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A partir desta sexta-feira (1º) o óleo diesel comprado nos postos de combustíveis terá o maior percentual de biocombustível já praticado no país, com uma mistura de 14% de biodiesel. A adição de biodiesel é uma política nacional. As distribuidoras de combustível são obrigadas a comprar o biodiesel para misturá-lo ao diesel de origem fóssil, comprado nas refinarias ou importado. O combustível vendido nos postos, chamado de diesel B, é o produto dessa mistura. Como o biodiesel é mais caro, o preço do óleo diesel nas distribuidoras (etapa anterior aos postos de combustível) deve aumentar cerca de R$ 0,02, segundo especialistas ouvidos pelo g1. O preço final para o consumidor, segundo os analistas, é mais difícil de estimar, porque envolve outros fatores, como a margem de lucro dos revendedores. O governo busca aumentar a proporção de biodiesel por se tratar de um combustível menos poluente e por essa ser uma pauta importante para o agronegócio (biodiesel pode ser feito de óleo de soja, por exemplo). O óleo diesel vendido a partir desta sexta, portanto, passa a emitir um pouco menos de gases poluentes. Por outro lado, fica mais caro nas distribuidoras. Há um projeto em discussão no Congresso que prevê aumentar gradativamente a proporção de biodiesel na mistura (veja mais abaixo). Impactos no preço O aumento de 12%, praticado até então, para 14% de biodiesel deve ter pouco impacto no preço do diesel B, afirmam especialistas consultados pelo g1. Segundo projeção da Leggio Consultoria, o aumento no preço do diesel B será de 0,6%, sem considerar impostos e custo de distribuição. eldquo;Hoje, o biodiesel está cotado a um preço cerca de 30% maior que o diesel, mas o volume representa apenas 14% do total do produto. Portanto, o efeito sobre o preço da mistura não é tão forte. Outro efeito da medida é a contribuição para a redução da emissão de gases do efeito estufaerdquo;, explica Marcus Dersquo;Elia, sócio da Leggio. Para o especialista em combustíveis da consultoria Argus, Amance Boutin, o preço pode aumentar entre R$ 0,01e R$ 0,02 por litro.Essa projeção considera o preço na distribuidora de combustíveis --etapa anterior à venda nos postos. Boutin explica que o custo logístico de levar o diesel B da base de distribuição até os postos e a margem de lucro do revendedor são fatores mais difíceis de precificar. "O comportamento do preço na bomba vai depender de outros fatores também. Se amanhã tem aumento do diesel pela Petrobras, é claro que vai embaralhar um pouco, vai ficar mais difícil, ou também o revendedor pode optar por aproveitar para aumentar. Isso a gente não tem visibilidade", explica. De acordo com a Argus, o preço do biodiesel caiu 22,4% desde fevereiro de 2023, por causa da redução no valor da principal matéria-prima para o biodiesel, o óleo de soja. "Estamos com um cenário bom para o governo, que é propício para se fazer essa mistura. Como se pode ver, estamos falando de entre um a dois centavos por litro [de aumento], é pouca coisa. Se tivesse sido feito em algum outro momento, talvez a pressão inflacionária tivesse sido maior", conta Boutin. Expectativas do setor No final de dezembro, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) antecipou o aumento da mistura para 14% a partir de 1º de março endash;a maior proporção já praticada no país. Em 2023, vigorou o percentual de 10% de biodiesel misturado ao diesel entre os meses de janeiro e março, e de 12% no restante do ano. Nesse período, as distribuidoras de combustíveis venderam mais de 60 bilhões de litros de diesel B, contendo 7,4 bilhões de litros de biodiesel endash;o suficiente para encher 2.880 piscinas olímpicas. Os dados são da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a pedido do g1. A expectativa do setor é que a demanda por biodiesel aumente entre 21% e 22% para suprir o aumento da mistura a partir desta sexta-feira (1º), afirma o diretor de Biodiesel do grupo Delta Energia, Silvio Roman. eldquo;Infelizmente, com esse atraso que teve para a chegada do B14 [14% de biodiesel], o mercado ficou muito ocioso. Hoje com o B12 [12% de biodiesel, em vigor até quinta-feira], temos quase que o dobro de oferta perante a demandaerdquo;, afirmou. Idas e vindas da mistura O cronograma original previa que a mistura de biodiesel chegasse a 14% em 2022. Mas o plano foi adiado por decisões do CNPE que visavam reduzir o preço do diesel B na bomba, em meio à alta no valor dos combustíveis em 2021 e 2022. O percentual estava em 13% em abril de 2021 e foi reduzido a 10% durante a maior parte do ano. Depois, em 2022, o CNPE decidiu manter a mistura ao longo do ano e no início de 2023. Nos primeiros meses de mandato, o governo de Luiz Inácio Lula da Silva (PT) estabeleceu um novo cronograma, que previa o aumento gradual da mistura, que chegaria a 15% em 2026. Em dezembro, com apoio do vice-presidente Geraldo Alckmin (PSB), o governo antecipou o cronograma. Dessa forma, o chamado eldquo;mandato de biodieselerdquo; será de 14% em 2024 e 15% em 2025. Projeto Combustível do Futuro Em setembro do ano passado, o governo enviou um projeto de lei ao Congresso com medidas de incentivo ao setor de biocombustíveis. Intitulado eldquo;Combustível do Futuroerdquo;, o texto estabelecia que o teor de biodiesel no diesel chegaria a 20% em 2030. Na Câmara dos Deputados, o projeto recebeu nesta semana uma nova redação, que estabelece um cronograma para essa elevação e traz a possibilidade de aumento para 25%. O texto foi bem recebido pelo setor, apesar de gerar resistência no governo por uma eventual perda de autonomia do CNPE para definir o calendário. eldquo;Nós recebemos o relatório muito bem porque nos traz a assertiva em lei que nós vamos chegar no B20. Então, você pode se planejar melhor. Nós nos planejamos com uma sinalização do CNPE, que foi frustrada porque no final do governo passado houve uma redução, e agora o relatório do [deputado Arnaldo] Jardim é bastante confortável para planejarmos nossos investimentoserdquo;, afirmou o vice-presidente Institucional e Regulatório da Delta Energia, Luiz Fernando Leone Vianna. Ao g1, o presidente da Frente Parlamentar Mista do Biocombustível (FPBio), deputado Alceu Moreira (MDB-RS), disse não ser contra o CNPE decidir o cronograma. "A questão que nós temos que garantir para o investidor [é que] daqui a dois ou três anos não tenha outra decisão que queira mudar isso [o cronograma]", declarou. A FPBio também quer estabelecer um piso para a mistura, ou seja, um valor mínimo para a adição de biodiesel ao diesel fóssil. Para Moreira, esse piso deve ser de 15%, "porque com 15% as indústrias instaladas funcionam". Quando enviou o texto, o governo chegou a estimar um aumento de 0,7% no preço do diesel final a cada um ponto percentual de elevação da mistura. Ou seja, o preço aumentaria em 0,7% no caso de alta do percentual de 15% para 16%, mais 0,7% na elevação de 16% para 17% e assim por diante. eldquo;Não tem como falar em questão de preço sendo commodity. Hoje existe esse preço, amanhã, ou ano que vem, ou outro ano, pode estar abaixo ou em um valor acima. Então, não é questão da mistura e sim como vai estar a economia do mundoerdquo;, disse o diretor da Delta, Silvio Roman. Marcus Dersquo;Elia, da Leggio Consultoria, também ressalta a necessidade de aumento de produção e de esmagamento da soja endash;a matéria-prima mais usada para se fazer biodiesel. eldquo;Neste cenário, para garantir o suprimento de B20, será necessário que se atinja entre 46% e 48% de esmagamento, um valor demasiado alto em relação aos níveis atuaiserdquo;, explica. Em nota, as entidades do setor afirmam que as usinas existentes já têm capacidade para suprir a demanda por B20 endash;ou seja, 20% de biodiesel no diesel. O levantamento aponta uma demanda de 13,2 bilhões de litros de biodiesel ou aproximadamente 90% da capacidade atual disponível.

O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), principal representante nacional do setor de petróleo e combustíveis e ciente da importância da bioenergia no processo de transição energética apoia o texto original do Projeto de Lei 4516/23, de autoria do Poder Executivo, em tramitação na Câmara. O texto proposto pelo Executivo reflete as discussões, coordenadas pelo Ministério das Minas e Energia, com a sociedade brasileira dentro do Programa Combustível do Futuro e dispõe sobre a promoção da mobilidade sustentável de baixo carbono, o Programa Nacional de Combustível Sustentável de Aviação e o Programa Nacional de Diesel Verde. Tais iniciativas legislativas representam um importante marco para a agenda verde do País, ao incentivar o avanço da descarbonização na matriz de transporte. As discussões tiveram a participação de representantes da sociedade que puderam contribuir com as questões técnicas para formação da proposta enviada ao Congresso. Por este motivo, o IBP vê com ressalvas e preocupação a Minuta de Substitutivo apresentada pelo relator Deputado Arnaldo Jardim (CID/SP) que, apesar de respeitar o texto original, inclui pontos não abordados anteriormente e, consequentemente, não amplamente debatidos com a sociedade. O PL acertadamente propõe a introdução de novas rotas tecnológicas para produção de biocombustíveis, como o diesel verde (HVO) e o combustível sustentável de aviação (SAF), que podem ser utilizados em motores e equipamentos existentes sem a necessidade de alteração de infraestrutura, devido à sua característica drop-in. Também inova ao mirar na efetiva redução dos gases de efeito estufa e estabelecer um mandato de descarbonização para o setor de aviação, em vez de meramente estimular as misturas volumétricas de biocombustíveis aos produtos fósseis, adotadas historicamente no Brasil. Este modelo, bem-sucedido internacionalmente, avalia o ciclo de vida dos produtos e incentiva o uso de outras rotas para fins de atendimento das metas de redução de emissões podendo os consumidores escolherem entre o produto mais eficiente. No entanto, o texto substitutivo apresentado pelo relator, Deputado Arnaldo Jardim traz os seguintes pontos de preocupação: i) Viabilidade técnica: o texto, corretamente, prevê a necessidade de comprovar a viabilidade técnica para elevação do percentual de anidro na gasolina para 35%, no entanto, não faz a mesma previsão para a elevação de biodiesel para 20% até 2030, ou 25% após 2031. Consideramos fundamental que os produtos tenham isonomia de tratamento e a certificação de viabilidade técnica, através da realização de testes e ensaios que avaliem os impactos técnico-mecânicos, econômicos e ambientais da elevação de mistura. O aprimoramento da política pública deve considerar os aprendizados dos últimos anos, bem como os diferentes estudos que indicam a elevação dos custos de manutenção de motores e o aumento da emissão de poluentes atmosféricos na queima do biodiesel éster, como o óxido de nitrogênio (NOX). ii) Diversidade de rotas de produção: novas tecnologias têm avançado no mundo inteiro, enquanto no Brasil se utiliza atualmente apenas a rota de transesterificação para a produção de biodiesel. Além da introdução do Diesel Verde, já previsto no texto, deve ser incentivada a utilização de outras tecnologias modernas que permitem o avanço da mistura sem a necessidade de adequação de máquinas e motores endash; produtos drop-in. Isto é importante em função da evolução tecnológica dos motores que traz limites de emissão veicular mais rígidos, com a consequente exigência de combustíveis com elevado teor de pureza. A diversidade de produtos estimula a competição, o aumento de qualidade e o uso do produto mais eficiente de acordo com a necessidade de cada consumidor, com consequentes benefícios de oferta e preço. iii) Neoindustrialização: a introdução de novas tecnologias estimula o desenvolvimento da indústria nacional aproveitando o enorme potencial agrícola brasileiro por meio da ampliação do uso da biomassa, pois estas novas rotas não dependem da importação de insumos, como o metanol no caso do biodiesel éster. A adoção de novas tecnologias amplia a capacidade de desenvolvimento da produção nacional. iv) Governança: devem ser preservados os poderes do CNPE para decisões sobre o percentual das misturas, pois este é o colegiado competente, com visão holística do mercado, para definir a política energética. E tal flexibilidade é necessária para segurança do abastecimento nacional. v) Programa Nacional de Biometano: ressaltamos inicialmente que o IBP não é contra esse combustível, tendo em vista sua intercambialidade e complementariedade com o gás natural e seu potencial para a descarbonização da cadeia do gás natural. Porém, a nosso ver, a inserção intempestiva deste Programa neste PL que trata de combustíveis de mobilidade - sem uma devida análise técnica e econômica dos impactos para o mercado de gás natural e sem a participação ampla dos agentes da cadeia do gás natural - coloca em risco a execução e o sucesso de outras políticas do governo que visam aumentar a oferta e a competitividade do gás natural. Especificamente, preocupa-nos a obrigatoriedade de compra de biometano (ou de certificados de origem) pelos produtores de gás natural que, entre outras considerações, precisa resguardar os contratos já assinados e considerar as outras opções de descarbonização das empresas de Eeamp;P que possam ser mais eficientes. O desenvolvimento de novos biocombustíveis exige elevados montantes de investimentos e, portanto, o arcabouço regulatório e legislativo deve ser claro, viabilizando os aportes necessários em novas tecnologias. O IBP acredita que o PL Combustível do Futuro, se aprovado com estas considerações, levará o Brasil a um papel de destaque no processo da transição energética.

Começou a vigorar nesta sexta-feira (1/3) a nova mistura de biodiesel no diesel derivado de petróleo. A proporção passa de 12% para 14%, conforme resolução do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A decisão antecipou o calendário de adoção do biocombustível na matriz de transportes do Brasil. Pelo cronograma, em 2024 a proporção passaria para 13%, com aumento de um ponto percentual a cada ano seguinte, conforme o mandato atual previsto em lei, de 15%. O diesel com 14% de biodiesel (B14) atende a uma demanda da cadeia produtiva dos biocombustíveis e de suas matérias-primas, como a soja. O biodiesel é visto como uma solução imediata para a descarbonização do ciclo diesel. Caminhões, ônibus, alguns utilitários, como caminhonetes, além de máquinas agrícolas, estão aptos a receber o combustível com a mistura. Nas contas do setor, o B14 demandará uma produção de 8,9 bilhões de litros do biocombustível neste ano. No ano passado, foram 7,3 bilhões. E, para 2025, quando a proporção deve passar a 15%, a projeção é de 10,1 bilhões de litros. Nos cálculos do Ministério de Minas e Energia, o B14 evitará a importação de 2 bilhões de litros de óleo diesel, evitando gastos de R$ 7,2 bilhões com o diesel fóssil. A previsão do governo também é de reduzir a capacidade ociosa do parque industrial do biocombustível. eldquo;O Brasil já possui capacidade instalada para atender a mistura de 20%erdquo;, avalia Daniel Amaral, diretor de economia e assuntos regulatórios da Associação Brasileira das Indústrias de Óleos Vegetais (Abiove), que representa a indústria de soja. Levantamento da Abiove em conjunto com a Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil (Aprobio), a União Brasileira do Biodiesel e Bioquerosene (Ubrabio) e a Frente Parlamentar Mista do Biodiesel do Congresso Nacional (FPBio) aponta que, para atender à demanda de 20% de mistura, o chamado B20, seriam necessários 13,2 bilhões de litros. A capacidade instalada atual nas indústrias já é maior, de 14,7 bilhões, segundo a Aprobio. Impacto na soja Fornecedora da principal matéria-prima para a produção do biodiesel no Brasil, a cadeia produtiva da soja deve sentir o maior impacto da nova mistura sobre o seu quadro de oferta e demanda. Ainda mais em uma safra como a de 2023/24, em que problemas climáticos vêm causando perdas de produtividade em diversas regiões do país. Em 2023, o óleo de soja respondeu por 69% da fabricação do biocombustível no país. Gorduras animais, em expansão, já respondem por outros 10%. E vem aumentando também a utilização do óleo culinário reciclado para produzir biodiesel. A indústria de soja reduziu sua estimativa para a safra brasileira do grão 2023/24, com a colheita em andamento no país. Mas manteve a expectativa de demanda para esmagamento. Com a queda de safra, parte da oleaginosa que seria exportada tende a migrar para o mercado interno. A Abiove projeta uma produção de 153,8 milhões de toneladas, número ainda superior aos do governo brasileiro e de outras instituições do setor privado, que apontam para uma colheita inferior a 150 milhões. A indústria de soja prevê processar de 54,5 milhões de toneladas do grão. E como a safra deve ser menor que a de 2022/23, a Associação diminuiu sua estimativa de exportação do grão, para 97,8 milhões de toneladas. A produção total de óleo de soja deve ser de 11 milhões de toneladas, segundo a Abiove. Desse total, 5,8 milhões devem ter como destino as usinas de biodiesel para atender à demanda para o B14. Em 2022, foram 4,1 milhões; em 2023, 4,8 milhões; e, para 2025, levando-se em conta a chegada do B15, a demanda deve ser de 7,1 milhões de toneladas. O processamento da soja resulta em 80% de farelo endash; insumo de ração para cadeias produtivas como aves e suínos endash; e 20% em óleo. Produzir mais óleo implica em mais produção de farelo, eldquo;ao provocar o aumento da oferta de farelo no mercado brasileiro, a produção de biodiesel gera efeitos deflacionárioserdquo;, avalia Julio Cesar Minelli, Diretor Superintendente da Associação dos Produtores de Biocombustíveis do Brasil (Aprobio). O diretor da Aprobio cita um trabalho publicado no final de 2022 pelo Grupo Técnico da Agricultura, Pecuária e Abastecimento do governo de transição, segundo o qual o aumento da mistura obrigatória de 10% para 15%, com consequente aumento da oferta de farelo para a indústria de rações, reduz os custos para as cadeias de carnes, ovos e lácteos gerando um efeito deflacionário de 0,25%. eldquo;No computo final, o biodiesel reduziria em 0,23% os preços do combustível aos consumidoreserdquo;, conta. Plano é permitir até 25% A mistura de biodiesel ao diesel se tornou obrigatória em 2008. De acordo com o cronograma oficial do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), vinculado ao Ministério de Minas e Energia (MME), o atual mandato limita a proporção em até 15%. No entanto, já se discute a mudança na legislação, que permitiria chegar a 20% até 2030 e a 25% a partir de 2031. A regra está prevista no Projeto de Lei Combustível do Futuro, em tramitação no Congresso Nacional. O deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP) apresentou o relatório na segunda-feira (26/2). Atualmente, há 60 usinas distribuídas em 14 Estados brasileiros. Destas, dez estão em processo de expansão e oito em construção. Com as expansões, a capacidade chegaria a 16,25 bilhões de litros, volume que seria capaz de atender à mistura de um quarto de biodiesel no diesel fóssil, como prevê a proposta do novo mandato. Enquanto isso, já há testes com composições maiores e até com biodiesel puro (B100). No fim de dezembro, a Amaggi anunciou a utilização de veículos aptos a rodar só com o biocombustível. Nesta semana, foi a vez da 3tentos, também do setor de grãos, anunciar uma parceria com uma transportadora, para abstecer um caminhão 100% movido à biodiesel.

O presidente da Vibra (ex-BR Distribuidora), Ernesto Pousada, disse ontem que ainda não há certeza se a empresa vai perder o direito de uso da marca BR. Desde que a Petrobras notificou a companhia, no início de janeiro, de que não tem interesse em renovar a licença de uso além do contrato atual, que se encerra em 28 de junho de 2029, há dúvidas no início de janeiro, de que não tem interesse em renovar a licença de uso além do contrato atual, que se encerra em 28 de junho de 2029, há dúvidas no mercado sobre como será o futuro do uso da marca. eldquo;Nós seguimos promovendo a marca da Petrobras, modernizando e isso é feito de anos em anos. Temos de aguardar. Ainda não é certeza se vamos perdê-laerdquo;, disse Pousada a jornalistas em convenção de revendedores da Vibra. Para ler esta notícia, clique aqui.

As vendas de diesel por distribuidoras no Brasil cresceram 11,7% em janeiro, versus o mesmo mês de 2023, a 5,07 bilhões de litros, segundo dados da reguladora ANP, que mostram ainda que o volume alcançou o maior nível para o período desde o início de série histórica do órgão, em 2000. O resultado provavelmente reflete um avanço expressivo das exportações de alguns produtos agrícolas, com destaque no açúcar e algodão, fator que garantiu um aumento da demanda por fretes ao longo do período, dentre outros fatores, disse à Reuters o analista de mercado da consultoria StoneX Bruno Cordeiro. "Ademais, a perspectiva de um desempenho econômico positivo e boas safras agrícolas também deve favorecer um aumento do consumo do combustível ao longo dos próximos meses", destacou o especialista. A StoneX estima atualmente uma demanda anual de 66 bilhões de litros em 2024, alta de 0,9% frente ao observado no ano passado, destacou ele. Já as vendas de gasolina somaram 3,66 bilhões de litros, queda de 2,6% ante o mesmo mês de 2023, mostraram os dados, como reflexo da competitividade do etanol hidratado frente ao combustível fóssil nas bombas, nos principais Estados consumidores de Ciclo Otto. Dessa forma, as vendas de etanol hidratado saltaram 64,1% em janeiro, ante o mesmo mês do ano passado, a 1,73 bilhão de litros. "Vale destacar que, em janeiro/23, a paridade de preços acabava beneficiando em grande medida a demanda pela gasolina C, fator que se inverteu a partir do segundo semestre do ano passado e se mantém até o momento", disse Cordeiro. Apesar da queda da gasolina no comparativo anual, o consumo de Ciclo Otto endash; considerando gasolina C e etanol hidratado endash; cresceu, totalizando 4,87 bilhões de litros, "muito em conta da expansão da demanda pelo biocombustível", completou Cordeiro. (Reuters)

A situação das refinarias privadas brasileiras está insustentável e vai começar a ter quebradeira no setor, segundo o presidente da associação das refinarias privadas (Refina Brasil), Evaristo Pinheiro. Ele afirmou ao Estadão/Broadcast que o cenário para as nove refinarias independentes que atuam no País, entre elas as privatizadas no governo Bolsonaro, piorou depois que a Petrobras abandonou a política de paridade de preços de importação (PPI), em maio do ano passado, e que o prejuízo está se acumulando. A PPI foi criada no governo do presidente Michel Temer e considera basicamente as cotações do petróleo no mercado internacional e os custos de sua entrega para a definição dos preços. Em maio de 2023, a Petrobras aprovou uma nova estratégia comercial para o diesel, a gasolina e o gás de cozinha vendidos em suas refinarias. Ela passou a seguir duas referências: o custo alternativo do cliente, como valor a ser priorizado, e o valor marginal para a Petrobras. O custo alternativo contempla as principais opções de suprimento disponíveis para os clientes, sejam fornecedores dos mesmos produtos ou de produtos substitutos. Já o valor marginal para a Petrobras é definido a partir do custo de oportunidade, dadas as diversas alternativas da companhia, dentre as quais produção, importação e exportação do referido produto ou do petróleo utilizado no refino. Ao longo de 2023, a nova política de preços da Petrobras foi beneficiada pelo preço do barril do petróleo, que não ultrapassou os US$ 100 durante o ano. Segundo Pinheiro, o preço do diesel vendido atualmente pelas refinarias da Petrobras está 11% abaixo do preço de paridade de importação (PPI), segundo dados da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom). Na Refinaria de Mataripe, na Bahia, privatizada em 2021 e pertencente ao fundo Mubadala, essa defasagem é de 5%. Já a gasolina está com defasagem de 5% nas refinarias da estatal, e de 1% em Mataripe. O presidente da Refina Brasil afirma que o preço do petróleo vendido pela Petrobras para Mataripe e outras refinarias privadas é de 10% a 15% mais caro do que a estatal vende às próprias refinarias. O valor se equipara ao preço de importação da commodity. Procurada pelo Estadão, a Petrobras afirmou que não comentará o assunto. eldquo;Já esteve pior no ano passado, mas é uma coisa que vai se acumulando. Quando você vai tirar sangue e coloca o garrote no seu braço, dá uma apertadinha, aí o sangue não sobe de primeira, e dá mais uma apertadinha. Isso é o que a Petrobras faz com as refinarias privadas, só que a cada vez que você garroteia o refinador privado, vai ficando mais difícil sobreviver e a situação fica insustentávelerdquo;, exemplificou Pinheiro. Pinheiro afirmou que, como monopolista do mercado de petróleo do Brasil, a estatal seria obrigada por lei a vender ao mesmo preço que vende para as refinarias da companhia. eldquo;A Petrobras tem 93% do petróleo do Brasil, é monopolista, e a lei da concorrência impõe à companhia responsabilidades, como a obrigação de vender insumo aos concorrentes, isso é lei, isso é pacíficoerdquo;, ressalta. Na próxima sexta-feira, ele irá ao Conselho Administrativo de Defesa Econômica (Cade) conversar com o Departamento de Estudos Econômicos (DEE), para conhecer as diretrizes que serão adotadas nos estudos encomendados pelo órgão no início de fevereiro, e que visa avaliar a precificação de combustíveis por refinarias para distribuidoras em diferentes Estados, em especial na Bahia. Também vem conversando com o Ministério de Minas e Energia (MME) para que sejam adotadas outras medidas, a fim de promover um ambiente tanto regulatório quanto tributário favorável para as pequenas e médias refinarias. O estudo do Cade faz parte da investigação sobre uma denúncia em relação à Refinaria de Mataripe, que estaria comercializando gasolina A e diesel S10 por preços mais elevados no Estado. eldquo;Vamos pedir, entre outras coisas, que o DEE olhe de forma ampla para o comportamento concorrencial da Petrobras no mercado, porque do jeito que estão as coisas, não vai ter mais mercado, só vai existir a Petrobras. Está num nível muito graveerdquo;, disse Pinheiro. Referência Para ele, um dos problemas que o setor enfrenta é a falta de atualização do Preço de Referência estipulado pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). No dia 21 de dezembro de 2023, quando o mercado de refino e importadores aguardavam o resultado de uma consulta púbica que durou 18 meses, a ANP desistiu de divulgar o novo valor. eldquo;Isso é muito grave, a gente tinha expectativa que a ANP ia solucionar o Preço de Referência, que é uma distorção que faz com que a Petrobras e outras petroleiras prefiram exportar do que vender no mercado interno. Mas a ANP decidiu abrir outra consulta pública, igual a outra, que levou 18 meses, é algo inexplicávelerdquo;, avalia o dirigente da Refina Brasil. Segundo ele, sem um Preço de Referência justo, tanto a Petrobras como as outras petroleiras que atuam no País vão continuar preferindo exportar do que vender para as refinarias privadas nacionais. Outra consequência do descolamento dos preços da estatal, de acordo com Pinheiro, é a queda de arrecadação de Estados e municípios, assim como a queda do próprio lucro da Petrobras, e a falta de investimentos no setor. O Brasil tem um grande potencial pela frente, nós podemos atrair R$ 60 bilhões em investimentos de pequenas e médias refinarias, mas não tem porque ampliar ou fazer novas refinarias se não existe acesso ao petróleo. Tem bastante gente querendo fazer novas refinarias se a questão do petróleo for resolvidaerdquo;, garante o executivo.