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O Ministério de Minas e Energia vai decidir na terça-feira (15) sobre adoção do horário de verão no Brasil ainda este ano. O ministro Alexandre Silveira vai se reunir com a equipe técnica no prédio da pasta em Brasília para definir a questão. Diante da urgência da decisão, Silveira reduziu em uma semana o período de férias e retornará ao trabalho na próxima segunda-feira (14). eldquo;O resumo da ópera é que se houver risco energético, não interessa outro assunto a não ser fazer o horário de verãoerdquo;, afirmou Silveira, em Roma, após participar como palestrante do último painel II Fórum Internacional Esfera. Horário de verão eldquo;Se não houver risco energético, aí é um custo-benefício que terei a tranquilidade, a serenidade e a coragem de decidir a favor do Brasil e a favor do Brasil nem sempre quer dizer que vai economizar meio por cento, um por cento na conta de energia, porque qual impacto nos outros setores? Isso tem que ser um equilíbrio. Ainda bem que a política de diálogo voltou. Com essa política a gente tem tranquilidade e com muita profundidade chegar a um momento em que a gente possa mostrar com clareza qual o melhor caminho a seguirerdquo;, acrescentou o ministro, ressaltando que eldquo;não tem como não ser esta semana, porque não daria tempo de aproveitar a melhor janela que é novembro, se não for tomada a decisão, esta semanaerdquo;. De acordo com Silveira, a reunião foi marcada para terça-feira por causa da eldquo;imprescindibilidade de ser agoraerdquo; e, para isso, é preciso que seja de imediato para permitir que os setores que serão impactados se preparem, embora, segundo ele, o cuidado que teve de conversar com os setores muito importantes para que se planejam. eldquo;Se tem algo que não se pode abrir em uma política pública com essa dimensão, é a questão da previsibilidade. A importância maior do horário de verão e tem muita importância é entre 15 de outubro e 30 de novembro. Até 15 de dezembro tem uma importância vigorosa, não que ele não tenha depois, mas vai diminuindo a curva da importância deleerdquo;, disse. Silveira destacou que o horário de verão é uma política pública aplicada mundialmente e não deve ser tratado como uma questão ideológica. eldquo;Primeiro quero registrar que o horário de verão é uma política pública que não é nacional. É implementada em vários países e em especial em países desenvolvidos. É uma política pública que não deve ser tratada como uma questão ideológica e ela foi tratada pelo governo anterior assim, simplesmente extirpando ela em 2019erdquo;, observou. Crise hídrica O ministro acrescentou que as usinas hídricas e hidrelétricas, quando não são, como é o caso de Belo Monte, localizada no Rio Xingu, no Pará, que não conseguiu licenciamento para fazê-la com reservatório, elas dependem naturalmente das questões pluviométricas. Os números indicam que a crise hídrica atual é grave. eldquo;O Cemaden [Centro Nacional de Monitoramento e Alertas de Desastres Naturais] apurou que desde 1950, quando ele mede a questão pluviométrica no Brasil, nós vivemos a pior crise hídrica dos últimos 73 anos, o que nos levou, se nós não tivéssemos feito medidas preventivas, como diminuir a vazão de Jupiá e Porto Primavera, corajosas que tomamos durante o ano, preservando 11% de água doce nos nossos reservatórios, hoje nós teríamos problema energético no Brasil. Não temos, temos tranquilidade para este período, mas temos que nos equilibrar entre segurança e modicidade tarifária e temos que preparar também o planejamento para 2026erdquo;, comentou. Eleição O ministro Alexandre Silveira disse ainda que, caso seja adotado pelo governo, o horário de verão não vai impactar o segundo turno da eleição, marcado para o dia 27 deste mês. eldquo;Se ele for decretado, não pega a eleição, porque tem que ter no mínimo 20 dias para que setores extremamente importantes se planejem, como o setor aéreo por causa das conexões internacionais e outros setores também como segurança públicaerdquo;. Ele que tudo está sendo analisado com todo o cuidado e serenidade. eldquo;Imagine a responsabilidade de uma decisão como essa de um ministro de estado. Se ele o faz sem necessidade está naturalmente tomando uma medida que tem transversalidade e tem custo em alguns setores da economia, apesar de que para outros é benéfico, mas em alguns da economia muito contundentes. Se ele não faz, e dá um problema, a responsabilidade é do ministro. Um problema energético não é um problema é um problemaçoerdquo;, explicou sobre a complexidade da decisão. O ministro lembrou que o presidente Lula já disse em entrevista que essa decisão não é política e delegou a condução dela ao seu ministro de estado. eldquo;O farei, com a coragem de quem tem que decidir. O farei muito ancorado em bases técnicas e em sensibilidade política e social, para que a gente defendendo, como eu defendo o horário de verão como política pública, só use mão dessa política pública se ela for imprescindível para assegurar energia para o Brasil e diminuir os custos que não impactem mais negativamente e faça economia para o consumidorerdquo;, completou.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira (PSD), voltou a cobrar a Agência Nacional de Energia Elétrica em meio ao apagão na cidade de São Paulo e na região metropolitana da capital. Silveira determinou que o diretor-geral da Aneel, Sandoval Feitosa, se reúna ainda neste domingo 13 com a Enel e com equipes técnicas de outras distribuidoras de energia que possam contribuir com um plano de ações emergenciais. O ministro também convocou Feitosa para um encontro nesta segunda-feira 14, às 10h, em São Paulo, ocasião em que o chefe da Aneel deverá apresentar o plano de contingência elaborado pelos técnicos. No ofício, Silveira diz que o ministério eldquo;não irá admitir qualquer omissão por parte dessa agência reguladoraerdquo;. A Aneel já havia convocado uma reunião para a noite deste domingo com a Enel e outras oito companhias responsáveis pelo abastecimento de energia elétrica na região: Neoenergia Elektro, EDP São Paulo, Energisa Sul-Sudeste, CPFL Piratininga, CPFL Paulista, CPFL Santa Cruz, CTEEP e Eletrobrás Furnas. Cerca de 760 mil clientes da Enel em São Paulo continuavam sem energia elétrica na tarde deste domingo, mais de 40 horas depois das chuvas. Na capital paulista, eram 496 mil os clientes da concessionária no escuro.

Produtores de cerveja, vinho, cachaça, refrigerantes e outras bebidas, alcoólicas e não alcoólicas, podem arcar com uma despesa de R$ 2 bilhões por causa de uma decisão polêmica do TCU (Tribunal de Contas da União), órgão ligado ao Congresso Nacional. Uma conta que deve chegar ao bolso do consumidor e não tem nenhuma relação com a reforma tributária. O problema, nesse caso, é a possível volta do Sicobe, o Sistema de Controle de Produção de Bebidas, que foi desativado em 2016 após um caso de corrupção envolvendo a Casa da Moeda, uma empresa suíça e um servidor da Receita Federal. A ressurreição do sistema beneficia as duas primeiras, mas contraria o Fisco, que ainda tenta reverter a decisão. O Sicobe é uma espécie de selo (físico ou eletrônico) de controle de produção, com uma tecnologia que é considerada ultrapassada. Atualmente, o mesmo controle é feito por meio de sistemas também usados para empresas de outros setores (nota fiscal eletrônica e o chamado Bloco K). O Fisco diz que o Sicobe é "extremamente oneroso e tecnicamente inviável", que seu desligamento não trouxe prejuízo para a arrecadação, e que se trata de uma tecnologia superada por outros sistemas capazes de monitorar a produção. Seu custo de funcionamento corresponde a 15% da arrecadação do setor de bebidas, o que a Receita classifica como "desproporcional e abusivo". Com menos de 10% desse gasto seria possível colocar um auditor fiscal em cada empresa que era fiscalizada em 2016. Diante da possibilidade de arcar com o prejuízo, o governo colocou um penduricalho em um projeto de lei que trata de outro assunto (mudanças no benefício fiscal JCP) para empurrar a conta para as empresas do setor e também avalia tratar do assunto por medida provisória. Outro problema apontado pelo governo, de ordem jurídica, é a terceirização completa do Sicobe para uma empresa privada emdash;sem falar que se trata de uma companhia que assinou um acordo de leniência admitindo o pagamento de propina pelo contrato suspenso no governo Michel Temer (MDB). Ignorando essas informações e o posicionamento da área técnica do tribunal, a maioria dos ministros do TCU aprovou o retorno do antigo sistema, com o apoio da direção da Casa da Moeda indicada pelo governo atual e de alguns parlamentares. Um dos argumentos utilizados pelos ministros é que houve perda de arrecadação após o desligamento do Sicobe, informação que teve com base dados que o Fisco afirma serem equivocados. Os números da Receita mostram que a receita cresceu 9% em termos reais no período. Estudo da organização Tracit, entidade de combate ao mercado ilegal que reúne empresas como HP, Universal, Novartis e Diageo, mostra que o uso de selos de controle também não trouxe resultados efetivos de arrecadação e elevou os custos de produção em outros países que seguiram esse caminho. Pelo menos dois fatores ajudaram a destravar a volta do Sicobe. Desde 2022, a Receita trabalha na implantação de um novo sistema de fiscalização de empresas, o Rota Brasil. Em 2023, o STJ (Superior Tribunal de Justiça) anulou as condenações dos envolvidos no caso de corrupção que levou à suspensão do sistema. Se a decisão do TCU for mantida, será um caso raro no qual um sistema anti sonegação resulta em arrecadação menor, com prejuízo para muitos e ganhos para poucos.

* Adriano Pires - O mercado de gás natural tem sido marcado nos últimos anos por mudanças de leis e proposição de inúmeros programas que têm em comum o fracasso de não conseguir aumentar a oferta e tampouco reduzir o preço da molécula. A explicação principal para esse fracasso está no fato que tanto as leis como os programas não criaram políticas que conseguissem regular o monopólio da Petrobras. Com a finalidade de promover o aumento da concorrência no mercado de gás natural e a redução significativa do preço da molécula, estamos sugerindo quatro medidas a serem colocadas em lei. A primeira seria autorizar a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a obrigatoriedade de implementar programas de gas release para garantir que o agente econômico com posição dominante no mercado de gás natural, com uma participação de mercado superior a 40%, disponibilize volumes substanciais de gás para comercialização por novos entrantes e outras empresas do setor. Esses programas devem ser projetados para promover a diversificação da oferta e assegurar um ambiente de competição justa no mercado, com prazos, volumes e condições estabelecidos de forma clara e transparente, contribuindo para a gradual desconcentração da participação da Petrobras no mercado de gás natural. A segunda seria atribuir à ANP o poder de estipular a remuneração que pode ser cobrada de terceiros pelo proprietário de infraestrutura essencial da indústria de gás natural, gasodutos de escoamento e UPGNs que detiver uma participação de mercado superior a 40%. Essa remuneração deve ser fixada de forma justa e baseada no valor atualizado (incluindo depreciação) dos ativos que estão sendo acessados por terceiros. Para tanto, fica também estabelecida a obrigação de o proprietário do ativo fornecer à ANP todas as informações solicitadas de forma razoável para essa finalidade, incluindo documentação comprobatória das informações apresentadas. A terceira procura fazer com que a falta de capacidade no sistema de transporte não constitua um impedimento para a desconcentração do mercado. Essa norma trata da situação na qual um cliente do comercializador que detém mais do que 40% de participação no mercado tenha interesse em comprar gás natural de outro comercializador. Caso a capacidade de transporte necessária ao fornecimento ao cliente pelo novo comercializador esteja contratada pelo comercializador original, então o novo comercializador tem o direito de exigir a cessão pelo carregador original da capacidade de transporte assim contratada, nos mesmos termos e condições do contrato firmado com os respectivos transportadores. A quarta, a mais polêmica, mas com maior impacto imediato no custo final da molécula, é reduzir a tarifa de transporte pela metade, ficando a Petrobras encarregada de compensar as transportadoras via Special Proposal Agreement por essa redução da receita advinda do mercado. *Diretor do Centro Brasileiro de Infraestrutura (CBIE)

A Petrobras pediu e a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu os prazos para exploração de petróleo previstos no contrato de concessão do bloco FZA-M-59, localizado na Bacia da Foz do Amazonas (AP)na Margem Equatorial. O motivo, segundo a empresa, foi a proximidade do fim do período fixado na primeira fase de exploração da área. Sem a perspectiva de que a licença ambiental fosse concedida antes da data-limite, em 28 de agosto, a Petrobras solicitou que a ANP suspendesse a validade do cronograma até que o Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos Naturais Renováveis (Ibama) decida se permite ou não a perfuração. Para ler esta notícia, clique aqui.

Na segunda quinzena de setembro, as unidades produtoras da região Centro-Sul processaram 38,83 milhões de toneladas ante a 44,95 milhões da safra 2023/2024, registrando queda de -13,62%. No acumulado desde o início da safra 2024/2025 até 1º de outubro, a moagem atingiu 505,08 milhões de toneladas, ante 493,50 milhões de toneladas registradas no mesmo período no ciclo anterior endash; crescimento de 2,35 %. Ao término do mês, permanecem em operação 258 unidades no Centro-Sul, sendo 239 unidades com processamento de cana-de-açúcar, nove empresas que fabricam etanol a partir do milho e dez usinas flex. Nessa última quinzena, duas unidades encerraram a moagem, totalizando quatro usinas com operação concluída até o momento na safra 2024/2025 (no ciclo anterior, no mesmo período, três unidades haviam encerrado as operações). Em relação à qualidade da matéria-prima, o nível de Açúcares Totais Recuperáveis (ATR) registrado na última quinzena de setembro atingiu 160,01 kg de ATR por tonelada de cana-de-açúcar, contra 154,27 kg por tonelada na safra 2023/2024 endash; variação positiva de 3,72%. No acumulado da safra, o indicador marca 141,02 kg de ATR por tonelada, índice levemente superior (0,61%) ao do último ciclo na mesma posição. Produção de açúcar e etanol A produção de açúcar na segunda metade de setembro totalizou 2,83 milhões de toneladas, registrando expressiva queda de 16,21% na comparação com a quantidade registrada em igual período na safra 2023/2024 (3,38 milhões de toneladas). No acumulado desde o início da safra até 1º de outubro, a fabricação do adoçante totalizou 33,15 milhões de toneladas, contra 32,65 milhões de toneladas do ciclo anterior. O diretor de Inteligência Setorial da UNICA, Luciano Rodrigues, acrescenta que na última quinzena de setembro apenas 47,79% da cana-de-açúcar foram direcionadas à fabricação do adoçante, registrando queda em relação aos 51,10% verificados em igual período do ano anterior. eldquo;O rendimento acumulado na produção de açúcar atingiu 65,64 quilos do adoçante por tonelada de cana até 1º de outubro desta safra, contabilizando retração em relação aos 66,17 quilos verificados em igual período do ciclo anteriorerdquo;, afirmou o executivo. A fabricação de etanol, por sua vez, atingiu 2,24 bilhões de litros na segunda metade de setembro, sendo 1,44 bilhão de litros de etanol hidratado (+3,33%) e 792,4 milhões de litros de etanol anidro (-4,89%). No acumulado desde o início do atual ciclo agrícola até 1º de outubro, a fabricação do biocombustível totalizou 25,20 bilhões de litros (+7,44%), sendo 16,11 bilhões de etanol hidratado (+16,43%) e 9,10 bilhões de anidro (-5,50%). Do total de etanol produzido na segunda quinzena de setembro, 15% foram fabricados a partir do milho, registrando produção de 329,84 milhões de litros neste período, contra 238,45 milhões de litros no mesmo período do ciclo 2023/2024 endash; aumento de 38,33%. No acumulado desde o início da safra até 1º de outubro, a produção de etanol de milho atingiu 3,80 bilhões de litros endash; avanço de 26,99% na comparação com igual período do ano passado. Vendas de etanol No mês de setembro, as vendas de etanol totalizaram 2,94 bilhões de litros, o que representa uma variação positiva de 6,24% em relação ao mesmo período da safra 2023/2024. No mercado interno, o volume de etanol hidratado vendido pelas unidades do Centro-Sul totalizou 1,73 bilhão de litros, registrando aumento de 4,36% em relação ao mesmo período da safra anterior. A venda de etanol anidro, por sua vez, atingiu a marca de 1,03 bilhão de litros, avanço de 10,72%. No acumulado desde o início da safra até o término de setembro, a comercialização de etanol pelas unidades do Centro-Sul somou 17,84 bilhões de litros, registrando crescimento de 16,23%. O volume acumulado de etanol hidratado totalizou 11,58 bilhões de litros (+30,74%), enquanto o de anidro alcançou a marca de 6,25 bilhões de litros (-3,58%). eldquo;Seguindo movimento observado desde o início de 2024, as vendas de etanol hidratado continuam registrando crescimento importante, refletindo a competitividade do biocombustível na bomba. Desde agosto de 2023, o etanol hidratado apresenta paridade abaixo de 73% do preço da gasolina em São Paulo, Goiás, Mato Grosso, Mato Grosso do Sul e Paraná, oferecendo a possibilidade de descarbonização com economia aos proprietários de veículos flex-fuelerdquo;, explicou Rodrigues. Mercado de CBios Dados da B3 até o dia 8 de outubro indicam a emissão de 32,31 milhões de créditos em 2024 pelos produtores de biocombustíveis. A quantidade de CBios disponível para negociação em posse da parte obrigada, não obrigada e dos emissores totaliza 28,88 milhões de créditos de descarbonização. eldquo;Somando os CBios disponíveis para comercialização e os créditos já aposentados para cumprimento da meta de 2024, já temos mais de 90% dos títulos necessários para o atendimento integral da quantidade exigida pelo Programa para o final deste anoerdquo;, destacou o diretor da UNICA.