Falha na Área de Trabalho Remota pode ser explorada por vírus, segundo a Microsoft. Recurso facilita trabalho de técnicos e analistas em empresas. — Foto: Reprodução

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As usinas recolhem R$ 0,1309 por litro de PIS/Cofins e são obrigadas a vender o etanol às distribuidoras, que pagam outros R$ 0,1109 em tributos federais antes de entregar o produto aos postos. Assim, se o governo permitisse a venda direta sem fazer o ajuste tributário, poderia perder até R$ 2 bilhões por ano, uma vez que as distribuidoras não recolheriam mais o imposto.

Uma saída para evitar esse rombo seria justamente aumentar o imposto nas usinas, de forma a compensar a perda, e concentrá-lo no elo produtivo da cadeia do combustível. O mais provável é que isso teria de ser feito por medida provisória, segundo uma fonte.

O Estadão/Broadcast apurou que técnicos envolvidos nas discussões consideram interessante, do ponto de vista da competição, liberar a venda direta. Ela, no entanto, precisa ser autorizada pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP).

O órgão regulador ainda não tem uma posição consolidada sobre a proposta e sofre pressão de distribuidoras e usineiros do centro-sul do Brasil, contrários à medida.

O caminho em análise pelo governo é pedir à ANP que conclua a chamada pública sobre a venda direta de etanol em até 120 dias. Finalizado o processo, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) poderia dar aval à venda direta, considerando os aspectos concorrenciais da medida.

Nordeste

A venda direta de etanol pelas usinas ganhou força no Nordeste no ano passado e dividiu o setor produtivo. Associações setoriais de produtores da região conseguiram decisões liminares favoráveis na Justiça, mas não estão vendendo porque o mérito dos processos não foi julgado. “Somos conservadores e temos cautela. Queremos um modelo que tenha a legitimidade de mérito”, disse Renato Cunha, presidente da Associação de Produtores de Açúcar e Bioenergia, entidade setorial da região.

Apesar da defesa pela venda direta do etanol, Cunha é contrário à alternativa tributária avaliada pelo governo, de cobrança do PIS/Cofins em uma só fase, ou seja, nas usinas. Ele defende que usinas paguem o tributo delas próprias e das distribuidoras, caso haja a venda sem intermediários, e que o atual modelo permaneça caso o negócio seja feito por meio de distribuidoras. “A única mudança que queremos é recolher PIS/Cofins da distribuidora se a venda for direta”, explicou.

Já a União da Indústria de Cana-de-Açúcar (Unica) informou, em nota, que qualquer alteração nas regras “deve ser precedida de uma ampla e completa análise sobre os desdobramentos regulatórios e, especialmente, tributários”. Para a Unica, entidade que representa usineiros do centro-sul do País, em sua maioria, a saída de distribuidoras e a concentração dos tributos na produção teriam de ser feitas por “medida provisória, com alterações na legislação que estabelece a cobrança” do PIS/Cofins.

Carga tributária

Segundo a Unica, a manutenção de um só regime para todo o etanol comercializado no País “elevaria a carga tributária sobre o produto direcionado à indústria química, além de encarecer o valor do etanol anidro combustível vendido pelos produtores, com impacto no preço de bomba da gasolina”. A venda direta demandaria também ajustes diferenciados no Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços (ICMS) em cada Estado e do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz) para disciplinar operações interestaduais.

A Unica cita que o sistema tributário atual “foi gradativamente ajustado desde a liberação dos preços dos combustíveis no fim da década de 1990, de forma a reduzir a possibilidade de operações fraudulentas”. “Não é apenas equacionando a transferência do imposto para o produtor que o problema estará solucionado. Uma mudança dessa magnitude sem uma análise completa do tema poderá ter consequências desastrosas para o funcionamento do mercado de etanol hidratado”, afirma a nota.

Para associação, medida ameaça o RenovaBio

A venda direta de etanol para postos enfrenta resistência das distribuidoras. O presidente executivo da Plural, associação que representa o setor, Leonardo Gadotti, avalia que o destino da cobrança do PIS/Cofins não é o único entrave para a venda direta do combustível. O problema, diz ele, passa pela incidência de outros tributos, pela logística de distribuição, pela garantia de abastecimento durante o ano todo e pela sobrevivência do RenovaBio, a política nacional de biocombustíveis.

“O interesse de quem defende a venda direta é entregar a postos mais próximos às usinas. Distribuidoras existem para garantir suprimento ao longo dos 365 dias do ano, mantêm estoques reguladores e realizam movimentos entre Centro-Sul e Nordeste durante as entressafras”, explica o executivo. Destaca ainda a necessidade de resolver questões relativas ao ICMS de cada Estado e a busca de acordo entre os 27 Estados no âmbito do Conselho Nacional de Política Fazendária (Confaz).

No caso do RenovaBio, Gadotti lembra que companhias do setor bancarão o programa por meio dos Créditos de Descarbonização (CBIOs). As distribuidoras terão de comprar esses títulos emitidos por produtores de biocombustíveis para mitigar a comercialização de combustíveis fósseis. “As distribuidoras que farão o balanço entre o fóssil e o renovável deixarão de fazer porque não terão mais o controle do renovável. A venda direta detona o RenovaBio.”

Ele refuta a tese de que a venda direta do etanol reduzirá o preço ao consumidor e defende maior fiscalização para reduzir a sonegação no comércio de combustíveis no País, que traz prejuízos estimados em quase R$ 5 bilhões ao ano, 80% desse valor com etanol hidratado.

“Queremos aumentar isso, ou simplesmente fazer puxadinho sem atentar às questões tributárias?” questiona o executivo, que se nega a comentar a posição de Jair Bolsonaro favorável à venda direta. “Não cabe a nós fazer essa crítica. Esse assunto não foi passado pelo presidente, é antigo e tem de ser resolvido e esclarecido com dados técnicos.”

Fonte: Estadão Conteúdo*

*Texto extraído do Portal Terra

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16/05/2019 – A Petrobras informou que manterá o preço da gasolina nas suas refinarias nesta quinta-feira (16), completando 17 dias sem reajustes, de acordo com dados da petroleira compilados pela agência Reuters.

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A redução da alíquota pode impulsionar a indústria local. Segundo dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), no ano passado, o consumo do etanol hidratado no Rio chegou a 746,3 milhões de litros. Em São Paulo, um dos primeiros estados a adotar a redução na alíquota para o biocombustível, que hoje é de apenas 12%, o consumo passou dos 9,9 bilhões de litros em 2018.

Outra vantagem na redução do imposto seria o retorno para o próprio estado. Um levantamento feito pela Universidade de São Paulo (USP) e pela Escola Superior de Agricultura Luiz de Queiroz (ESALQ) mostra que com uma menor alíquota para o etanol, percebeu-se um aumento na geração de empregos e fomento na economia circular em torno das unidades produtoras, elevando, dessa forma, a arrecadação de impostos.

09/05/19
Fonte: Datagro*
*Texto extraído do portal UDOP

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Dados da Abegás (Associação Brasileira das Empresas Distribuidoras de Gás Canalizado) e do Denatran (Departamento Nacional de Trânsito) mostram um aumento de 59% das conversões em relação a 2017, totalizando 178 mil no ano.

Ao fim de 2018, o país tinha 2,25 milhões de veículos adaptados para serem abastecidos com GNV.

Os números foram uma surpresa até mesmo para quem acompanha de perto o mercado de combustíveis.

Helvio Rebeschini, diretor de planejamento estratégico e mercado da Plural, entidade que reúne as principais distribuidoras do país, observa que os impostos explicam boa parte desse movimento.

“O presidente Michel Temer aumentou significativamente o PIS/Cofins da gasolina e do diesel [em 2017]. Isso fez com que o preço da gasolina tivesse uma impulsão grande. O etanol hidratado, que também teve aumento de PIS/Cofins, acompanhou esse aumento de preços da gasolina, por uma questão competitiva.”

Gás natural ainda é mais vantajoso para motoristas

Rebeschini acrescenta que “o primeiro concorrente do GNV é o etanol, depois vem a gasolina”. Ambos têm imposto estadual, o ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços), mais alto do que o do gás natural, o que o torna competitivo.

Para o gerente-técnico da Abegás, Gustavo Galiazzi, o aumento do número de motoristas de aplicativos entre 2017 e 2018 foi outro fator que contribuiu para o aumento do gás natural nos carros.

“Muitos deles [motoristas autônomos] que tinham seu veículo parado em casa acharam que seria uma boa oportunidade de melhorar o orçamento, passaram a usar o aplicativo, uma fonte adicional de renda, e descobriram que a utilização do GNV poderia dar vantagens adicionais em termos de economia.”

Foi o que aconteceu com Augusto Ribeiro, motorista de aplicativo há dois anos, mas que decidiu no fim de 2018 investir na conversão para o GNV. Gastou cerca de R$ 4.000 com a instalação do equipamento.

“O investimento ainda não está pago, mas tenho economizado uns 40% na hora de abastecer em relação ao que eu gastava com etanol”, conta ele que percorre mensalmente cerca de 2.500 km.

Em São Paulo, onde Augusto mora, o preço de 1 m³ de GNV é R$ 2,954, segundo o último levantamento da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis), divulgado na sexta-feira (3). O carro usado por ele percorre cerca de 14 km com 1 m³.

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Na média nacional, o preço médio avançou 1,35% na semana passada sobre a anterior, de R$ 4,505 para R$ 4,566. Em São Paulo, maior consumidor do País e com mais postos pesquisados, o litro da gasolina avançou 1,73%, de R$ 4,214 para R$ 4,287, em média. No Rio de Janeiro, o combustível subiu 0,06%, de R$ 4,991 para R$ 4,997, em média. Em Minas Gerais houve alta no preço médio da gasolina de 0,71%, de R$ 4,807 para R$ 4,841 o litro.

13/05/19
Gustavo Porto
Fonte: Broadcast Agro*

*Texto extraído do Portal UDOP

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Em relação ao quarto trimestre do ano passado, quando a estatal teve lucro de R$ 2,102 bilhões, os números dos primeiros três meses de 2019 representaram um crescimento de 92%.

No ano passado, a empresa teve lucro de R$ 25,779 bilhões, no primeiro resultado positivo depois de quatro anos seguidos de perdas e o melhor desempenho desde 2011.

As receitas da companhia alcançaram R$ 79,999 bilhões no primeiro trimestre, um crescimento de 7% em relação ao mesmo período de 2018, mas uma queda de 14% na comparação com o trimestre anterior.

Segundo a companhia, a queda na receita é explicada pelos seguintes fatores:

Impacto de R$ 5,4 bilhões da queda da cotação internacional do petróleo, acarretando em menor preço de venda de gasolina e diesel;

Perda de R$ 3 bilhões com o menor volume de venda de derivados no mercado interno diante da desaceleração da economia brasileira;

Redução de R$ 1,2 bilhão na receita com exportações.
Nos três primeiros meses de 2019, o volume de vendas de diesel da Petrobras caiu 11% na comparação com o trimestre anterior. Na comparação anual, houve alta de 19%. Já o volume de vendas de gasolina caíram 5% na comparação anual e 3% na comparação trimestral.

Os três primeiros meses do ano também foram marcados por uma redução na produção de petróleo pela Petrobras. A queda foi de 4% na comparação com 2018. Segundo a empresa, o recuo foi motivado por paradas para manutenção e atraso no início da operação de algumas plataformas.

Dívida e investimento

O balanço apontou um recuo da dúvida bruta e dos investimentos da Petrobras. A dívida bruta da estatal atingiu R$ 307,099 bilhões no primeiro trimestre, uma queda de 6% na comparação com os últimos três meses de 2018. No primeiro trimestre do ano passado, a dívida bruta era de R$ 340,224 bilhões.

A companhia esclarece, no entanto, que esse resultado não leva em conta os efeitos do IFRS16 – uma nova norma contábil que entrou em vigor em janeiro deste ano.

Já os investimentos no primeiro trimestre foram de US$ 2,33 bilhões – dos quais a maior parte (US$ 1,9 bilhão) foi destinado à área de exploração e produção.

O valor total investido representa uma queda de 24% na comparação com os três primeiros meses de 2018 (US$ 3,067 bilhões) e de 30% na comparação com o quatro trimestre do ano passado (US$ 3,324 bilhões).

Neste início de ano, a companhia tem promovido uma série de desinvestimentos. O maior deles foi a venda da TAG por US$ 8,6 bilhões. A petroleira também se desfez da refinaria de Pasadena e anunciou que pretende vender parte das suas refinarias.

“Nos quatro primeiros meses do ano nossos desinvestimentos chegaram a US$11,3 bilhões, um recorde para a Petrobras”, disse o presidente da Petrobras, Roberto Castello Branco, em comunicado.

Na nota, Castello Branco também citou a meta de reduzir custos em US$ 8,1 bilhões até 2023. “No momento, nos concentramos nos cortes de mais fácil implementação. Exemplos disso são a desmobilização dos dois prédios de maior custo operacional, em São Paulo e Rio de Janeiro (Ventura), o fechamento de vários escritórios fora do Brasil, em Nova Iorque, Cidade do México, Líbia, Angola, Nigéria, Tanzânia, Irã e Tóquio e a redução de gastos discricionários”, disse ele, citando ainda uma redução de custos com escritório em Houston e expectativas em relação ao Programa de Demissão Voluntária (PDV), com previsão de reduzir gastos com pessoal em R$ 4,1 bilhões.

Nova gestão

Este foi o primeiro balanço do desempenho da empresa sob a gestão do novo presidente, Roberto Castello Branco. Ele tomou posse do cargo no dia 3 de janeiro, defendendo a menor intromissão do Estado na economia.

A divulgação dos resultados acontece um mês após o presidente Jair Bolsonaro determinar a suspensão de um reajuste de 5,7% no preço do diesel anunciado pela estatal. Na ocasião, os temores sobre uma intervenção do governo sobre a empresa levou as ações a despencarem na bolsa. Dias depois, Bolsonaro negou que queira intervir na política de preços.

Remuneração aos acionistas

A companhia informou que a remuneração ao acionista será equivalente a R$ 0,31 por ação, representando um aumento de 92% em relação ao quatro trimestre.

Nesta terça-feira, o conselho de administração da Petrobras também aprovou a distribuição de remuneração antecipada aos acionistas sob a forma de juros sobre o capital próprio, de R$ 1,3 bilhão. O valor é equivalente a 10 centavos por ação ordinária e preferencial em circulação.

O pagamento será realizado em 5 de julho.

07/05/19
Fonte: Portal G1*

*Texto extraído do Portal UDOP

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Depois de investir R$ 2,17 bilhões na aquisição de novos ativos de óleo e gás, nas rodadas de 2017 e 2018, a Shell vê espaço para aumentar sua presença no país, por meio dos novos leilões. De acordo com ele, o Brasil está no topo da estratégia global de crescimento da empresa em águas profundas.

“Estou ‘ok’ em ter mais exposição ao Brasil. Com certeza vamos dar uma olhada nos três leilões [de 2019]”, disse Ben van Beurden, em entrevista exclusiva ao Valor.

O executivo esteve reunido ontem com o presidente Jair Bolsonaro (PSL) para, segundo van Beurden, expressar a “confiança e comprometimento” da Shell com o país e ouvir os planos do governo para o setor. O Brasil está entre os três principais países do portfólio da companhia. A previsão da empresa é que sua produção em águas profundas possa ultrapassar o patamar de 900 mil barris diários de óleo equivalente (BOE/dia) em 2020 e que o Brasil pode representar metade desse volume.

Ben van Beurden disse que vê o leilão dos excedentes da cessão onerosa, previsto ocorrer em outubro, como “atrativo”, porque se trata de ativos com reservas provadas e em produção.

“Mas não sou obcecado por reservas. Na nossa estratégia é o valor, não volume, o que importa”, afirmou o executivo, ao ser questionado se via no leilão dos excedentes uma boa oportunidade de recuperar a perda de reservas da multinacional em 2018.

A Shell produz, atualmente, cerca de 375 mil BOE/dia, no Brasil. A petroleira opera o Parque das Conchas e Bijupirá-Salema (Bacia de Campos), e é sócia da Petrobras nos principais campos do pré-sal (Lula e Sapinhoá).

Embora seja uma empresa integrada, a Shell, contudo, não tem planos de entrar no refino no Brasil. Questionado se a empresa tem interesse no pacote de oito refinarias colocado à venda pela Petrobras, Ben van Beurden explicou que a Shell vendeu boa parte de seus ativos no refino, no mundo, nos últimos anos, e que o foco da companhia está, hoje, em refinarias integradas a complexos petroquímicos e a centros (“hubs”) de comercialização global. “O Brasil pode vir a ser um centro integrado, no futuro, mas não para nós neste momento”, comentou.

A Shell, porém, vê oportunidades de integração na cadeia de gás natural. O executivo destaca que a empresa “está pronta” para investir no mercado brasileiro, mas que ainda aguarda a definição do governo sobre as mudanças regulatórias.

“Acreditamos no gás como combustível do futuro e o Brasil é um grande mercado, mas precisamos de definições políticas para destravar esse mercado. Há muito gás disponível, especialmente no pré-sal, que precisa encontrar um lar”, disse.

Para o presidente da Shell, no entanto, o Brasil tem potencial para se tornar um agente relevante na indústria de energia como um todo, e não somente no setor de óleo e gás.

“O Brasil é um dos ‘players’ mais proeminentes em biocombustíveis, no mundo… Na geração de energia, queremos crescer nas próximas décadas nesse setor e o Brasil tem fantásticas oportunidades nisso, em energia solar, eólica, mas também em geração térmica a gás natural”, afirmou.

Segundo Ben van Beurden, a Shell criou uma comercializadora de energia no país e também mantém uma equipe dedicada a buscar oportunidades de investimentos em energia solar. “Já estamos olhando [oportunidades em solar] nesse momento”, disse.

Sobre o setor de biocombustíveis, o executivo afirmou que é favorável ao aumento dos investimentos no segmento e que a empresa também mira oportunidades de aquisições para expandir sua presença no mercado. Ele lembra, contudo, que a estratégia no negócio cabe à Raízen, joint venture que a multinacional mantém com a Cosan.

Ben van Beurden explica que a busca por novos negócios na área de renováveis e na geração de energia, no Brasil, está dentro da estratégia global da petroleira de se reposicionar frente à transição energética para uma economia de baixo carbono. Em fevereiro, a empresa anunciou a sua estreia no setor de energia, no Brasil, ao entrar com uma fatia de 29,9% no consórcio responsável pela construção da termelétrica a gás de Marlim Azul (565 megawatts), em Macaé (RJ), ao lado do Pátria Investimentos e da Mitsubishi. A unidade consumirá o gás da Shell do pré-sal.

Globalmente, a empresa trabalha com um orçamento anual de cerca de US$ 2 bilhões em novas energias. Desde 2017, a Shell comprou a Sonnen, alemã que concorre com a Tesla e a Samsung no fornecimento de baterias de íon de lítio de uso residencial alimentadas por energia solar, e a New Motion, uma das maiores empresas europeias de carregamento de veículos elétricos, por exemplo.

“Sou confiante de que podemos intensificar os investimentos nessa área de negócios, mas temos que provar aos investidores que a teoria é correta”, disse.

Questionado sobre como conciliar a tendência mundial de eletrificação da frota com a vocação do mercado brasileiro para o etanol, Ben van Beurden disse acreditar que “países diferentes desenvolvem modelos de negócios diferentes”. “Não precisamos necessariamente ter veículos elétricos [no Brasil]. A questão é como reduzir as emissões”, afirmou.

Fonte: Valor Econômico*

*Texto extraído do site Minaspetro

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Os contribuintes poderão emitir a NFC-e em contingência OFF-LINE enquanto os erros para transmissão em modo normal não são resolvidos.

As modalidade de contingência, estão disposta no item 8 – páginas 150 a 166 do Manual de Orientação da NF-e versão 6.0 (http://www.nfe.fazenda.gov.br/portal/exibirArquivo.aspx?conteudo=URCYvjVMIzI).

Devido aos erros, o prazo para transmissão das NFC-e em contingência para SEFAZ foi estendido, e com isso o contribuinte conseguirá concluir a transmissão logo após a cessação dos problemas técnicos, ainda que o prazo previsto na legislação já tenha expirado.

Fonte: Superintendência de Arrecadação e Informações Fiscais – SEFAZ/MG

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Na avaliação da Conab, o aumento na produção de etanol nesta safra ocorreu, principalmente, devido à queda de preços do açúcar no mercado internacional e a um cenário mais favorável para o etanol no mercado interno, frente à alta do dólar e do petróleo.

Ainda de acordo com o órgão, a safra da cana-de-açúcar foi de 625,2 milhões de toneladas, apresentando redução de 1,3% em relação à anterior de 633,26 milhões de t. No caso da produção de açúcar, esta atingiu 31,35 milhões de t, um decréscimo de 17,2% ou 6,5 milhões de t, se comparado à temporada passada. A área colhida ficou em 8,59 milhões de hectares, o que representa uma diminuição de 1,6% se comparada a 2017/18.

Os dados da Conab estão em linha com as projeções feitas anteriormente pela DATAGRO, que apontou para uma produção de etanol em 33,01 bilhões de litros, enquanto que a safra de cana no país foi de 620,7 milhões de toneladas referentes à safra 2018/19.

23/04/19
Fonte: Datagro*
*Texto extraído do portal UDOP

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