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O governador do Paraná sancionou a Lei 21.308/2022, que altera a alíquota modal (padrão) de ICMS no Estado. A nova alíquota será de 19% no Estado. Além do Paraná, Amazonas, Pará, Piauí e Sergipe também aprovaram projetos que aumentam a alíquota modal nos estados. Os projetos aguardam sanção governamental. No Pará, o projeto de lei aprovado eleva a alíquota modal de ICMS de 17% para 19%. No Piauí, de 18% para 21%. No Amazonas, a proposta é que a alíquota suba de 18% para 20%. O aumento das alíquotas tem como objetivo recuperar receitas perdidas pelos estados em decorrência das Leis Complementares 192/22 e 194/22. Essas leis instituíram o modelo monofásico para a tributação dos combustíveis e definiram os bens e serviços que devem ser considerados essenciais, respectivamente. Também os governadores de Alagoas, Rio Grande do Norte e Roraima encaminharam projetos às casas legislativas esta semana. Nestes estados, as matérias ainda não foram votadas. Em Alagoas e em Roraima a proposta é que a alíquota passe de 17% para 19% e no Rio Grande do Norte de 18% para 20%.

Sete dos 11 blocos ofertados no 1º Ciclo da Oferta Permanente de Partilha da Produção (OPP) não receberam oferta de nenhuma das 13 empresas habilitadas ao certame pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) desta sexta-feira, 16. Foram eles: Turmalina, Itaimbezinho e Cruzeiro do Sul, localizados na Bacia de Campos, além de Ágata, Jade, Esmeralda e Tupinambá, da Bacia de Santos. Esse resultado já era esperado pelo mercado. Analistas ouvidos pelo Estadão/Broadcast na quinta, 15, anteciparam que não haveria forte procura por todos os blocos devido aos riscos envolvidos na exploração. A percepção é de que o eldquo;filé mignon do pré-salerdquo; já foi repassado à iniciativa privada e, em alguns casos, não entregou os resultados esperados no passado, o que aumenta a sombra sobre novos leilões. Os blocos que não foram arrematados voltam à OPP e aguardam manifestações de interesse de petroleiras para serem incluídos pela ANP em ciclos futuros desse modelo de oferta. Bloco Água Marinha O consórcio liderado pela francesa Total Energies (30%) e integrado pela Petronas (20%) e QatarEnergy (20%) arrematou o bloco Água Marinha, na Bacia de Campos. A Petrobras exerceu a preferência para operar o bloco e vai participar com o mínimo previsto em lei, de 30%. O consórcio vencedor ofereceu à União um porcentual de 42,4% do eldquo;óleo-lucroerdquo; ou excedente em óleo da produção do campo, maior que o mínimo de 13,23% exigido no edital. A oferta vencedora derrotou a feita pelo consórcio formado por Petrobras e Shell, que ofereceu 39,5% do óleo lucro. Após abertura dos envelopes, foi aberto um período de 30 minutos para a Petrobras decidir se integraria o consórcio vencedor, o que aconteceu. O eldquo;óleo-lucroerdquo; ou excedente em óleo é a parcela da produção de petróleo e gás natural a ser repartida entre a União e a empresa vencedora do leilão e equivale à diferença entre o volume total da produção e as parcelas relativas aos royalties devidos, custos e investimentos necessários à operação do campo. Além dessa parcela da produção futura de Água Marinha, as quatro empresas do consórcio deverão pagar à União, no momento da assinatura do contrato, um bônus pré-fixado de R$ 65,4 milhões. Água Marinha tem área de 1,3 mil quilômetros quadrados e eldquo;elevado potencialerdquo; para descobertas de petróleo e gás natural, segundo informado pela ANP para todos os blocos oferecidos. A agência exige que o programa exploratório mínimo, com perfuração de ao menos um poço, seja executado dentro de sete anos. Bloco Norte de Brava A Petrobras arrematou sozinha Norte de Brava, bloco no pré-sal da Bacia de Campos. Este era o mais visado dos 11 blocos ofertados à iniciativa privada. A estatal ofereceu à União um porcentual de 61,75% do eldquo;óleo-lucroerdquo;, maior que o mínimo de 22,71% exigido em edital, o mais alto da disputa. A Petrobras já tinha confirmado que exerceria o direito de operar as atividades no bloco, com porcentual mínimo de 30% de participação, mas como sua proposta superou a feita pelo consórcio formado por Equinor e Petronas (30,71%), não dispensada a sua confirmação como operadora. Além da parcela da produção futura de Ágata, a Petrobras também terá de pagar à União R$ 511,6 milhões na forma de bônus no momento da assinatura do contrato. Este bônus de assinatura também era o mais alto da disputa. Os porcentuais e valores a serem pagos por Norte de Brava são altos porque o risco da exploração na área é baixo. A Petrobras já produz com sucesso em blocos contíguos, indicando bom volume de óleo acessível no bloco ora leiloado no Norte da Bacia de Campos. Norte de Brava tem apenas 147,6 quilômetros quadrados e eldquo;elevado potencialerdquo; para descobertas de petróleo e gás natural, segundo informado pela ANP para todos os blocos oferecidos. Bloco Bumerangue Em outra disputa, a petroleira britânica BP arrematou sozinha Bumerangue, bloco da Bacia de Santos, no leilão promovido pela ANP. A BP ofereceu à União um porcentual de 5,9% do eldquo;óleo-lucroerdquo;, levemente maior que o mínimo exigido em edital, de 5,66%. Assim, houve ágio de 4,24%. Além da parcela da produção futura de Bumerangue, a BP terá de pagar à União no momento da assinatura do contrato um bônus pré-fixado de R$ 8,8 milhões. Bumerangue tem área de 1,1 mil quilômetros quadrados e eldquo;elevado potencialerdquo; para descobertas de petróleo e gás natural, segundo informado pela ANP para todos os blocos oferecidos. Bloco Sudoeste de Sagitário O consórcio formado por Petrobras (60%) e Shell (40%) arrematou o bloco Sudoeste de Sagitário, no pré-sal da Bacia de Santos. Trata-se do segundo bloco mais caro do leilão de partilha da Oferta Permanente promovido na manhã da sexta-feira pela ANP. O consórcio vencedor ofereceu à União um porcentual de 25% do eldquo;óleo-lucroerdquo; do campo, mais que o mínimo de 21,3% exigido em edital. A oferta foi única e o ágio foi de 17,37%. Além dessa parcela da produção futura, Petrobras e Shell também terá de pagar à União R$ 330,2 milhões na forma de bônus no momento da assinatura do contrato. Os porcentuais e valores cobrados pelo bloco só ficam abaixo de Norte de Brava, arrematado pela Petrobrás. Isso se deve ao baixo risco envolvido. Sudoeste de Sagitário tem 1 mil quilômetros quadrados e eldquo;elevado potencialerdquo; para descobertas de petróleo e gás natural, segundo a ANP.

Para reduzir custos com frete, a Acelen, dona da Refinaria de Mataripe (BA), contratou no início de dezembro, pela primeira vez, um navio classe VLCC (Very Large Crude Carrier), a maior para petroleiros de longo curso. Foram importados 2 milhões de barris de óleo equivalente (boe) de Angola de uma única vez. Como bônus, a empresa também reduz emissões. A Acelen, empresa do Mubadala Capital, importa da bacia do Atlântico entre 30% e 40% do óleo bruto que processa na refinaria baiana. Para tanto, no primeiro ano de atividade foram utilizados navios do tipo SuezMax, com capacidade de até 1 milhão de barris. De acordo com o vice-presidente de Comercial, Trading e Shipping da Acelen, Cristiano da Costa, dobrar o volume da operação com a contratação de VLCC reduz o custo com frete em cerca de um terço, além de conferir maior segurança ao fornecimento de matéria-prima e queimar menos combustível, em linha com metas ambientais. Antes, no Brasil, navios do tipo VLCC só eram usados em operações da Petrobras. Com guerra na Ucrânia, valor do frete no Atlântico disparou Segundo o executivo, a guerra na Ucrânia e as sanções à Rússia provocaram um rearranjo de fornecedores e rotas que levaram a um aumento de quase 300% no valor do frete no Atlântico. Nesse contexto, empresas como a Acelen têm buscado soluções para escapar dessa escalada de custos. Por isso, após a primeira entrega da carga via VLCC em 6 de dezembro, a companhia já planeja repetir a operação nos meses de janeiro e fevereiro para, em seguida, torná-la corriqueira. Hoje, diz Costa, o frete representa cerca de 95% do prêmio do óleo entregue no Brasil. Refinaria processa 300 mil barris de petróleo por dia Comprada da Petrobras em 2021, a Refinaria de Mataripe processa 8 milhões de barris de petróleo por mês, algo entre 250 mil e 300 mil barris por dia. Desse total, desde julho deste ano, até 3 milhões de barris têm vindo da África, Golfo do México (EUA) ou Guiana. O restante é comprado do sistema Petrobras, que revende petróleo extraído por petroleiras independentes no Recôncavo Baiano ou pela própria Petrobras nas bacias de Campos e Santos. Segundo Costa, a procedência do petróleo utilizado em Mataripe se deve às suas características físico-químicas e não exatamente a custos de oportunidade. Com mais de 30 derivados, o portfólio da Acelen vai além de gasolina e diesel, e alcança lubrificantes, gases especiais, parafinas, e asfalto, exigindo por vezes cargas de óleo bruto com características diferentes da nacional. O petróleo angolano trazido no navio do tipo VLCC, por exemplo, tem baixo teor de enxofre e vai atender o plano de produção dos próximos meses. Este ano, diz o executivo, a Acelen lançou três produtos novos - butano e propano especiais, além de um solvente - e planeja fabricar novos produtos para o ano que vem. O volume de petróleo importado, portanto, depende da projeção de demanda de cada produto, mas tende a aumentar nos próximos anos com a consolidação do portfólio. Calado do navio atinge 22 metros de profundidade O navio Daba, classe VLCC, tem 333 metros de comprimento, 316 mil toneladas de porte bruto e capacidade para transportar 2 milhões de barris de óleo equivalente. O calado atinge 22 metros de profundidade. O petroleiro saiu de Angola nos últimos dias de novembro e atravessou o Atlântico, chegando à costa baiana em 6 de dezembro. Foi a primeira vez que um petroleiro desse porte operou na Bahia e, justamente por isso, não pode atracar no porto da Baía de Todos os Santos, em Salvador. A transferência de carga será feita por meio de uma operação eldquo;ship to shiperdquo;, em que a carga é repassada a navios menores a uma distância de 130 quilômetros da costa para internalização no Terminal Madre de Deus, no Recôncavo Baiano.

O preço da gasolina caiu 1,4% nos postos brasileiros nesta semana, com repasses de corte feito nas refinarias da Petrobras no último dia 7. A queda ajuda o governo eleito, que terá que decidir pela volta dos impostos federais sobre o combustível no início do ano. Segundo a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis), a gasolina foi vendida, em média, a R$ 4,94 por litro nesta semana, queda de R$ 0,06 por litro em relação ao preço praticado na semana anterior. A redução compensa parcialmente o ciclo recente de alta, que foi provocado pelo aumento das cotações do etanol anidro, que representa 27% da mistura vendida nos postos e levou a gasolina a ultrapassar a barreira dos R$ 5 por litro há um mês. Apesar do recuo nos postos, a perspectiva é que o preço da gasolina volte a ser pressionado pelo retorno dos impostos federais e pelo acordo feito entre estados, União e STF (Supremo Tribunal Federal) sobre a cobrança de ICMS sobre os combustíveis. O acordo manteve diesel, gás de cozinha e gás natural como produtos essenciais emdash;e, portanto, com alíquotas limitadas de ICMSemdash; mas tirou a gasolina desta lista. Assim, são esperados aumentos das alíquotas para além dos 17% definidos por lei aprovada em junho pelo Congresso. O cenário externo também começa a virar. Após semanas em baixa, a cotação do petróleo Brent, referência de preços negociada em Londres, voltou a tocar os US$ 80 (R$ 424) por barril, reduzindo o espaço para novos cortes de preços no país. Segundo a Abicom (Associação Brasileira das Importadoras de Combustíveis), o preço médio da gasolina nas refinarias brasileiras está hoje praticamente alinhado às cotações internacionais, depois de semanas acima da referência usada para avaliar reajustes. Já o preço do diesel estava 9% abaixo, ou R$ 0,42 por litro, no fechamento do mercado desta quinta-feira (15). Foi o terceiro dia de defasagem em relação às cotações internacionais. Nas bombas, o preço do combustível caiu 3% nesta semana, para R$ 6,36 por litro. Ainda não é possível estimar qual o impacto do acordo do ICMS sobre esse produto, uma vez que a nova alíquota, que será em reais por litro e igual em todo o país, ainda não foi definida. Segundo a ANP, o preço do etanol hidratado ficou praticamente estável na semana, em R$ 3,82 por litro, valor 0,5% inferior ao registrado na semana passada. Nas usinas de São Paulo, a cotação do produto vem em baixa há quatro semanas, com queda acumulada de 5,2% no período. O gás de cozinha, que também teve corte recente nas refinarias, ainda não vem sentindo os repasses. Nesta semana, o preço caiu apenas 0,5%, para R$ 109,43 por botijão de 13 quilos.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda nesta sessão, com expectativas de recessão global no radar e investidores de olho nos casos de covid-19 na China, uma das maiores importadoras da commodity. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para fevereiro de 2023 fechou em queda de 2,22% (US$ 1,69), a US$ 74,46 o barril, enquanto o Brent para o mesmo mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), fechou em queda de 2,67% (US$ 2,17), a US$ 79,04 o barril. Na semana, a commodity teve alta de 4,84% e 3,86%, respectivamente. Mais cedo, os contratos futuros de petróleo chegaram a operar perto da estabilidade, apoiado pelo recuo do dólar na madrugada, mas afetado pelo retorno das atividades do Keystone, nos Estados Unidos. Segundo o analista Edward Moya, da Oanda, os preços do petróleo estão caindo devido ao aumento dos temores por uma recessão global, junto às incertezas obre a reabertura da China devido a um aumento de casos de covid-19. eldquo;O petróleo pode lutar para se recuperar, a menos que haja alguma interrupção no fornecimento da commodity, já que os comerciantes de energia se fixam na deterioração das perspectivas de crescimento globalmenteerdquo;. A previsão, entretanto, é de alta para o primeiro semestre de 2023, segundo o Commerzbank, uma vez que a previsão é que o mercado da commodity se agrave consideravelmente, principalmente com o embargo da União Europeia ao óleo russo, prejudicando a oferta e valorizando o preço do petróleo. Segundo a análise, no caso eldquo;improvávelerdquo; de os preços não se recuperem, a expectativa é de novos cortes de produção da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+). eldquo;Isso ocorre porque o cartel, que recentemente tem sido forte na tomada de decisões, provavelmente considerará um nível de preço abaixo de US$ 80 muito baixo, pelo menos enquanto a economia global não chegar a uma paralisação sustentadaerdquo;. Segundo a Reuters, o Departamento de Energia (DoE, na sigla em inglês) dos Estados Unidos anunciou que irá retomar as compras de barris de petróleo para as Reservas Especiais de Petróleo (SPR, na sigla em inglês) do país, o que, segundo o Commerzbank, deverá neutralizar a queda do preço do WTI.

Na última quarta-feira (14/12), a equipe comercial da FENACON apresentou a parceria firmada com a Fecombustíveis para os sindicatos da Federação parceira. Na ocasião, foram abordados os principais produtos que a FENACON oferece, como a previdência privada FENACON PREV, entre outros. Pela FENACON participaram do encontro o gerente e a coordenadora comercial, Eduardo Lobato e Ana Paula Araújo, respectivamente. O presidente da Fecombustíveis, James Thorp Neto, também esteve presente.