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A demanda pelo diesel (com mistura de biodiesel) deve crescer 25% até 2034, apesar das perspectivas de aumento da participação da eletrificação de veículos e do uso de gás natural (e do biometano). A projeção é da Empresa de Pesquisa Energética (EPE), apresentada hoje por Marcelo Cavalcanti, superintendente adjunto de derivados de petróleo e biocombustíveis da estatal, em evento da Associação Brasileira da Indústria de Óleos Vegetais (Abiove) em São Paulo. Esse crescimento deve ser puxado pelo transporte rodoviário, segundo Cavalcanti. O número considera que em março de 2025 entrará em vigor a mistura de 15% do biodiesel, mas não inclui a demanda potencial por biodiesel para uso em navios em rotas internacionais. Segundo o especialista, essa demanda seria de 1 bilhão de litros no período. Os dados indicam que a demanda pelo combustível deve crescer mais do que a oferta. Segundo a EPE, a produção de diesel deve aumentar 12% até 2030, consequência de uma ampliação de 7% na capacidade de refino brasileiro, e de um crescimento esperado de 66% na capacidade de produção de biodiesel. Com isso, a oferta do ciclo diesel deve crescer 20%, segundo Cavalcanti. Como resultado, o Brasil deve continuar dependente de importações de diesel, ao menos pelo próximos dez anos, próximo aos níveis atuais de 25%. Nas projeções da EPE, a necessidade de importação deve até crescer até 2028, cair em 2030 e depois voltar a subir até 2034. Neste período, a perspectiva de importação líquida de diesel A é de aumento de 36%. Para ler esta notícia, clique aqui.

Uma pequena reunião ministerial da Opep+ no próximo mês não deve recomendar mudanças na política de produção de petróleo do grupo, incluindo um plano para começar a reverter parte dos cortes na produção a partir de outubro, disseram três fontes à Reuters. A Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados liderados pela Rússia -- grupo conhecido como Opep+ -- realizarão uma reunião online do Comitê de Monitoramento Ministerial Conjunto (JMMC, na sigla em inglês) em 1º de agosto para analisar o mercado. Uma das três fontes da Opep+, que não quiseram ser identificadas, disse que a reunião servirá como uma "checagem de pulso" para a saúde do mercado. Os preços do petróleo subiram em 2024 e o barril estava sendo negociado em torno de 85 dólares nesta quinta-feira, encontrando apoio nos conflitos no Oriente Médio e na queda dos estoques. A preocupação com as taxas de juros mais elevadas por mais tempo e com a demanda limitou os ganhos este ano. O escritório de comunicações do governo saudita não retornou imediatamente um pedido de comentário. A sede da Opep em Viena não respondeu imediatamente a um pedido de comentário. Atualmente, a Opep+ está cortando sua produção em um total de 5,86 milhões de barris por dia (bpd), ou cerca de 5,7% da demanda global, em uma série de medidas acordadas desde o final de 2022. Em sua última reunião em junho, a Opep+ concordou em estender os cortes de 3,66 milhões de bpd por um ano até o final de 2025 e prolongar a ação mais recente de sua política -- um corte de 2,2 milhões de bpd por oito membros -- por três meses até o final de setembro de 2024. A Opep+ eliminará gradualmente os cortes de 2,2 milhões de bpd ao longo de um ano, de outubro de 2024 a setembro de 2025. (Reuters)

Os contratos futuros de petróleo fecharam sem direção única nesta sessão, perdendo parte do ímpeto mais para o fim do pregão, em dia com poucos drivers para o setor. Investidores seguem acompanhando sinais de demanda aquecido nos Estados Unidos. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para setembro de 2024 fechou em queda de 0,17% (US$ 0,14), a US$ 81,30 o barril, enquanto o Brent para setembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), fechou em alta de 0,04% (US$ 0,03), a US$ 85,11 o barril. Hoje, os preços operaram em volatilidade. Na madrugada, houve ganhos ainda favorecidos por uma inesperada forte queda nos estoques de petróleo bruto dos EUA. Perto das 9h, os ganhos reverteram em meio à valorização do dólar. No fim do pregão, a commodity voltou a subir. O City Index pontua que os preços podem continuar subido em um futuro breve, e eldquo;um movimento em direção às máximas de abril em torno de US$ 85 pode estar nos planoserdquo;. (Estadão Conteúdo)

É do conhecimento de todos aqueles que atuam no setor de distribuição de derivados de petróleo que sua atuação é regulada pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), de modo que estes agentes econômicos devem se submeter às regras impostas pelo referido órgão, as quais são evidentemente rígidas e devem ser observadas de forma rigorosa por todos. Por meio do presente artigo, analisaremos meticulosamente os autos do Processo 48630.200273/2021-03, onde uma distribuidora supostamente teria deixado de responder a uma notificação da ANP para a apresentação, no prazo de 30 dias, do Certificado de Vistoria do Corpo de Bombeiros contemplando a operação de envase de recipientes transportáveis de Gás Liquefeito de Petróleo (GLP), ensejando, desta forma, a lavratura de auto de infração para com fulcro no art. 14, I, da Resolução ANP 42/2011[1]. Como narrado anteriormente, o processo administrativo foi instaurado pela ANP para, no exercício do seu poder de polícia, analisar o suposto descumprimento da apresentação do Certificado de Vistoria do Corpo de Bombeiros quando solicitado ao agente econômico. De acordo com o documento que dá início ao procedimento fiscal, a empresa apresentou tão somente a Licença de Operação Ambiental, o Alvará da Prefeitura e o Certificado do Corpo de Bombeiros para a atividade de comércio atacadista de GLP. No entanto, deixou de apresentar o Certificado do Corpo de Bombeiros para a atividade de envase de recipientes transportáveis de GLP, entendida como a fase em que o GLP é fracionado em uma quantidade pré-definida e posto em um recipiente para possibilitar seu manuseio. Em breves linhas, o GLP pode ser obtido por meio do refino do petróleo ou a partir do processamento do gás natural. Geralmente comercializado em botijões, é transportado na forma líquida sob pressão e consumido na fase de vapor na maioria das aplicações. Desta forma, é estabelecida uma série de normas mínimas de segurança das áreas de armazenamento de recipientes transportáveis de GLP, dentre as quais está a certificação, por parte do Corpo de Bombeiros, de que os procedimentos de segurança necessários estão sendo cumpridos, haja vista a complexidade e periculosidade intrínseca a este tipo de produto químico. Ao apresentar sua defesa nos autos do processo administrativo supramencionado, a empresa informou que forneceu toda a documentação solicitada pela ANP, de modo que o auto de infração seria indevido. Alegou ainda que não houve descumprimento da notificação, tendo em vista que a respondeu integral e tempestivamente, enviando os certificados solicitados, os quais demonstravam cabalmente o exercício da atividade de engarrafamento do GLP, com o cumprimento de todas as exigências do órgão de regulação. Em suas razões de decidir, o especialista em regulação Paulo Marcelo Lima Vasconcelos Filho esclareceu que é obrigação da empresa que possui as autorizações manter atualizados seus documentos e apresentar eventuais documentos complementares quando solicitados pela ANP. Após análise detida do caso, destacou que o auto de infração é, de fato, inválido, em razão da indicação equivocada do endereço eletrônico para envio da documentação, não podendo o fiscalizado ser punido por um fato que não é de sua responsabilidade. Logo, declarou que a empresa não deverá responder pela infração a ela imputada, haja vista que agiu em boa-fé e entregou a documentação da forma que entendia como devida. Assim sendo, o referido auto de infração foi julgado improcedente e o respectivo processo foi extinto, com base no art. 52 da Lei 9.784/99[2]. A ANP foi instituída pela Lei Federal 9.478/1997 e se destina à regulação da indústria do petróleo, gás natural, seus derivados e biocombustíveis, bem como das atividades relativas ao abastecimento nacional de combustíveis, o que se exerce, dentre outras formas, por meio de um sistema de outorga de autorizações. Neste passo, essas autorizações são concedidas desde que cumpridas uma série de obrigações pela empresa, sem as quais não é possível a consecução da atividade econômica daqueles que objetivam atuar no mercado de comercialização dos derivados de petróleo. No caso analisado neste artigo, o agente econômico entregou tempestivamente a documentação solicitada pela ANP, enviando os arquivos eletrônicos para o endereço de email constante na notificação recebida. No entanto, o especialista em regulação designado para atuar no caso, após indicação da empresa, constatou que o endereço indicado na notificação recebida não é válido, o que teria impedido o recebimento dos arquivos pela ANP. Portanto, o auto de infração foi declarado improcedente em virtude do erro contido na notificação enviada à empresa, haja vista que o equívoco cometido foge totalmente da ingerência do agente econômico e este, por óbvio, não poderá ser punido, sob pena de ofensa ao princípio de boa-fé. [1] Art. 14. São obrigações do titular das Autorizações: I endash; manter atualizados todos os documentos apresentados quando da obtenção das autorizações de construção ou de operação, informando à ANP, no prazo máximo de 30 (trinta) dias, contados a partir da efetivação do ato, quaisquer alterações ocorridas na documentação original; (ehellip;) [2] eldquo;Art. 52 O órgão competente poderá declarar extinto o processo quando exaurida sua finalidade ou o objeto da decisão se tornar impossível, inútil ou prejudicado por fato superveniente.erdquo; (Análise de JANSSEN MURAYAMA e LUCAS ALMEIDA DOS SANTOS)

A identificação dos riscos aos quais ativos de infraestrutura estão expostos com as mudanças do clima e a preparação para lidar com esses impactos nas próximas décadas são dois temas que ganharam mais atenção das empresas que atuam no setor de energia no Brasil, sobretudo depois das enchentes que atingiram o Rio Grande do Sul em maio deste ano. Entre as empresas que demonstram maior preocupação com o assunto estão aquelas que operam ativos expostos aos efeitos do clima, como distribuidoras de energia elétrica e de gás, transmissoras e geradores de energia renovável. Esta semana, a distribuidora de gás canalizado Comgás anunciou uma parceria com a empresa de previsão meteorológica Climatempo para aumentar a eficiência de planejamento da expansão da distribuição levando em consideração os dados climáticos. A Comgás tem mais de 21 mil quilômetros de rede de distribuição de gás encanado no estado de São Paulo e é responsável por mais de 30% do gás distribuído no Brasil. A companhia vai passar a integrar os dados meteorológicos da Climatempo ao plano de trabalho para medir o impacto das condições climáticas nas atividades e adotar ações para mitigar eventuais riscos. O objetivo é programar projetos e obras de forma mais assertiva, além de aumentar a segurança das equipes de campo. Segundo a Climatempo, o clima pode afetar de 20% a 30% das atividades de expansão de distribuição de gás previstas. eldquo;Um exemplo simples e direto será na nossa operação de campo. Em um prazo maior, os meses de maior incidência de chuva, por exemplo, deverão ter menos programação de obraserdquo;, diz o diretor de TI, Inovação e Experiência com o Cliente da Comgás, Thiago Trevisan. Estimando a probabilidade de perdas e danos Este mês, a consultoria WayCarbon lançou uma plataforma de gestão de risco climático para empresas capaz de traçar cenários até o ano 2100. Chamada WayCarbon Ecosystem, a ferramenta apresenta projeções de riscos climáticos para ativos de diferentes setores, com variações de acordo com a escala de espaço, tempo e horizonte, considerando diversos cenários para o aquecimento global. O diagnóstico dos ativos aponta a probabilidade de cada um deles sofrer com as consequências de eventos extremos como tempestades e secas severas. Com isso, consegue apontar quais projetos estão mais expostos e valorar os custos dos eventuais impactos do clima naquela operação. eldquo;Caso aquele risco identificado se materialize em impacto, qual é o valor de perda na receita e no fluxo de caixa? Quais são os impactos em investimentos e custos de operação?erdquo;, exemplifica a gerente de Risco Climático e Adaptação da WayCarbon, Melina Amoni. A ferramenta ajuda ainda a determinar ações para proteger os ativos desses possíveis impactos. As projeções são traçadas a partir dos cinco cenários estimados pelo Painel Intergovernamental Sobre a Mudança do Clima (IPCC) para as respostas do clima a diferentes níveis de concentração de gases de efeito estufa na atmosfera. eldquo;Não temos dados observados do futuro, então precisamos usar esses cenários, que são a melhor informação para ter essa visão do que pode acontecer a partir das nossas escolhas de hojeerdquo;, diz Amoni. Segundo a executiva, grande parte dos clientes da solução no Brasil até o momento são da área de energia. Ela lembra que nos últimos anos esse setor já sofreu os impactos de ondas de calor, incêndios, secas e enchentes. eldquo;Para o setor de energia, que é um dos mais expostos à mudança do clima, todos os segmentos estão preocupados com essas questões de como gerenciar os riscoserdquo;, explica. Infraestrutura vulnerável Em 2023, intensas secas atingiram o Norte do país e prejudicaram a geração de energia hidrelétrica, além da distribuição de combustíveis, que ocorre sobretudo por meio de barcos na região. Este mês, uma nova estiagem levou o governador do Amazonas, Wilson Lima (União), a decretar situação de emergência em 20 municípios e instituir um comitê de enfrentamento à seca. A executiva da WayCarbon afirma que discussões sobre os riscos do clima à infraestrutura têm ganhado tração sobretudo depois das enchentes que atingiram o Rio Grande do Sul em maio deste ano. Ao todo, cerca de 2 milhões de pessoas foram atingidas pelos efeitos das inundações, com 500 mil unidades de consumo de energia elétrica desligadas. eldquo;Essas discussões estão começando a ganhar mais relevância e entendimento. Durante muito tempo só se falou em mitigação, mas a adaptação a riscos veio de uma forma mais evidente depois desse evento no Rio Grande do Sulerdquo;, diz. eldquo;Esse evento trouxe de uma forma mais visual o que de fato são os efeitos mais catastróficos da mudança do climaerdquo;, acrescenta. Para Amoni, devem receber mais atenção sobretudo os ativos mais antigos, que foram projetados para um clima diferente dos previstos para as próximas décadas. Entre os riscos mais evidentes do clima para a energia elétrica estão as tempestades e ventos intensos que afetam os fios de distribuição, além de incêndios, ondas de calor e inundações, que podem impactar também linhas de transmissão e subestações. No caso da geração, as mudanças climáticas tendem a impactar não apenas as usinas hidrelétricas, devido às variações nos regimes de chuvas, como também projetos eólicos e solares, que dependem do vento e da incidência solar para gerar eletricidade. A distribuição e a logística de combustíveis também estão vulneráveis, lista a executiva. eldquo;O Brasil tem uma dimensão continental. O setor elétrico tem essa dispersão geográfica em todo o país, então em alguma região ele vai estar mais ou menos exposto aos riscos de inundação, de tempestades, de incêndios, de elevação do nível médio do mar, de ondas de calorerdquo;. Nova realidade climática exige adaptação Segundo Amoni, a ideia é que as empresas usem a ferramenta para proteger os próprios ativos, mas também para subsidiar discussões com os reguladores a respeito do planejamento e da estratégia para enfrentar as novas realidades climáticas. eldquo;Muitas empresas têm pedido o nosso apoio, justamente para a gente fazer esse papel de elsquo;advocacyersquo;, utilizando o conhecimento técnico, científico, para ajudar a Aneel a mudar padrões que são considerados para novos leilões, por exemploerdquo;. eldquo;O setor de energia é uma infraestrutura crítica, que está relacionada à segurança da sociedade, da economia do país. Então, tem um papel de protagonismoerdquo;, conclui.

O preço médio da gasolina subiu R$ 0,12 nos postos de combustíveis do país na última semana, para R$ 5,97, após reajuste feito pela Petrobras às distribuidoras. Apesar disso, o combustível está mais vantajoso em 17 estados para abastecer veículos flex, enquanto o álcool está valendo mais a pena em 9 estados e no Distrito Federal. É o que mostra a calculadora de combustíveis do g1, com base nos preços médios nos postos encontrados pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) entre os dias 7 e 13 de julho. A calculadora do g1 considera o preço e o rendimento de cada combustível. Segundo especialistas, em geral, o etanol é mais vantajoso quando está custando até 70% do preço da gasolina. (entenda mais abaixo) Veja abaixo qual combustível compensa mais em cada estado: Preços médios do etanol e da gasolina nos estados e no DF, em R$ Estado Preço médio do etanol Preço médio da gasolina Qual compensa mais Acre 4,81 7,02 etanol Alagoas 4,69 6,12 gasolina Amapá 4,67 5,69 gasolina Amazonas 4,31 6,31 etanol Bahia 4,43 6,21 gasolina Ceará 4,74 5,95 gasolina Distrito Federal 3,94 5,90 etanol Espírito Santo 4,19 6,03 etanol Goiás 3,99 5,97 etanol Maranhão 4,52 5,92 gasolina Mato Grosso 3,77 5,92 etanol Mato Grosso do Sul 4,08 6,14 etanol Minas Gerais 4,19 6,09 etanol Pará 4,54 6,12 gasolina Paraíba 4,39 5,87 gasolina Paraná 4,08 6,13 etanol Pernambuco 4,52 5,83 gasolina Piauí 4,25 5,86 gasolina Rio de Janeiro 4,22 5,86 gasolina Rio Grande do Norte 5,31 6,49 gasolina Rio Grande do Sul 4,55 6,07 gasolina Rondônia 4,83 6,64 gasolina Roraima 4,81 6,29 gasolina Santa Catarina 4,29 5,90 gasolina São Paulo 3,78 5,70 etanol Sergipe 4,78 6,30 gasolina Tocantins 4,39 6,14 gasolina Fonte: ANP/calculadora de combustíveis do g1