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A busca da indústria automotiva por combustíveis alternativos continua em alta. Uma aposta da Porsche é o e-fuel, uma gasolina sintética sem petróleo. A empresa alemã já produz a novidade no Chile e espera que o combustível mais sustentável deixe os automóveis a combustão mais tempo no mercado. Outras empresas alemãs também estão investindo no combustível. A lista inclui nomes como Audi e Bosch. Como é a gasolina sem petróleo da Porsche Combustíveis sintéticos usam a mesma infraestrutura de abastecimento dos postos e não geram carbono na queima; A gasolina sem petróleo, portanto, pode diminuir o efeito estufa e dispensa a dependência pelo recurso natural limitado e cada vez mais caro (o petróleo); A produção do e-fuel, por exemplo, usa como matéria-prima hidrogênio e dióxido de carbono da nossa atmosfera; Ela também não exige nenhuma alteração nos motores para rodar; O novo combustível deve trazer uma sobrevida aos motores a combustão. A Fórmula 1 também está de olho na tecnologia e deve adotá-la já a partir do próximo ano. Um obstáculo atual é reduzir o custo da extração do hidrogênio para produzir a gasolina sintética. O processo conhecido como eletrólise também precisa de muita eletricidade para separar o hidrogênio da água. Porsche ainda aposta em motores a combustão A Porsche também registrou recentemente uma patente inovadora para um motor de 6 tempos que desvia do tradicional funcionamento de 4 tempos, que inclui admissão, compressão, potência e escape. Nova tecnologia promete maior eficiência e potência, mas seu futuro é incerto em meio à transição para veículos elétricos.

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu temporariamente o processo de oferta de capacidade da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) 2025-2029. A ANP destacou, em ofício enviado à empresa, que detectou uma eldquo;relevante discrepânciaerdquo; entre o cenário de referência (a estimativa de contratação) e a demanda efetivamente confirmada na fase de manifestação de interesse dos usuários emdash; o que provocaria a revisão, para cima, das tarifas indicativas. É a segunda vez, em menos de um ano, que o modelo de cálculo das tarifas de transporte é colocado em xeque por distorções nesse processo. Lembra? Em meados do ano, o tarifaço na malha da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) sacudiu o mercado endash; tendo sido mitigado parcialmente após um acordo entre a ANP e a Petrobras para aumentar a capacidade reservada em Caraguatatuba (SP). Dessa vez, há ao menos uma mudança substancial no processo: a ANP agiu antes de homologar as tarifas definitivas da TBG e busca uma solução de contorno para o novo caso antes (e não depois) de concluída a oferta. O novo episódio ainda é cercado de incógnitas. Como o processo de oferta de capacidade da TBG ainda está em curso, as planilhas com os dados de capacidade solicitada e o recálculo das tarifas de transporte são mantidas em sigilo por aspectos concorrenciais. Mas a seguir, a gas week traz uma primeira leitura do caso. O que sabemos até agora Nessas situações de frustração de demanda, há a necessidade de recálculo das tarifas de referência. A receita do transportador não cresce nesses casos. Ela é dividida pela expectativa de volume movimentado. Se o volume cai, a tarifa sobe endash; mesmo a receita mantida a mesma. As tarifas de referência para 2025, aprovadas pela ANP, indicavam uma tendência de queda de 11% a 19% na tarifa de entrada e de 4% a 26% na saída endash; a depender do ponto de injeção e retirada de gás do sistema. Mas nesse momento é impossível precisar para aonde elas vão, de fato. Procurada, a ANP informou que eldquo;está avaliando o ocorrido e as alternativas, não havendo ainda uma posição fechadaerdquo; sobre o assunto. Fontes consultadas pela agência eixos relatam que Corumbá (MS) é o epicentro do caso. Na porta de entrada do gás importado da Bolívia endash; e, futuramente, da Argentina, via Gasbol. Nos cenários de referência da TBG, a reserva de capacidade estimada no ponto de entrada de Corumbá para 2025 foi de cerca de 14 milhões de m3/dia endash; em linha com os volumes movimentados este ano, na média. Mas houve uma frustração na demanda no ponto endash; algo que não chega a surpreender totalmente, em meio ao declínio das importações da Bolívia. Nova dinâmica do mercado traz complexidades Na proposta tarifária apresentada pela TBG, a transportadora já identificava a necessidade de revisão da metodologia de cálculo das tarifas para o início do 2º Ciclo Regulatório (a partir de 2026). Mas a conta chegou antes. A regra atual expõe as tarifas às oscilações dos volumes entregues pela Bolívia. Entenda: as tarifas cobradas pela injeção de gás na malha têm um peso maior na composição das receitas das transportadoras: 70% dos custos são recuperados pelas tarifas de entrada, enquanto os 30% restantes pelas tarifas de saída. A TBG cita, em sua proposta tarifária, a necessidade de reavaliação dessa alocação dos custos, para manter a atratividade e eficiência no uso do sistema, diante da perspectiva de redução da oferta de gás boliviano e eldquo;possível perda de competitividade em função do desconto na interconexãoerdquo;. O agravante, no caso da TBG, é que são poucos os pontos de entrada no sistema do Gasbol: Garuva (SC), conectado ao terminal de GNL da New Fortress na Baía de Babitonga (SC), têm baixa movimentação de gás; e em Gascar (SP), na interconexão com a malha da NTS, é aplicado um desconto de 90% na tarifa. Com isso, Corumbá acaba sendo, de longe, a principal fonte de remuneração da TBG. A leitura preliminar de agentes consultados pela agência eixos é de que a frustração de demanda para Corumbá reflete de certa forma as incertezas quanto à importação de gás da Bolívia e Argentina. Isso teria levado os usuários a reservar uma capacidade aquém do esperado (ainda não está claro se foi a Petrobras, como principal carregadora, e se há aspectos concorrenciais envolvidos no caso). Com dificuldades de recuperar suas reservas, a Bolívia tem reduzido ano a ano o envio de gás à estatal brasileira. E, embora os comercializadores privados estejam se movimentando para importar gás da Bolívia e da Argentina, muitos desses contratos são em bases interruptíveis endash; no caso argentino, num primeiro momento, a oferta tende a ser sazonal. Tudo isso impõe mais complexidades à dinâmica do mercado e, portanto, no apetite por contratação de capacidade firme. O que fazer? A revisão dos critérios para cálculo das tarifas e receitas das transportadoras (Resolução 15/2014) é tema da agenda regulatória da ANP desde 2020. Atrasou. Segundo a agência, uma nota técnica está sendo finalizada, para na sequência ser submetida à consulta prévia para obtenção de contribuições e sugestões da sociedade. O tema passa pela definição de procedimento para aprovação das propostas de tarifas; e diretrizes para repasse de receita entre os transportadores interconectados, por exemplo. Não existe, contudo, nenhuma perspectiva de que o assunto avance a tempo da conclusão da oferta de capacidade para 2025. Segundo fontes, a tendência é que a solução para contornar as distorções no processo da TBG passe por ajustes dos parâmetros em mãos para o caso em tela. Outro caminho possível é atenuar as distorções a partir do uso do saldo da Conta Regulatória endash; mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à Receita Máxima Permitida (RAP). Valores recebidos com produtos de curto prazo, penalidades e excedentes autorizados e não autorizados são adicionados no saldo dessa conta e revertidos em redução tarifária. Na nota técnica que analisa a proposta tarifária da TBG, a ANP informou que o saldo da conta na malha da transportadora é estimando em cerca de R$ 650 milhões. O regulador reconhece, no documento, que eventuais ajustes necessários no processo eldquo;poderão ser feitos a posteriori sem maiores consequências práticaserdquo;. E cita a existência de eldquo;substancial saldo na conta regulatóriaerdquo; que poderá eldquo;acomodar revisões das tarifas aplicáveis sem consequências para os carregadoreserdquo;. Sem sustos na oferta da NTS A ANP homologou as tarifas calculadas pela transportadora após a etapa de manifestação de interesse, bem como a alocação de capacidade do processo de oferta de capacidade 2025-2029. Não houve mudanças significativas na tarifa de referência, por frustração na demanda, como o ocorrido este ano. Com isso, a expectativa é que se confirme a tendência de redução nas tarifas na malha do Sudeste em 2025: de 11,3% a 13,8% na entrada e de 4,4% a 6,7% na saída em relação aos contratos anuais vigentes. Vale lembrar que, para reduzir o risco de um novo choque, a NTS mudou, com o aval da ANP, a metodologia de cálculo de suas tarifas. A alteração prevê que a tarifa final seja composta pela soma de duas parcelas que visam a amortecer eventuais novas frustrações de demanda. Novos entrantes. Três empresas podem estrear como carregadores na malha de transporte da NTS em 2025: a 3R (Brava Energia) e as comercializadoras Voqen e BTG Pactual Commodities manifestaram interesse no processo de oferta de capacidade da transportadora. Edge, Equinor, Galp, MGas, Shell e CSN, que já possuem contratos vigentes com a NTS, também participam do processo. Ainda falta confirmar a contratação, de fato. O prazo para submissão da proposta garantida, pelos carregadores, vai até dia 9/12 e a divulgação do resultado da oferta está marcada para 15/12. A assinatura dos contratos, por sua vez, deve ocorrer até 23/12.

O plenário do Senado aprovou nesta quinta-feira (5) o pedido de urgência para votação do projeto de lei que define o devedor contumaz, abrindo caminho para discussão na semana que vem. O relatório já foi aprovado pela comissão temporária de reforma dos processos administrativo e tributário. Senado e Câmara disputam quem dá a palavra final sobre a questão do chamado devedor contumaz, empresas que sonegam impostos recorrentemente. O PL do Senado foi apresentado pelo próprio presidente, Rodrigo Pacheco (PSD-MG), e é relatado pelo senador Efraim Filho (União Brasil-PB). O projeto em discussão na Câmara é relatado pelo deputado federal Danilo Forte (União Brasil-CE), presidente da Comissão de Desenvolvimento Econômico da Câmara. Nesta quarta (4), a comissão adiou a votação do parecer após pedido de vista coletivo (mais tempo para análise). O projeto em discussão no Senado institui o Código de Defesa do Contribuinte, e define o devedor contumaz como aquele "cujo comportamento fiscal se caracteriza pela inadimplência reiterada, substancial e injustificada de tributos". O relatório traz critérios objetivos para caracterizar a inadimplência como reiterada e substancial. Em âmbito federal, por exemplo, a empresa deve ter débitos tributários por mais de um ano em valor igual ou superior a R$ 15 milhões; ou a ao menos 30% do faturamento do ano anterior, com valor mínimo de um milhão de reais. A inadimplência será considerada injustificada "quando não houver motivo plausível que a fundamente, cabendo ao devedor, no âmbito do processo administrativo, demonstrar os motivos que afastem a configuração da contumácia" a partir de critérios também definidos em lei.

Em meio a cobranças no mercado financeiro por um corte de gastos mais efetivo, deputados dizem que um eventual endurecimento das propostas apresentadas pelo governo não virá do Congresso sem que o Executivo proponha ajuste maior. Em outro movimento, parlamentares resistem a mexer no Benefício de Prestação Continuada (BPC), pago a idosos e pessoas com deficiência de baixa renda, e já há quem veja risco de desidratação do pacote. Na quarta-feira à noite, os deputados aprovaram pedido de urgência para dois projetos incluídos no pacote, relacionados a temas como novos gatilhos do arcabouço, correção do salário mínimo e revisão de programas sociais, caso do BPC. Um deles foi aprovado com apenas três votos além do necessário. Há ainda uma Proposta de Emenda à Constituição, que também mexe no BPC, nos supersalários do funcionalismo e no Fundo Nacional de Desenvolvimento da Educação Básica (Fundeb). Os parlamentares, contudo, ainda não se comprometeram a aprovar o conteúdo dos projetos. Líderes da Câmara e articuladores do Palácio do Planalto afirmam que o pacote será aprovado ainda neste ano; a dúvida, no entanto, é sobre o tamanho do ajuste. Além disso, há ainda alguns obstáculos, como o impasse envolvendo o pagamento de emendas parlamentares após decisão do Supremo Tribunal Federal (STF), o que tem travado novas votações. Economistas avaliam que o pacote é insuficiente para garantir o equilíbrio das contas públicas. O ministro da Fazenda, Fernando Haddad, manifestou confiança nas propostas, mas admitiu a necessidade de novas medidas no futuro, e não descartou eldquo;voltarerdquo; ao presidente Luiz Inácio Lula da Silva. No Congresso, integrantes da esquerda e da direita concordam com o diagnóstico de que é impossível manter o arcabouço intacto e as regras atuais dos eldquo;A esquerda não topa mexer no BPC. É um contrassenso mexer com os mais carentes e isso está dando, inclusive, munição para a direita nos criticar e criticar o governoerdquo; Zé Neto (PT-BA) Deputado federal benefícios da Previdência, vinculados ao salário mínimo, e dos pisos de Saúde e Educação, que crescem conforme a arrecadação do governo. O remédio proposto é que é diferente. Uma ala pressiona por cortes mais duros e outra, por mudanças no arcabouço. Uma das principais resistências na Câmara é em relação às mudanças no BPC. O benefício é pago a idosos e pessoas com deficiência de baixa renda, no valor de um salário mínimo. O pacote aperta os critérios para calcular a renda das famílias e proíbe a retirada de rendas não previstas em lei. Na prática, isso pode fazer com que pessoas não tenham mais direito ao benefício por ultrapassar a renda de um quarto do salário mínimo. elsquo;CONTRASSENSOersquo;. A resistência começa pelo partido de Lula. eldquo;Tem coisa para ser modificada. A esquerda não topa mexer no BPC. É um contrassenso mexer com os mais carentes e isso está dando, inclusive, munição para a direita nos criticar e criticar o governoerdquo;, disse o deputado Zé Neto (PT-BA). eldquo;Eu espero que a equipe econômica possa rever essa posição, porque nós não podemos cortar ou dificultar o acesso das pessoas com deficiência e dos idosos ao Benefício de Prestação Continuadaerdquo;, afirmou Valmir Assunção (PT-BA). Já o deputado Pedro Paulo (PSD-RJ), autor de uma PEC que propõe medidas mais drásticas para controlar as contas, afirmou que não há disposição atualmente no governo e no Congresso para endurecer o pacote. eldquo;(A proposta do) BPC, do jeito que está, não está gerando muita economia e está gerando muita resistênciaerdquo;, afirmou ele, para quem as propostas são tímidas diante do desajuste nas contas do governo. A crítica também vem de políticos de centro e da direita, principalmente do Nordeste, que querem distância do projeto que altera as regras do BPC, e de parlamentares ligados à Saúde e aos direitos da pessoa com deficiência. eldquo;Essa proposta não é apenas desumana, é também um retrato da completa insensibilidade e incompetência com que a saúde pública está sendo tratadaerdquo;, disse o deputado Zacharias Calil (União-GO). Na quarta-feira, ao orientar a favor da urgência dos projetos, o líder do bloco da Maioria na Câmara, que reúne a base do governo e o Centrão, André Figueiredo (PDT-CE), deixou clara a insatisfação. eldquo;É evidente que nós queremos rediscutir o posicionamento relativo ao BPC e tantos outros pontos que precisam ser discutidos.erdquo; ebull;

A Petrobras e a colombiana Ecopetrol confirmaram na manhã desta quinta-feira a maior descoberta de gás da história da Colômbia, que poderá triplicar as reservas do país. O consórcio estima investir US$ 1,2 bilhão para a fase exploratória e US$ 2,9 bilhões já na fase de desenvolvimento da produção. A empresa começou a perfurar um poço, o Sirius-2, em 19 de junho de 2024. Com a avaliação dos resultados, foram confirmados volumes de gás no local superiores a 6 trilhões de pés cúbicos (Tcf). "Essa constatação pode aumentar em 200% as reservas atuais da Colômbia", diz a Petrobras em nota à imprensa. O poço está localizado a 77 quilômetros de Santa Marta, capital do departamento de Magdalena, no norte do país, em lâmina de#39;água de 803 metros. A expectativa é começar a produção de gás natural em três anos após recebimento de todas as licenças ambientais e em caso de confirmação da viabilidade comercial da descoberta, prevista até 2027, dia a Petrobras. A produção esperada é de cerca de 13 milhões de m³/dia durante dez anos. O consórcio é formado pelo braço da Petrobras na Colômbia (44,44% de participação) e Ecopetrol (55,56%). A Petrobras é operadora, mesmo sendo minoritária. Os investimentos referentes à parcela da Petrobras estão contemplados no Plano de Negócios 2025-2029 da empresa. O consórcio iniciará as atividades de aquisição de dados metaoceânicos e informações ambientais sobre o fundo do mar, entre outras para a instalação de um gasoduto para o transporte de gás natural do campo para a unidade de tratamento de gás em terra, bem como para a instalação de sistemas de produção no fundo do mar. De acordo com Sylvia Anjos, diretora de projetos de exploração da Petrobras, a Colômbia não pretende exportar gás proveniente do Sirius, uma vez que o poço está sendo pensado para suprir o déficit do combustível enfrentado pelo país. Porém, o projeto prevê a perfuração de outros três poços produtores, e a partir deles pode haver exportação futuramente. emdash; Não podemos falar em exportação se as necessidades da Colômbia não estão supridas. Então o Sirius está todo projetado para o mercado nacional deles. Mas as outras oportunidades exploratórias podem abrir justamente esse potencial não só do país ter sua segurança energética, como também abrir para a exportação para outros mercados, como o do Brasil emdash; explicou, em coletiva. Atualmente, a Bolívia é a principal fonte de importação de gás natural para o mercado brasileiro. No final de novembro deste ano, o país assinou acordo com a Argentina com o objetivo de abrir rotas alternativas para trazer também o gás de Vaca Muerta, megacampo argentino. Caso a exportação da Colômbia seja viabilizada, seria mais uma fonte de gás natural, que viria para o Brasil via gás natural liquefeito (GNL).

O governo federal pode receber mais de R$ 1 trilhão entre 2025 e 2034 com a venda da parte da União na produção de petróleo em campos do pré-sal e a geração de royalties e impostos. A estimativa é da PPSA, estatal responsável pela comercialização da parcela que cabe ao governo federal nos contratos de partilha dos campos de alta produtividade em alto-mar nas bacias de Campos e Santos. Os números constam do estudo eldquo;Estimativa de produção dos contratos de partilha e de arrecadação para os cofres públicos no período 2025-2034", elaborado pela PPSA e apresentado nesta quinta-feira no fórum técnico anual da empresa pela presidente interina, Tabita Loureiro. O trabalho aponta que a comercialização da parcela do petróleo e gás da União relativa a 19 contratos de partilha poderá arrecadar mais de R$ 500 bilhões nos próximo dez anos, confirmadas as premissas dos autores, que traçaram três cenários. Entram na conta também os acordos de individualização da produção de Mero, Atapu e Tupi no período analisado, informou a PPSA em comunicado. Ainda de acordo com a PPSA, Tabita Loureiro acrescentou na apresentação que, considerando ainda os valores a serem pagos com royalties e tributos, a arrecadação total para os cofres públicos federais pode superar R$ 1 trilhão. Os três cenários desenhados pelo estudo para o período até 2034 foram chamados de Pessimista, Mais Provável e Otimista, A diferença entre eles está principalmente na variação do preço do petróleo e do gás (uma commodity de cotação internacional), na taxa de câmbio e na entrada em produção de plataformas, entre outras variáveis. Segundo a PPSA, a estimativa de R$ 500 bilhões com a venda da parcela do petróleo da União é baseada no cenário Mais Provável, de barril cotado em US$ 70 (atualmente está em R$ 72,20) e taxa de câmbio de R$ 5,43 (hoje o dólar é cotado a R$ 6,01), considerado um cenário conservador. A presidente da PPSA afirmou que, independentemente do cenário escolhido, todos apontam aumento da produção brasileira no chamado polígono do pré-sal, no qual os contratos de concessão são substituídos pelos de partilha, e, consequentemente, no país. Em vez de pagar pelo direito de explorar uma área, as petroleiras dividem com o governo parte do petróleo extraído, que é negociada pela PPSA. Os contratos de partilha têm uma projeção mais provável de 6,6 bilhões de barris extraídos entre 2025 e 2034, diz o estudo. Desse total, 1,4 bilhão de barris ficarão para a União. eldquo;A produção de óleo da União acaba de alcançar a marca de 100 mil barris por dia (bpd) em outubro, o que nos coloca, pela primeira vez, como quinto maior produtor nacional. Neste estudo, se considerarmos o cenário Mais Provável, a produção da União alcança o pico em 2030, com 543 mil bpd. No cenário Otimista, chega a 583 mil bpd. Isso mudará totalmente os volumes de comercialização do petróleo da União erdquo;, declarou Tabita. A executiva explicou que, o mesmo estudo feito no ano passado apontava 2029 como o ano em que a produção da União alcançaria o seu pico, mas a postergação por um ano e o volume menor se devem ao atraso no início da produção de plataformas de alguns campos, bem como pelo adiamento de perfuração de poços programados e pelo aumento de custos nas operações de alguns projetos. "O mercado tem sofrido com reajustes contratuais na construção e montagem dos FPSOs, elevação das taxas diárias das sondas e aumento geral de custos de investimento nos contratos de subsea (equipamentos para operação submarina) erdquo;, afirmou a líder da PPSA.