Author name: Sindipetro

Diante da demora da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) em revisar a metodologia de cálculo dos preços de referência, deputados de estados e municípios que recebem royalties se mobilizam para resolver a questão no Legislativo, e assim garantir o aumento na arrecadação. A revisão é do interesse das refinarias privadas. Entendem que a revisão, combinada com mudanças na tributação – os preços de transferência – vão desestimular a exportação de óleo cru. “Hoje, com essa distorção do preço de referência, é mais lucrativo exportar o petróleo do que vendê-lo para a produção de combustíveis no mercado interno”, afirma o presidente executivo da Refina Brasil, Evaristo Pinheiro. Os preços de referência são usados para o cálculo do pagamento de royalties, participações especiais do petróleo para a União, estados e municípios. As cotações são definidas com base em uma fórmula estabelecida pela ANP. Na agência, o processo de revisão dos preços de referência teve início em 2022, e desde então já foram realizadas duas consultas públicas. A última proposta apresentada estabelece um período de transição de 12 meses, após uma carência de 180 dias. A depender da conclusão dos trâmites na agência, a entrada em vigor da nova metodologia poderia ocorrer no segundo semestre de 2024, com a aplicação plena das novas regras apenas a partir de 2025 ou 2026. Em resposta, o deputado federal Hugo Leal (PSD/RJ) trabalha para aprovar um requerimento de urgência e acelerar o PL 50/2024. Leal também é secretário estadual de Energia e Economia do Mar do Rio de Janeiro, maior produtor do país. Uma audiência pública está prevista para 14 de maio na Comissão de Minas e Energia (CME) da Câmara. Segundo o parlamentar, o requerimento de urgência poderá vir na sequência. “Estou trabalhando para isso”, afirmou à agência epbr em abril. Além de estados e municípios, a demora incomoda o Ministério da Fazenda, que calcula uma perda de arrecadação da ordem de R$ 6 bilhões por ano. Na agência, a alteração proposta leva em conta especialmente as regras de emissão para o transporte marítimo estabelecidas pela Organização Marítima Internacional (IMO). As exigências por combustíveis com teores de enxofre reduzidos valorizaram o óleo brasileiro. As refinarias privadas afirmam que a fórmula atual dos preços de referência leva a uma distorção, em que o preço do barril de petróleo nacional fica mais barato do que no mercado internacional. Com isso, é mais vantajoso para os produtores brasileiros exportar do que vender o produto para o refino nacional, já que a base de cálculo dos tributos para a exportação acaba sendo menor. “É uma vantagem decorrente de uma distorção tributária, regulatória”, diz Pinheiro. “Hoje, com essa distorção do preço de referência, é mais lucrativo exportar o petróleo do que vendê-lo para a produção de combustíveis no mercado interno”, acrescenta. A Refina Brasil representa sete empresas que operam refinarias independentes, fora do sistema Petrobras: Acelen, Ream, Dax Oil, Brasil Refino, SSoil Energy, Paraná Xisto e 3R Petroleum. A entidade argumenta que, hoje, essas empresas precisam importar petróleo para processar nas refinarias nacionais, apesar de o Brasil ser autossuficiente na produção da commodity. Em defesa do pleito, tentam convencer as autoridades que o acesso à produção nacional poderia eventualmente baratear o preço final dos combustíveis. “Isso tende a ter um impacto positivo no preço do petróleo e no que é produzido por essas refinarias. Então, o preço para o consumidor tende a cair”, argumenta o executivo. O impacto, no entanto, é limitado, porque as empresas privadas respondem hoje por cerca de 7% do refino nacional, com os 93% restantes controlados pela Petrobras. A estatal é impactada de forma diferente pela discussão, dado que tem operações verticalizadas e consome o próprio petróleo que produz. A Petrobras não reajusta os preços do diesel há 125 dias; e os da gasolina, há 192. Além disso, as refinarias nacionais não são capazes de atender a toda a demanda por combustíveis do país, por isso cerca de 30% dos derivados consumidos no Brasil são importados. Ano passado, a Acelen também acionou o Conselho Administrativo de Defesa da Concorrência (Cade) para forçar a Petrobras a rever as condições de fornecimento de óleo. A refinadora tentou, sem sucesso até o momento, assegurar que a estatal venda o óleo nas mesmas condições de preços internos que pratica para suas próprias refinarias, que não foram privatizadas. Acelen é a maior do segmento, graças à privatização de Mataripe, a antiga Rlam, no governo Bolsonaro. Com Lula, a Petrobras negocia a recompra. Projeto prevê alinhamento de royalties e tributação O projeto de Hugo Leal prevê que a base de cálculo para as participações governamentais passe a ser o preço de transferência, usado para o controle de transações financeiras e comerciais entre empresas sediadas no Brasil e fora do país. O preço de referência é de ordem regulatória, são os parâmetros que a ANP considera na definição do valor bruto das diferentes correntes de óleo e sobre a qual incidem as participações governamentais exclusivas do setor. Já os preços de transferência são da esfera fiscal, é um princípio usado em transações internacionais e partiu de uma medida provisória aprovada em 2023, na esteira do alinhamento com regras da Organização para a Cooperação e Desenvolvimento Econômico (OCDE). No caso do petróleo, a intenção do governo federal foi estabelecer regras – e com isso, poder fiscalizar – os valores das operações e evitar que o preço do óleo sobre o qual incidem os impostos seja inferior ao efetivamente praticado, reduzindo a carga tributária. A prática foi alvo de críticas do ministro da Fazenda, Fernando Haddad. Outro pleito dos refinadores independentes é por um diferimento na cobrança de PIS-Cofins na aquisição de petróleo. Segundo Pinheiro, a compra do insumo responde por 85% dos custos dessas empresas, por isso, a alteração no prazo da cobrança ajudaria na gestão do capital de giro. Ele ressalta que a maioria dos estados que têm refinarias já concedem esse diferimento na cobrança do ICMS. “Para a União não teria nenhum impacto negativo, não significa uma

A produção de petróleo da Petrobras no Brasil subiu 4,4% entre janeiro e março ante igual período do ano passado, principalmente devido ao avanço operacional de quatro plataformas que entraram em operação ao longo de 2023, informou a companhia nesta segunda-feira (29). A Petrobras produziu média de 2,236 milhões de barris de petróleo por dia (bpd) no país no primeiro trimestre, versus 2,141 milhões de bpd nos mesmos três meses de 2023, informou a empresa em seu relatório de produção e vendas. Dentre os principais fatores para essa variação, a Petrobras destacou o crescimento da produção (“ramp-up”, no jargão do setor) das plataformas do tipo FPSO Almirante Barroso, Anna Nery, Anita Garibaldi e Sepetiba, que entraram em operação ao longo do ano passado. A Petrobras citou ainda como fator positivo a entrada em produção de 19 novos poços de projetos complementares, sendo 11 na Bacia de Campos e oito na de Santos. Para este ano, porém, a companhia prevê a entrada em operação de apenas uma plataforma, chamada Marechal Duque de Caxias, que saiu de estaleiro na China em fevereiro rumo ao campo de Mero, também no pré-sal da Bacia de Santos. (Reuters) Autor/Veículo: Folha de São Paulo

O Parque de Bioenergia Costa Pinto, em Piracicaba, é onde fica instalada a primeira usina de etanol da família Ometto. As primeiras instalações do que viria a se tornar um dos maiores conglomerados de energia do País seguem em funcionamento, agora parte da Raízen, originada na joint venture entre Cosan e Shell. Mas não é por causa do histórico que visitantes de diferentes partes do mundo chegavam diariamente ao local em 2023. O interesse estava nos altos tanques brancos que ficam no fundo da propriedade e armazenam a primeira produção mundial de etanol de segunda geração em escala industrial. O etanol de primeira geração é produzido a partir do caldo da cana-de-açúcar, enquanto o de segunda geração é produzido a partir do bagaço da cana. “Isso significa produzir 50% a mais de etanol com a mesma área cultivada e um etanol com pegada de carbono 30% menor do que o de primeira geração”, afirma Fabiana Barrocal, diretora de Operações Agroindustriais da Raízen. A empresa já anunciou que pretende construir 20 usinas de etanol de segunda geração, em um investimento que demandará, ao todo, R$ 24 bilhões – duas delas já estão prontas. Dessas usinas, nove já tiveram a produção dos dez primeiros anos vendidas. O etanol de segunda geração – ou E2G, como é conhecido – é um dos combustíveis sustentáveis em desenvolvimento ao redor do mundo. Produzido a partir do bagaço que seria descartado na produção de açúcar e de etanol convencional, ele pode ser usado como combustível para carros, no lugar da gasolina e do diesel; de maneira industrial, para produção de plástico, por exemplo; ou para combustível marítimo e de aviação. O Brasil é um dos países com grande potencial em combustíveis sustentáveis, devido à sua experiência com o etanol, ao desenvolvimento do agronegócio e à oferta de matérias-primas. Segundo a consultoria McKinsey, a demanda por biomassa, matéria orgânica vegetal ou animal capaz de gerar os biocombustíveis, no mundo deve aumentar dez vezes até 2050. No Brasil, esse mercado potencial pode significar quase US$ 40 bilhões (R$ 200 bilhões) até 2040. “A gente já é visto como um ‘player’ consagrado na área”, diz Amanda Duarte Gondim, coordenadora da Rede Brasileira de Bioquerosene e Hidrocarbonetos Sustentáveis para Aviação (RBQAV). O que está em pauta agora, explica Gondim, é o uso de biocombustíveis para o transporte marítimo e aéreo, em que a eletrificação (uso de baterias) é mais difícil dado o volume de energia que demandam. Nesses modais, a substituição de tecnologia também costuma ocorrer em intervalos de tempo maiores. Como o mundo não pode esperar 30 anos por aviões que não poluem, é preciso trocar o combustível fóssil por um que emita menos gases poluentes. Carolina Grassi, do Roundtable on Sustainable Biomaterials (RBS, uma certificadora de combustíveis sustentáveis), vê no Brasil o potencial de se transformar em um líder na oferta de combustível sustentável de aviação (SAF, na sigla em inglês), dada a capacidade do País de produzir matérias-primas e o conhecimento na indústria de biocombustível. O SAF pode ser feito a partir de óleos vegetais e animais, como dendê, milho e soja – daí a oportunidade do Brasil. Grassi pondera, no entanto, que o custo de fabricação e a falta de capital para investimento, além da sustentabilidade ambiental da produção das matérias-primas, são desafios que o País terá de enfrentar. Segundo ela, empresas de transporte marítimo também começam a se movimentar para trocar seus combustíveis por outros com menor impacto ambiental. Esse setor, no entanto, não avançou tanto nas discussões como o aéreo. A tendência é que definam uma regulamentação semelhante ao Corsia (programa de redução das emissões elaborado pela Organização da Aviação Civil Internacional). Quando isso estiver definido, o mercado que o Brasil poderá atender com seus combustíveis tende a crescer. Na planta da Raízen, o E2G surge como uma alternativa para expandir a produção de etanol e com menos emissão de carbono. Neste ano, a empresa fez a primeira exportação de etanol para os Estados Unidos para ser utilizado na produção de SAF. A Raízen tem a patente da tecnologia do pré-tratamento do bagaço da cana para conversão em etanol de segunda geração. Nas salas de controle, fotos dos computadores onde estão os parâmetros do pré-tratamento não podem ser feitas. “O pré-tratamento é o diferencial, é quanto conseguimos estabilizar, em escala industrial, antes de entrar no tratamento em si”, explica Fabiana Barrocal. “É o ponto chave desta planta, é o que ninguém consegue fazer”, diz a funcionária. O “pré-tratamento” é a etapa necessária para quebrar as fibras do bagaço da cana e acessar os açúcares que serão convertidos em etanol. O processo é feito de maneira química e em alta temperatura. Depois da separação dos açúcares e da fermentação, o etanol de segunda geração vai para o processo de destilação junto ao de primeira geração. A molécula dos dois é a mesma, a diferença é a origem. A planta, nascida em 2015, é mais automatizada do que a usina de etanol de primeira geração. Poucos funcionários circulam entre os tambores e tubos. Cerca de 90% do trabalho no etanol de segunda geração é automatizado e monitorado por câmeras. A Raízen analisa o mercado de SAF e a possibilidade de produzir o combustível no Brasil. Segundo Paulo Neves, vice-presidente da empresa, a instalação de uma unidade de fabricação no País ainda depende de estudos de viabilidade. “Tem uma questão de escala e outra de competitividade. Os EUA têm uma linha de incentivo muito forte e, se formos ter uma planta aqui, ela precisa ter condições de competir com quem vai produzir lá”, diz o executivo. Por ora, o projeto da companhia é exportar etanol de segunda geração (E2G) para a Europa, onde ele é submetido a um outro processo para virar SAF. Inicialmente, a Raízen pretendia vender o E2G como um substituto da gasolina ou do etanol tradicional. Diante da procura das companhias aéreas por combustíveis limpos, passou, então, a focar nesse mercado. Como o E2G é produzido a partir de resíduos da fabricação do

O diesel S-10 foi comercializado a 6,09 reais por litro ao final de abril na média dos postos do país, com alta de 0,16% na comparação com a quinzena anterior, apontou análise do Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), nesta segunda-feira. O tipo comum foi encontrado nos postos brasileiros com média de 5,99 reais/litro, com aumento de 0,17%, ante a primeira quinzena do mês. “Quando comparamos o consolidado de abril com o de março, identificamos que a tendência de estabilidade se mantém. No mês anterior o tipo comum fechou a 5,96 reais e o S-10 a 6,07 reais”, disse o diretor-geral de Mobilidade da Edenred Brasil, Douglas Pina, em nota. No recorte regional, os postos nordestinos lideram o ranking dos aumentos mais expressivos para os dois tipos de diesel. O comum fechou o mês a 6,07 reais na região, com aumento de 1%, e o S-10 foi encontrado a 6,09 reais, após alta de 0,66%. A única redução entre regiões, de 0,15%, foi identificada na região Norte para o diesel S-10. As demais registraram aumentos entre 0,15% a 0,17% ou estabilidade, em relação à primeira quinzena de abril, segundo o levantamento baseado em abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log no país. A região Norte comercializou as médias mais altas para os dois tipos de diesel, com o comum a 6,58 reais e o S-10 a 6,47 reais. Já na Região Sul, os dois tipos tiveram o preço mais baixo, a 5,86 reais o comum e a 5,89 reais o S-10. Os postos amapaenses também lideraram o ranking do diesel S-10 mais caro do país, comercializado a 7,28 reais. A Bahia, por sua vez, registrou o aumento mais significativo para o diesel S-10, de 1,33%, fechando o mês a 6,10 reais. (Reuters) Autor/Veículo: Terra

Os preços cobrados pelo biodiesel encerraram mais uma semana em alta – a oitava seguida. Da 9ª semana (9S) deste ano até agora – quando o ciclo atual se iniciou –, os valores cobrados pelas usinas acumulam valorização de quase 14,6%. Isso trouxe o metro cúbico do biocombustível para R$ 4.667,73 na média nacional, atingindo o maior patamar para o produto desde a 49S de 2023 e devolvendo toda a baixa que havia sido registrada no ciclo anterior. Essa última alta mais recente acompanhou bem de perto o aumento no Indexador BiodieselBR. Entre os dias 15 e 21 deste mês, o índice que acompanha as variações dos custos das usinas com matérias-primas se valorizou 1,4%, atingindo R$ 3.975,04 por m³. Apesar desta nova valorização, o índice praticamente não tem saído do lugar nas últimas semanas, o que pode indicar que o processo de alta nos preços do biodiesel pode estar perdendo vigor. A maior parte da alta de 20,2% acumulada pelo indicador se concentra apenas em duas semanas – 10S e 11S – no restante do tempo, o indicador vem variando sem uma direção claramente definida. Autor/Veículo: BiodieselBR

No cenário atual, os preços da gasolina e do diesel estão sujeitos a influências do mercado internacional e do câmbio, resultando em diferentes níveis de paridade de importação (PPI). Para o óleo diesel A S10, observa-se uma redução média de -6% em relação à paridade, com uma pressão contínua dos preços internacionais e do câmbio. Apesar de uma redução de R$ 0,0874/L pela Acelen no Polo Aratu-BA, a acumulação de aumento de R$ 0,01/L no PPI desde o último ajuste da Petrobras indica uma tendência de alta nos preços domésticos. Além disso, a arbitragem nos seis principais polos mostra uma desfavorabilidade média de -R$ 0,23/L, com os preços operando abaixo da paridade em todos os locais analisados. Para a gasolina A, a situação é semelhante, com uma defasagem média de -16% em relação à paridade. Apesar de uma redução de R$ 0,1440/L pela Acelen no Polo Aratu-BA, o acumulado de aumento de R$ 0,33/L no PPI desde o último ajuste da Petrobras indica uma tendência de alta nos preços domésticos. A arbitragem nos seis principais polos mostra uma desfavorabilidade média de -R$ 0,54/L, com os preços também operando abaixo da paridade em todos os locais analisados. Esses fatores evidenciam a complexidade e a volatilidade dos preços de combustíveis, com o mercado internacional e o câmbio exercendo pressão significativa sobre os preços domésticos, resultando em uma defasagem média tanto para o óleo diesel quanto para a gasolina.

O projeto de lei complementar que regulamenta a reforma tributária prevê um mecanismo que desonera o financiamento bancário às empresas – ou seja, tem o potencial de baratear o crédito às pessoas jurídicas. Isso porque as companhias que tomarem dinheiro emprestado nos bancos terão direito a um crédito na CBS (o IVA federal) e no IBS (o IVA estadual e municipal) que poderá ser usado na cadeia das empresas, reduzindo o pagamento desses tributos. O princípio, no entanto, não se aplica às pessoas físicas, uma vez que elas não geram nem abatem créditos. “Do lado do banco, ele está pagando IVA em cima da margem financeira dele (o chamado spread bancário, diferença entre o custo de captação do dinheiro e o do juro cobrado dos clientes) e, do lado do tomador, ele vai ter direito a créditos do tributo”, afirma Daniel Loria, diretor de programa da Secretaria Extraordinária da Reforma Tributária. “É algo que tem um potencial bastante transformador.” Segundo Loria, o desafio da equipe econômica foi criar uma margem para esse creditamento das empresas. A solução foi formular uma mecânica específica, que envolve o porcentual da Selic, que é a taxa básica de juros da economia. Caso uma empresa faça financiamento de R$ 100 mil, com juros de 20% ao ano, num momento em que a Selic esteja em 12%, após um ano ela deverá R$ 120 mil à instituição financeira. Já pela Selic, ela estaria devendo R$ 112 mil. Sobre a diferença da taxa de juros efetiva da operação (que resultou numa dívida de R$ 120 mil) e da Selic (R$ 112 mil) – que resulta em R$ 8 mil –, a empresa teria o direito de aplicar as alíquotas do IVA e gerar um crédito. “Com isso, estamos pegando o custo tributário do banco e gerando crédito do IVA para a empresa”, diz Loria. DEVOLUÇÃO DE CRÉDITOS. O projeto apresentado pelo governo prevê também que a devolução dos créditos gerados pelo IVA às empresas tenha um prazo padrão de até 60 dias. Mas, nos casos em que houver desvio acentuado de valores gerados na cadeia, poderá chegar a 270 dias, após análise do comitê gestor. Isso porque o IVA tem como princípio a não cumulatividade plena, a fim de evitar a chamada tributação em cascata. Ou seja: cada setor da cadeia só pagará imposto efetivamente sobre o valor que adicionou ao produto. Assim, tributos pagos em insumos, por exemplo, viram crédito e serão devolvidos às companhias. A proposta do governo prevê a devolução em até 60 dias em três situações: contribuintes em programas de conformidade autorizados pelo comitê gestor; quando o bem comprado for um ativo imobilizado, como máquinas e equipamentos; e quando o valor creditado estiver dentro da média dos últimos 24 meses do contribuinte, num limite de 150% entre o que ele gerou de crédito e o que terá de pagar de imposto. Para valores acima desse porcentual, que fugirem da média, o prazo poderá chegar a 270 dias. Nesse caso, haverá análise mais detalhada sobre os valores creditados pelo comitê gestor. A expectativa da equipe econômica, no entanto, é de que o prazo médio fique abaixo dos 60 dias, com aumento da automatização no creditamento ao longo da cadeia. Ainda assim, o prazo é muito maior do que o defendido pela indústria, por empresas de capital aberto e pela Frente Parlamentar do Empreendedorismo (FPE), que queriam um período de até 30 dias, como mostrou o Estadão. Segundo o secretário extraordinário da reforma tributária, Bernard Appy, um dos objetivos de se criar um prazo maior, de 270 dias, é combater fraudes. Outro é evitar restituição mais rápida quando uma empresa faz compras para estoques, que depois serão revendidos. “Mesmo a empresa fora do padrão, mas bom contribuinte, pode restituir em 30 dias, pode ser uma semana. Porque o prazo de 270 dias é apenas porque existem casos de fraudes, ou com estoque, que depois ela vai vender. Não faz sentido devolver tudo de uma vez, para depois ter a operação do crédito”, afirmou. Segundo a advogada Lina Santin, coordenadora do grupo Mulheres no Tributário, o governo criou grupos diferentes para definir o prazo – o que fere, na sua visão, o critério da isonomia da reforma. “O governo vai privilegiar, para devolução mais célere dos créditos, os contribuintes que têm crédito dentro da média, de até 150%. Acho que isso fere o princípio da isonomia, dando privilégios para uns, o que será motivo de debates no Congresso.” Autor/Veículo: O Estado de S.Paulo

Apesar e do Ministério da Fazenda estimar uma alíquota padrão de referência de 26,5%, sendo de 8,8% para a Contribuição sobre Bens e Serviços (CBS) e de 17,7% para o Imposto sobre Bens e Serviços (IBS), a União, os Estados e os municípios poderão fixar percentuais diferentes, caso aprovado em seus Legislativos. “A alíquota de referência é adotada automaticamente para União, Estados e municípios. Se os entes quiserem arrecadar mais ou menos, eles podem na sua assembleia aprovar uma lei cobrando mais ou menos”, explicou o secretário extraordinário da Reforma Tributária, Bernard Appy, em entrevista coletiva nesta quinta-feira, 25, para detalhar os pontos do projeto de lei que regulamenta a reforma tributária do consumo, que cria a CBS, o IBS e o Imposto Seletivo, em substituição ao Pis/Cofins, ICMS, ISS e ao IPI. Risco mínimo de guerra fiscalEle disse que a autorização é necessária para garantir o respeito ao pacto federativo e não retirar a autonomia dos entes. Para Appy, é “minúsculo” o risco de uma guerra fiscal entre os Estados e municípios, apesar dessa liberdade dada pela reforma tributária para os entes fixarem uma alíquota diferente da de referência. Para ler esta notícia, clique aqui. Autor/Veículo: Valor Econômico