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Comitê de Monitoramento do Setor de Gás Natural prepara 1ª reunião com foco em destravar investimentos e modicidade tarifária no transporte. EPE começa os trabalhos do Plano Integrado de Infraestruturas. Laércio Oliveira promete novo projeto para gas release no Senado. Comgás compra gás argentino. Consumo industrial em queda. Nasce o mercado livre em SC. 70 GW no leilão de reserva e mais. Confira: O governo pretende colocar o bloco na rua , com as primeiras entregas da agenda de trabalho do novo decreto da Lei do Gás. Passado o carnaval, a Empresa de Pesquisa Energética (EPE) espera lançar, em março, a consulta pública sobre a metodologia do Plano Nacional Integrado das Infraestruturas de Gás Natural e Biometano. Para abril, está prevista a abertura de chamada pública para estimar a demanda efetiva por serviços nas infraestruturas dos elos da cadeia do gás e identificar o potencial de oferta. A estatal trabalha para que o plano fique pronto em setembro e seja colocado, então, em consulta pública. O Ministério de Minas e Energia também pretende, nos próximos dois meses, avançar com a agenda do Comitê de Monitoramento do Setor de Gás Natural. A expectativa é que a primeira reunião do grupo seja convocada para entre março e abril endash; vai depender, ao fim, do ritmo e maturidade das entregas. A intenção, no MME, é que a primeira reunião do Comitê já encaminhe as primeiras deliberações. O elo do transporte será a prioridade da agenda inicial de trabalho. Membros do MME, ANP e EPE, que compõem o grupo, têm interagido entre si para estruturar as primeiras propostas, com foco em destravar investimentos na malha de gasodutos e em modicidade tarifária. A agenda prioritária do Comitê se debruça sobre, dentre outros pontos, a padronização dos contratos de serviço de transporte; e sobre aspectos no quesito modicidade tarifária. A palavra de ordem tem sido, nesse ponto, de eldquo;freio de arrumaçãoerdquo;, após os episódios de tarifaço, em 2024, nas ofertas de capacidade da NTS e TBG. Um dos desafios postos na mesa é como dialogar os novos investimentos com os contratos legados, no cálculo das tarifas. Para ilustrar a questão: a nova metodologia aprovada para a NTS, cuja tarifa final passou a ser composta pela soma de duas parcelas (Tarifa Legados + Tarifa Gasig), vai nesse sentido endash; embora não seja, necessariamente, a única forma de lidar com o assunto. Outro assunto no radar do Comitê é a postalização das tarifas. O decreto 12.153/2024 reintroduziu o conceito da tarifa postal (uniforme entre todos os usuários), como modelo preferencial, no capítulo que reforça a competência da ANP em adotar medidas transitórias. A ideia é adotar uma tarifa postal para entrada e outra postal para saída do sistema, sem tarifas de interconexão, como medida transitória até que a ANP publique uma nova resolução sobre o assunto. A revisão da Resolução 15/2014, que também trata dos mecanismos de repasse de receitas entre transportadoras, é um caminho aberto para discussão desse tema na agência. Liberar projetos As transportadoras alegam que a atual metodologia de WACC (o custo médio ponderado de capital, usado como taxa de remuneração do capital no cálculo das receitas do transporte) e a Resolução 15/2014 (critérios para cálculo das tarifas) estão defasadas. O diagnóstico é que a falta de clareza sobre a remuneração de investimentos travou projetos. As transportadoras convivem, hoje, com impasses na aprovação de novos investimentos e depositam as expectativas de que o novo decreto da Lei do Gás ajude a destravá-los. A Ecomp Japeri (RJ), parte do projeto Corredor Pré-sal, crucial para a entrada do gás de Raia, da Equinor, em 2028, é o principal case: a NTS deu entrada no processo de aprovação do projeto em 2022 e só em janeiro deste ano obteve a autorização para construção endash; mas ainda aguarda do regulador uma posição sobre os parâmetros da remuneração do investimento. A TBG, com a Ecomp Gaspar (SC), e a TAG, com a Ecomp Itajuípe (BA), também aguardam o aval da agência sobre seus respectivos projetos. As transportadoras pregam senso de urgência na fixação de um regra transitória de remuneração dos investimentos para esses ativos. Propõem, nesse sentido, a adoção do conceito (comum no setor elétrico) de base regulatória blindada para os projetos de expansão aprovados endash; o que preservaria o ativo, por um tempo definido, de revisões tarifárias futuras. Planejamento para destravar A EPE também promete destravar novos investimentos pela via do planejamento. A diretora de Petróleo, Gás e Biocombustíveis da estatal, Heloísa Borges, destaca que um dos principais objetivos do Plano Integrado é ajudar a casar a oferta e demanda do mercado de gás e contribuir para que a ANP tome as melhores decisões na outorga de projetos a partir de uma avaliação mais sistêmica das melhores alternativas. eldquo;A ideia é ajudar a ANP a enxergar melhor esse todo coordenado (ehellip;) A ANP deixa de olhar para um projeto só, que é a lógica regulatória da autorização, e passa a ter uma forma de olhar de forma sistêmicaerdquo;, resumiu Heloísa Borges, ao apresentar no dia 17/2 os novos estudos da estatal para a malha de gasodutos. E o projeto Corredor Pré-sal, da NTS, promete ser, justamente, um dos projetos contemplados na primeira versão do plano. A EPE lançou, em fevereiro, a nova edição do Plano Indicativo de Gasodutos de Transporte (PIG), que contribuirá para a elaboração do novo plano integrado endash; que não se limitará, porém, ao elo do transporte.

Produtores de etanol projetam uma safra menor para 2025-2026, mas estão otimistas com a possibilidade de expansão do mercado, aguardando o aumento da mistura do biocombustível à gasolina e ampliação da oferta do produto à partir do milho. Estimativas da SCA Brasil indicam que a produção total pode chegar a 33,8 bilhões de litros, no período 2025-2026, sendo 24 bilhões de litros da cana e 9,8 bilhões de litros de milho. A projeção, no entanto, é inferior aos 36,83 bilhões de litros registrados em 2024. Segundo Martinho Ono, CEO da SCA Brasil, a área colhida de cana de açúcar do Centro-Sul deve ser menor em função dos incêndios que destruíram lavouras no segundo semestre de 2024. Cerca de 400 mil hectares foram afetados, o que prejudicou o processo de plantio/renovação dos canaviais durante o inverno. A expectativa é de que a área total a ser colhida seja de 7,4 milhões de ha e queda para 600 milhões de toneladas no ciclo 2025-2026 na produção de cana-de-açúcar, 8% menos do que no período 2023-2024, quando foi registrada a produção recorde de 654 milhões de toneladas, aponta o departamento de Inteligência de Mercado da SCA Brasil. Além disso, o açúcar deve expandir sua participação no mix das usinas, de 48% no ano passado para 51% na safra atual. Ainda assim, Ono aposta em um cenário positivo para o setor ao longo de 2025. Durante uma live da SCA em fevereiro, o executivo listou a valorização do etanol hidratado frente à gasolina, as alterações ao RenovaBio aprovadas no final de 2024 e o avanço da mistura de etanol na gasolina para 30% como fatores que podem melhorar a demanda. O etanol hidratado foi beneficiado pela monofasia na reforma tributária. Nesse caso, somente o produtor pagará o Programa de Integração Social (PIS) e a Contribuição para Financiamento da Seguridade Social (Cofins). O setor também está otimista com a elevação do Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Prestação e Serviços (ICMS) incidente na gasolina. eldquo;Somadas, [mudanças no ICMS, PIS e COFINS] aumentarão a competitividade do etanol hidratado em R$ 0,17 por litro ou dois pontos percentuais em relação à gasolinaerdquo;, estimou. Já a nova mistura do biocombustível na gasolina, que pode saltar de 27% para 30% (E30), se aprovada pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), incrementaria em cerca de 1,18 milhão de metros cúbicos (m³) a demanda de etanol anidro, que passaria de 10,7 milhões de m³ para 11,9 milhões de m³, na safra 2025/2026. De acordo com a União Nacional do Etanol de Milho (Unem), serão fabricados 1,5 milhão de litros a mais do que no ano passado. A projeção é que a participação do biocombustível na matriz energética continue crescendo e chegue a 11,5 bilhões de litros no ciclo de 2026-2027. Apesar do etanol auxiliar na expansão da lavoura de milho do Mato Grosso, as elevadas taxas de juros podem limitar o aumento da produção, disse no mesmo evento o vice-presidente da trading Inpasa, Gustavo Mariano. eldquo;É uma questão que afeta diretamente todo o agronegócio nacional. Com a probabilidade da manutenção ou elevação da taxa de juros e alto spread bancário, quantifica-se em 20% a tomada de capital por parte do produtorerdquo;.

O desgaste político que o governo tem bancado ao pressionar o processo de licenciamento ambiental do chamado bloco 59 da Foz do Amazonas está diretamente relacionado ao sinal que essa autorização dará para outros blocos previstos na mesma bacia. Por trás da preocupação em obter a licença de pesquisa desse bloco o mais rápido possível, está a atração de interessados em outras 47 áreas na Foz do Amazonas, uma das regiões que compõem a chamada margem equatorial. Até o dia 31 de março, as petroleiras que registraram declarações de interesse em participar de leilão a ser realizado pela ANP (Agência Nacional do Petróleo) poderão apontar quais blocos, afinal, pretendem disputar. O leilão vai acontecer em 17 de junho. Ao todo, 332 blocos disponíveis no edital da Oferta Permanente de Concessão têm condições de serem oferecidos e possuem respaldo de manifestações conjuntas assinadas por MME (Ministério de Minas e Energia) e MMA (Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima). Só irão para o leilão, porém, aqueles blocos que, até o fim deste mês, receberem manifestações de interesse pelas empresas. Além do polêmico bloco 59, para o qual a Petrobras busca licença junto ao Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis), há 47 na região que estão à disposição. Por isso, uma eventual confirmação do seu licenciamento é vista como ponto crucial para a viabilidade dos demais. Na exploração de petróleo, a obtenção do licenciamento ambiental fica a cargo das empresas, que precisam buscá-lo depois de vencerem os leilões. O histórico dos blocos localizados na Foz do Amazonas não traz motivos de muita empolgação para as petroleiras. Hoje já existem 9 blocos concedidos na bacia, dos quais 6 são de responsabilidade Petrobras (entre eles o bloco 59), 2 da Petro Rio Coral e 1 da Enauta Energia. Essas concessões foram feitas em 2013. Nos últimos 12 anos, foram alvo de tentativas de licenciamento ambiental, mas nenhuma se confirmou até hoje. Depois de nova negativa dos analistas do Ibama sobre os estudos apresentados pela Petrobras para licenciar o bloco, na última quarta-feira (26), cabe agora ao presidente do órgão, Rodrigo Agostinho, tomar uma decisão final sobre o pedido. O chefe do Ibama não é obrigado a acompanhar o entendimento de sua área técnica. Ao ponderar a recomendação feita pelo grupo, ele decide se libera ou não. O ato final, portanto, é uma decisão política. Assim, os próximos dias são considerados decisivos não apenas para o bloco 59, mas para as oito demais concessões já feitas e para as 47 novas ofertas previstas neste 5º Ciclo da Oferta Permanente de Concessão. Até o início de fevereiro, 89 petroleiras tinham se cadastrado para participar do leilão. A ANP está analisando a documentação entregue pelas interessadas e, em 7 de março, divulgará aquelas que, efetivamente, poderão participar da disputa. As que forem aprovadas terão até o dia 31 para apresentarem declarações de interesse nos blocos. A margem equatorial é composta pela porção marítima de cinco bacias: Barreirinhas, Foz do Amazonas, Pará-Maranhão, Potiguar e Ceará. Assim como já existem nove blocos concedidos na Foz do Amazonas, há outros concedidos nas demais áreas, com exceção da Bacia Ceará. Uma das áreas de preocupação ambiental fora da Foz do Amazonas, por exemplo, é a Bacia Potiguar, onde já existem nove blocos sob contrato, operados por Petrobras (5), Murphy Brasil (3) e Shell Brasil (1). Esta região fica numa área próxima à formação de montanhas submarinas que se conectam ao arquipélago de Fernando de Noronha. Ao todo, o novo leilão prevê a oferta de 17 novos blocos de petróleo na Bacia Potiguar. Procurados pela Folha para comentar o tema, o Ibama e seu presidente não responderam. A Petrobras também não se manifestou. O MME, por sua vez, disse que os blocos disponíveis no leilão "possuem manifestação conjunta válida assinada pelo MME e pelo Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima, conforme estabelecido na legislação vigente, o que possibilita que sejam arrematados no certame". O IBP (Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás) afirmou que "defende o desenvolvimento de atividades exploratórias na margem equatorial brasileira para se comprovar a existência de petróleo e gás natural e sua viabilidade econômica, sempre com total segurança e respeito ao meio ambiente". Segundo o instituto, é sabido que há potencial na região para aumentar as reservas nacionais. "A demanda global por energia continuará crescente até 2050, com aumento de 24% do consumo global de energia primária até 2025, como indica a edição 2024 do World Oil Outlook, da Opep", afirmou. "Nesse contexto, o petróleo brasileiro ganha competitividade porque tem baixa intensidade de emissões de COe#8322; em suas operações de exploração e produção na comparação com outros mercados do mundo." A ANP informou que, dos 332 blocos incluídos no edital da Oferta Permanente de Concessão, 145 possuem manifestação conjunta do MME e MMA com vencimento no dia 18 de junho, um dia após o leilão. Sem essa manifestação, os blocos não podem ser leiloados, ou seja, é preciso buscar uma nova autorização das suas pastas para que voltem a ser oferecidos.

O campo de Mero, terceiro maior produtor da Petrobras, atingiu a marca de produção de 500 mil barris de petróleo por dia. A informação será divulgada pela empresa nesta sexta-feira (28). Com esse resultado, Mero se junta aos dois maiores produtores da companhia que também superam essa marca: Tupi e Búzios. Os três campos estão localizados na camada pré-sal, região que responde atualmente por 81% da produção total da empresa. Mero opera com quatro plataformas e deve aumentar sua produção ainda em 2025, com a ampliação gradual da capacidade do navio-plataforma Marechal Duque de Caxias e a entrada em operação de outra embarcação do tipo, o Alexandre de Gusmão. Este último saiu da China ano passado e deve chegar em breve ao Brasil, segundo a empresa. (Mônica Bergamo)

A queda de 70,6% no lucro da Petrobras em 2024, para R$ 36,6 bilhões, preocupa a todos que se lembram da má gestão que quase levou a empresa à insolvência nos mandatos petistas anteriores. No quarto trimestre do ano passado houve prejuízo de R$ 17 bilhões, invertendo o resultado positivo de R$ 31 bilhões observado no mesmo período de 2023. Felizmente, boa parte da piora é justificada por fatores pontuais ou de mercado, até aqui. A diminuição da rentabilidade no trimestre final de 2024 se deu principalmente por conta da variação cambial, que afeta o endividamento e o resultado contábil de subsidiárias no exterior, sem representar saída de caixa. Houve também queda de 2,3% na cotação do petróleo no ano e menores margens no refino, da ordem de 40%, em linha com o que se observa no mercado em geral. Por fim, a redução de 3% da produção de petróleo em 2024, para 2,7 milhões de barris por dia, se justifica por paradas de manutenção. Não há sinais claros de deterioração operacional. A principal preocupação se dá nos investimentos, que somaram R$ 91 bilhões no ano passado, alta de 31% em relação a 2023. Em dólares, como a estatal normalmente divulga o indicador, o valor ficou 15% acima da projeção indicada anteriormente. Tal discrepância foi justificada como temporária e reflexo de uma antecipação de pagamentos antes da execução efetiva para evitar atrasos aos fornecedores, mas gerou inquietação sobre se haverá aumento no plano de aportes nos próximos anos para seguir os desígnios do Planalto de utilizar a estatal como ferramenta para objetivos políticos. No cômputo geral, a piora operacional e a alta dos investimentos reduziram a disponibilidade para pagamento de dividendos. A empresa distribuiu R$ 9,1 bilhões no quarto trimestre, cerca de R$ 5 bilhões a menos que o esperado pelo mercado. No ano, o desembolso aprovado ficou em ainda respeitáveis R$ 75,8 bilhões, mas há duvidas quanto a reduções adicionais. Daí a reação negativa dos detentores de papéis da empresa, que chegaram a derrubar o preço da ação em até 9% no dia seguinte ao anúncio. É objeto de debate se mais investimentos rentáveis no momento seriam preferíveis a maior remuneração ao acionista. Mas o ponto chave é justamente sobre os critérios de decisão. O uso da companhia para alavancar a economia sem grandes preocupações com rentabilidade esteve na raiz dos problemas passados, quando uma sequência de desperdícios, regras de conteúdo local mal concebidas e corrupção legaram enorme endividamento, que no pior momento atingiu cerca de cinco vezes o resultado operacional da estatal. Se a direção atual aceitar repetir a experiência, a empresa e o país somente colherão novos problemas. Felizmente, hoje o escrutínio social e dos órgãos de controle é maior, mas toda a vigilância é necessária. (Editorial - O que a Folha pensa)

O setor de combustíveis é um dos mais pujantes da economia brasileira e um dos pilares da arrecadação de impostos no País. Segundo a Receita Federal, o Tesouro brasileiro arrecadou no ano passado pouco mais de R$ 2,7 trilhões em impostos. Desse montante, o setor de combustíveis foi responsável pelo recolhimento de R$ 105,354 bilhões, ou 3,9% do montante total. Como vários setores da economia, o segmento de combustíveis envolve uma gama diversa de atores. Entre eles, há empresas que cumprem à risca suas obrigações tributárias, investem em tecnologia, marketing a serviço da revenda e redobram os cuidados com inúmeros testes para aferir a qualidade dos seus produtos, entre outras medidas. Por outro lado, há empresas que usam de diferentes expedientes para fraudar a composição de produtos e sonegar impostos endash; seja por via de liminares ou por ter nas fraudes tributárias um modelo de negócio por si só endash; visando a escalar patrimonialmente e expandir seus tentáculos no mercado legal. Um estudo do Fórum Brasileiro de Segurança Pública (FBSP) revela que o crime organizado no Brasil está lucrando mais com a venda ilegal e o contrabando de combustíveis e bebidas do que com o tráfico de cocaína. Segundo o levantamento, os grupos criminosos acumularam R$ 146 bilhões anuais a partir de 2022 com movimentos criminosos envolvendo combustíveis, bebidas, cigarro e ouro, enquanto a receita com drogas foi de apenas R$ 15 bilhões. Quando a lupa é direcionada especificamente ao setor de combustíveis, o FBSP revela que a receita dos criminosos foi de R$ 61,5 bilhões, o que representa 41,8% do montante acumulado a partir das práticas realizadas pelas facções. Segundo a entidade, são 13 bilhões de litros comercializados ilegalmente todos os anos, com perdas fiscais de R$ 23 bilhões. O cenário apresentado aqui mostra a necessidade de medidas urgentes para sanear o mercado de combustíveis. No Legislativo, o presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União-AP), chancelou a abertura de uma Comissão Parlamentar de Inquérito (CPI) para investigar o crime organizado. O senador Alessandro Vieira (MDB-SE) propôs a investigação e a comissão poderá ser instalada após o carnaval. Se o cerco investigatório parece estar evoluindo de forma a emprestar mais visibilidade ao grave problema, ainda resta na mão do Poder Legislativo uma alternativa que pode contribuir para blindar quem atua com responsabilidade no mercado de combustíveis: a criação da figura jurídica do devedor contumaz. Cumpre um esclarecimento: o devedor contumaz não é aquele contribuinte que compra um carro ou imóvel e deixa de pagar as mensalidades por insuficiência de renda. O devedor contumaz é o empresário que, deliberadamente, não recolhe impostos e se mantém no mercado crescendo patrimonialmente e ganhando market share à custa dos atores regulares que cumprem suas obrigações tributárias. (Opinião por Adriano Pires)