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A licença para perfuração de um poço na Bacia de Foz do Amazonas, dada pelo Ibama à Petrobras às vésperas da COP-30, após 11 longos anos de idas e vindas do processo ambiental, não representa apenas a chance de o País abrir uma nova fronteira exploratória de petróleo. A proximidade da decisão com a Conferência Mundial do Clima, pela primeira vez sediada no Brasil e às portas da Amazônia, no Pará, é a oportunidade de trazer para o mundo real o debate sobre transição energética e como financiá-la. Longe de significar uma eldquo;sabotagem à COP-30erdquo; como alegam ambientalistas, que ameaçam judicializar a concessão da licença, a decisão de perfurar em águas profundas na costa do Amapá, na Margem Equatorial, está cercada de cuidados sem precedentes no País endash; e talvez no mundo. Tanto na segurança preventiva quanto na mitigação de riscos em caso de acidente, as inúmeras exigências ambientais foram acatadas. A instalação do poço pioneiro será milimetricamente monitorada, como deixou claro o Ibama nas 29 condicionantes anexadas à concessão da licença. E ainda frisou que poderá modificar as medidas de controle, caso considere adequado, ou mesmo suspender ou cancelar a licença se julgar que algum critério foi violado. A inclusão de detalhes inéditos ao já rigoroso processo de licenciamento ambiental não deixa dúvidas sobre a diligência da atividade, distante 500 quilômetros da foz do Rio Amazonas. Isso posto, é pertinente deduzir que os protestos contra a exploração da Margem Equatorial não se resumem à preocupação com o ecossistema da Amazônia endash; este guarnecido por inúmeros cuidados e investimentos em proteção e preservação da fauna e flora endash;, mas sim à obstrução de toda e qualquer atividade petrolífera. E aí está o cerne da questão: o Brasil pode renunciar às riquezas naturais sem ao menos verificar a sua dimensão? Que país abre mão da chance de impulsionar a economia com a exploração de seus recursos? A estimativa de que o Estado brasileiro pode arrecadar em torno de R$ 1 trilhão a partir da produção de petróleo na região, caso sejam confirmadas as reservas entre 6 bilhões e 30 bilhões de barris da Margem Equatorial, não pode ser desprezada. Seria um erro brutal desistir de investimentos com potencial de criação de centenas de milhares de empregos e de arrecadação inaudita para as Regiões Norte e Nordeste, historicamente as mais pobres do País. A transição energética, compromisso assumido mundialmente para conter o avanço do aquecimento global, levará décadas para ser concluída. O mundo, ao contrário do que o radicalismo ambiental faz crer, ainda não pode prescindir do petróleo como fonte de energia e como matéria-prima para produtos tão diversos quanto plásticos, fertilizantes, tintas, cosméticos, medicamentos, detergentes e asfalto. O que a indústria petrolífera mundial busca hoje é diversificar suas fontes de energia e minimizar a emissão de gases na produção e refino de petróleo. Em ambas as frentes, o Brasil se destaca. No ano passado, as emissões absolutas de gases de efeito estufa das operações da Petrobras foram 40% inferiores ao patamar de 2015, ano em que o Acordo de Paris (COP-21) estabeleceu metas para limitar o aquecimento global. Já ultrapassou, portanto, a meta que era de chegar a 2030 com 30% de emissões a menos. As emissões de metano foram reduzidas em 70% e os campos do pré-sal estão entre os de mais baixa intensidade de emissão de gases do mundo. No que depender do mercado de petróleo, o Brasil sediará a COP-30 sem motivo para constrangimentos. A decisão de investigar o potencial do bloco de petróleo de Foz do Amazonas é soberana de um país que usa mais fontes de energia renováveis do que o resto do mundo. De acordo com dados da Empresa de Pesquisa Energética, somando lenha e carvão vegetal, hidráulica, derivados de cana, eólica e solar e outras, nossas renováveis totalizam 50%, enquanto na matriz energética mundial o porcentual médio é de 14%. Petróleo e derivados ocupam 34% de nossa matriz, mas fazem enorme diferença no desenvolvimento econômico.

Representantes do setor de gás de cozinha disseram que os preços definidos pelo governo para o programa Gás do Povo "estão fora da realidade" e geram situações desafiadoras em algumas regiões, onde os valores ficaram bem abaixo do praticado. Os valores foram publicados no Diário Oficial da União em edição extra na sexta-feira (17) e serão utilizados como base para reembolsar os revendedores credenciados a comercializar o produto gratuitamente para famílias com renda de até meio salário mínimo, cadastradas no CadÚnico. A Abragás (Associação Brasileira das Entidades representativas da Revenda de Gás LP) disse, porém, que a revenda concordou em aderir ao programa "desde que fosse com os preços médios regionais por estado" divulgados em pesquisa da ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis). A tabela divulgada pelo governo, porém, veio com preço bem mais baixo em alguns estados. No Amazonas, por exemplo, a diferença chega a cerca de R$ 30 no botijão de 13 quilos. Em São Paulo, de quase R$ 16. "Os valores divulgados estão fora da realidade em algumas regiões do país, o que poderá levar as revendas desses estados a não aderirem ao programa", afirmou a entidade, dizendo que vem mantendo conversas com o governo para ajustar os preços. "Se não houver ajustes nos valores para essas regiões, ficará inviável aderir ao programa porque os valores não cobrem os custos das operações", reforçou. "A Abragás defende a adesão de todas as revendas no programa, desde que não inviabilize os resultados operacionais das revendas." Para o Sindigás (Sindicato das Empresas Distribuidoras de Gás LP), os preços definidos pelo governo criam "situação desafiadora" em algumas regiões, mas o setor diz ainda estar analisando o cenário em cada cidade e com cada parceiro comercial. O segmento de distribuição é parceiro do governo no desenvolvimento do Gás do Povo. Teve alguns desentendimentos, principalmente em relação à definição de preços estaduais, mas em geral tem trabalhado para que o programa seja bem-sucedido. O programa é uma bandeira do terceiro governo Luiz Inácio Lula da Silva (PT) e levou meses em gestação, com diversas idas e vindas e embates com a área econômica. O sindicato estima que, com a distribuição de botijões de graça para até 16 milhões de famílias, o programa deve elevar em até 8% as vendas de GLP (gás liquefeito de petróleo) envasado em pequenos vasilhames no país. Para isso, o setor precisará em torno de cinco a dez milhões de novos botijões para atender o aumento da demanda. As empresas já iniciaram conversas com os fornecedores, afirma, mas os negócios ainda não foram fechados.

Cinquenta anos após o Proálcool criar para as usinas de cana-de-açúcar do país um enorme mercado alternativo ao tradicional açúcar brasileiro, as empresas do setor estão agora em uma sinuca de bico. Além de se depararem no momento com a volta da Índia e da Tailândia ao mercado global de açúcar, as usinas brasileiras deverão em menos de dez anos perder o domínio da oferta nacional de etanol para as usinas de etanol de milho. Nas projeções da consultoria Datagro, com as usinas de etanol de milho que estão hoje em operação, em construção e em projeto, a capacidade instalada de produção de etanol a partir do cereal será de 24,7 bilhões de litros em 2034. O volume é praticamente o que as usinas de etanol de cana produzem atualmente emdash; nesta safra, devem fabricar 25 bilhões de litros. E não há perspectivas de que elas aumentem sua produção na próxima década. Isso significa que, daqui nove anos, metade da produção brasileira de etanol será oriunda do processamento de milho. E, ainda que se trate da mesma molécula, o etanol de milho é muito mais competitivo do que o etanol de cana. Com os preços atuais de milho e de DDG (coproduto do processamento do grão), o etanol fabricado em uma usina em Sorriso, por exemplo, custa R$ 1,82 o litro, enquanto o custo de produção de etanol de cana (sem considerar o custo financeiro) é 60% maior, de R$ 2,86 o litro. Mesmo que o preço do DDG caia, o que eliminaria o crédito que as usinas de etanol de milho têm com sua venda, o custo de produção de etanol do cereal iria para R$ 2 o litro, ainda abaixo do de cana. Mesmo o etanol produzido em regiões onde o milho é mais caro ainda tem se mostrado mais competitivo do que o etanol de cana. Tem sido o caso do Nordeste. Com o início da oferta de etanol de milho da usina da Inpasa em Balsas (MA), o litro do etanol anidro está chegando na Paraíba R$ 0,20 abaixo do preço local do produto, mesmo pagando frete para uma distância de mais de mil quilômetros, afirmou Edmundo Barbosa, presidente do Sindaçúcar-PB. Apesar de haver oito usinas no Estado, a Paraíba depende da produção de etanol anidro de outros Estados para abastecer sua demanda interna. Porém, há relatos de distribuidoras que já estão priorizando a venda local de etanol de milho do Maranhão do que a do produto feito localmente. Segundo Nastari, a entrada do etanol de milho que vem sendo produzido no Centro-Oeste e agora também no Matopiba vai reduzir significativamente o déficit de oferta de etanol no Nordeste. eldquo;Nós prevemos que, até 2030, 85% do déficit do Nordeste acabaráerdquo;, afirmou. Na safra passada regional (2024/25, encerrada em agosto), o consumo de etanol na região foi 3,95 bilhões de litros maior do que a produção local. Nesta temporada, a diferença deve cair para 3,5 bilhões de litros, com a entrada de 420 milhões de litros de etanol de milho, estimou a Datagro. Centro-sul terá pressão da concorrência A entrada do etanol de milho no Nordeste deverá tomar o mercado que hoje é atendido pelo etanol que as usinas do Centro-Sul atendem via cabotagem. eldquo;Haverá mais etanol no Centro-Sulerdquo;, afirmou Nastari. O cenário de pressão da concorrência já está colocado para a próxima safra do Centro-Sul. Em fevereiro, entrará em operação a usina da Inpasa em Luís Eduardo Magalhães (BA). Com esta e outras usinas de etanol de milho começando a operar, a produção adicional de etanol de milho na próxima safra deverá ser de 3 bilhões a 3,5 bilhões de litros, segundo a Datagro. A concorrência no mercado de etanol vem em um momento em que as usinas de cana também enfrentam a perspectiva de maior oferta de açúcar de outros países, o que está derrubando os preços internacionais emdash; ontem, os contratos para março de 2026 fecharam a 15,24 centavos de dólar a libra-peso. Na cotação atual, o preço do açúcar vem dando prejuízo às usinas de cana, já que o custo médio de produção no Centro-Sul está em 16,40 centavos de dólar a libra-peso, segundo a Datagro. A safra na Índia acaba de começar e as perspectivas são de recuperação da produção emdash; a consultoria estima que o país produzirá 32,1 milhões de toneladas de açúcar nesta safra, já descontado o volume destinado à produção de etanol. Ainda que o país venha aumentando a demanda por etano para atender seu programa de mistura, hoje em 20%, a produção indiana de etanol vem crescendo em boa parte graças a investimentos também em etanol de cereais. Como consequência, a oferta de açúcar da Índia voltou a pressionar o mercado. eldquo;O Brasil voltou a ser percebido como um fornecedor marginal do mercado [de açúcar]erdquo;, afirmou Nastari. Há um consenso entre analistas e executivos de usinas de que o preço do açúcar deverá ter alguma correção para cima nos próximos meses, dado que os fundos especulativos estão com forte posição vendida na bolsa, o que pode ser recomprado em algum momento. Por ora, porém, os fundamentos não abrem espaço para aumento de preços, já que o mercado global deve ter uma safra global com superávit de oferta. Sem margem no mercado de açúcar e com pressão de concorrência no etanol, as usinas de cana devem entrar em um novo ciclo de aperto financeiro.

Diante da urgência de encontrar novas fontes de arrecadação sem aumentar impostos, o Congresso Nacional tem uma oportunidade única de recuperar perdas tributárias superiores a R$ 14 bilhões anuais e ainda combater o crime organizado, que se financia pela venda ilegal de combustíveis adulterados. Trata-se do projeto de lei complementar (PLP) 125/2022, já aprovado pelo Senado, mas que está parado na Câmara dos Deputados. O projeto de lei cria um "Código de Defesa dos Contribuintes" e tipifica a figura do "devedor contumaz", aquele que usa a sonegação e a inadimplência como modelo de negócio fraudulento para praticar concorrência desleal. O projeto, que foi aprovado por unanimidade no início de setembro pelo Senado, teve impulso após as megaoperações Carbono Oculto e Cadeia de Carbono, da Receita Federal e da Polícia Federal, contra a máfia dos combustíveis. "A Câmara tem sinalizado que não quer projeto que gere aumento de impostos. Ótimo, nós também não queremos. O projeto do Devedor Contumaz (PLP 125/2022) traz para a formalidade quem hoje não paga imposto", afirma Emerson Kapaz, presidente do Instituto Combustível Legal (ICL). O projeto possibilita que a Receita Federal e a Receita Estadual caracterizem e tipifiquem as empresas como devedoras contumazes e estabeleçam regimes especiais de tributação e fiscalização, cessando novos débitos. Coíbe ainda a utilização de "laranjas" em todos os setores econômicos, e em especial no setor de combustíveis, podendo inclusive suspender o CNPJ. A proposta legislativa foi listada como uma das dez prioridades do governo federal apresentadas ao Congresso e tem forte apoio da Receita Federal. A operação Carbono Oculto mostrou que a fraude fiscal no setor de combustíveis deixou de ser apenas um crime tributário para se tornar uma das principais fontes de financiamento e lavagem de dinheiro por facções criminosas. O modelo de negócio do devedor contumaz é usado por facções do crime organizado, como o PCC, para lavar dinheiro e financiar atividades como venda de armas e drogas. O ICL destaca que o devedor contumaz não é um empresário em dificuldades financeiras, mas um fraudador que usa a sonegação e a inadimplência sistemática para competir em seu negócio. O setor de combustíveis estima que o passivo tributário acumulado pelos devedores contumazes apenas com a venda de gasolina, diesel e álcool adulterados ou ilegais já ultrapassa R$ 207 bilhões. É dinheiro que deixa de ser usado em setores essenciais, como saúde, educação e segurança, e vai para a mão de criminosos. Estimativas conservadoras do setor de combustíveis apontam que a aprovação da lei e o consequente combate aos sonegadores profissionais podem trazer para a economia formal cerca de 15 bilhões de litros de combustível por ano. O impacto pode superar R$ 14 bilhões anuais, considerando apenas o setor de combustíveis, segundo estudo da FGV. Dados do Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) indicam que a recente interdição de uma refinaria no Rio de Janeiro já resultou em um ganho de arrecadação de aproximadamente R$ 200 milhões em ICMS para os cofres dos estados do Rio de Janeiro e de São Paulo. "Esse é o caminho para o governo equacionar um problema de caixa e, de quebra, enfrentar uma questão de segurança pública. Em vez de aumentar a carga de quem já paga, vamos cobrar de quem usa a sonegação como modelo de negócio para financiar, inclusive, o crime organizado", ressalta Kapaz. O ideal, segundo o presidente do ICL, é que o texto seja aprovado sem alterações na Câmara dos Deputados para não precisar retornar ao Senado, garantindo a celeridade que o tema exige. CASO DA NAFTA Há um outro ponto em discussão no Congresso Nacional que envolve o setor de combustíveis e que também deixa brechas para crime organizado e os devedores contumazes. Trata-se de regulamentação da Reforma Tributária que, se aprovada, altera a tributação sobre a nafta importada. Ela deixa de ser por substituição tributária plurifásica e passa a ser monofásica, o que simplifica a fiscalização e garante a tributação completa, dificultando a evasão fiscal. A Receita Federal e a Política Federal, por meio da Operação Cadeia de Carbono, retiveram as cargas de quatro navios com mais de 200 milhões de litros de combustíveis, avaliados em cerca de R$ 1 bilhão, sob suspeita de desvio de finalidade, sonegação fiscal e adulteração de combustíveis com declaração de finalidade imprópria. Ocorre que a nafta, que deveria ser usada pela indústria petroquímica, tem tributação inferior e acaba sendo misturada ao etanol e vendida nos postos como gasolina, numa operação que lesa o Fisco e os consumidores. "As duas pautas [PLP 125/2022 e monofasia da nafta] se complementam e representam um avanço civilizatório. São ferramentas poderosas para asfixiar financeiramente o crime, proteger o bom empresário e garantir que os recursos que hoje são desviados possam ser investidos em benefício de toda a sociedade", conclui Emerson Kapaz. INTERDIÇÃO As operações Carbono Oculto e Cadeia de Carbono, que envolveram Polícia Federal, Receita Federal, Marinha e ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) no combate a fraudes tributárias e na adulteração de combustíveis, provocaram a interdição da Refit, refinaria sediada na zona norte do Rio de Janeiro. A Refit respondia pelo abastecimento de 20% do mercado do Rio de Janeiro e de 10% do de São Paulo. Cálculos do IBP apontam que a Refit deixava de recolher, em média, R$ 15 milhões por dia em tributos aos fiscos fluminense e paulista, resultado da soma das suas operações de gasolina, diesel e etanol. A empresa nega.

Nesta terça-feira, 21 de outubro de 2025, o mercado de petróleo apresentou sessão volátil, mas terminou o pregão com ganhos moderados. A commodity reagiu à mínima recente registrada na segunda-feira, em meio a fatores geopolíticos e expectativas sobre negociações comerciais entre Estados Unidos e China. Investidores seguiram atentos também aos dados de estoques de petróleo divulgados pelo Departamento de Energia dos EUA. Mercado de petróleo O Petróleo WTI (CCOM:OILCRUDE) abriu o dia a US$56,90, oscilou entre mínima de US$56,37 e máxima de US$58,08, fechando em US$57,55, com alta de US$0,60 (+1,05%). Já o Brent (CCOM:OILBRENT) teve abertura a US$60,78, mínima de US$60,27 e máxima de US$61,90, encerrando o pregão em US$61,38, alta de US$0,56 (+0,91%). Resumo do dia em tópicos: Abertura: WTI US$56,90 | Brent US$60,78 Máxima: WTI US$58,08 | Brent US$61,90 Mínima: WTI US$56,37 | Brent US$60,27 Fechamento: WTI US$57,55 (+1,05%) | Brent US$61,38 (+0,91%) Fatores de influência: tensões geopolíticas, negociações EUA-China, dados de estoques nos EUA Empresas petrolíferas brasileiras Na B3, os papéis da Petrobras registraram queda mesmo com a valorização do petróleo. As ações ordinárias (BOV:PETR3) fecharam a R$31,20 (-1,14%), enquanto as preferenciais (BOV:PETR4) encerraram a R$29,54 (-0,71%). Nos EUA, os ADRs da Petrobras (NYSE:PBR) | (NYSE:PBR.A) recuaram 0,69% e 1,08%, respectivamente. Outras empresas do setor apresentaram variações mistas: PetroRio (BOV:PRIO3) fechou a R$35,08, recuo de 0,93%. PetroReconcavo (BOV:RECV3) avançou 0,49%, encerrando a R$12,31. Pet Manguinh (BOV:RPMG3) teve forte queda de 10,30%, a R$2,09. Brava Energia (BOV:BRAV3) recuou 5,97%, fechando a R$14,18. O CEO da Petrobras destacou que o avanço nas negociações com o Ibama pode acelerar novas licenças na Foz do Amazonas, região estimada com até 30 bilhões de barris. Além disso, a produção no pré-sal atingiu recorde em setembro de 2025, segundo dados divulgados pela Agência Brasil. Empresas petrolíferas internacionais Entre as grandes empresas internacionais, o desempenho foi misto: BP (LSE:BP) avançou 0,82%, a US$413,80. Shell (LSE:SHEL) teve leve alta de 0,22%, fechando a US$2.717,00. TotalEnergies (EPA:TTE) subiu 0,29%, a US$52,65. ConocoPhillips (NYSE:COP) recuou 0,75%, a US$86,41. Chevron (NYSE:CVX) fechou em US$153,79, queda de 0,45%. Exxon Mobil (NYSE:XOM) praticamente estável, encerrando em US$112,71 (+0,01%). Equinor ASA (OSE:EQNR) avançou 0,17%, a US$23,21. ENI (BIT:E) recuou 0,60%, a US$34,59. Analistas internacionais apontam que as grandes petroleiras estão em um ponto de inflexão, com lucros pressionados e necessidade de adaptação diante de cenários de transição energética. Conclusão Apesar da alta do petróleo nesta terça-feira, a cautela permanece no setor, refletindo preocupações com a oferta global, a geopolítica e o cenário macroeconômico. A volatilidade das commodities mantém a atenção de investidores e reforça a relevância das empresas de exploração de petróleo para a economia brasileira. Para acompanhar em tempo real o desempenho das commodities, acesse a Central de Commodities da ADVFN.

A recente redução no preço da gasolina anunciada pela Petrobras reposicionou o Brasil no cenário global, mas a pergunta do consumidor permanece: o combustível aqui é caro ou barato? A resposta é que o país ocupa uma posição intermediária. O valor que chega à bomba, mesmo após a queda, ainda está longe de ser um dos mais baixos do mundo. Enquanto em países como Hong Kong e Cingapura o litro da gasolina facilmente ultrapassa o equivalente a R$ 14, em nações produtoras com fortes subsídios, como Irã e Venezuela, o custo é irrisório. O Brasil fica em um meio-termo, com preços superiores aos praticados nos Estados Unidos, mas abaixo da média da maioria dos países europeus. A diminuição reflete a nova política comercial da Petrobras, que busca maior flexibilidade ao abandonar a paridade de importação. A intenção é dar mais peso aos custos de produção internos, tornando os preços mais competitivos e estáveis para o mercado nacional. No entanto, o valor pago pelo motorista na bomba não depende apenas da estatal. Diversos fatores compõem o preço final do combustível, tornando-o uma soma complexa de custos e tributos. Entender essa estrutura é fundamental para saber por que uma redução na refinaria nem sempre chega com a mesma intensidade ao consumidor. Comparativo com o mundo De acordo cm a plataforma globalpetrolprices.com, o preço médio de um litro de gasolina no Brasil é de R$ 6,22, com base em dados coletados entre 12 e 18 de outubro de 2025. A Petrobras anunciou uma redução de 4,9% no preço para as distribuidoras a partir de 21 de outubro, passando para R$ 2,71 por litro, o que pode refletir em queda nos postos nas próximas semanas. Para comparar com outros lugares do mundo, foram utilizados preços em dólares americanos (USD) por litro, para facilitar a uniformidade na comparação internacional. Os dados são principalmente de setembro de 2025 (alguns de outubro), e o Brasil aparece com cerca de US$ 1,16 por litro nesse período. Confira abaixo uma tabela com exemplos de países, ordenados do mais barato ao mais caro, representando diferentes regiões: País Preço (USD/litro) Venezuela 0.01 Kuwait 0.28 Irã 0.36 Egito 0.40 Arábia Saudita 0.62 Rússia 0.76 Estados Unidos 0.84 China 0.85 Índia 1.07 Brasil 1.16 Japão 1.18 Austrália 1.21 África do Sul 1.25 México 1.28 Turquia 1.30 Reino Unido 1.82 Alemanha 2.04 França 2.07 Itália 2.12 Noruega 2.13 Cingapura 2.84 Hong Kong 3.65 Esses valores incluem impostos e variam por fatores como subsídios, impostos e custos de produção. O preço médio mundial é de US$ 1,29 por litro. Assim, o Brasil está ligeiramente abaixo da média global, mas acima de produtores de petróleo como Venezuela e Arábia Saudita, e abaixo de países europeus com altos impostos. O que forma o preço da gasolina na bomba O valor que se paga ao abastecer é resultado de uma cadeia de custos. A fatia da Petrobras corresponde a apenas uma parte do total. Veja abaixo como o preço final é composto e entenda o peso de cada etapa no valor que chega até você. Preço da Petrobras: representa o valor pelo qual a gasolina pura, sem etanol, sai das refinarias para as distribuidoras. É sobre essa parcela que incidem as reduções anunciadas pela empresa. Tributos federais: incluem a CIDE (Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico) e o PIS/Cofins. Esses impostos podem ser alterados pelo governo federal para regular o preço final. ICMS: é o Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços, um tributo estadual. Sua alíquota varia de um estado para outro, o que explica por que a gasolina tem preços diferentes em cada região do Brasil. Custo do Etanol Anidro: por lei, a gasolina vendida no Brasil deve conter uma mistura obrigatória de 27,5% de etanol. O preço desse biocombustível também impacta diretamente o valor final na bomba. Distribuição e revenda: essa última fatia cobre os custos e a margem de lucro das distribuidoras e dos postos de combustíveis, que levam o produto até o consumidor final.