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O Congresso Nacional derrubou nesta terça-feira, 17, trechos do veto do presidente Luiz Inácio Lula da Silva no projeto de lei que cria regras para a produção de energia eólica em alto-mar, chamado pelo jargão de eólicas offshore. Durante a tramitação, parlamentares inseriram na proposta original uma série de elsquo;jabutisersquo; para atender a diferentes geradores de energia, o que poderia custar até R$ 17 bilhões por ano, segundo a consultoria PSR. O financiamento desses programas será cobrado de todos os consumidores endash; o que poderia elevar as contas em 7,5%. O presidente Lula decidiu então vetar todos os jabutis. Nesta terça-feira, 17, o Congresso colocou parte dos vetos de Lula em votação e decidiu derrubar os vetos à prorrogação do incentivo para fontes de energia renovável, como biomassa, eólica e solar (Proinfa); o que obriga a contratação de 4,9 GW de pequenas centrais hidrelétricas (PCHs) e a contratação de 250 MW de hidrogênio produzido a partir do etanol do Nordeste e 300 MW de energia eólica no Sul do País. Desde maio, havia indicação para derrubada dos itens do veto relacionados ao Proinfa. Já sobre os outros trechos derrubados, o acordo foi anunciado pelo líder do governo no Senado, Randolfe Rodrigues (PT-AP), logo no início da sessão do Congresso. A Frente Nacional dos Consumidores de Energia estima que os jabutis que foram restabelecidos nesta terça-feira custarão R$ 197 bilhões ao consumidores nos próximos 25 anos endash; valor que será cobrado dos consumidores, encarecendo as contas de luz em cerca de 3,5%. eldquo;O Poder Legislativo, mais uma vez, demonstra desrespeito pelos princípios constitucionais e democráticos ao persistir na defesa de propostas que prejudicam a população e ao conduzir o processo legislativo ignorando os regimentos internos, impedindo que a sociedade civil tenha uma ampla e plena participação e aprovando sumariamente medidas de grave repercussão sem base técnica nem justificativa econômicaerdquo;, afirma nota divulgada pela Frente. A entidade afirma ainda que a contratação compulsória de energia dessas fontes e a prorrogação do Proinfa eldquo;são medidas desnecessárias do ponto de vista da operação do sistema elétrico e, além do alto custo, têm potencial para ampliar ainda mais a já elevada sobre oferta de energia no país, em um contexto em que o Operador Nacional do Sistema Elétrico (ONS) já realiza cortes significativos na geração de energia eólica e solar, o chamado curtailmenterdquo;. A Frente prevê que os cortes que afetam a geração de energia renovável no Nordeste tendem a piorar e que os jabutis eldquo;instalam o caos definitivo no setor elétricoerdquo;. Os demais pontos vetados por Lula tiveram a análise adiada em razão da negociação para um acordo sobre o tema. Parlamentares ouvidos pelo Estadão/Broadcast afirmam que, se o governo colocasse os demais jabutis em votação, corria o risco de perder em todos, haja vista o clima negativo na relação do governo com o Congresso. Com a decisão do Congresso, os seguintes trechos que haviam sido vetados voltam a ter validade: ebull;e#8288; e#8288;a prorrogação contratual por 20 anos de contratos de compra de energia do Proinfa, mediante a concordância dos geradores de pequenas centrais hidrelétricas e centrais a biomassa e eólicas; ebull;e#8288; e#8288;o prolongamento dos atos de outorga pelo mesmo período de vigência dos contratos prorrogados do Proinfa, ressalvando a manutenção da repactuação de risco hidrológico, bem como a possibilidade de prorrogação onerosa a cargo do titular da outorga prevista para aproveitamento de potencial hidráulico maior que 5.000 kW e inferior ou igual a 50.000 kW; ebull;e#8288; e#8288;aplicação de um preço-teto para empreendimentos sem outorga aos contratos de compra de energia do Proinfa prorrogados por 20 anos; ebull;e#8288; e#8288;em caso de prorrogação, os geradores contratados de Pequenas Centrais Hidrelétricas e centrais a biomassa e eólicas não terem direito à redução percentual, não inferior a 50%, estabelecido pela Aneel, a ser aplicado às tarifas de uso dos sistemas elétricos de transmissão e de distribuição, incidindo na produção e no consumo da energia proveniente de tais empreendimentos; ebull;e#8288; e#8288;revogação da obrigação, em caso de prorrogação de contratos de compra de energia do Proinfa, a substituição do IGPM pelo IPCA como índice de correção monetária; ebull;e#8288; e#8288;o estabelecimento dos valores em megawatts de capacidade e energia associada de centrais hidrelétricas de até 50 MW a serem contratados para as Regiões Centro-Oeste, Sul e Sudeste e Norte e Nordeste e os respectivos prazos de contratação e entrega; ebull;e#8288; e#8288;estabelecimento dos valores em megawatts a ser contratados de energia proveniente do hidrogênio líquido a partir do etanol na Região Nordeste e proveniente de eólicas na Região Sul, definindo os respectivos prazos de contratação e entrega; ebull;e#8288; e#8288;previsão de que diferenças dos montantes de energia poderão ser contratadas em anos posteriores aos previstos em caso de inexistência de oferta nos anos originalmente previstos, adiando-se a data de entrega; e do abatimento dos montantes de energia previamente contratados do total estabelecido para a unidade federativa.

A troca de mísseis entre Irã e Israel iniciada na sexta-feira, 13 de junho, teve um efeito tangível no mercado brasileiro de importação de combustíveis. Tanto as cargas negociadas no mercado internacional quanto a revenda de diesel e gasolina estocados nos portos brasileiros registraram uma alta significativa na última sexta-feira, fechando a arbitragem de importação à medida que o produto vendido pela Petrobras se tornou mais competitivo. Impacto do Conflito no Mercado de Combustíveis As cargas de diesel russo a ser entregue daqui a 15 até 45 dias em até dois portos das regiões Norte e Nordeste registraram uma alta de R$0,23/l entre quinta (12) e segunda-feira (16), atingindo R$3,40/l. No mercado a vista de produto nacionalizado, as cotações de diesel para retirada imediata no porto de Itaqui tiveram alta de R$0,28/l no mesmo período para R$3,55/l. Conflito entre Israel e Irã: volatilidade e risco A volatilidade provocada pelo aumento das tensões geopolíticas diminuiu o interesse de compra nos dois mercados. O risco de sobreoferta no mercado doméstico, que já dificulta o repasse de preços pelo importador, associado a um fechamento de arbitragem acendeu um sinal de alerta entre os traders.

A Petrobras informou que assinou com a empresa Consag Engenharia os três primeiros contratos, com valor aproximado de R$ 4,9 bilhões, resultados de licitações, para a conclusão da construção do Trem 2 da Refinaria Abreu e Lima (Rnest), em Pernambuco. Segundo a companhia, o valor já está previsto no Plano de Negócios 2025-2029. Os contratos incluem a implantação da Unidade de Coqueamento Retardado (UCR), da Unidade de Hidrotratamento de Diesel S10 (UHDT-D) e da Unidade de Destilação Atmosférica (UDA). A declaração explicou que a conclusão do projeto contará ainda com outros pacotes de serviços, que estão em processo de licitação. eldquo;A continuidade da implantação do Trem 2 da Rnest é fundamentada em uma avaliação criteriosa do projeto que, à luz das propostas do Plano de Negócios 2025-2029, confirmou sua atratividade econômica. A decisão foi submetida à aprovação pelas instâncias competentes, em conformidade com os procedimentos de governança da companhiaerdquo;, diz o comunicado. Um UCR terá potencial de processamento para até 75 mil barris/dia de carga, enquanto um UHDT-D poderá operar com até 82 mil barris/dia. Já a UDA contará com capacidade de 130 mil barris/dia. A previsão é que as unidades entrem em operação em 2029, permitindo dobrar a capacidade instalada da refinaria, passando dos atuais 130 mil barris/dia para 260 mil barris/dia. Desta forma, a Rnest se tornaria a segunda maior refinaria da Petrobras em capacidade de processamento de petróleo. (Estadão Conteúdo)

A Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) publicou, nesta terça (17/6), a nova resolução que regulamentará a certificação da produção ou importação eficiente de biocombustíveis e o credenciamento de firmas inspetoras no Renovabio. Aprovado pela diretoria colegiada da agência na última quinta (12/6), o documento publicado no Diário Oficial da União desta terça é resultado de uma discussão iniciada em 2023, com a abertura de consulta e audiência públicas. Em abril de 2025, a atualização das regras voltou ao holofotes após o Renovabio aparecer no relatório anual do governo dos Estados Unidos sobre políticas protecionistas que prejudicariam exportadores norte-americanos. Na época, a ANP disse à agência eixos que a nova resolução deveria ser publicada até o final do semestre. A resolução 984/2025 substitui a 758/2018, com regras de elegibilidade do produtor de biomassa para o Renovabio e critérios para credenciamento de firmas inspetoras. Entre as alterações está a diferenciação de critérios para emissão da Nota de Eficiência Energético-Ambiental para produtores de biomassa nacional e estrangeiros. Ambos precisam cumprir com a regra básica de não supressão de vegetação nativa desde 27 de novembro de 2018. Mas no caso dos produtores nacionais, é preciso também estar com Cadastro Ambiental Rural (CAR) ativo ou pendente. Segundo a ANP, entre as principais mudanças estão: Maior rapidez nas atualizações de campos e dados da RenovaCalc (calculadora que quantifica as emissões de gases de efeito estufa do biocombustível desde a fase agrícola até sua utilização no transporte); Detalhamento de regras para composição da equipe de auditoria das firmas inspetoras; Inclusão de previsão de penalidades para firmas inspetoras e produtores de biocombustíveis; Alteração de regras para certificação de novos produtores de biocombustíveis que entrarem em operação; Alteração de prazo para entrega de documentação; Habilitação e definição de critérios de elegibilidade de produtores de biocombustíveis estrangeiros; Previsão de transferência de titularidade de certificado; Previsão de procedimento para casos de mudança de rota; Inclusão de procedimentos relativos à cadeia de custódia de grãos (processo pelo qual informações a respeito de matérias-primas, produtos intermediários e produtos finais são transferidos, monitorados e controlados à medida que avançam em cada etapa da cadeia de abastecimento). Para que serve a certificação no Renovabio? A Política Nacional de Biocombustíveis (Renovabio) estabelece metas anuais de descarbonização para distribuidoras nacionais, a partir do cálculo de emissões associadas à venda de combustíveis fósseis. Para cumprir essas metas, elas adquirem créditos de descarbonização (CBIOs) emitidos por produtores de biocombustíveis certificados no programa. Para emitir os títulos, esses produtores precisam comprovar a sustentabilidade da sua produção. Cada CBIO equivale a uma tonelada de carbono que deixou de ser lançada na atmosfera durante o ciclo de vida de biocombustíveis como etanol, biodiesel e biometano. Segundo a ANP, o Renovabio conta atualmente com 332 produtores de biocombustíveis certificados (289 de etanol, 39 de biodiesel e quatro de biometano). Já foram emitidos, até o momento, cerca de 176 milhões de CBIOs, o que equivale a cerca de 176 milhões de toneladas de CO2 equivalente que deixaram de ser emitidas.

O leilão do 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), realizado nesta terça-feira (17/6), vai contribuir com uma arrecadação de R$ 989 milhões para os cofres públicos, em meio à crise fiscal enfrentada pelo governo federal. A cifra é recorde para um leilão no modelo de oferta permanente no regime de concessão emdash; nesse regime, as petroleiras disputam pelo bônus de assinatura. O dinheiro entra sem carimbo nos cofres do governo. eldquo;O resultado vai nos ajudar na arrecadação, ajudando na melhoria das contas públicas. Quase R$ 1 bilhão que não estava previsto para este ano. Isso auxilia o governo a evitar cortes maiores no orçamento, que trariam impacto para saúde e educaçãoerdquo;, afirmou o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), ao classificar como positivos os resultados da licitação. Em paralelo, a ANP lançou nesta terça o edital do leilão de blocos de exploração de petróleo e gás natural sob o regime de partilha. O leilão de partilha do pré-sal de 2025 foi marcado para 22 de outubro e ofertará 13 blocos: Ágata, Amazonita, Ametista, Citrino, Esmeralda, Itaimbezinho, Jade, Jaspe, Larimar, Ônix, Safira Leste, Safira Oeste e Turmalina. Eles somam um bônus de assinatura total de R$ 516 milhões. Leilões reforçam papel do óleo nas contas públicas A concorrência serve para dar ênfase ao papel do petróleo no equilíbrio das contas públicas. Em meio à crise fiscal, o Ministério de Minas e Energia apresentou um pacote fiscal do petróleo. Silveira disse, nesta segunda (17/6), que o pacote é para elsquo;ajudarersquo; o ministro da Fazenda, Fernando Haddad. As medidas incluem ações que totalizam R$ 20 bilhões em 2025, segundo cálculos do MME. A principal medida é o leilão das participações da União no pré-sal, que depende da aprovação do projeto do Congresso Nacional, mas com a qual o governo espera levantar ao menos R$ 15 bilhões, em projeções conservadoras. Os R$ 15 bilhões a R$ 20 bilhões adicionais são para 2026 e dizem respeito às iniciativas novas emdash; elevação da cobrança de royalties e participações especiais emdash; e outras que já estavam previstas, como leilões de áreas de exploração no pré-sal. Foz do Amazonas ajuda na arrecadação O recorde de arrecadação, para um leilão de Oferta Permanente de Concessões, foi sustentado pelo interesse das petroleiras na Bacia Foz do Amazonas. Ao todo, os 19 blocos arrematados por Chevron/CNPC e Petrobras/ExxonMobil renderam cerca de R$ 845 milhões em bônus de assinatura; Isso equivale a 85% do valor total arrecadado no leilão. Os blocos da Bacia de Santos arrecadaram R$ 133,4 milhões, enquanto a Bacia de Pelotas contribuiu com R$ 11,4 milhões e a Bacia dos Parecis com mais R$ 55 mil. Foram arrematados 34 entre os 172 blocos ofertados. O ágio ficou em 534%. A previsão de investimento mínimo na fase de exploração é de R$ 1,456 bilhão. Entre as nove empresas vencedoras, duas são nacionais e outras sete são estrangeiras. Segundo o presidente do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP), Roberto Ardenghy, o leilão foi marcado por um interesse de empresas com perfis variados de atuação. eldquo;Todas as bacias, com exceção da Bacia Potiguar, tiveram ofertas. Então essa foi uma coisa bastante positiva, porque mostrou que tem prospectividade em todas as regiões ofertadas. Até a Bacia do Parecis, que é uma bacia bem exploratória, teve uma oferta em uma empresa nova inclusiveerdquo;, disse. Veja os resultados do 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão Bônus total: R$ 989.261.000,96 Ágio de bônus: 534,47% Maior bônus ofertado: R$ 102.243.333 Investimento previsto: R$ 1.456.963.000 Ágio PEM: 33,47% Empresas ofertantes: 9 Empresas vencedoras: 9 Blocos arrematados: 34

As reservas de petróleo em águas profundas são eldquo;ativos extraordinárioserdquo; da Petrobras, afirmou nesta terça-feira, 17, Clarice Coppetti, diretora executiva de Assuntos Corporativos da companhia. A executiva também ressaltou que a petroleira precisa investir em novas fronteiras, sob o risco de precisar importar combustível na próxima década e recuar nas metas de descarbonização. eldquo;Esse (reservas em águas profundas) sem dúvida nenhuma é ativo extraordinário e que diferencia também a Petrobraserdquo;, disse, destacando que a petroleira tem eldquo;reservas significativaserdquo; nessas áreas. eldquo;A nossa expertise em exploração de petróleo em águas profundas é uma expertise buscada por todas as grandes empresas petroleiras do mundoerdquo;, destacou. Coppetti participa do evento eldquo;Diálogos para a Construção da Estratégia Brasil 2025-2050erdquo;, realizado pelo Ministério do Planejamento e Orçamento (MPO) na sede do Banco Nacional de Desenvolvimento Social (BNDES), no centro do Rio. A executiva ressaltou também que a Petrobras precisa investir em novas fronteiras de exploração. eldquo;Precisamos investir em novas fronteiras exploratórias e novos poços. Isso não significa de forma alguma que a gente vai retroceder na nossa meta de ser uma empresa com foco de transição energética justo. Nosso óleo é um dos mais descarbonizados frente aos grandes países produtores de petróleo.erdquo; Mas, segundo ela, se o Brasil não incorporar novas reservas, terá, a partir da década de 2030, de importar petróleo, o que levaria vulnerabilidade para a balança comercial e prejudicaria as metas de corte de emissões de COe#8322;, já que o produto comprado no exterior não seria descarbonizado como o produzido pela Petrobras. Leilão Nesta terça-feira, 17, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) realiza o quinto leilão de áreas de petróleo e gás natural da Oferta Permanente de Concessão, em meio a ações na Justiça contra a polêmica venda de 47 blocos na Bacia da Foz do Amazonas, incluída pela primeira vez desde que criaram a Oferta Permanente. O 1º setor da bacia Foz do Amazonas recebeu três propostas lideradas por Petrobras, Exxon e Chevron. As empresas arrematam nove blocos. O consórcio Exxon/Petrobras ficou com três blocos, e a Chevron, com seis. O ágio do 1º setor é de 1.216,16%, e os investimentos mínimos, de R$ 459,3 milhões. O 2º setor ofertado da bacia da Foz do AM não recebeu propostas. A diretora geral interina da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), Patrícia Baran, destacou, durante seu pronunciamento, que, no cenário de redução da produção do Pré-Sal a partir de 2030, as bacias de novas fronteiras, como a Margem Equatorial, oferecem maior potencial para o país repor reservas. Ela também defendeu que a necessidade de exploração e produção de petróleo eldquo;é clara para o Brasil e diversos países que têm nesse segmento uma indústria desenvolvidaerdquo;. Em relação ao 3º setor da bacia da Foz do Amazonas, o consórcio formado pela Petrobras com a operadora e a Exxon adquiriu a concessão de dois blocos por R$ 10,5 milhões. O consórcio Petrobras/Exxon prevê investimentos mínimos de R$ 109,8 mi nos dois blocos da Foz. O 4º e último setor da bacia da Foz do Amazonas recebeu ofertas lideradas por Chevron e Petrobras. No total, foram leiloados oito blocos por R$ 305,1 milhões; com ágio de 691% e investimento de também R$ 305,1 mi das companhias. A bacia da Foz do Amazonas é uma das cinco que compõem a Margem Equatorial brasileira, a última grande fronteira petrolífera no Brasil e considerada uma espécie de segundo pré-sal. A Petrobras programa investir US$ 3,1 bilhões até 2029 na exploração da Margem Equatorial. Do 4º e último setor da bacia da Foz do Amazonas, a Petrobras arrematou 50% da concessão de cinco blocos com a Exxon. Um estudo da Confederação Nacional da Indústria (CNI) mostrou que a exploração na bacia da Foz do Amazonas pode render à Petrobras uma produção de 665 mil barris por dia, considerando-se o resultado atual da atividade na Guiana, na mesma região.