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Uma forte escalada do preço do petróleo no mercado internacional desta vez impulsionada por um novo pacote de sanções contra o setor energético russo, chega ao Brasil em um momento em que a Petrobras está com os preços bastante defasados, atingindo patamares que em 2023 obrigaram a companhia em agosto a reajustar o diesel em 25% e a gasolina em 16%. Um eventual aumento agora, para reduzir ou anular essa defasagem, teria impacto na inflação de 2025, principalmente a de fevereiro, mas traria alívio para importadores e produtores de etanol, que estão perdendo espaço nos postos de abastecimento diante dos preços estagnados dos dois combustíveis. Segundo dados da Associação Brasileira dos Importadores de Combustíveis (Abicom), a defasagem média do diesel nas refinarias da Petrobras, em relação ao preço praticado no Golfo do México chegou a 22% na última sexta-feira, enquanto na gasolina ficou em 13%. Mesmo na Refinaria de Mataripe, que reajusta seus preços semanalmente, o óleo diesel está sendo vendido 11% abaixo do mercado internacional, e a gasolina a um preço 7% inferior. O preço do diesel não é reajustado há 383 dias nas refinarias da estatal, e da gasolina, há 188 dias. No dia 1º de janeiro a estatal elevou o querosene de aviação (QAV), cujos reajustes mensais são por contrato, em 7%. eldquo;Não é necessário a Petrobras trabalhar com uma defasagem tão alta. Prejudica não só importadores como produtores de etanol. O câmbio não tem expectativa de redução enquanto não houver equilíbrio fiscal, e o petróleo só aumenta. Se a companhia praticar um preço só um pouco abaixo da defasagem já ganha muito dinheiroerdquo;, disse ao Broadcast (sistema de notícias em tempo real do Grupo Estado) o presidente da Abicom, Sérgio Rodrigues. Inflação Para o economista e coordenador do Índice de Preços ao Consumidor Semanal (IPC-S) da Fundação Getulio Vargas (FGV), André Braz, será difícil a petroleira evitar um reajuste diante dessa defasagem por muito tempo. Segundo ele, a expectativa é de que os combustíveis sejam reajustados em breve, o que vai pesar na inflação de janeiro e principalmente de fevereiro. No caso do índice oficial de inflação, IPCA (Índice de Preços ao Consumidor Amplo), a maior preocupação é a gasolina, que compromete 5% do orçamento familiar no Brasil. eldquo;Várias pressões inflacionárias estão se acumulando, já tivemos aumentos importantes no transporte público, teremos alta nas mensalidades escolares e no IPVA (Imposto sobre Propriedade de Veículos Automotores). Acredito que a gasolina, que compromete 5% do orçamento familiar, terá reajuste em breve. A desvalorização cambial acumulada e a nova tendência de alta do petróleo indicam que isso deve acontecererdquo;, explicou Braz ao Broadcast. Segundo ele, porém, em janeiro o impacto inflacionário não será tão grande, graças ao bônus da Usina Hidrelétrica de Itaipu que permitirá a conta de energia cair 13% em média. eldquo;Isso fará o IPCA recuar algo em torno de 0,50 ponto percentual em janeiro, o problema será em fevereiroerdquo;, explicou, ressaltando que em fevereiro as mensalidades escolares terão subido e a conta de luz voltará ao normal. eldquo;O IPCA de janeiro poderá ficar em torno de 0,2% e a de fevereiro acima de 1%erdquo;, estimou Braz. Para ele, o cenário da inflação dos próximos meses também dependerá do comportamento do câmbio, que se por um lado estimula as exportações, o que é bom para a balança comercial do País, por outro turbina os preços internos. eldquo;Ao exportar, a oferta doméstica reduz o que pressiona a inflação, e torna mais caro tudo o que importamos, como trigo e gasolinaerdquo;, explicou Braz. Mercado De acordo com a analista de Inteligência de Mercado da StoneX, Isabela Garcia, o petróleo atingiu o maior patamar desde outubro do ano passado, puxado pelo pacote de sanções contra o setor de energia da Rússia. Hoje, por volta das 13h, a commodity do tipo Brent registrava alta de 1,75%, cotado a US$ 81,04 o barril. eldquo;Na tentativa de restringir e limitar os ganhos que o governo russo tinha com as exportações de petróleo, derivados e gás natural, as novas restrições acabam englobando produtores de petróleo e gás importantes, além de adicionar 183 navios, traders, seguradoras e outros agentes que estão envolvidos na movimentação de produtos russos no comércio internacional a essa lista de sançõeserdquo;, explicou Garcia, destacando que esse movimento aumenta os riscos e a dificuldade de se negociar, transacionar os produtos russos no mercado internacional. Ela destacou que já existe uma preocupação da disponibilidade do petróleo russo no mercado internacional, num contexto de um balanço de oferta e demanda global já apertado, considerando que Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep) tem feito restrições sobre a oferta do grupo no começo deste ano. eldquo;Se tem preocupações de que os países que dependem muito do petróleo russo, como Índia e a China, se voltem para outros fornecedores nesse curto prazo para atender a necessidade doméstica, enquanto se tem um cálculo ou esperam maiores direcionamentos dos próprios governos e buscam também alternativas para as novas sançõeserdquo;, afirmou a analista, lembrando que o movimento contra a Rússia era especulado há um tempo no mercado, e já se tinha preocupações de que o novo governo de Donald Trump poderia endurecer sanções contra países como a Rússia, Venezuela e Irã. Petrobras No final do ano passado, quando o petróleo ainda não tinha batido os US$ 80 o barril, a presidente da Petrobras, Magda Chambriard, disse em entrevista ao Canal Livre, da Band News, que não havia intenção em mexer nos preços, e que a empresa estava ganhando dinheiro mesmo com os preços eldquo;abrasileiradoserdquo;. Também em entrevista exclusiva ao Broadcast no último dia do ano o diretor financeiro e de relações com investidores da Petrobras, Fernando Melgarejo, afirmou que não havia eldquo;correria para reajustar os combustíveiserdquo;. Perguntada sobre um possível reajuste no preços dos combustíveis a estatal não havia se manifestado até a publicação deste texto.

A revisão tarifária das transportadoras será um dos principais pontos da agenda do gás natural em 2025. E as empresas do setor e a ANP começam o ano discutindo as bases desse processo.. No último dia 13/1, representantes da ATGás e das cinco transportadoras (NTS, TAG, TBG, TSB e GOM) se reuniram com a área técnica da agência para apresentar uma minuta de metodologia preliminar para o ciclo 2026-2030. Um dos objetivos é construir uma harmonização dos conceitos entre as diferentes transportadoras. Por exemplo: o que deve ser reconhecido dentro da rubrica de investimento e de despesas operacionais?; ou como deve ser o rito de valoração da Base Regulatória de Ativos (BRA) das companhias? A agência eixos apurou que o primeiro encontro do ano entre ANP e transportadoras não entrou na numeralha em si (base regulatória, receitas e tarifas, por exemplo). A revisão tarifária será individualizada, transportadora a transportadora, ao longo do ano. O documento apresentado é uma espécie de nota técnica elaborada pelas transportadoras, com referências para balizar as discussões, sobretudo num momento em que os usuários cobram uma lupa sobre as tarifas. E em que o Comitê de Monitoramento se prepara para começar suas atividades com o custo de acesso às infraestruturas essenciais no radar. A nota passa por questões como BRA; receitas; capex e opex; alocação das receitas entre entrada e saída; estimativa de demanda por capacidade; distribuição dos fatores postal/locacional; conta regulatória; depreciação de ativos; custos de capital etc. As transportadoras tentam pavimentar o caminho de um processo extenso. Embora não haja um cronograma de trabalho definido, as empresas defendem junto à ANP que as regras da revisão sejam divulgadas até o fim do 1º semestre, para consulta pública; e que a oferta de capacidade, sob as novas condições, ocorra no 3º trimestre. A seguir, a gas week apresenta alguns temas candidatos a entrar em pauta durante a revisão tarifária das principais transportadoras que operam no mercado brasileiro. Para ficar de olho: Transparência sobre a BRA A valoração da base de ativos é um dos componentes no cálculo da receita máxima permitida ao qual as transportadoras têm direito a receber. Em paralelo ao processo de revisão tarifária em si, o novo decreto da Lei do Gás deu um prazo para que, em 180 dias (até o fim de fevereiro), os operadores das infraestruturas existentes (de escoamento, processamento e transporte) apresentem para aprovação da ANP uma proposta de BRA. Mais transparência sobre a base de ativos tem sido um pleito recorrente do Conselho de Usuários nos últimos anos. E, nessa valoração da BRA, um tema que deve vir à tona é a questão do perímetro da discussão. Os usuários pedem acesso à memória de cálculo das tarifas de todos os contratos legados endash; aqueles assinados com a Petrobras antes da privatização das transportadoras e que constituem, hoje, a base da remuneração delas. Inclusive a abertura dos dados daqueles contratos que vencem só a partir do fim da década. Querem, assim, uma transparência mais ampla sobre o assunto. Esse é um debate que esteve presente também nos fóruns do Gás para Empregar. Os relatórios produzidos pelo Grupo de Trabalho do programa elencam uma série de propostas de ações para o Comitê de Monitoramento endash; dentre elas calcular os novos valores das tarifas para capacidades disponíveis. E que os contratos legados sejam devidamente analisados e, eventualmente, até renegociados endash; por exemplo se houver um tarifaço decorrente da descontratação de térmicas conectadas ao sistema. Por sua vez, as transportadoras defendem que a revisão da BRA seja gradual: deve ser feita conforme os contratos legados forem vencendo, por serem instrumentos jurídicos perfeitos endash; e negociados, celebrados e submetidos à ANP conforme arcabouço legal vigente à época e protegidos pelo princípio constitucional da segurança jurídica. A TAG tem quatro contratos legados com a Petrobras, com vencimentos diferentes: Malha Nordeste (2025); Urucu-Coari-Manaus (2030); Pilar-Ipojuca (2031); e Sistema Gasene (2033). A NTS tem outros cinco contratos: Malha Sudeste I (2025); Paulíniaendash;Jacutinga (2030); Gasduc III (2030); Malha Sudeste II (2031) e Gastau (2031). Para 2025, portanto, seriam discutidos somente os casos dos ativos contidos na Malha Nordeste e Malha Sudeste I. Tarifa postal? Outra possível pauta, na revisão tarifária, será a postalização das tarifas endash; um debate ressuscitado pelo novo decreto da Lei do Gás. O decreto 12.153/2024 reintroduziu o conceito da tarifa postal, como modelo preferencial, no capítulo que reforça a competência da ANP em adotar medidas transitórias. E define, então, a tarifa postal como aquela tarifa uniforme cobrada de todos os carregadores do sistema, independentemente da distância, de sua localização na malha de gasodutos e do seu operador. Hoje, há uma discrepância na forma como as tarifas de cada transportadora são calculadas. No caso da TAG, a tarifa é composta por 90% de fator postal e 10% de fator locacional endash; que segue a metodologia da Distância Ponderada pela Capacidade (CWD, na sigla em inglês). No caso da NTS, a proporção é de 80%/20% e, na TBG, 50%/50%. Isso ajuda a criar disparidades nos custos de injeção de gás em diferentes pontos do sistema. A expectativa entre os agentes do setor é de que, na revisão tarifária, sejam adotadas algumas soluções específicas para cada transportadora, mas que seja possível buscar alguma integração maior entre as diferentes áreas de mercado. Estabilidade tarifária O diagnóstico das transportadoras é de que tão importante quanto discutir as receitas é discutir os critérios de divisão das receitas. Um exemplo de como essas regras podem pesar na tarifa é a regra de alocação das receitas entre os pontos de entrada e saída. 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. No caso da TBG, por exemplo, essa divisão expõe as tarifas do Gasbol às flutuações de demanda em Corumbá (MS) e à entrada de gás boliviano endash; um dos fatores por trás do caso recente de aumento das tarifas da transportadora na oferta de capacidade 2024. Na ocasião, ao enviar sua proposta tarifária, a própria TBG já identificava a necessidade de revisão da metodologia de cálculo das tarifas para o início do 2º Ciclo Regulatório (a partir de 2026). Outro debate que pode entrar em pauta é a divisão das receitas entre contratos legados e o restante do mercado endash; algo que contaminou a oferta de capacidade da NTS em 2024. E que levou a empresa a mudar sua metodologia para evitar novas distorções que levem a um novo choque tarifário. Ao fim, foi implementado uma fórmula baseada em duas parcelas: a Tarifa Legados: resultante da divisão da receita dos contratos legados (subtraído o saldo da conta regulatória) pela capacidade no cenário de referência (fixado com base nos máximos históricos); e a Tarifa Gasig: consiste na divisão da receita do gasoduto Itaboraí-Guapimirim pela soma das capacidades solicitadas na fase de manifestação de interesse e a capacidade já reservada pela Petrobras no TCC do Cade. Ainda dentro da discussão sobre estabilidade tarifária, os recentes episódios de frustração de demanda nas ofertas da NTS e TBG em 2024 colocam em xeque a própria metodologia de cálculo dos cenários de referência. WACC e Conta Regulatória A revisão tarifária de 2025 será uma oportunidade também para dar mais clareza sobre o WACC (o custo médio ponderado de capital, usado como taxa de remuneração do capital no cálculo das receitas das transportadoras. As empresas do setor relatam, hoje, dificuldades de aprovar novos investimentos diante das incertezas sobre que patamar será adotado a partir de 2026. O WACC atual, de 7,25% ao ano, é considerado defasado pelas transportadoras. Sobre a Conta Regulatória, o Conselho de Usuários pede uma publicação mais frequente sobre o saldo da Conta endash; um mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à receita máxima permitida dos transportadores. Em resumo: 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. Hoje, o acesso à informação ocorre no momento em que a tarifa é definida para oferta de capacidade. Os usuários entendem que, com atualizações mais frequentes, os consumidores têm mais previsibilidade dos custos relativos à infraestrutura. Até que o tema seja regulamentado pela ANP, o funcionamento da Conta Regulatória segue as disposições de uma nota técnica (13/2019-SIM): o saldo deve ser reconciliado no intervalo de dois anos do recebimento das receitas. GÁS NA SEMANA Reforma tributária. O presidente Lula sancionou o PLP 68/2024. O texto final manteve a monofasia na tribulação do gás natural processado e biometano. Entenda os impactos para o setor Termelétricas locacionais. O governo Lula vai precisar se articular para evitar a derrubada pelo Congresso dos vetos no marco legal das eólicas offshore. Dentre os trechos barrados está aquele que cria mecanismos para destravar a contratação compulsória de térmicas a gás. LRCAP. A Abrage defende a inclusão de mais um produto hidrelétrico, com entrada em operação em 2029, no Leilão de Reserva de Capacidade. Portocem. O BNDES aprovou apoio financeiro de R$ 3,8 bilhões, por meio da emissão de debêntures, para a implantação de usina a gás em Barcarena (PA). Transportadoras. NTS e TAG assinaram com a Eneva e BTG Pactual Commodities os primeiros contratos para uso da interconexão entre as malhas de gasodutos do Sudeste e Nordeste. Os acordos totalizam 220 mil m³/dia. Mercado livre. A indústria ceramista ultrapassou, este mês, a marca de 2 milhões de m³/dia no ambiente livre. Desde o ano passado, mais que triplicou o volume contratado na modalidade. No cativo. As tarifas vão cair até 4% no Rio de Janeiro a partir de fevereiro. É o primeiro ajuste desde que CEG e CEG Rio aderiram ao prêmio de incentivo à demanda previsto na nova política de preços da Petrobras. Revisão tarifária no ES. A ARSP, o regulador estadual, abriu consulta pública até 2/2 para colher contribuições sobre a minuta de resolução com a metodologia de revisão da margem média de distribuição da ES Gás endash; que passará por sua 1ª Revisão Tarifária Ordinária desde a privatização. Na Bahia. A diretoria da Agerba aprovou reajuste de 16,59% nas tarifas do Serviço de Movimentação de Gás (TMOV) para o setor industrial e para matéria-prima de fertilizantes. Biometano. A Marca Ambiental iniciou a construção de uma planta no aterro de Cariacica (ES), prevista para operar a partir do 2º semestre. O investimento é de R$ 70 milhões. A usina será capaz de processar 60 mil m³/dia.

A Raízen (RAIZ4), em comunicado ao mercado nesta sexta-feira (17), anunciou que a partir de 1º de abril de 2025, início da nova safra (25/26), a planta piloto de etanol de segunda geração (E2G), localizada em Piracicaba (SP), terá sua operação descontinuada. A unidade passará a operar dedicada a testes e futuros desenvolvimentos do biocombustível. Inaugurada em 2015, a eldquo;Planta 1erdquo; passou por diversas transformações para aprimoramento e desenvolvimento da tecnologia de produção de E2G, que foi replicada em escala comercial na Planta de Bonfim (Planta 2), que já está em fase operacional, e nas Plantas Univalem (Planta 3) e Barra (Planta 4), que iniciarão operação após as autorizações necessárias. Recentemente, o BNDES aprovou financiamento no valor total de R$ 1 bilhão para a companhia construir uma unidade de E2G, em Andradina (SP), com capacidade instalada de produção de até 82 milhões de litros por ano. Em 14 de fevereiro, a companhia divulga seus resultados referentes ao terceiro trimestre da safra 2024/2025.

A menos de dois meses para que o teor de biodiesel incorporado ao diesel no Brasil aumente de 14% para 15%, cerca de 6% do mercado ainda opera fora da legalidade, entregando aos postos, para venda ao consumidor, um produto fora dos padrões atuais definidos pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A fraude gera um prejuízo de R$ 0,37 por litro comercializado para as distribuidoras que seguem as especificações técnicas. Paralelamente à ação irregular, o país enfrenta dificuldades na fiscalização, agravadas pelas restrições orçamentárias dos últimos anos e pela carência de mão de obra na Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). O aumento no teor de biodiesel já havia sido implementado em março do ano passado, quando o índice subiu de 12% para 14%. O próximo aumento entrará em vigor no dia 1º de março deste ano. Os estados que lideram as irregularidades, conforme levantamento do Instituto Combustível Legal (ICL), são Alagoas, São Paulo, Bahia e Amapá. Em Alagoas, por exemplo, 20,8% das amostras de diesel coletadas pela ANP apresentaram índices de biodiesel abaixo de 14%. Na Bahia, onde 10% das amostras avaliadas em outubro de 2024 estavam fora da conformidade, o índice de incorporação de biodiesel no óleo chegou a ser de apenas 12,9%. O presidente do ICL, Emerson Kapaz, denunciou que o cenário representa uma desvantagem na competitividade entre as distribuidoras. Segundo ele, em alguns casos, não há nenhum percentual do biocombustível adicionado. Esse panorama é observado com maior frequência nos estados do Norte e Nordeste, onde o nível de importação de diesel é mais alto. eldquo;Sem fazer a mistura do biodiesel, há um ganho diferencial muito grande de competitividade. Os fraudadores têm a seu favor a dificuldade de comprovação imediata de que o diesel não recebeu a mistura do biodieselerdquo;, pontuou. O processo de verificação no Brasil é feito por laboratórios químicos, contratados pela ANP, que coletam amostras do produto nos postos. Os resultados constam nos boletins do Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis da agência. eldquo;Os testes levam um certo tempo para ficarem prontos. Nós defendemos que essas avaliações sejam realizadas por meio de testes rápidos, porque, se o fraudador sabe que não haverá comprovação imediata, ele se sentirá mais encorajado a exagerar ainda maiserdquo;, complementou Kapaz. O Sindicato do Comércio Varejista de Derivados de Petróleo no Estado de Minas Gerais (Minaspetro) afirmou que a entrega de combustível fora das conformidades preocupa o setor responsável pela revenda. eldquo;Além disso, algumas especificações necessitam de testes mais complexos, que os postos não têm capacidade técnica para realizar. Apenas um laboratório químico especializado pode fazê-los. A única maneira de os empresários se resguardarem de possíveis problemas de qualidade é armazenando a amostra-testemunha, coletada no momento do descarregamento do caminhão no postoerdquo;, explicou. O Minaspetro ainda destacou que a situação não causa prejuízos ao consumidor. eldquo;A mistura com um menor índice representa um diesel mais puro e menos prejudicial ao motor do veículoerdquo;, acrescentou a entidade. De acordo com o Ministério da Agricultura e Pecuária (Mapa), o teor de 14% de biodiesel aplicado ao diesel evita a emissão de cinco milhões de toneladas de CO² na atmosfera. Por outro lado, o Ministério de Minas e Energia calcula que, com esse índice, o Brasil garante uma economia significativa ao deixar de importar dois bilhões de litros de diesel. Prejuízo financeiro Os cálculos do Instituto Combustível Legal indicam que as distribuidoras que incorporam o percentual de 14% enfrentam uma desvantagem mínima de R$ 0,37 por litro de diesel vendido, devido ao maior custo para realizar a mistura do biodiesel. O biocombustível encerrou 2024 no Brasil a um custo de R$ 6,32 por litro. Norte e Nordeste são as regiões com os preços mais altos, de acordo com dados da ANP. Para Emerson Kapaz, do ICL, as irregularidades estão relacionadas à presença de agentes do crime organizado no mercado de combustíveis. No ano passado, O TEMPO noticiou que o Primeiro Comando da Capital (PCC) teria o controle de mais de 900 postos no país e que o grupo também estaria à frente de distribuidoras. eldquo;Não tenho dúvidas de que o crime organizado se aproveita dessa situação. Onde for possível obter margem de lucro por meio de adulteração ou sonegação, haverá incentivo para a atuação do crime organizadoerdquo;, criticou o presidente do ICL. Fiscalização aquém Outra denúncia de interlocutores do mercado diz respeito à fiscalização realizada pela ANP. Em outubro do ano passado, a agência informou que precisou paralisar o monitoramento da qualidade dos combustíveis no país, em função de cortes orçamentários promovidos pelo governo. A situação foi normalizada em janeiro. De acordo com o órgão, quando é identificado diesel com teor de biodiesel incorreto, o agente econômico é autuado e responde a um processo administrativo. Ao final do processo, em caso de condenação, o agente está sujeito às penalidades previstas em lei, como multas que podem chegar a R$ 5 milhões, suspensão ou até revogação da autorização. Na fiscalização das distribuidoras, segundo a ANP, a coleta de amostras para verificação do teor de biodiesel ocorre no produto final, pronto para ser enviado aos postos. eldquo;Quando identificada irregularidade nesta fase, o próprio distribuidor responde pela não conformidadeerdquo;, informou a agência. Para garantir que o percentual de biodiesel seja cumprido, a ANP afirmou que tem intensificado as fiscalizações nas distribuidoras e nos postos. No entanto, a agência confirmou dificuldades para a execução do trabalho devido à redução orçamentária. A receita para despesas da ANP caiu de R$ 717 milhões em 2013 para R$ 130 milhões em 2024, uma redução de 82%

O conselho de administração da Petrobras tem uma reunião marcada para discutir uma pauta de impacto daqui a dez dias: os reajustes dos preços dos combustíveis. Caberá ao colegiado fazer a avaliação anual do cumprimento da política de preços pela diretoria da estatal (essa apreciação também é feita trimestralmente, mas desta vez o olhar será sobre 2024). De acordo com a Associação Brasileira de Importadores de Combustíveis, a defasagem nos preços está em 13% para a gasolina e de 22% para o diesel (cujo preço não foi alterado em 2024). Em tese, se as regras da política de preços não estiverem sendo executadas, o conselho determinará que a política de preços seja estritamente observada. Neste caso, indicará a necessidade de reajustes. O governo, é fato, detém maioria no conselho. E, preocupado com a inflação que já estourou o teto da meta no ano passado, vai pressionar os seus integrantes para maneirar. Sobre todos os conselheiros, no entanto, recaem os chamados deveres de diligência e fiduciários.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em baixa nesta sexta-feira, 17, com a redução das tensões no Oriente Médio reduzindo os prêmios de risco da commodity. Um acordo por cessar-fogo na Faixa de Gaza vem acompanhado de outros desdobramentos, como uma potencial redução nas tensões com o Irã e o grupo Houthi no Iêmen. Além disso, o dólar operou fortalecido na sessão, o que tende a pressionar a matéria-prima, cotada na moeda americana. Ainda assim, o petróleo encerrou a semana com ganhos. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para março fechou em queda de 0,59% (US$ 0,46), a US$ 77,39 o barril, enquanto o Brent para mesmo mês, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 0,61% (US$ 0,50), a US$ 80,79 o barril. Na semana, houve alta de 2,15% e 1,12%, respectivamente. O Gabinete de Segurança de Israel aprovou, nesta sexta-feira, o cessar-fogo e o acordo de reféns com o Hamas na Faixa de Gaza, de acordo com comunicado. O acordo havia sido anunciado na quarta-feira, mas ainda precisava da aprovação do governo israelense. Os 11 membros votantes do gabinete aprovaram a negociação por maioria, mas a autoridade completa, que conta com 33 membros, ainda deve realizar outra aprovação, o que está previsto para acontecer em reunião marcada para ainda nesta sexta. A notícia fortaleceu a queda dos contratos futuros do petróleo, mas para o Swissquote Bank, é esperado que a trajetória da commodity seja para cima, considerando possíveis sanções de Donald Trump contra importantes países produtores, como Venezuela e Irã. Para o ING, os crescentes riscos de fornecimento do petróleo continuavam a dar certo suporte aos preços do óleo. Circulam informações de que Rússia e Irã estão estreitando laços, tanto militares, como energéticos. Segundo o Commerzbank, com base nas previsões da Organização dos Países Exportadores de Petróleo (Opep), o mercado petrolífero teria sido significativamente subabastecido no ano passado. A organização prevê ainda um déficit de oferta significativo este ano, o que permitiria à Opep e aliados (Opep+) reverter os seus cortes voluntários de produção. eldquo;Contudo, consideramos que as previsões de demanda da Opep são demasiado elevadas. Na nossa opinião, só haverá margem para um aumento da produção se o fornecimento de petróleo da Rússia, do Irã e da Venezuela diminuir significativamente devido a sançõeserdquo;, avalia o banco. O número de poços e plataformas de petróleo em atividade nos EUA caiu 2 na semana, a 478, divulgou nesta sexta a Baker Hughes, empresa que presta serviços ao setor. (Estadão Conteúdo)