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De acordo com a mais nova análise do Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), levantamento que consolida o comportamento de preços das transações nos postos de combustível, trazendo uma média precisa, o diesel S-10 ficou mais caro em novembro na comparação com outubro, atingindo preço médio de R$ 6,22, uma alta de 0,16%. Já o diesel comum teve média de R$ 6,19, mesmo valor registrado em outubro. eldquo;O diesel S-10 registrou um pequeno avanço nos preços em novembro, ao passo que o diesel comum permaneceu com a mesma média de preço. Mesmo com esse ajuste, o cenário aponta para um movimento de acomodação após um primeiro semestre com oscilações mais acentuadas. Como principal componente dos custos do transporte, o diesel segue influenciando diretamente os gastos da cadeia logística a cada variação de preçoerdquo;, analisa Renato Mascarenhas, Diretor de Rede Abastecimento da Edenred Mobilidade. Na análise individual de cada região do País em novembro, o Nordeste se destacou com as maiores altas do período para os dois tipos de diesel. Na região, o tipo comum teve alta de 0,49%, com média de R$ 6,20, enquanto o S-10 ficou 0,48% mais caro, custando, em média, R$ 6,22. O Centro-Oeste teve a maior queda para o diesel comum, de 0,48%, com média de R$ 6,23. Nenhuma região apresentou queda para o diesel S-10 em novembro. A região Sul seguiu com os preços mais competitivos para o diesel: R$ 5,97 para o diesel comum (-0,17%) e R$ 6,02 para o S-10 (estável). Já o Norte continuou com os preços médios mais altos: R$ 6,79 para o comum (+0,44%) e R$ 6,58 para o S-10 (+0,15%). No levantamento por estados, o IPTL constatou que a maior média para o diesel comum em novembro foi registrada no Acre, de R$ 7,46 (-1,06%). O Paraná aparece como o estado onde os motoristas encontraram o diesel comum mais em conta em novembro: a R$ 5,94, em média (estável). A Paraíba, por sua vez, apresentou a alta mais significativa do País para o diesel comum, de 3,29%, comercializando o combustível por R$ 6,27, em média. O combustível teve sua maior queda no mês registrada em Roraima, de 1,34%, sendo comercializado, em média, por R$ 7,37 no estado. Em relação ao diesel S-10, o maior preço médio registrado em novembro também foi o do Acre: R$ 7,42 (-0,80%, maior queda para o combustível no mês). No Paraná, foi identificado o menor preço médio do mês: R$ 5,97, após aumento de 0,17% no valor do combustível no estado. Em Pernambuco foi registrada a maior alta para o diesel S-10, de 1,17% (R$ 6,05). O IPTL é um índice de preços de combustíveis levantado com base nos abastecimentos realizados nos 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log, com uma robusta estrutura de data science que consolida o comportamento de preços das transações nos postos, trazendo uma média precisa, que tem grande confiabilidade, por causa da quantidade de veículos administrados pela marca: mais de 1 milhão, com uma média de oito transações por segundo. A Edenred Ticket Log, marca da linha de negócios de Mobilidade da Edenred Brasil, conta com mais de 30 anos de experiência e se adapta às necessidades dos clientes, oferecendo soluções modernas e inovadoras, a fim de simplificar os processos diários. (Edenred Mobilidade)

O preço médio da gasolina vendida nos postos de combustíveis no Brasil teve uma queda de 0,27% em novembro, ante o mês anterior, para R$ 6,371, segundo dados da ValeCard, empresa especializada em meios de pagamento e soluções de mobilidade. A queda apontada pelo levantamento reflete uma parte da redução de 4,9% aplicada pela Petrobras (PETR4) para a gasolina vendida a distribuidoras, em 21 de outubro, segundo o diretor de Mobilidade e Operações da ValeCard, Marcelo Braga. O repasse dos cortes de preços da Petrobras em suas refinarias não é imediato, e depende de uma série de questões como margem de distribuição e revenda, adição de biocombustíveis e impostos. eldquo;A redução finalmente começou a ser integralmente repassada ao consumidor final ao longo de novembroerdquo;, afirmou Braga, em nota. eldquo;Como já havíamos observado no mês passado, existe uma defasagem natural entre o reajuste realizado pela estatal e o valor percebido nas bombas, em função do tempo de renovação dos estoques ao longo da cadeia de distribuição. Esse ciclo, que pode levar de dias a algumas semanas, agora se completou na maior parte do país.erdquo; Já o preço médio do etanol hidratado, concorrente direto da gasolina nas bombas, subiu 0,31% no período, a R$4,469 por litro, de acordo com o levantamento, que considerou transações realizadas entre 1º e 26 de novembro em mais de 25 mil postos de combustíveis em todo o país. O litro do diesel, combustível mais comercializado no Brasil, ficou quase estável, com alta de 0,02%, a R$6,293. (Reuters)

O preço do litro do etanol hidratado subiu 0,35% e o do anidro 1,76% na semana nas usinas do Estado de São Paulo, segundo o Indicador Semanal do Etanol do Cepea/Esalq/USP

Feita após a deflagração da Operação Carbono Oculto, uma fiscalização da Agência Nacional do Petróleo (ANP) na Refit identificou, entre setembro e outubro, uma série de irregularidades na empresa. A refinaria foi alvo de uma megaoperação da Receita Federal por montar um esquema de sonegação envolvendo fundos de investimento e offshores. Para as autoridades, a empresa importava gasolina do exterior, mas declarava estar trazendo óleo bruto de petróleo para refino com o objetivo de obter benefícios fiscais. No entendimento dos investigadores envolvidos na operação, a Refit não realizava refino, procedimento pelo qual é feita a destilação do petróleo, mas a fabricação de combustível por meio da mistura de substâncias. Uma das evidências coletadas nas fiscalização é um papel encontrado fixado à parede da sala de controle de onde são operados os tanques de estocagem de matéria-prima e de produto acabado da refinaria. Intitulado de "Produção de gasolina", o papel indica quantidades diferentes de substâncias como nafta, aromático e diesel. "Uma vez que desta sala são operados apenas os tanques (por meio de válvulas de entrada e saída de produto e partida/parada de bombas), esta instrução claramente se trata de um procedimento de produção de gasolina por formulação (mistura simples) e não por refino", diz a ANP. Outra evidência citada pela agência são anotações no livro que registra a passagem de turno entre os operadores de tanques. No espaço de três dias, a estrutura que era supostamente usada para receber o resultado da destilação passou a ser utilizada para alimentar o processo. "Ou seja, o fato de utilizar o próprio produto obtido na primeira passagem na coluna como matéria-prima em uma segunda passagem sugere que o produto obtido é praticamente o mesmo que entra na coluna e que difere em nada ou quase nada da matéria-prima", diz a ANP. A agência também identificou outras irregularidades na Refit, como a construção e operação de tanques sem autorização e o armazenamento de produtos com classe de risco superior a permitida. A Refit também armazenava biocombustíveis para terceiros. Dos 13 dedicados à atividade, 7 estavam com substâncias diferentes dos autorizados. Outro problema identificado pela ANP foi a ausência de diques de contenção na área dos tanques de armazenamento. Para a agência, a falta das estruturas representa "perigo grave, direto e iminente". No relatório, os fiscais narram que a questão já havia sido levantada em uma vistoria anterior. A Refit chegou a enviar um relatório contendo fotos dos diques de contenção erguidos, mas, segundo a ANP, a nova fiscalização mostrou que a obras só atenderam parte das estruturas. Após a deflagração da Operação Carbono Oculto em setembro, a Refit foi interditada por decisão da agência. Cerca de um mês depois, no final de outubro, a agência desinterditou parcialmente a refinaria. Segundo a ANP, a empresa havia atendido 10 dos 11 condicionantes apontados em uma das fiscalizações. No entanto, a agência destacou que os documentos apresentados não mostraram " a necessidade de uso de torres de destilação para a produção de gasolina".

Depois de anunciar uma redução nos investimentos previstos em seu Plano de Negócios para o período 2026-2030, na noite de quinta-feira, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou ontem que a estatal está eldquo;comprometida com o crescimentoerdquo;, a partir da Exploração e Produção (Eeamp;P) e dos esforços em gerar mais energia, com nível de investimentos adequados. eldquo;Nós tivemos uma mudança importante nesse plano que é a extensão do pico de produção. Vamos entrar no platô com 2,6 milhões de barris por dia (bpd) até 2034. No plano anterior, a produção declinava a partir de 2032erdquo;, ressaltou ela. O Plano de Negócios para o período 2026-2030 prevê investimentos de US$ 109 bilhões (R$ 583 bilhões) no período, cifra 1,8% menor que a do plano anterior (2025-2030). Desse total, US$ 81 bilhões estão garantidos, US$ 10 bilhões foram colocados para revisão trimestral até 2027 e outros US$ 18 bilhões serão analisados futuramente pela petroleira. Na entrevista para falar sobre o plano de negócios da estatal, Magda explicou que a cada 100 mil barris de petróleo adicionais produzidos, a estatal ganha US$ 2,5 bilhões em receita adicional. Assim, a companhia trabalha para a extensão do pico de produção. O platô de produção de petróleo até 2034, segundo ela, só é possível com os investimentos. eldquo;Mas nós vamos manter a produção com o mínimo de investimento possível. A produção vai aumentar até 2028, será de 2,7 mil barris bpderdquo;, explicou durante entrevista. A executiva ressaltou ainda que a empresa está eldquo;comprometidaerdquo; com projetos complementares e novas plataformas já contratadas para garantir uma produção de qualidade. Isso tem contribuído, em sua visão, para que, mesmo diante da queda do preço do petróleo Brent, a Petrobras entregue eficiência e disciplina de capital. No entanto, ela observou que, se a cotação do petróleo cair abaixo de US$ 62, projetos terão de ser revistos. eldquo;Estamos em um mundo instável. O preço do petróleo flutua. Houve uma queda de US$ 20 por barril desde o ano passado. Isso significa que hoje, em novembro, temos 75% do valor do Brent, que é o que nos remunera, em relação ao início de 2024erdquo;, justificou ela, relacionando à desvalorização da cotação do petróleo a definição do valor que a estatal pretende investir nos próximos cinco anos. REMUNERAÇÃO MENOR. eldquo;Eu chamo a atenção que, do primeiro semestre do ano passado, para o momento atual, nós temos uma queda de US$ 20 por barril no preço do petróleo cruerdquo;, disse Magda. eldquo;Isso significa que nós estamos hoje, no mês de novembro, com 75% do valor do petróleo Brent, que é o que nos remunera, comparado ao início do ano de 2024.erdquo; No Plano de Negócios, o valor do petróleo Brent previsto para 2026 é de US$ 63 o barril, e de US$ 70 o barril para 2030. De acordo com o diretor Financeiro da Petrobras, Fernando Melgarejo, a empresa está assumindo um nível menor de risco de execução do que no ano passado. eldquo;Nosso Brent de equilíbrio nos dá flexibilidade de buscar geração de receita e valor com riscos controladoserdquo;, disse, observando que a projeção de câmbio com o dólar a R$ 5,80 para o longo prazo está adequado com a inflação, considerando o diferencial de juros americanos e juros brasileiros. BRASKEM. Questionada sobre o possíveis novos investimentos daestatal na Braskem e na Refinaria de Mataripe, antiga Landulpho Alves (Rlam), Magda lembrou que a Braskem é uma companhia independente e aguarda a solução do seu problema societário. eldquo;Se a gente tiver de investir alguma coisa junto, com um novo sócio, nós vamos analisar. Nesse momento, isso não está sobre a mesaerdquo;, afirmou. Sobre a Rlam, vendida para o fundo Mubadala em 2021, ela disse: eldquo;Se algum dia vier para o mercado a preços justos a gente consideraerdquo;. ebull;

A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) anunciou ontem que o último mês do ano terá o acionamento da bandeira amarela, um alívio em relação às tarifas adicionais de cor vermelha que vigoravam desde junho. A classificação para dezembro representará um custo adicional de R$ 1,88 para cada 100 kWh consumidos endash; ante os R$ 4,46 de novembro. O anúncio vem em linha com as expectativas de especialistas do setor elétrico. Custo Bandeira representará custo adicional de R$ 1,88 para cada 100 kWh consumidos no mês Nos meses de junho e julho, o enquadramento foi de vermelha patamar 1. Em agosto e setembro, o adicional subiu para vermelho patamar 2. Em outubro, houve recuo ao patamar 1, que se manteve em novembro. A Aneel afirmou que, até o momento, a previsão de chuva para dezembro é superior à de novembro, na maior parte do País. A estimativa considera a entrada do período chuvoso. Ainda assim, a expectativa de chuva está, de forma geral, abaixo da sua média histórica para este mês do ano. Os primeiros meses de 2026, por sua vez, devem ser de bandeira verde, sem cobrança adicional. Porém, apesar das perspectivas positivas à frente, as projeções podem ser alteradas. Além do risco hidrológico, gatilho para o acionamento das bandeiras mais caras, outro fator de peso é o aumento do chamado Preço de Liquidação de Diferenças (PLD) endash; valor calculado para a energia a ser produzida em determinado período. Com as condições de geração de energia mais favoráveis, foi possível mudar da bandeira vermelha patamar 1 para amarela. A Aneel reforçou que o acionamento das termoelétricas continua essencial para atender à demanda. Isso justifica o pagamento adicional com a sinalização da bandeira tarifária. ebull;