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O diretor de Sustentabilidade, Novos Negócios, Relações Institucionais e Sustentabilidade da Tereos, Felipe Mendes, avaliou que o etanol deverá ser fundamental para o processo descarbonização global, mas alertou que a indústria deve melhorar a comunicação para aumentar a presença do produto no mercado. eldquo;Precisamos vender os atributos do etanol, seja para o consumidor, seja para o público internacional. Acho que a Unica (União da Indústria de Cana-de-Açúcar e Bioenergia) tem trabalhado bastante nisso, e vimos resultados ao longo deste ano, com o consumidor entendendo melhor o etanolerdquo;, disse, durante a roda de conversa eldquo;Desafios e Caminhos para a Descarbonização no Setor Sucroenergéticoerdquo;, promovida nesta segunda-feira, em São Paulo, pela Tereos. As oportunidades para o etanol brasileiro são ainda maiores na comparação com outros países, em função da sua maior sustentabilidade. eldquo;O Brasil e o nosso etanol têm uma vantagem competitiva quando comparados ao etanol produzido nos Estados Unidos ou na Europa, principalmente em termos de emissões de carbonoerdquo;, disse. O executivo citou o combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês) como alternativa importante para aumentar a demanda global por etanol. eldquo;No SAF, o etanol pode capturar até 25% desse mercado. Além disso, temos o metanol, especialmente na Europa, onde já existe uma regulamentação para o uso de metanol no combustível marítimo, enquanto no Brasil ainda não temos isso. A mistura na Europa está começando com 2% e deve chegar a 10% nos próximos três anoserdquo;, afirmou. O diretor de Sustentabilidade da Tereos também citou a expectativa de aumento da demanda por biometano. (Estadão Conteúdo)

O senador Marcos Rogério (PL-RO) disse que enquanto o preço do petróleo cai em outros países, o consumidor sente no bolso o aumento no preço da gasolina no Brasil. O senador também questionou a política de preços para definir o preço do combustível. De acordo com relatório da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abico), divulgado nesta segunda-feira (16), a gasolina está 5% mais cara no Brasil do que no exterior. eldquo;Enquanto o preço do petróleo cai lá fora, o brasileiro paga 5% a mais pela gasolina. O mercado internacional sorri, mas quem sente no bolso é o povo daqui. Estamos realmente alinhados com o resto do mundo ou essa conta está sendo feita de um jeito bem diferente? Até quando o consumidor vai continuar carregando esse peso?erdquo;, disse o senador em publicação no Instagram, neste domingo (15). Segundo a Abicom, para que o preço da gasolina brasileira seja equiparado ao preço internacional seria preciso uma redução, em média, de R$ 0,16 por litro. A Abicom também registrou preço maior do diesel brasileiro em relação ao mercado internacional. De acordo com o levantamento, a diferença é de 4% em relação ao exterior. A gasolina conseguiu paridade com o mercado internacional em 16 de agosto, após passar 200 dias com preços abaixo do praticado no exterior. Recuo na cotação internacional A Abicom registrou a diferença de preços após o recuo das cotações do petróleo no mercado internacional, o que fez com que os preços dos derivados da gasolina no Brasil ficassem mais altos do que os praticados no Golfo do México, usados como parâmetro pelos importadores. No dia 11 de setembro, o barril do Brent caiu 3,69%, para US$ 69,19, e ficou abaixo de US$ 70 pela primeira vez desde dezembro de 2021. Isso fez com que as ações da Petrobras fossem afetadas - o papel ON perdeu 2,14%.

A Petrobras terá uma visão mais voltada para a exploração e produção de petróleo e gás natural em seu próximo plano estratégico 2025-2029, em relação ao planejamento realizado pela gestão anterior, afirmou o diretor-executivo financeiro e de Relacionamento com Investidores, Fernando Melgarejo, à Reuters. eldquo;Temos mais uma visão focada no elsquo;upstreamersquo;ehellip; cada gota de óleo, na nossa visão, ela é importante pra companhia. Obviamente, tendo viabilidade econômica. Isso é uma grande mudança em relação ao anteriorerdquo;, afirmou Melgarejo. O executivo destacou ainda que a empresa buscará com maior foco a recomposição das reservas de petróleo e gás. Ele lembrou que no atual planejamento há uma previsão de redução das reservas já a partir de 2030. eldquo;É um desconforto para a atual diretoria a gente ter essa redução a partir de 2030. O foco é tentar ter recomposição de reservas o máximo possível sem deixar de ter o olhar na transição energética, mas um não pode ofuscar o outroerdquo;, afirmou. Melgarejo assumiu a cadeira de CFO da petroleira em meados do ano, após o presidente Luiz Inácio Lula da Silva decidir apontar Magda Chambriard como presidente da companhia, no lugar de Jean Paul Prates, em medida que visou reforçar a atuação da estatal na geração de empregos e no impulso da economia brasileira. Chambriard vem reforçando a importância de a empresa buscar novas reservas e de avançar em sua exploração na Margem Equatorial brasileira, que vai do Rio Grande do Norte ao Amapá, com áreas de grande potencial para descobertas, mas enormes desafios socioambientais. Em seu atual plano estratégico, a Petrobras prevê investir US$ 102 bilhões entre 2024 e 2028, o que representou uma alta de 31% em relação ao previsto no plano quinquenal anterior. No mesmo período, a petroleira elevou em 14% seus investimentos previstos para exploração e produção, a US$ 73 bilhões. Em paralelo, a Petrobras prevê em seu atual plano até US$ 11,5 bilhões para projetos de baixo carbono no período, ou 11% do investimento total da companhia, considerando os investimentos transversais nos diversos segmentos de negócio. A previsão para ativos de baixo carbono representou um avanço ante o plano anterior de 2023-2027, que previa 4,4 bilhões de dólares. O executivo evitou fazer previsões sobre se os investimentos vão crescer ou como serão distribuídos, uma vez que a elaboração do plano ainda está em curso. Sobre transição energética, disse que sempre estará no planejamento, pois ela eldquo;é uma realidadeerdquo; e toda companhia precisa eldquo;pavimentar uma estradaerdquo; nesse sentido. Entretanto, indicou que poderá haver mudanças em relação a expectativas de curto prazo. eldquo;A questão não é o elsquo;seersquo;, é o elsquo;quandoersquo;ehellip; várias empresas estão redimensionando esses pontos no sentido do elsquo;quandoersquo;; quando isso vai acontecererdquo;, afirmou, pontuando que o Brasil, é um dos países eldquo;mais limposerdquo; em termos de emissão de CO2. O Brasil tem grande parte de sua matriz elétrica formada pela geração hidrelétrica, enquanto é um dos líderes em consumo de biocombustíveis, como etanol e biodiesel, além de ver crescente a geração de energia solar e eólica. eldquo;A Petrobras não é um grande problema nesse sentido. Nós somos um país limpoehellip; cada dia que passa, a gente quer deixar também uma produção cada vez com menor emissão de CO2.erdquo; Poucas mudanças da dívida Do lado financeiro, Melgarejo adiantou que a companhia não vê mudanças significativas que exijam uma necessidade de um endividamento eldquo;muito maiorerdquo;, nem de ter um caixa muito maior em seu próximo planejamento, previsto para ser publicado no fim do ano. eldquo;A gente vai transitar aí numa certa normalidade, sem grandes ou sem abruptas mudanças nesses pontoserdquo;, pontuou. Segundo o executivo, a companhia também eldquo;não vê nenhum grande Meamp;A (sigla em inglês para fusões e aquisições)erdquo; no horizonte do próximo planejamento estratégico, mas não citou nenhuma operação em específico. Recentemente, a Reuters publicou que a companhia havia feito uma oferta não vinculante por uma fatia em mega bloco da portuguesa Galp na Namíbia e que uma eventual operação poderia ocorrer por meio de parceria. Ele comentou ainda, na entrevista para falar sobre conclusão de uma emissão de 1 bilhão de dólares feita pela Petrobras, que o resultado positivo apurado na operação reflete a confiança do mercado na nova gestão de Magda Chambriard no comando da empresa. Segundo o executivo, a Petrobras vê o maior número de bancos recomendando compra de ações desde fevereiro de 2022. (Reuters)

Os contratos mais líquidos do petróleo avançaram nesta segunda-feira, 16, com o barril do WTI voltando a ficar acima dos US$ 70, impulsionados pela expectativa no corte de juros do Federal Reserve (Fed, o banco central norte-americano), o que enfraquece o dólar e beneficia a commodity. Segundo o banco holandês ING, a grande questão agora é saber se será um corte de 25 pontos-base (pb) ou 50 pb, pois o nível de incerteza continua alto. Outro ponto que favoreceu a alta do petróleo foi a surpresa com o índice de atividade industrial Empire State, que mede as condições da manufatura no Estado de Nova York, subindo de -4,7 em agosto para 11,5 em setembro, segundo pesquisa divulgada nesta segunda-feira pela distrital de Nova York do Fed. O petróleo WTI para outubro fechou em alta de 2,10% (US$ 1,44), a US$ 70,09 o barril, na New York Mercantile Exchange (Nymex), enquanto o Brent para novembro de 2024 subiu 1,59% (US$ 1,14), a US$ 72,75 o barril, na Intercontinental Exchange (ICE). eldquo;No que diz respeito aos riscos de oferta, vemos a continuidade da redução das exportações na Líbia. As negociações para reduzir as tensões entre as facções políticas do país, relacionadas à tomada de decisões do Banco Central, não avançaram, o que mantém a oferta do país em declínio. Além disso, ainda observamos os efeitos remanescentes do furacão Francine na região da Costa do Golfoerdquo;, diz Bruno Cordeiro, analista de Inteligência de Mercado para Petróleo da StoneX. Também nesta segunda, o Escritório de Segurança e Fiscalização Ambiental dos EUA (BSEE, na sigla em inglês) atualizou sua estimativa e projeta que aproximadamente 12,18% da produção atual de petróleo e 16,02% da produção atual de gás natural no Golfo do México tenham sido interrompidas por conta do fenômeno climático. No radar dos investidores, os contratos futuros de petróleo foram pouco influenciados pelos dados fracos na China, publicados no final de semana. De olho no Oriente Médio, o presidente do Irã, Masoud Pezeskhian, disse que o país não pretender abandonar seu programa nuclear, conforme relatos da imprensa local, mantendo as tensões na região. (Estadão Conteúdo)

O projeto da desoneração da folha de pagamentos, aprovado pelo Congresso com o aval do governo, reforça as divergências entre Banco Central e Ministério da Fazenda sobre o tamanho do rombo fiscal. Num cenário já marcado pela incerteza com o rumo das contas públicas, especialistas alertam para a perda de transparência e credibilidade em relação ao resultado primário do País endash; que leva em conta o saldo entre receitas e despesas e serve de parâmetro para a verificação da meta fiscal. O texto da desoneração, que ainda aguarda a sanção do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT), permite que o Tesouro Nacional contabilize como receita primária endash; ou seja, computada para a meta endash; os valores esquecidos por pessoas físicas e jurídicas em contas de instituições financeiras, como bancos, corretoras e cooperativas. Serão R$ 8,6 bilhões a mais no cofre do governo, um valor que não será considerado pelo BC no seu cálculo de resultado primário. Pelo arcabouço fiscal, porém, a verificação da meta é atribuição do Banco Central. BC e Tesouro sempre tiveram metodologias distintas para aferir esse resultado. A grande questão é que essa diferença deixou de ser residual e se aprofundou. No acumulado em 12 meses até julho, o rombo calculado pelo BC é superior em R$ 39,7 bilhões ao verificado pela Fazenda. Em valores corrigidos pela inflação, essa discrepância chega a R$ 41,1 bilhões endash; a maior diferença da história, segundo levantamento do economista-chefe da Tullett Prebon Brasil, Fernando Montero. Procurado, o Tesouro não se manifestou. Boa parte dessa divergência é explicada pelos R$ 26 bilhões deixados por trabalhadores nas cotas do PIS/Pasep, os quais foram incorporados pelo Tesouro em setembro do ano passado. Na ocasião, o governo contabilizou essa cifra no resultado primário, melhorando o dado fiscal de 2023. Isso ocorreu com o respaldo do Congresso, por meio da Proposta de Emenda à Constituição (PEC) da Transição, aprovada no fim de 2022. Esses valores, no entanto, não foram computados como receita primária pelo BC, levando a uma diferença expressiva nos números apurados pelos dois órgãos. A diferença de quase R$ 40 bilhões ainda inclui cerca de R$ 8 bilhões de ajuste metodológico em relação às compensações aos Estados pela redução do Imposto sobre Circulação de Mercadoria e Serviços (ICMS) e discrepâncias estatísticas mensais endash; que sempre existiram. eldquo;Cria um problema grande de apuração (da meta) e de credibilidade sobre o conjunto de regras fiscais que a gente temerdquo;, diz Gabriel Barros, economista-chefe da ARX Investimentos e ex-diretor da Instituição Fiscal Independente (IFI), órgão atrelado ao Senado Federal. O resultado primário é apurado com base na diferença entre receitas e despesas, sem considerar os juros da dívida pública. Ou seja, é o número que determina se o governo fechou o ano no azul ou no vermelho e se cumpriu ou não a meta estabelecida pela equipe econômica. eldquo;O (resultado) primário serve para avaliar como está sendo o desempenho da administração pública para conseguir reduzir a sua dívida a partir da política fiscal, se (ela) está sendo expansionista demais, contracionista demais, se está investindo nos lugares certoserdquo;, ressalta João Pedro Leme, analista da consultoria Tendências. Mais do que reforçar a incerteza em relação às contas públicas, o que chama a atenção dos analistas é que a Fazenda, ao sustentar o seu número de primário, vai na contramão do que diz a lei do arcabouço fiscal, de que o cálculo da meta é de responsabilidade do BC. Isso, avaliam os especialistas, pode trazer o Tribunal de Contas da União (TCU) para o centro do debate, com o objetivo de arbitrar a questão. eldquo;Fica uma dúvida gigante. Ninguém sabe como vai ser apurado (o resultado primário). Certamente, o TCU vai ter de entrar na jogada. Criaram um imbróglio jurídico, de como vai ser feita a apuração. O arcabouço diz claramente que o cumprimento é feito pelo dado divulgado pelo BCerdquo;, afirma Barros. Questionado pelo Estadão, o TCU informou que ainda não eldquo;examinou formalmenteerdquo; a aprovação do projeto de lei da desoneração, mas ponderou que a questão eldquo;poderá ser analisada futuramente, seja por provocação ou por iniciativa do tribunal durante os trabalhos de acompanhamento da gestão fiscalerdquo;. A corte diz, ainda, que se preocupa em garantir não apenas o cumprimento da legislação vigente, eldquo;mas também a adoção das boas práticas de contabilidade pública e de estatísticas fiscais, conforme padrões internacionalmente aceitoserdquo;. E que, caso necessário, adotará os procedimentos para informar a questão ao Congresso Nacional e ao Poder Executivo. Com o transcorrer dos meses, o valor de R$ 26,6 bilhões originário do Pis/Pasep sairá do montante acumulado em 12 meses, uma vez que foi computado em setembro passado, e a discrepância entre Tesouro e BC tende a diminuir. Novos valores, porém, devem voltar a elevar essa diferença, como é o caso dos recursos esquecidos nas instituições financeiras. Na véspera da aprovação do projeto da desoneração na Câmara, o BC enviou uma nota técnica aos deputados esclarecendo que a incorporação desse montante bilionário no cálculo primário das contas públicas estava eldquo;em claro desacordo com sua metodologia estatísticaerdquo;. Pressionados, os parlamentares aprovaram uma nova redação para o texto, que desobriga o BC de computar esse valor. Mesmo assim, o projeto autoriza o Tesouro a considerar esses montantes na conta e vai além: diz que eles serão eldquo;considerados para fins de verificação do cumprimento da metaerdquo;. Procurado para se manifestar no contexto dessa reportagem, o BC não respondeu ao contato até a data da publicação. eldquo;É uma decisão esdrúxula. O BC não vai contabilizar como primário, mas o Tesouro vai e o que contará, para a meta, será o dado do Tesouro. Claramente um gol de mão sem direito a VARerdquo;, afirma Marcos Mendes, pesquisador do Insper. Mendes também avalia que a medida, em si, é questionável. eldquo;Está tirando recursos privados (esquecidos nas contas), que têm dono, e transferindo ao Tesouro de uma forma que me parece açodada. Parece um movimento de quebrar todos os cofrinhos que estão disponíveis para fechar a contaerdquo;, diz. Em busca da meta A preocupação do governo com o valor computado para fins de cumprimento da meta fiscal não é uma mera formalidade. Esse número será determinante para a equipe econômica saber o quanto terá de dinheiro para gastar em 2026, ano de eleição presidencial. O governo se comprometeu com uma meta de déficit zero em 2024 e 2025, e disse que alcançaria um superávit de 0,25% do Produto Interno Bruto (PIB) em 2026. Se descumprir o objetivo, o Planalto será obrigado a acionar uma série de gatilhos de corte de despesas no último ano de mandato, às vésperas do pleito presidencial. É essa conta que está sendo feita pelas alas política e econômica do governo, em meio a manobras no Congresso e sob o escrutínio do mercado financeiro.

As medidas do governo encabeças pelo ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, para tentar baratear o preço do gás natural no País não terão efeito no curto prazo ou no atual mandato do presidente Luiz Inácio Lula da Silva. A principal aposta do governo, de forçar uma redução na reinjeção de gás natural nos campos de petróleo em exploração, enfrenta limitações técnicas e econômicas, afirmam as empresas que atuam no setor de óleo e gás. Procurado, o Ministério de Minas e Energia não se manifestou. Ontem, em evento no Rio, Silveira criticou a prática das petroleiras. eldquo;Não aceitamos reinjetar a metade da produção offshore dessa riqueza tão preciosa para a nossa gente. Priorizamos políticas que estimulam a reindustrialização do Brasil. Sem dúvidas, isso passa pela ampliação da oferta de gás natural, da segurança de suprimento e da competitividade dos preçoserdquo;, disse ele. Na plateia estavam o presidente Luiz Inácio Lula da Silva e Magda Chambriard, que comanda a Petrobras. BÚZIOS E BACALHAU. As duas mais importantes áreas de exploração de óleo e gás dos próximos anos são operadas pela Petrobras e pela Equinor na Bacia de Santos endash; os campos de Búzios e de Bacalhau. Procurada, a Petrobras informou que tem 14 plataformas encomendadas no plano de investimentos até 2028. Destas, apenas três são dedicadas exclusivamente para ampliar a extração de gás natural e seis foram desenhadas para extrair apenas petróleo. A primeira plataforma da Equinor em Bacalhau, que começa a produzir em 2025, extrai só petróleo. eldquo;A decisão de investimento, de cerca de US$ 8 bilhões, foi tomada em junho de 2021, num momento de muita incerteza no mercado de gáserdquo;, diz a empresa. Mudanças em campos já em produção levariam anos, diz entidade do setor Decreto baixado pelo presidente Luiz Inácio Lula da Silva, há 15 dias determina que os planos de desenvolvimento de campos de exploração, inclusive os já em operação e os maduros, sejam revistos pela Agência Nacional do Petróleo (ANP). Nessa reavaliação, a ANP poderá determinar a redução da reinjeção e estabelecer um volume de gás natural a ser extraído obrigatoriamente. Caso as empresas não cumpram a determinação, o decreto fala em sanções contratuais e legais contra as empresas. A reinjeção de gás é benéfica para as petroleiras porque aumenta a pressão nos reservatórios endash; o que faz com que o petróleo seja retirado mais rapidamente. Em campos no pré-sal, que ficam em águas ultraprofundas, a medida é considerada indispensável para a retirada do óleo. Mas a ideia do governo é limitar a reinjeção, para que mais gás seja enviado até a costa, para aumentar da oferta e reduzir os preços. O problema, explicam executivos do setor, é que cada plataforma de petróleo é customizada para cada campo, seguindo os planos de desenvolvimento de produção aprovados pela ANP. Ou seja, o porcentual de gás que será extraído em alto-mar e levado até à costa já é pré-determinado durante a construção da plataforma, com equipamentos específicos para este fim. REVERSÃO É CARA. Uma plataforma de petróleo custa cerca de US$ 3 bilhões e leva até três anos para ser construída. Os relatos no setor são de que nunca houve um único caso de uma plataforma que tenha interrompido a produção para ser refeita em estaleiros de países como China, Coreia do Sul e Cingapura. Embora o decreto preveja que as empresas sejam ouvidas nesse processo de revisão e que a viabilidade seja levada em conta, as petroleiras avaliam que o texto tem potencial de gerar insegurança jurídica e elevar a percepção de risco entre investidores. Segundo Sylvie Dersquo;Apote, diretora executiva de gás natural do Instituto Brasileiro de Petróleo (IBP), associação que reúne as petroleiras, o decreto torna potencialmente afetados todos os campos em produção. eldquo;A gente sabe que a ANP tem muitas atribuições e já está atrasada na agenda regulatória de gás, e agora vai ter mais atribuições. Quantos planos serão reabertos? Potencialmente, é um número importante de campos, não somente os do pré-salerdquo;, diz ela. eldquo;Nossa preocupação não é com os campos futuros, daqui a dez anos; porque nestes, se você ainda não tiver a sua decisão de investimento, se não tiver contratado as infraestruturas, ok. Mas tem campos que vão entrar em operação.erdquo; A executiva observa ainda que o próprio processo de revisão de planos de desenvolvimento não é tarefa fácil. Nesses planos, as empresas entregam para a ANP detalhes sobre como e em quanto tempo pretendem explorar os reservatórios obtidos por meio de concessão ou permissão. E uma revisão demandará novos estudos e investimentos. eldquo;É muito difícil modificar um projeto já existente ou que a infraestrutura já tenha sido contratada. Pode significar meses de adiamento para entrar em operação ou, se tiver que modificar a plataforma, vai perder meses de produção de petróleo. Se tecnicamente for possível fazer isso, economicamente vai gerar muitos custoserdquo;, afirma ela. elsquo;PROCESSO LEVA ANOSersquo;. Edmar Almeida, pesquisador do Instituto de Energia da PUC-Rio, afirma que as revisões dos planos, mesmo que sejam feitas de forma célere, não ocorreriam no médio prazo. eldquo;A revisão de um processo de desenvolvimento leva um ano, talvez mais. Depois que você revisou e colocou algo a mais no plano, pode levar mais alguns anos para implementar. Então, nós estamos falando de um horizonte para além desse governo, com certeza. Pelo menos para além deste mandato (de Lula)erdquo;, afirma. eldquo;Nos próximos cinco, seis anos, vão entrar em operação as plataformas já encomendadas. Pode ficar mais barato comprar o gás do que modificar as atuais plataformas.erdquo; Desde que o decreto foi publicado, em 26 de agosto, o ministro Alexandre Silveira, de Minas e Energia, não se reuniu com representantes do setor de petróleo para discutir a medida. Auxiliares de Silveira dizem que, apesar da recepção negativa, o intuito do governo não é alterar planos já em curso ou quebrar contratos, mas mudar as regras para o futuro. Até o fim deste mês, a Petrobras inicia a operação de um duto de escoamento na Bacia de Santos, que aumentará a oferta de gás no País. Maior iniciativa para aumentar a oferta de gás no País, o Rota 3 terá capacidade inicial é de 10,5 milhões de metros cúbicos por dia, o equivalente a 18% da demanda do País, de acordo com dados de abril (os mais recentes). O projeto começou em 2014 e atrasou em razão de dificuldades financeiras e operacionais para se concluir a obra, então tocada pela Odebrecht.