NOTÍCIAS

O desgaste político que o governo tem bancado ao pressionar o processo de licenciamento ambiental do chamado bloco 59 da Foz do Amazonas está diretamente relacionado ao sinal que essa autorização dará para outros blocos previstos na mesma bacia. Por trás da preocupação em obter a licença de pesquisa desse bloco o mais rápido possível, está a atração de interessados em outras 47 áreas na Foz do Amazonas, uma das regiões que compõem a chamada margem equatorial. Até o dia 31 de março, as petroleiras que registraram declarações de interesse em participar de leilão a ser realizado pela ANP (Agência Nacional do Petróleo) poderão apontar quais blocos, afinal, pretendem disputar. O leilão vai acontecer em 17 de junho. Ao todo, 332 blocos disponíveis no edital da Oferta Permanente de Concessão têm condições de serem oferecidos e possuem respaldo de manifestações conjuntas assinadas por MME (Ministério de Minas e Energia) e MMA (Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima). Só irão para o leilão, porém, aqueles blocos que, até o fim deste mês, receberem manifestações de interesse pelas empresas. Além do polêmico bloco 59, para o qual a Petrobras busca licença junto ao Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), há 47 na região que estão à disposição. Por isso, uma eventual confirmação do seu licenciamento é vista como ponto crucial para a viabilidade dos demais. Na exploração de petróleo, a obtenção do licenciamento ambiental fica a cargo das empresas, que precisam buscá-lo depois de vencerem os leilões. O histórico dos blocos localizados na Foz do Amazonas não traz motivos de muita empolgação para as petroleiras. Hoje já existem 9 blocos concedidos na bacia, dos quais 6 são de responsabilidade Petrobras (entre eles o bloco 59), 2 da Petro Rio Coral e 1 da Enauta Energia. Essas concessões foram feitas em 2013. Nos últimos 12 anos, foram alvo de tentativas de licenciamento ambiental, mas nenhuma se confirmou até hoje. Depois de nova negativa dos analistas do Ibama sobre os estudos apresentados pela Petrobras para licenciar o bloco, na última quarta-feira (26), cabe agora ao presidente do órgão, Rodrigo Agostinho, tomar uma decisão final sobre o pedido. O chefe do Ibama não é obrigado a acompanhar o entendimento de sua área técnica. Ao ponderar a recomendação feita pelo grupo, ele decide se libera ou não. O ato final, portanto, é uma decisão política. Assim, os próximos dias são considerados decisivos não apenas para o bloco 59, mas para as oito demais concessões já feitas e para as 47 novas ofertas previstas neste 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão. Até o início de fevereiro, 89 petroleiras tinham se cadastrado para participar do leilão. A ANP está analisando a documentação entregue pelas interessadas e, em 7 de março, divulgará aquelas que, efetivamente, poderão participar da disputa. As que forem aprovadas terão até o dia 31 para apresentarem declarações de interesse nos blocos. A margem equatorial é composta pela porção marítima de cinco bacias: Barreirinhas, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar e Ceará. Assim como já existem nove blocos concedidos na Foz do Amazonas, há outros concedidos nas demais áreas, com exceção da Bacia Ceará. Uma das áreas de preocupação ambiental fora da Foz do Amazonas, por exemplo, é a Bacia Potiguar, onde já existem nove blocos sob contrato, operados por Petrobras (5), Murphy Brasil (3) e Shell Brasil (1). Esta região fica numa área próxima à formação de montanhas submarinas que se conectam ao arquipélago de Fernando de Noronha. Ao todo, o novo leilão prevê a oferta de 17 novos blocos de petróleo na Bacia Potiguar. Procurados pela Folha para comentar o tema, o Ibama e seu presidente não responderam. A Petrobras também não se manifestou. O MME, por sua vez, disse que os blocos disponíveis no leilão "possuem manifestação conjunta válida assinada pelo MME e pelo Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima, conforme estabelecido na legislação vigente, o que possibilita que sejam arrematados no certame". O IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás) afirmou que "defende o desenvolvimento de atividades exploratórias na margem equatorial brasileira para se comprovar a existência de petróleo e gás natural e sua viabilidade econômica, sempre com total segurança e respeito ao meio ambiente". Segundo o instituto, é sabido que há potencial na região para aumentar as reservas nacionais. "A demanda global por energia continuará crescente até 2050, com aumento de 24% do consumo global de energia primária até 2025, como indica a edição 2024 do World Oil Outlook, da Opep", afirmou. "Nesse contexto, o petróleo brasileiro ganha competitividade porque tem baixa intensidade de emissões de COe#8322; em suas operações de exploração e produção na comparação com outros mercados do mundo." A ANP informou que, dos 332 blocos incluídos no edital da Oferta Permanente de Concessão, 145 possuem manifestação conjunta do MME e MMA com vencimento no dia 18 de junho, um dia após o leilão. Sem essa manifestação, os blocos não podem ser leiloados, ou seja, é preciso buscar uma nova autorização das suas pastas para que voltem a ser oferecidos.

O campo de Mero, terceiro maior produtor da Petrobras, atingiu a marca de produção de 500 mil barris de petróleo por dia. A informação será divulgada pela empresa nesta sexta-feira (28). Com esse resultado, Mero se junta aos dois maiores produtores da companhia que também superam essa marca: Tupi e Búzios. Os três campos estão localizados na camada pré-sal, região que responde atualmente por 81% da produção total da empresa. Mero opera com quatro plataformas e deve aumentar sua produção ainda em 2025, com a ampliação gradual da capacidade do navio-plataforma Marechal Duque de Caxias e a entrada em operação de outra embarcação do tipo, o Alexandre de Gusmão. Este último saiu da China ano passado e deve chegar em breve ao Brasil, segundo a empresa. (Mônica Bergamo)

A queda de 70,6% no lucro da Petrobras em 2024, para R$ 36,6 bilhões, preocupa a todos que se lembram da má gestão que quase levou a empresa à insolvência nos mandatos petistas anteriores. No quarto trimestre do ano passado houve prejuízo de R$ 17 bilhões, invertendo o resultado positivo de R$ 31 bilhões observado no mesmo período de 2023. Felizmente, boa parte da piora é justificada por fatores pontuais ou de mercado, até aqui. A diminuição da rentabilidade no trimestre final de 2024 se deu principalmente por conta da variação cambial, que afeta o endividamento e o resultado contábil de subsidiárias no exterior, sem representar saída de caixa. Houve também queda de 2,3% na cotação do petróleo no ano e menores margens no refino, da ordem de 40%, em linha com o que se observa no mercado em geral. Por fim, a redução de 3% da produção de petróleo em 2024, para 2,7 milhões de barris por dia, se justifica por paradas de manutenção. Não há sinais claros de deterioração operacional. A principal preocupação se dá nos investimentos, que somaram R$ 91 bilhões no ano passado, alta de 31% em relação a 2023. Em dólares, como a estatal normalmente divulga o indicador, o valor ficou 15% acima da projeção indicada anteriormente. Tal discrepância foi justificada como temporária e reflexo de uma antecipação de pagamentos antes da execução efetiva para evitar atrasos aos fornecedores, mas gerou inquietação sobre se haverá aumento no plano de aportes nos próximos anos para seguir os desígnios do Planalto de utilizar a estatal como ferramenta para objetivos políticos. No cômputo geral, a piora operacional e a alta dos investimentos reduziram a disponibilidade para pagamento de dividendos. A empresa distribuiu R$ 9,1 bilhões no quarto trimestre, cerca de R$ 5 bilhões a menos que o esperado pelo mercado. No ano, o desembolso aprovado ficou em ainda respeitáveis R$ 75,8 bilhões, mas há duvidas quanto a reduções adicionais. Daí a reação negativa dos detentores de papéis da empresa, que chegaram a derrubar o preço da ação em até 9% no dia seguinte ao anúncio. É objeto de debate se mais investimentos rentáveis no momento seriam preferíveis a maior remuneração ao acionista. Mas o ponto chave é justamente sobre os critérios de decisão. O uso da companhia para alavancar a economia sem grandes preocupações com rentabilidade esteve na raiz dos problemas passados, quando uma sequência de desperdícios, regras de conteúdo local mal concebidas e corrupção legaram enorme endividamento, que no pior momento atingiu cerca de cinco vezes o resultado operacional da estatal. Se a direção atual aceitar repetir a experiência, a empresa e o país somente colherão novos problemas. Felizmente, hoje o escrutínio social e dos órgãos de controle é maior, mas toda a vigilância é necessária. (Editorial - O que a Folha pensa)

O setor de combustíveis é um dos mais pujantes da economia brasileira e um dos pilares da arrecadação de impostos no País. Segundo a Receita Federal, o Tesouro brasileiro arrecadou no ano passado pouco mais de R$ 2,7 trilhões em impostos. Desse montante, o setor de combustíveis foi responsável pelo recolhimento de R$ 105,354 bilhões, ou 3,9% do montante total. Como vários setores da economia, o segmento de combustíveis envolve uma gama diversa de atores. Entre eles, há empresas que cumprem à risca suas obrigações tributárias, investem em tecnologia, marketing a serviço da revenda e redobram os cuidados com inúmeros testes para aferir a qualidade dos seus produtos, entre outras medidas. Por outro lado, há empresas que usam de diferentes expedientes para fraudar a composição de produtos e sonegar impostos endash; seja por via de liminares ou por ter nas fraudes tributárias um modelo de negócio por si só endash; visando a escalar patrimonialmente e expandir seus tentáculos no mercado legal. Um estudo do Fórum Brasileiro de Segurança Pública (FBSP) revela que o crime organizado no Brasil está lucrando mais com a venda ilegal e o contrabando de combustíveis e bebidas do que com o tráfico de cocaína. Segundo o levantamento, os grupos criminosos acumularam R$ 146 bilhões anuais a partir de 2022 com movimentos criminosos envolvendo combustíveis, bebidas, cigarro e ouro, enquanto a receita com drogas foi de apenas R$ 15 bilhões. Quando a lupa é direcionada especificamente ao setor de combustíveis, o FBSP revela que a receita dos criminosos foi de R$ 61,5 bilhões, o que representa 41,8% do montante acumulado a partir das práticas realizadas pelas facções. Segundo a entidade, são 13 bilhões de litros comercializados ilegalmente todos os anos, com perdas fiscais de R$ 23 bilhões. O cenário apresentado aqui mostra a necessidade de medidas urgentes para sanear o mercado de combustíveis. No Legislativo, o presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União-AP), chancelou a abertura de uma Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) para investigar o crime organizado. O senador Alessandro Vieira (MDB-SE) propôs a investigação e a comissão poderá ser instalada após o carnaval. Se o cerco investigatório parece estar evoluindo de forma a emprestar mais visibilidade ao grave problema, ainda resta na mão do Poder Legislativo uma alternativa que pode contribuir para blindar quem atua com responsabilidade no mercado de combustíveis: a criação da figura jurídica do devedor contumaz. Cumpre um esclarecimento: o devedor contumaz não é aquele contribuinte que compra um carro ou imóvel e deixa de pagar as mensalidades por insuficiência de renda. O devedor contumaz é o empresário que, deliberadamente, não recolhe impostos e se mantém no mercado crescendo patrimonialmente e ganhando market share à custa dos atores regulares que cumprem suas obrigações tributárias. (Opinião por Adriano Pires)

A Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Países Aliados (Opep+) decidiu aumentar a produção da commodity a partir de abril, citando como justificativa para a decisão eldquo;os fundamentos de mercado saudáveiserdquo;. Em nota, a Opep+ afirmou também que eldquo;o aumento gradual pode ser pausado ou revertidoerdquo; se isso for necessário. Os aumentos de produção devem ocorrer na Arábia Saudita, Argélia, Casaquistão, Emirados Árabes, Iraque, Kuwait, Omã e Rússia, mas de forma gradual - em incrementos de pouco menos de 0,5% ao mês. A previsão é de que até o final de 2025 os países estejam produzindo 31,650 milhões de barris por dia (bpd), e até o final de 2026, 32,880 milhões. Os dados mais recentes da Agência Internacional de Energia (AIE), divulgados em meados de fevereiro, mostraram que em janeiro esses países produziram 31,240 milhões de bpd - volume maior que o teto de 30,554 milhões de bpd previsto para o mês de abril. Isso ocorre porque alguns membros extrapolaram os limites previamente acertados. No comunicado, os países disseram reiterar o compromisso coletivo com o acordo sobre a produção e pretendem eldquo;compensar integralmente qualquer excedente de produção desde janeiro de 2024erdquo; até junho de 2026. A decisão pode representar queda no preço do petróleo se a economia mundial desaquecer. Alguns economistas apostam num recuo da atividade econômica neste ano por causa das tarifas impostas por Donald Trump.

Os contratos futuros do petróleo fecharam em queda nesta terça-feira, 4, mas reduziu as perdas de mais cedo, enquanto os investidores ponderam os riscos que uma guerra comercial generalizada podem ter sobre o mercado, um dia após a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e Países Aliados (Opep+) decidir aumentar a produção da commodity a partir de abril, como já era esperado. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o contrato de petróleo WTI para abril fechou em queda de 0,16% (US$ 0,11), a US$ 68,26 o barril, enquanto o Brent para maio, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 0,81% (US$ 0,58), a US$ 71,04 o barril. O anúncio de retaliações por China, Canadá e México, na sequência da entrada em vigor das tarifas anunciadas pelo presidente dos EUA, Donald Trump, alimentou nas últimas horas os temores dos investidores de desaceleração do crescimento global. eldquo;A reação negativa dos preços foi ainda mais exacerbada pelo clima de aversão ao risco desencadeado pelas escaladas lideradas pelos EUA na guerra comercialerdquo;, disse o MUFG. Em nota publicada na segunda-feira, o cartel justifica eldquo;os fundamentos de mercado saudáveiserdquo; para a decisão e informa que eldquo;o aumento gradual pode ser pausado ou revertidoerdquo; se isso for necessário. É esperado que os aumentos de produção aconteçam na Arábia Saudita, Argélia, Casaquistão, Emirados Árabes, Iraque, Kuwait, Omã e Rússia, e que até o final de 2025 os países estejam produzindo 31,650 milhões de barris por dia (bpd), aumentando para 32,880 milhões até 2026. Mais cedo, o Casaquistão informou que irá antecipar o processo de compensação de superprodução de petróleo, como parte do acordo da Opep+. O país irá eldquo;tomar medidas adicionais para cumprir com suas obrigaçõeserdquo;, o que inclui a apresentação de um plano de compensação atualizado e antecipado para contabilizar seus volumes de compensação pendentes registrados desde janeiro de 2024. O Citi acredita que o preço do barril Brent deve cair para a faixa de US$ 60 a US$ 65 entre os seis ou 12 próximos meses. O banco acredita que a maior produção pela Opep+ fornece mais espaço para sanções dos EUA conta o Irã e a Venezuela, importantes produtores do óleo. Nesta tarde, o Departamento do Tesouro dos Estados Unidos formalizou o fim da licença que permitia à Chevron operar na Venezuela, e deu até o dia 3 de abril para que a empresa cesse suas operações no país. (Estadão Conteúdo)