrobras para prever o seu potencial de geração de caixa. "Pelos nossos cálculos, a preços do petróleo de 90 dólares/bbl, cada desconto de 10% endash; tanto no diesel quanto na gasolinaendash; versus a paridade internacional afeta a geração de caixa da Petrobras em cerca de 6 bilhões de dólares", afirmando que veem no momento os preços do diesel e da gasolina com desconto de 13% e 4%, respectivamente. (Reuters)

O preço do diesel subiu pela sexta semana seguida nos postos brasileiros, agora sob pressão da retomada parcial da cobrança de impostos federais. Segundo a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis), o diesel S-10 foi vendido, em média, a R$ 6,18 por litro na semana passada. É uma alta de R$ 0,05 por litro em relação ao verificado na semana anterior. Desde o início do ciclo de alta, na última semana de julho, o produto acumula aumento de R$ 1,20 por litro, segundo a pesquisa semanal de preços da ANP. A alíquota de PIS/Cofins, que estava zerada, passou a R$ 0,11 por litro na última terça-feira (5). Em outubro, o governo sobe essa parcela para R$ 0,13. Há também retomada da cobrança sobre o biodiesel, que representa 12% da mistura vendida nos postos. A federação que representa a revenda de combustíveis calculou o impacto do primeiro aumento de impostos em R$ 0,10 por litro -isto é, o mercado pode esperar nova alta quando a ANP publicar a pesquisa desta semana. Em outubro, o efeito é de mais R$ 0,01 por litro. Segundo a ANP, o preço médio do diesel S-10 só era inferior a R$ 5 por litro na semana passada em dois estados, Alagoas e Amazonas. O Acre teve o preço médio mais caro do país: R$ 7,02 por litro. Em São Paulo, o preço médio era de R$ 6,12. O litro de diesel S-10 mais caro foi encontrado pela agência na capital paulista, a R$ 8,49 por litro. O mais barato, em Açailândia (MA), a R$ 4,95 por litro. Diferentemente de outros momentos de alta na carga tributária, a Petrobras dessa vez não tinha margem para reduzir o preço nas refinarias e, assim, compensar ao menos parcialmente a pressão sobre o preço final do produto. Pelo contrário, as cotações internacionais do diesel seguem em alta, com impactos tanto da escalada do preço do petróleo quanto dos baixos estoques no mundo às vésperas da temporada de compras para atender ao aumento do consumo durante o inverno no hemisfério Norte. Na abertura do mercado desta segunda (11), o preço médio do diesel nas refinarias da Petrobras estava R$ 0,74 por litro abaixo da paridade de importação calculada pela Abicom (Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis). É o maior valor desde a véspera do último reajuste da estatal. Especialistas acreditam que o cenário de aperto se manterá até o fim do ano, já que na semana passada Arábia Saudita e Rússia estenderam os cortes de produção de petróleo. Segundo a ANP, os preços da gasolina e do etanol hidratado ficaram praticamente estáveis na semana, em R$ 5,86 e R$ 3,66 por litro, respectivamente.

O petróleo recuou em ritmo modesto nesta segunda-feira sem direcionadores para a commodity energética. O movimento de correção, após os preços dos barris baterem os maiores níveis de 2023, foi limitado pela fraqueza do dólar no exterior, o que tende a apoiar commodities cotadas na divisa americana. O barril do petróleo WTI - referência americana - com entrega prevista para outubro fechou em baixa de 0,25%, a US$ 87,29. Já o barril do Brent - referência global - para novembro teve queda marginal de 0,01%, a US$ 90,64. De acordo com Edward Moya, analista-sênior de mercados da Oanda, o petróleo deve seguir próximo das máximas deste ano enquanto investidores aguardam por eldquo;um punhado de eventos de risco para a economia dos EUAerdquo;, como o índice de preços ao consumidor (CPI) de agosto, previsto para a quarta-feira (13), e as vendas no varejo americano, cujos números saíram na quinta-feira (14). eldquo;A Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) basicamente garantiu que o mercado petrolífero permanecerá apertado durante o resto do ano, o que significa que qualquer notícia que piore a perspectiva de demanda apenas produzirá oportunidades de compraerdquo;, diz Moya, referindo-se à decisão de Arábia Saudita e Rússia de estender seus cortes de oferta até o fim de dezembro. Para ele, o petróleo só sofre risco de recuar de forma significativa caso eldquo;a economia global sofra uma virada severaerdquo; para um cenário de maior fraqueza macroeconômica. O forte recuo do dólar hoje deu alguma sustentação aos contratos da commodity energética, cuja demanda do mercado tende a aumentar com o movimento no mercado cambial, uma vez que os preços caem para compradores que negociam com outras divisas. Por volta de 16h25 (de Brasília), o índice DXY - que mede o dólar ante seis pares globais - caía 0,52%, a 104,548 pontos.

Em uma iniciativa de reaproximação com a China, executivos do alto escalão da Petrobras participaram de uma missão estratégica ao país entre os dias 25 de agosto e 1º de setembro, a primeira da estatal no terceiro governo Lula. Estiveram na comitiva o presidente da companhia, Jean Paul Prates, o diretor de transição energética, Maurício Tolmasquim, e o diretor financeiro e de relacionamento com investidores, Sergio Caetano Leite. A iniciativa marcou uma nova relação com o país, depois do distanciamento dos últimos anos. A Petrobras fechou o escritório que mantinha na China em 2019, durante o governo de Jair Bolsonaro, quando passou a concentrar a presença na Ásia apenas por meio do escritório de Singapura. O fechamento da unidade chinesa fez parte de um processo de racionalização da presença internacional, que incluiu ainda o encerramento de escritórios no México, Irã, Turquia e em Nova York. Durante a visita ao país asiático, os executivos da Petrobras assinaram memorandos de entendimento com bancos e empresas de energia e petróleo chineses. A companhia estaria avaliando a possibilidade de criar uma subsidiária na China, em busca de estreitar ainda mais os laços com o país, segundo a Reuters. eldquo;A China será um parceiro decisivo na estratégia da Petrobras para retomar presença global. Enxergamos o mercado chinês como prioritário nesse processo. Vamos buscar oportunidades e trabalhar em parceria com empresas chinesas e de outros paíseserdquo;, disse Prates nas redes sociais esta semana. Resultados da viagem A Petrobras buscou apoio para concretizar a intenção de ampliar investimentos, sobretudo em fontes de energia renováveis e na transição energética, áreas em que a estatal tem intenção de ampliar participação. A companhia assinou memorando de entendimento com o China Development Bank (CDB) e o Bank of China que visam avaliar oportunidades de investimento e cooperação em iniciativas de baixo carbono e finanças verdes, além de melhorar a financiabilidade de fornecedores da estatal e fomentar trocas comerciais com empresas chinesas. Já os memorandos assinados com a China Energy, SINOPEC, CNOOC e Citic Construction têm como objetivo estudar oportunidades de negócios conjuntos em exploração e produção de óleo e gás, transição energético, refino, petroquímica, hidrogênio, fertilizantes, amônia e captura de carbono. A visita técnica também incluiu uma reunião de representantes da Petrobras com o New Development Bank (NDB), sediado em Xangai, para discutir iniciativas nos segmentos de biorrefino, biocombustíveis, hidrogênio verde e geração eólica e solar. Parceiro importante em renováveis A China foi o país que mais investiu em fontes limpas de energia em 2022 no mundo, num total de US$ 546 bilhões, segundo dados da BloombergNEF. Com esses vultosos investimentos, o país tem liderado a expansão de fontes alternativas de energia. No mês passado, a China inaugurou não apenas a maior turbina eólica offshore do mundo, como também o maior projeto global de conversão de energia solar em hidrogênio. O país é ainda um importante fornecedor de equipamentos para projetos de energia eólica e solar no mundo todo, além de uma importante fonte de financiamento para essas iniciativas. Um estudo do Instituto de Pesquisa Econômica Aplicada (Ipea) mostrou que os investimentos externos diretos de empresas chinesas em energias renováveis na América Latina e no Caribe triplicou desde o final de 2018, subindo de US$ 960 milhões para US$ 3,8 bilhões ao final de 2022. Peso nas exportações da Petrobras Para além das novas áreas nos quais a Petrobras pretende atuar na transição energética, a China é importante também nos negócios atuais da petroleira. A China é o segundo maior consumidor de petróleo do mundo, atrás apenas dos Estados Unidos. Segundo a Agência Internacional de Energia, 70% de todo o crescimento da demanda por petróleo em 2023 virá do país asiático. A China já é o principal destino das exportações de petróleo bruto da Petrobras há anos. Em 2019, chegou a absorver 71% de todo o volume vendido pela estatal ao exterior. No segundo trimestre de 2023, o país asiático foi o destino de 28% de todas as vendas da Petrobras ao exterior, à frente de toda a Europa, que representou 20%, e de toda a América Latina, com 26%. No primeiro trimestre do ano, a fatia chinesa nas exportações da Petrobras chegou a 42%. Chineses no pré-sal É importante ressaltar que empresas chinesas também têm participação direta na produção brasileira de petróleo e gás. A CNOOC e a CNODC têm participação no campo de Búzios, no pré-sal da Bacia de Santos, operado pela Petrobras. O campo, que é o segundo maior produtor de petróleo e gás do país, impulsionou inclusive a produção global da CNOOC, que bateu recorde no primeiro semestre. A CNOOC detém 7,34% de participação em Búzios, incluindo os volumes dos excedentes da cessão onerosa, enquanto a CNODC tem 3,67%. A CNOOC também tem uma participação de 10% no consórcio da área de Libra, onde está o campo de Mero, na Bacia de Santos, assim como a CNPC, também chinesa. Ao todo, segundo a ANP, a CNOOC teve uma produção de 69,9 mil barris/dia de petróleo e 3,47 milhões de m³/dia de gás natural no Brasil em julho, enquanto a CNODC produziu 46,2 mil barris/dia de petróleo e 2,46 milhões de m³/dia de gás natural. Outra companhia chinesa com produção no Brasil é a Sinochem, com 40% de participação no campo de Peregrino, na Bacia de Campos, operado pela Equinor. A Sinochem produziu 38,7 mil barris/dia de petróleo e 98,5 mil m³/dia de gás natural no Brasil em julho.

No segundo trimestre de 2023, encher o tanque de gasolina consumiu, em média, 6,5% da renda das famílias brasileiras. É o que mostra o Indicador de Poder de Compra de Combustíveis, calculado pela Fipe com base em dados da PNAD Contínua (IBGE). O indicador representa a proporção da renda domiciliar mensal que seria necessária para custear o abastecimento de um tanque de 55 litros com gasolina comum no trimestre de referência. Os resultados evidenciam as diferenças regionais relevantes no peso dos combustíveis no bolso dos brasileiros. De acordo com o levantamento, no segundo trimestre de 2023, esse peso era maior no Nordeste (10,6%), região representada por Maranhão (12,1%), Alagoas (11,7%) e Bahia (11,3%). Os três lideram o ranking de estados de acordo com o percentual da renda domiciliar necessário para arcar com o custo de um tanque de gasolina. Em contraste, as regiões Sudeste e Centro-Oeste apresentaram o menor percentual: o valor do tanque de gasolina correspondeu a 5,3% da renda domiciliar no segundo trimestre de 2023, destacando-se, nesse caso, o percentual calculado para aqueles que vivem e abastecem no Distrito Federal (3,5%). Estados do Sudeste e Sul completaram a lista de estados onde o custo de um tanque de gasolina representa a menor média da renda dos brasileiros, com percentuais apurados de 4,8%, em São Paulo, 5,3%, em Santa Catarina, e 5,4%, no Rio Grande do Sul. Comparativamente, entre as capitais, os percentuais encontrados são menores, em razão do maior nível de renda. No levantamento do segundo trimestre de 2023, a cidade de Porto Velho (RO) registrou o maior percentual no ranking, com 9,0%, seguida por Rio Branco (AC), com média de 7,6%, e Manaus (AM) com 8,3%. Já as capitais onde o custo de um tanque de gasolina comum pesou comparativamente menos no bolso dos brasileiros incluíram: Florianópolis, com 3,3%; São Paulo, com 3,5%, seguida por Brasília e São Paulo, ambas com 3,5%. Na média das capitais brasileiras, o custo de se abastecer um tanque de gasolina equivaleu a 4,2% da renda domiciliar mensal. Na avaliação dos percentuais médios nos grandes centros urbanos, como é o caos das capitais, é importante notar que o consumo endash; e a frequência de reabastecimentos necessária em um mês, também tende a ser maior nessas localidades, visto que há uma diversidade de fatores, incluindo: maior dependência e intensidade no uso dos veículos para deslocamento, maiores distâncias percorridas (por exemplo, entre local de moradia e trabalho), maior incidência de congestionamento, tipo e modelo do veículo, condições do terreno, entre outros. Contraste nos preços dos combustíveis Os resultados de agosto evidenciaram aumentos nos preços médios do diesel e da gasolina, na esteira dos reajustes anunciados pela Petrobras no dia 15 de agosto e vigentes desde o dia seguinte. Por outro lado, os brasileiros que abasteceram com GNV e etanol foram favorecidos com combustíveis, em média, mais baratos nos postos. De acordo com o levantamento, em relação a julho, quatro dos seis combustíveis monitorados apresentaram incremento nos respectivos preços médios: gasolina comum (+2,0%) e gasolina aditivada (+1,3%), diesel comum (+11,0%) e diesel S-10 (+12,2%), contrapondo-se aos recuos nos preços médios do etanol hidratado (-4,2%) e GNV (-1,6%). No acumulado de 2023 (entre dezembro de 2022 e agosto de 2023), os resultados do levantamento indicaram que as altas se concentraram na gasolina comum e aditivada, contrapondo-se ao recuo nos preços dos demais combustíveis, principalmente do diesel. Regionalmente, os maiores preços por litro da gasolina comum foram encontrados no Norte (Re#65284; 6,176) e Nordeste (Re#65284; 6,013), em contraste com os menores valores, encontrados no Sudeste (Re#65284; 5,630) e Centro-Oeste (Re#65284; 5,703). Em termos de variação mensal, as maiores altas foram observadas em postos sediados nas regiões Nordeste (+3,2%) e Norte (+2,8%) do país. Já sobre o etanol, postos do Norte e Nordeste comercializaram o combustível pelos maiores valores por litro (Re#65284; 4,720 e Re#65284; 4,553, respectivamente), enquanto estabelecimentos do Centro-Oeste e Sudeste ofereceram os menores preços (Re#65284; 3,553 e Re#65284; 3,585, respectivamente). Em termos de variação, as quedas mais expressivas ocorreram nos postos sediados nas regiões Centro-Oeste (-5,3%) e Sudeste (-4,5%). Gasolina x Etanol Refletindo o encarecimento da gasolina e o barateamento do etanol em agosto, o comportamento do Indicador de Custo-Benefício Flex destaca um momento mais favorável para a alternativa renovável, tanto na média das unidades federativas quanto das capitais. Em uma perspectiva histórica, trata-se do momento mais favorável para abastecimento com etanol desde e 2018, principalmente em estados e capitais do Sudeste e Centro-Oeste, regiões onde o combustível apresentou uma clara vantagem em relação à gasolina comum em termos de custo-rendimento. Especificamente, com base em dados de agosto, o preço médio do etanol correspondeu a 70,1% do valor cobrado pela mesma quantidade de gasolina comum, o que equivale a um decréscimo em relação ao indicador apurado no mês anterior (73,7%) e ao menor patamar desde novembro de 2018. Nas capitais, o indicador calculado também recuou entre julho (73,3%) e agosto (69,3%), atingindo o patamar mais baixo desde outubro de 2018. (Veloe)

A Diretoria da ANP prorrogou, até 14/9, o período da consulta pública (nº 10/2023) sobre a proposta de acordo com a Agência Reguladora de Serviços Públicos do Estado de São Paulo (Arsesp) relativa ao Gasoduto Subida da Serra. O acordo visa estabelecer as condições necessárias para que o gasoduto possa operar de acordo com as legislações federal e estadual. Inicialmente, o prazo para o envio de contribuições se encerraria ontem, 4/9. O objetivo da extensão do prazo é dar aos interessados mais tempo para analisar a proposta de acordo e enviar comentários e sugestões, atendendo a solicitação do mercado encaminhada à ANP. A prorrogação do prazo da consulta não impacta na data da audiência pública sobre o tema, que se mantém para 20/9. As informações sobre a consulta pública estão no site da ANP: https://www.gov.br/anp/pt-br/assuntos/consultas-e-audiencias-publicas/consulta-audiencia-publica/2023/consulta-e-audiencia-publica-n-10-2023. As sugestões recebidas na consulta e audiência públicas serão examinadas pela área técnica. Depois da análise jurídica da Procuradoria Federal junto à ANP, a avaliação da área técnica servirá como subsídio para a decisão final da Diretoria Colegiada sobre o tema. Histórico Em 22/9/2021, a Diretoria Colegiada da ANP, por meio da Resolução de Diretoria nº 533/2021 (SEI 1649880), deliberou que o projeto denominado eldquo;Subida da Serraerdquo; se enquadrava como gasoduto de transporte, nos termos do art. 2º, XVIII, da Lei nº 11.909/2009, vigente à época da autorização do gasoduto pela Arsesp, bem como no art. 3º, XXVI, da Lei nº 14.134/2021. Entretanto, a Arsesp e a distribuidora de gás canalizado, Comgás, por entenderem que o Gasoduto Subida da Serra seria instalação de distribuição, formularam pedidos de reconsideração quanto à decisão da Diretoria Colegiada, encaminhando novas informações que possibilitaram a elaboração da minuta que está em consulta pública. Entre elas, estão: o gasoduto não se conectará a Unidades de Processamento de Gás Natural (UPGN), se destinará exclusivamente a atender os consumidores finais da Comgás; e não haverá entrega e venda de gás a outras concessionárias. A minuta de acordo prevê que, se tais condições, além de outras indicadas na minuta de acordo, forem cumpridas, será possível a operação do Gasoduto Subida da Serra em conformidade com a legislação aplicável. Dessa forma, visa resolver, de forma consensual, uma controvérsia com potencial para ocasionar insegurança jurídica aos investimentos no setor, vindo ao encontro das diretrizes de harmonização entre a União e Estados da federação preconizadas no art. 45 da Lei n° 14.134/2021, no art. 27 do Decreto n° 10.712/2021 e no art. 2°, inciso XVI, da Resolução CNPE n° 3/2022.