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A reforma do ICMS da gasolina, que passou a valer desde ontem (1/6), vai provocar um aumento do tributo em 24 estados brasileiros, mais o Distrito Federal. No caso mais extremo, o ICMS ficará 32,1% mais alto, no Mato Grosso do Sul. O objetivo da mudança é simplificar a cobrança do imposto estadual, que passa a ser o mesmo em todas as unidades federativas. O que mudou? A partir de 1º de junho, o ICMS que incide sobre a gasolina passa a ser fixo, por quantidade vendida (ad rem), uniforme em todos os estados e cobrado no primeiro elo da cadeia (monofásico). Até então, o ICMS era cobrado com a aplicação de uma alíquota percentual (que variava de estado para estado) sobre preços médios no varejo (ad valorem), atualizados quinzenalmente. Por que mudou? A reforma estava prevista na lei complementar 192/2022, aprovada em 2022 pelo Congresso Nacional e que trata da cobrança monofásica sobre os combustíveis endash; não só para a gasolina, mas também para o diesel, biodiesel, gás liquefeito de petróleo (GLP) e etanol anidro. Depois de uma queda de braço entre o governo Bolsonaro, que articulou a aprovação da lei, e os estados, o Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) definiu, em dezembro de 2022, as novas alíquotas do ICMS uniforme e monofásico para o diesel e GLP. A gasolina ficou de fora, num primeiro momento, mas em março os estados avançaram na definição do valor da nova alíquota uniforme: de R$ 1,22 por litro do combustível. Na prática: A reforma simplifica a cobrança (pela monofasia) e acaba com o caráter pró-cíclico do ICMS. Como os estados cobravam o imposto com base em um percentual sobre a tabela de preços dos derivados nas bombas, atualizada a cada 15 dias, toda vez que o preço subia nos postos, pela alta do petróleo, subia também o tributo endash; ampliando, assim, o efeito inflacionário. O novo modelo dá mais estabilidade aos preços. Nos últimos anos, as alíquotas cobradas pelos estados oscilaram endash; ora mais baixas que o novo patamar ad rem, ora acima desse valor. Em 2021, por exemplo, o ICMS se manteve sistematicamente acima do nível de R$ 1,22 o litro. Este ano, na maioria dos estados, estava abaixo. A desvantagem é que a nova alíquota da gasolina, na prática, é maior que os valores que vinham sendo cobrados, pelo modelo anterior, na grande maioria dos estados, de acordo com levantamento da agência epbr, com base em dados da Federação Nacional do Comércio de Combustíveis e de Lubrificantes (Fecombustíveis), representante dos revendedores. Onde sobe e onde desce: Em relação à segunda quinzena de maio, 24 estados, mais o Distrito Federal, vão sentir um aumento da carga tributária, com destaque para Mato Grosso do Sul, Rio Grande do Sul, Goiás E apenas Alagoas e Amazonas cobravam valores superiores à nova alíquota e terão, agora, algum alívio nos impostos. O ICMS é apenas uma parte do preço final da gasolina, de 20,5%, segundo a Petrobras. A Leggio Consultoria estima que o aumento do imposto estadual se refletirá numa inflação acima de 5% para o consumidor, em nove estados: MT, MS, RS, GO, AP, SC, SP, PB e PE. O impacto para o consumidor final depende também da evolução dos preços de mercado em cada estado. Um eventual ajuste nos preços da Petrobras pode pressionar os preços para baixo e anular o aumento dos impostos, por exemplo. A petroleira anunciou este mês uma nova política de preços para a gasolina e diesel que põe fim ao alinhamento ao preço de paridade de importação. Na mesma ocasião, no dia 17 de maio, a companhia reduziu em 12,5% o preço da gasolina nas refinarias. As idas e vindas do ICMS Para entender a reforma do ICMS, é preciso voltar um ano no calendário. No primeiro semestre de 2022, no meio da corrida eleitoral, e pressionado pela inflação dos combustíveis, o então governo de Jair Bolsonaro articulou com o Congresso um pacote de medidas para baixar os impostos estaduais sobre os derivados. Foi nesse contexto que foram aprovadas as leis complementares 192 (monofasia) e 194 (teto do ICMS), ambas questionadas pelos estados no Supremo Tribunal Federal (STF). No Supremo, o ministro André Mendonça, com base na lei 192, determinou, monocraticamente, em junho, uma mudança na base de cálculo do ICMS que forçou a redução da carga tributária dos combustíveis: no segundo semestre de 2022, por força da decisão de Mendonça, ficou valendo a cobrança ad valorem, mas sobre o preço médio dos últimos 60 meses endash; e não dos 15 dias, como antes. Na prática, significou reduzir a base de cálculo do imposto. Enquanto isso, o ministro Gilmar Mendes tocava no STF uma agenda de conciliação entre estados e o governo federal que resultou, no fim do ano, num primeiro acordo: a uniformização das alíquotas foi preservada, nos termos da lei 192/2022 endash; com exceção da gasolina, cuja alíquota ad rem só veio a ser anunciada no fim de março. Antes da implementação da reforma em si, na virada do ano, o imposto voltou a ser cobrado ad valorem, com base na média quinzenal de preços, temporariamente. Agora, a reforma, finalmente, sai do papel. E vem mais imposto aí. Em julho, os impostos federais da gasolina também devem subir. O ministro da Fazenda, Fernando Haddad (PT), garantiu que o governo federal pretende cumprir o que está previsto na MP 1163 e elevar os tributos da gasolina e do etanol hidratado a partir da virada do mês. A MP 1163 reonerou parcialmente a gasolina comum e o etanol hidratado, desde 1º de março, e estendeu até dezembro a suspensão dos impostos federais sobre o diesel, GLP e as compras de óleo pelas refinarias. A intenção da Fazenda é elevar a tributação da gasolina de volta para 69 centavos por litro a partir de junho; e do etanol, para 24 centavos. A cobrança foi suspensa em 2022, até fevereiro deste ano, e subiu parcialmente para 47 e 2 centavos por litro, respectivamente desde março. A diferença de 45 centavos é um comando constitucional herdado pelo governo Lula. Correção: Ao contrário do informado anteriormente, a nova alíquota uniforme de ICMS, de R$ 1,22 por litro, representa uma alta do imposto em 24 estados, mais o DF, e não 23. A base de dados da Fecombustíveis, referência para esta reportagem, não levava em consideração a alíquota mais atual do estado do Piauí, onde o tributo vai subir, e não cair, como mencionado na primeira versão do texto.

O presidente do Cade (Conselho Administrativo de Defesa Econômica), Alexandre Cordeiro, defendeu nesta quinta-feira (1º) que mudanças na política energética brasileira justificam negociações para revisão do acordo que obrigou a Petrobras a vender parte de suas refinarias. O acordo foi assinado em 2019, no governo Jair Bolsonaro (PL) e foi criticado pela oposição e sindicatos que se uniram em torno da campanha do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT). O próprio presidente prometeu suspender as vendas e retomar investimentos em refino. "As condições de 2019 podem mudar em 2020, 2021, podem evoluir", disse ele, em entrevista durante evento no Rio de Janeiro. "As diretrizes de como o Estado quer dar competitividade ao mercado também mudam." Ao determinar a venda de refinarias da Petrobras, o Cade e a estatal defendiam que a entrada de novos produtores de combustíveis tornaria o mercado mais competitivo e atrairia investimentos. A estatal, porém, só conseguiu vender duas unidades de grande porte. A refinaria de Mataripe, na Bahia, foi vendida ao fundo árabe Mubadala. A refinaria de Manaus, ao grupo Atem. Negociações sobre outras unidades foram frustradas por incertezas quanto à política de preços dos combustíveis e quanto ao custo de compra do petróleo nacional. Petrobras e Cade já iniciaram negociações para rever o acordo, que origina de um processo contra a estatal por abuso de poder de mercado. Cordeiro diz que a nova política de preços dos combustíveis, anunciada há duas semanas, será considerada no processo. A Petrobras tem hoje 12 refinarias e é responsável por cerca de 60% do abastecimento nacional de gasolina e diesel. Embora tenha vendido algumas unidades, ainda tem grande poder sobre os mercados do Centro-Sul do país, onde estão concentradas suas refinarias. Cordeiro não quis prever um prazo para o fim das negociações sobre a revisão do acordo. Diz que o processo está sendo conduzido em conjunto e que a Petrobras terá que apresentar argumentos para manter as refinarias. "O importante é que a empresa apresente fundamentos, justificativas, e explique por que isso vai ser importante para o mercado", afirmou. Enquanto negocia com o Cade, a Petrobras já anunciou um plano de investimentos em várias de suas refinarias, para adequá-las à produção de diesel verde, feito com óleos vegetais. A empresa estuda ainda a construção de novas instalações nas refinarias existentes para ampliar a capacidade de refino do país.

O preço dos carros seminovos e usados também deverá cair quando o governo anunciar as regras para o carro popular na próxima semana. O programa de incentivo à indústria promoverá cortes de até 10,96% no IPI e no PIS/Cofins para reduzir os preços dos carros novos. Conforme informou o vice-presidente e ministro da Indústria e Comércio, Geraldo Alckmin (PSB), os descontos nos impostos vão depender da eficiência energética e da quantidade de peças nacionais. As regras serão anunciadas até o fim da próxima semana. Até lá, o setor automotivo deve sofrer uma queda nas vendas, de acordo com Cassio Pagliarini, sócio da Bright Consulting. "O mercado de novos estacionou. Ninguém vai comprar até sair o novo decreto", afirma o consultor. O presidente da Federação Nacional das Associações dos Revendedores de Veículos (Fenauto), Enilson Sales, acredita na paralisação das vendas enquanto não houver definição das regras. Dessa forma, Sales diz que haverá queda de preços a curto prazo no mercado de seminovos e usados. Para o presidente da Fenauto, o mercado vai acompanhar o de novos. Contudo, não é possível determinar o percentual da redução, pois depende do novo decreto. Carros usados e seminovos vão desvalorizar Em resumo, o diretor executivo da Bright Consulting, Paulo Cardamone, avalia que, se o preço dos carros de até R$ 120 mil, que hoje representam 47% do mercado, recuar entre 5% e 7%, o mesmo percentual de queda será visto nos seminovos e usados. Segundo os especialistas, as vendas diretas, por exemplo, respondem por cerca de metade das vendas de novos. Hoje, o percentual está em 40%. De qualquer forma, Sales diz que as medidas são positivas para os mercados e que podem movimentar o setor. Atualmente, os emplacamentos de carros usados estão aquecidos porque os veículos estão mais acessíveis, com o preço de "carro popular". Assim, a medida pode trazer mudanças significativas.

Em três meses, o governo já está próximo de bater a meta de arrecadação com o imposto de exportação sobre óleo cru, previsto na medida provisória (MP) que instituiu essa cobrança para compensar a reoneração dos tributos federais sobre combustíveis. Se seguir no ritmo atual, tende a superar os R$ 6,67 bilhões estimados pelo Ministério da Fazenda quando publicou a MP. Entre março e maio, as vendas somaram US$ 11,909 bilhões. Aplicando a alíquota de 9,2% do imposto de exportação, o governo arrecadaria US$ 1,095 bilhão. Esse montante equivale a R$ 5,483 bilhões, considerando apenas a cotação do dólar desta quinta-feira (R$ 5,0078). Excluindo as variações cambiais endash; que foram muita nestes últimos três meses endash;, a arrecadação com o imposto de exportação implicou, em média, a entrada de R$ 1,6 bilhão mensal aos cofres públicos. Se essa média se mantiver ao longo de junho, a arrecadação do governo com esse tributo superará a estimativa inicial. Como se tratam de contratos de longa duração, a imposição do tributo não prejudicou as exportações do produto. Pelo contrário, na comparação com 2022, o volume vendido em toneladas apresentou crescimento de 11,3% em março, 5,3% em abril e 75,7% em maio. Por outro lado, na mesma comparação com o ano passado, o preço internacional do óleo caiu 23,8% em março, recuou 27,9% em abril e teve queda de 30,92% em maio. Nesta semana, o secretário do Tesouro Nacional, Rogério Ceron, reiterou que o governo vai concluir o ciclo de reoneração da gasolina e álcool no fim de junho, quando acaba o prazo da MP, e os tributos voltarão a ser cobrados com alíquota cheia sobre esses dois produtos. Ceron disse também que o imposto de exportação não será renovado. O governo não apresentou dados recentes de arrecadação. Como o Estadão/Broadcast já mostrou, a divulgação dos dados da arrecadação federal de abril pela Receita Federal está atrasada e não há perspectiva de anúncio. Um dos fatores para esse atraso é a mobilização de servidores da Receita Federal, que faz uma operação padrão cobrando a regulamentação do pagamento de um bônus pendente desde 2017.

Passados dez anos do primeiro leilão do pré-sal sob regime de partilha de produção, o Brasil falhou em confirmar novas grandes descobertas até agora, e a indústria do país urge por novos caminhos exploratórios que permitam manter a curva de produção em ascensão, antes que ela comece a declinar já a partir de próxima década. A negativa do órgão ambiental Ibama no mês passado para que a Petrobras (PETR3;PETR4) realize uma perfuração na Bacia da Foz do Rio Amazonas, na Margem Equatorial brasileira, considerada a nova fronteira exploratória com grande potencial petrolífero, acendeu sinais de alerta para o setor de óleo e gás do país, que não vê outra saída por enquanto. A produção brasileira de petróleo somou em março 3,115 milhões de barris por dia (bpd), sendo que 76% de origem em campos do pré-sal, com suas principais descobertas ocorrendo antes dos leilões de partilha, iniciados em 2013. A previsão, é que esse volume siga crescendo para tocar um pico de 5,4 milhões de bpd em 2029, antes que comece a declinar, segundo dados da estatal Empresa de Pesquisa Energética (EPE). eldquo;O problema é que uma base muito grande dessa produção é sustentada por mega campos do pré-salerdquo;, disse à Reuters o diretor de pesquisa em exploração e produção da consultoria Wood Mackenzie, Marcelo de Assis, pontuando que o maior do país, o campo de Tupi, que hoje produz 850 mil bpd, ou quase 30% da produção nacional, já está em declínio. Para repor a produção de Tupi e outros campos que entrarão em declínio são necessárias muitas descobertas de médio porte ou eldquo;uma giganteerdquo;, disse Assis, ressaltando que isso não aconteceu e parece distante, caso a exploração da Margem Equatorial não decole. eldquo;Com a Margem Equatorial fechada por motivos ambientais, as opções para repor as reservas estão ficando escassas. Nossa previsão é de queda da produção brasileira a partir de 2030ehellip; A exploração dos blocos que foram a leilão desde 2017 foi decepcionante.erdquo; Há outros grandes campos do pré-sal que tiveram descoberta com poço perfurado antes dos leilões de partilha, como Búzios e Mero, que estão em crescimento, mas que também entrarão em declínio após 2030, disse o especialista. Hoje, somente Búzios endash;integrante de um contrato da cessão onerosa de 2010endash; representa cerca de 16% da produção nacional. Mero integrou a área de Libra, foco do primeiro leilão do pré-sal, mas atualmente produz 123 mil barris/dia, volume relevante, mas abaixo das expectativas iniciais. Petrobras, Shell, Exxon e outras grandes petroleiras empenharam mais de 36 bilhões de reais apenas em bônus de assinatura ao arrematarem 15 blocos nas seis Rodadas de Licitações de Partilha de Produção do pré-sal realizadas entre 2013 e 2019. No entanto, além de Libra, que deu origem ao campo de Mero, apenas três dessas áreas foram declaradas comerciais e entraram em produção até agora: Norte de Carcará, Entorno de Sapinhoá e Sudoeste de Tartaruga Verde endash;todas extensões de jazidas que já eram conhecidas e haviam sido exploradas antes dos leilões de partilha, sob regime de concessão. Norte de Carcará chegou a ter dois poços com descobertas que contribuíram com a declaração de comercialidade dos importantes campos de Bacalhau e Bacalhau Norte, operados pela Equinor. Já as declarações das outras duas áreas eldquo;foram apresentadas para cumprir um rito contratualerdquo;, disse a ANP à Reuters, eldquo;o que não traduziu novos esforços exploratórios dos contratos de partilhaerdquo;. O bloco Libra foi leiloado em 2013, por 15 bilhões de reais, com a promessa de conter a maior jazida do país. Depois disso, o Brasil levou outros cerca de cinco anos para retomar os leilões do pré-sal. Mero não se revelou maior que outros campos gigantes do pré-sal como Tupi ou Búzios, mas está em desenvolvimento e entre os cinco maiores produtores atualmente. eldquo;Quando recomeçaram os leilões de partilha, durante o governo Temer, (em 2017), existia um grande otimismo de que iria se replicar ou haveria campos parecidos com Tupi, Mero, Iara, só que isso não se concretizou até agoraerdquo;, disse Assis. Premissa falha O regime de partilha, no qual as petroleiras se comprometem em pagar a União com uma parcela de petróleo extraída dos campos, foi adotado pelo governo após anos de discussões sobre como se exploraria o pré-sal diante do grande potencial exploratório visto nessas áreas, a exemplo de grandes descobertas realizadas. eldquo;O regime fiscal da partilha foi criado partindo da premissa de que tinha uma área de baixo risco geológicoehellip; Mas o que a gente viu nos últimos leilões é que isso não é mais verdade, disse o professor da PUC-Rio Edmar de Almeida, à Reuters. eldquo;O governo foi muito eficiente em vender a ideia do bilhete premiado. No imaginário popular, quando fala em pré-sal se pensa em muito óleo e um óleo com baixo custo, mas quase tudo foi descoberto sob o regime (anterior), de concessãoerdquo;. Para o professor, o Brasil precisa fazer uma autocrítica e avaliar se quer continuar a ser um grande player do petróleo no futuro, para adotar as melhores políticas que permitam o avanço da indústria, que já vive pressionada por interesses rumo à transição energética global. Entressafra de descobertas O país também negociou outros quatro blocos exploratórios no 1º Ciclo de Oferta Permanente sob modelo de partilha em 2022, por 916,25 milhões de reais em bônus, mas ainda é cedo para se pensar em resultados exploratórios. eldquo;Parece que estamos numa espécie de entressafra de descobertas relevantes não só no polígono do pré-sal, mas em grande parte do Brasil, o que torna a Margem Equatorial ainda mais importanteerdquo;, disse o ex-secretário de Petróleo e Gás do Ministério de Minas e Energia e presidente da Associação Brasileira dos Produtores Independentes de Petróleo e Gás (Abpip), Márcio Félix. Recentemente, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, afirmou em audiência na Câmara ver eldquo;claros sinais de esgotamento exploratórioerdquo; no pré-sal, e defendeu o avanço para novas fronteiras exploratórias, na Margem Equatorial, uma ampla área que se estende do Rio Grande do Norte até o Amapá, com grande potencial, mas enorme desafios ambientais. A iniciativa enfrenta oposição de alas do governo que temem danos ao meio ambiente e pressionam pela transição energética, enquanto as atenções de grandes petroleiras globais se voltam para novas áreas descobertas em locais como Guiana, Suriname e Costa Oeste Africana. Baixa atividade exploratória Atualmente, há apenas um poço em perfuração em um bloco arrematado em rodada de partilha de produção. Aram, no pré-sal da Bacia de Santos e operado pela Petrobras, teve seu poço pioneiro perfurado em 2021 e em março de 2023 foi iniciada a segunda perfuração, segundo dados da petroleira e da reguladora ANP. No mês passado, a empresa confirmou descoberta de petróleo em meio a perfuração, que ainda não terminou. O diretor-executivo de Engenharia, Tecnologia e Inovação da Petrobras, Carlos Travassos, reiterou em conferência com analistas boas perspectivas com o bloco. eldquo;Alguns poços vão ser necessários para delimitar o potencial dessa reserva e aí, possivelmente, esperamos que tenhamos brevemente a declaração de comercialidade em Aramerdquo;, disse o executivo. Assis, da Wood Mackenzie, relembrou à Reuters que a expectativa inicial para Aram, arrematado por 5 bilhões de reais, era de que poderia ser um novo Tupi ou Búzios. eldquo;Mas considerando a velocidade entre o poço de exploração e o elsquo;appraisalersquo;, a impressão que passa é que não é tão interessante assimerdquo;, afirmou. Fora Aram, eldquo;tudo que foi explorado até agora ou foi devolvido ou não têm mais atividades, são indicativas bem ruins.erdquo; Foram devolvidos até agora três blocos das seis rodadas de partilha, sendo Peroba e Dois Irmãos, pela Petrobras, arrematados por 2 bilhões de reais e 400 milhões de reais respectivamente; e o bloco de Saturno, pela Shell, arrematado por 3,125 bilhões de reais, disse a ANP. eldquo;No tocante à Peroba, a devolução se deu em função da baixa atratividade da descoberta realizada por meio do poço pioneiro, enquanto no bloco Dois Irmãos não houve descobertaerdquo;, reiterou a Petrobras à Reuters. A Shell, em sua devolução, apontou eldquo;baixa prospectividadeerdquo;. Além dessas três devoluções, o bloco de Libra teve parcelas de sua área original devolvidas, mas ainda há área remanescente em Fase de Exploração. eldquo;As devoluções de tais áreas exploratórias foram voluntárias, não havendo interesse em prosseguir com a exploraçãoerdquo;, disse a ANP. Sobre as áreas dos leilões de partilha que permanecem em exploração, a Petrobras informou que, além de Aram, concluiu a perfuração de poço pioneiro em outros quatro blocos endash;Alto de Cabo Frio Central, Uirapuru, Três Marias e Sudoeste de Tartaruga Verdeendash;, e atualmente os resultados estão em avaliação, bem como a viabilidade dos projetos. Um ex-executivo da Petrobras ponderou que a empresa também vê potencial para Alto de Cabo Frio Central, mas que ainda demanda confirmação por um próximo poço na área, que ainda não foi anunciado. Ele preferiu não ser identificado. Outros três blocos, dois operados pela Shell (Sul de Gato do Mato e Alto de Cabo Frio Oeste) e um operado pela Exxon (Titã), também registraram descobertas, mas as empresas ainda não se manifestaram publicamente sobre os próximos passos. Ambas as petroleiras têm reiterado investimentos e interesse no Brasil. Em nota, a Exxon adicionou que seu programa inicial de perfuração de exploração no Brasil está agora completo e que analisa dados adquiridos e o potencial para futuras atividades. (Reuters)

Os preços do petróleo tiveram a maior alta em duas semanas nesta quinta-feira antes da reunião da Opep+ prevista para domingo, enquanto a aprovação na Câmara dos Deputados dos EUA de um projeto de lei para suspender o teto da dívida ajudou a compensar o impacto do aumento dos estoques no país. O petróleo nos EUA (WTI) subiu 2,01 dólares, ou 3%, para 70,10 dólares o barril, registrando seu maior ganho diário desde 5 de maio. O petróleo Brent fechou a 74,28 o barril, alta de 1,68 dólar, ou 2,3%, para 74,65 dólares o barril, seu maior ganho diário desde 17 de maio. Ambos os índices de referência se recuperaram de duas sessões seguidas de perdas depois que a Câmara aprovou um projeto de lei no final da quarta-feira para suspender o teto da dívida do governo dos EUA e melhorar as chances de evitar um calote. A legislação segue agora para o Senado. "As negociações bem-sucedidas do teto da dívida limparam esse campo minado, mas a perspectiva geral da demanda ainda é obscura -- o setor de caminhões está indo mal, por exemplo", disse Stewart Glickman, analista da CFRA Research. O foco do mercado também mudou para uma reunião em 4 de junho da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados, incluindo a Rússia, chamados coletivamente de Opep+. "A reunião da Opep+ neste fim de semana pode estar levando a um pouco de cautela em relação a esses níveis (de preços baixos), particularmente à luz do alerta de e#39;cuidadoe#39; do ministro da energia saudita", disse Craig Erlam, analista da OANDA. Quatro fontes da Opep+ disseram à Reuters que é improvável que a aliança aprofunde os cortes de oferta na reunião de domingo, mas alguns analistas sustentam que é uma possibilidade, já que os indicadores de demanda da China e dos EUA foram decepcionantes nas últimas semanas. (Reuters)