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Levantamento divulgado nesta quinta-feira pelo Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep) revela que a Refinaria de Manaus (Ream), operada pelo grupo Atem, manteve os preços mais elevados do Brasil para gasolina, diesel e Gás Liquefeito de Petróleo (GLP) durante o mês de janeiro. Os dados mostram um descolamento significativo em relação ao Preço de Paridade de Importação (PPI). A gasolina na Ream foi comercializada a R$ 2,90 por litro, valor 20,1% acima da referência internacional. Enquanto a Ream manteve o topo da tabela, outras refinarias apresentaram movimentos distintos: a Petrobras aplicou uma redução de 5,2% no preço do combustível, de R$ 2,73 para R$ 2,59, embora o valor ainda permaneça 7,6% acima do PPI calculado pela ANP; a Acelen, na Bahia, viu a Refinaria de Mataripe registrar queda de 1,7%, fechando o mês em R$ 2,55, 6% acima do PPI; e a Brava, no Rio Grande do Norte, teve a Refinaria Potiguar Clara Camarão com redução de 1,5%, encerrando janeiro a R$ 2,52, 4,7% acima do PPI. No segmento do diesel, a Ream registrou o maior preço praticado no país: R$ 3,70, mesmo após uma leve redução de 1,3%. O valor é 11,3% superior à paridade internacional. Em contraste, o diesel da Petrobras ficou em R$ 3,30, operando levemente abaixo do PPI (-0,6%). No cenário do GLP, as refinarias privadas apresentam distorções acentuadas: a Brava, no Rio Grande do Norte, sem reajustes desde setembro de 2025, registra o preço de R$ 46,23, impressionantes 41,39% acima do PPI; a Ream, no Amazonas, alcançou R$ 38,73, 18,4% acima da referência externa; enquanto a Petrobras manteve o valor estável em R$ 34,68, 6,1% acima do PPI. O Ineep destaca que o mercado global iniciou 2026 com pressão de alta. O barril do petróleo tipo Brent subiu 6,5% em janeiro, fechando a US$ 66,60. Embora o valor seja inferior aos patamares de janeiro de 2025, a valorização do real frente ao dólar (2%) não foi suficiente para neutralizar a alta da commodity. Em moeda nacional, o preço do Brent subiu 4,3%, atingindo R$ 355,64.

Na hora de abastecer, o valor exibido na placa do posto parece um número único. Na prática, porém, o preço final é resultado de uma cadeia longa e regulada, que começa na produção ou importação do combustível e termina na bomba. Ao longo do caminho entram tributos federais e estaduais, despesas com mistura obrigatória de biocombustíveis, custos logísticos e a margem de distribuição e revenda. Como a precificação é livre em cada etapa emdash; dentro das regras do setor emdash; a participação de cada parcela varia por região e ao longo do tempo. Ainda assim, dados públicos consolidados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis do Brasil (ANP) permitem entender a lógica da formação e visualizar percentuais médios do que o consumidor paga na hora de comprar gasolina, etanol ou diesel. Como o preço do litro da gasolina é definido? Na gasolina comum, o preço médio nacional costuma se dividir da seguinte forma: Combustível na refinaria ou importado (cerca de 30%): essa parcela reflete o custo do derivado antes de impostos e logística. Ela é influenciada principalmente pelos preços internacionais de derivados de petróleo, pela cotação do dólar e pelas condições de oferta e demanda. Etanol anidro (entre 15% a 17%): aqui não se trata da composição física, mas da fatia do preço final correspondente ao etanol anidro misturado à gasolina. Pela regra atual, a gasolina brasileira contém 30% de etanol anidro em volume, mas essa parcela representa cerca de 15% a 17% do valor pago pelo consumidor, dependendo do preço do etanol no período. Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços - ICMS (aproximadamente 25%): tributo estadual cobrado por litro, com valor fixo definido de R$ 1,57 em todo o Brasil. Tributos federais endash; PIS/Cofins e Cide (em torno de 11%): são impostos definidos pelo governo federal e aplicados de forma uniforme em todo o país. Distribuição e margem do posto (cerca de 18%): inclui custos de transporte, armazenamento, operação do posto, funcionários, energia, aluguel e lucro. A concorrência local influencia diretamente essa parcela. Atualmente, de acordo com a Petrobras, o preço médio do litro da gasolina é de R$ 6,31 no Brasil. Na prática, a composição de preços está dividida da seguinte forma: Distribuicão e Revenda - R$ 1,21 (19,2%) Custo do Etanol Anidro - R$ 1,05 (16,6%) Imposto Estadual - R$ 1,57 (24,9%) Impostos Federais - R$ 0,68 (10,8%) Parcela Petrobras - R$ 1,80 (28,5%) Como o preço do litro do diesel é definido? No diesel, a estrutura média é diferente: Combustível na refinaria ou importado (cerca de 45%): o peso do custo inicial é maior, tornando o diesel mais sensível a variações internacionais e cambiais. Biodiesel (cerca de 14%): o diesel vendido no Brasil contém biodiesel em percentual obrigatório, atualmente definido por política pública. Esse percentual em volume é menor do que na gasolina, mas o biodiesel costuma ter custo elevado, fazendo com que sua participação no preço final seja significativa. ICMS (em torno de 19%): assim como na gasolina, tem preço fixo, e, neste caso, de R$ 1,17. Tributos federais (cerca de 5%): menores do que na gasolina, reduzem o peso total dos impostos no diesel. Distribuição e margem do posto (cerca de 16%): custos logísticos e operacionais que variam conforme a região e a estrutura de abastecimento. Como o preço do litro do etanol é definido? No etanol hidratado, vendido diretamente ao consumidor, a formação é mais simples, mas bastante variável: Custo de produção na usina (45% a 50%): depende da safra da cana-de-açúcar, produtividade agrícola, clima e custos industriais. ICMS (20% a 30%): é o principal tributo do etanol e tem o mesmo custo de R$ 1,57. Tributos federais: têm peso reduzido ou podem estar zerados em determinados períodos. Distribuição e margem do posto (20% a 25%): o etanol é especialmente sensível à logística: quanto maior a distância das usinas, maior tende a ser o preço final. Por que o preço do combustível varia de acordo com o estado? Em médias históricas e períodos comparáveis, os dados da ANP mostram que São Paulo costuma apresentar preços de gasolina e etanol cerca de 5% a 10% menores do que os observados em estados mais distantes dos principais polos produtores, como Mato Grosso do Sul. Essa diferença não é fixa, mas recorrente ao longo das séries. A explicação está na estrutura do mercado: São Paulo concentra refinarias, bases de distribuição e grande parte das usinas de etanol do país, o que reduz custos logísticos e de transporte. Já em estados mais afastados desses centros, o combustível percorre distâncias maiores até chegar aos postos, elevando o frete por litro. Além disso, o nível de concorrência local entre postos também influenciam o preço final, contribuindo para variações regionais mesmo quando os demais custos são semelhantes. O que faz o custo de produção do combustível variar? As oscilações no preço do petróleo no mercado internacional são apenas um dos fatores que influenciam o custo dos combustíveis. No caso da gasolina e do diesel, o valor do barril é importante, mas não atua sozinho: entram também o câmbio, os preços internacionais dos derivados já refinados, custos de refino, importação e disponibilidade de produto no mercado global. No etanol, a lógica é diferente. O custo de produção está ligado principalmente à safra da cana-de-açúcar, às condições climáticas, à produtividade agrícola e à demanda do setor sucroenergético. Por isso, o preço do etanol pode subir ou cair mesmo em períodos de estabilidade do petróleo. Já o biodiesel, misturado ao diesel, tem custo influenciado pela oferta de matérias-primas, como óleos vegetais, além de regras de mistura obrigatória e da demanda do setor de transporte. Essas diferenças explicam por que cada combustível reage em ritmos distintos às mudanças de cenário. Entre variações no custo de produção, decisões comerciais e estoques ao longo da cadeia, o impacto final na bomba tende a ocorrer de forma gradual emdash; e nem sempre simultânea entre gasolina, diesel e etanol.

Investidores têm fugido dos papéis da Raízen, joint venture entre Cosan e Shell, em meio a rumores sobre um plano de renegociação da dívida da produtora de etanol e uma das principais distribuidoras de combustíveis do Brasil. Essa fuga aparece, principalmente, nos títulos de dívida da companhia, que estão derretendo no mercado secundário. A debênture com vencimento para 2029, por exemplo, enfrentou um tombo de 40% no preço de venda e uma disparada de 150% nas taxas de retorno nesta semana endash;movimento que ilustra como os operadores estão se desfazendo dos ativos apesar do forte deságio. Em termos práticos, quanto menor o preço do título, maior a taxa de retorno (yield, no jargão), uma vez que os investidores exigem maiores prêmios de risco para investir no papel. O movimento também se refletiu na abertura de spreads endash;isto é, a diferença de rentabilidade em relação a um título público usado como referência. A debênture RAIZ14, atrelada ao CDI (certificado de depósito interbancário), chegou a marcar diferença de retorno de 40,85 pontos porcentuais. A escalada é "fruto da preocupação com a capacidade da empresa em se manter saudável no médio e longo prazo", diz Cleiton Souza, sócio-fundador da Private Investimentos. O mesmo aconteceu com os CRAs (certificados de recebíveis do agronegócio). Segundo dados da Anbima, o contrato com vencimento em 2032 está sendo vendido com um desconto de até 63% no preço nesta quinta-feira (11). As ações na B3 também não passaram incólumes. No acumulado dos últimos seis meses, os papéis caíram 43%, cotados a R$ 0,68 neste pregão. A companhia, uma das maiores produtoras globais de açúcar e etanol, enfrenta forte deterioração financeira. No dado mais recente, de setembro, a dívida líquida somava R$ 53,4 bilhões, um montante cinco vezes maior do que a operação do porte da Raízen suporta, segundo analistas ouvidos pela Folha. A dívida bruta era de R$ 68,6 bilhões. Uma combinação de fatores culminou na atual encruzilhada. Perdas de safras na cana-de-açúcar, problemas na distribuição de combustíveis, que só recentemente têm melhorado, e a pressão dos juros altos, que ajudam a turbinar os passivos. Também pesaram os altos investimentos em etanol de segunda geração, que ainda não deram o retorno esperado. O mercado aguardava um acordo entre a Cosan e a Shell para uma solução endash;estimativas apontam que a Raízen precisa de pelo menos R$ 20 bilhões em capital novo. Mas as controladoras seguiram relutantes em injetar mais capital na empresa, levantando a bola de que uma reestruturação de dívida, que imporia perdas relevantes aos credores, seria o caminho mais provável. Na segunda-feira, os rumores se intensificaram. A Raízen informou em fato relevante que havia escolhido a Rothschild eamp; Co como assessora financeira e os escritórios Pinheiro Neto Advogados e Cleary Gottlieb Steen eamp; Hamilton LLP como consultores legais para avaliar alternativas de reestruturação financeira, incluindo renegociação de dívidas e venda de ativos. O anúncio fez com que os papéis da companhia amargassem perdas endash;e não só eles. As principais agências de classificação de risco do mundo rebaixaram a nota da Raízen para grau especulativo, isto é, aquele que indica maior probabilidade de calote. A Seamp;P rebaixou a classificação da empresa de BBB-, nível atribuído a companhias com capacidade adequada de honrar seus compromissos, para CCC+, categoria associada a operações de risco elevado. A perspectiva também foi alterada para negativa, o que significa que a nota pode piorar ainda mais. A Moodyersquo;s reduziu o rating de Ba1 endash;faixa que reúne empresas capazes de cumprir obrigações ao acessar o mercado, ainda que a custos mais altosendash; para Caa1, categoria que engloba negócios com dificuldades para honrar compromissos financeiros. A perspectiva também é negativa. A Fitch promoveu dois rebaixamentos na segunda-feira endash;um pela manhã e outro após o anúncio da contratação dos assessores. Para a agência, há agora risco significativo de inadimplência. "Historicamente, empresas no Brasil que fazem esse tipo de anúncio [contratação de assessoria financeira] acabam entrando em recuperação judicial ou fazendo uma reestruturação não tão amigável aos credores", diz Flávia Bedran, diretora da Seamp;P, citando Americanas e Braskem como precedentes similares. Ela afirma que o rebaixamento vem embebido, também, em uma mudança de postura da Raízen quanto à transparência sobre os próximos passos. "Da última vez em que tivemos essas vendas relevantes de títulos de dívida, entre setembro e outubro, a empresa foi a público anunciar que não estava considerando nenhum tipo de reestruturação de dívida. Dessa vez, o tombo foi ainda pior, e a empresa ficou em silêncio." Os próximos passos vão depender de novos anúncios da empresa, diz Bedran. A Raízen divulga o balanço corporativo do quarto trimestre de 2025 nesta quinta, após o fechamento do mercado. Mas, mais do que os dados em si, os investidores esperam sinalizações sobre o futuro. Enquanto isso, a recomendação é que o investidor adote cautela antes de tomar qualquer decisão sobre os papéis da Raízen que detém em carteira. "O cuidado é que, se a venda de fato for necessária, será com perda de rentabilidade contratada ou potencial prejuízo ao investidor", diz Cleiton Souza, da Private Investimentos. "Ele deve avaliar a sua necessidade de liquidez e o tamanho da sua exposição aos papéis da Raízen para decidir se é o momento. Vale lembrar que há uma dúvida sobre a capacidade de geração de caixa no médio prazo, e não um calote anunciado." Ele lembra que o risco para vender um título da empresa é potencializado pelo vencimento. Quanto mais longo for o contrato, maior a sensibilidade no preço de venda. Caso a empresa de fato entre em um processo de reestruturação de dívida, o especialista e planejador financeiro diz que ainda é cedo para dizer como os credores seriam afetados. Outra possibilidade é que controladores e acionistas injetem capital na empresa, o que atenuaria eventuais perdas dos credores. Em caso de uma recuperação judicial, os credores com garantias reais endash;como hipoteca e penhoraendash; têm prioridade na fila de recebimento. Depois, vêm os credores quirografários endash;os que não têm garantia real e não possuem nenhum bem vinculado à dívida. Os acionistas ficam no fim da fila. Vale lembrar que CRAs e debêntures não são cobertos pelo FGC (Fundo Garantidor de Créditos). A assessoria de imprensa da Raízen disse que a empresa está no período de silêncio que antecede a divulgação de resultados.

O Ministério de Minas e Energia (MME) lançou nesta quinta (12/2) as consultas públicas do Plano Decenal de Expansão de Energia (PDE 2035) e do Plano Nacional de Energia (PNE 2055), com pico de produção de petróleo previsto para 2032. Os documentos chegam em meio à elaboração pelo governo federal de diretrizes para o mapa do caminho para reduzir a dependência dos combustíveis fósseis. A expectativa é que a proposta fosse apresentada até 8 de fevereiro. Na semana passada, o Ministério do Meio Ambiente (MMA) publicou uma nota informando que o documento está em fase final e sua divulgação ocorrerá após deliberação pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A primeira reunião do colegiado em 2026 chegou a ser marcada para esta quinta (12/2), mas foi cancelada. Ainda não há previsão de data e nem de que o mapa do caminho entre na pauta. Elaborados em parceria com a Empresa de Pesquisa Energética (EPE), o PDE e o PNE são instrumentos de planejamento, indicando as necessidades energéticas nos horizontes decenal e de longo prazo. No PDE 2035, o governo estima uma expansão de 100 GW no sistema elétrico, que alcança 359 GW no período. Isso deve demandar 29 mil km de linhas de transmissão e 6 GW para baterias emdash; projeção mais ambiciosa para o armazenamento de energia que a do Plano Clima. No setor de transportes, MME e EPE estimam que o mercado de etanol pode chegar a 50 bilhões de litros e o de combustíveis sustentáveis de aviação (SAF, em inglês) a 2,8 bilhões de litros. R$ 2 tri na expansão da matriz elétrica Com seis cenários de longo prazo para a matriz brasileira, o PNE 2055 projeta que a demanda de energia pode ser até duas vezes maior que em 2025, com crescimento em todos os setores, especialmente o de transportes. No geral, o consumo de eletricidade pode crescer até 4,2 vezes no período, mas é possível alcançar até 99% de renováveis no setor, mostra um dos cenários. Um mercado que deve impactar essa demanda é o de data centers, cujo consumo é estimado em até 300 TWh. Para atender este cenário, R$ 2 trilhões em investimentos serão necessários na expansão da matriz, dos quais R$ 600 bilhões serão para triplicar a infraestrutura de transmissão.

A importação de biodiesel para compor a mistura obrigatória do diesel entrou no radar de entidades do setores de combustíveis, de biodiesel e também do governo federal. Nesta quinta-feira, 12, há previsão de que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) se reúna, mas o tema pode não ser apreciado. Apesar da discussão, a analista de inteligência de mercado da StoneX, Isabela Garcia, vê que o momento pode não favorecer a importação desse biocombustível. O atual cenário do biodiesel no Brasil e a safra de soja tendem a indicar um caminho contrário à liberação. eldquo;Talvez essa discussão de importação de biodiesel seja mais latente quando realmente tiver algum problema de fornecimento de insumos, por exemplo, uma quebra de safra mais acentuada, que a StoneX não projeta para esse ciclo, ou quando realmente a demanda por biodiesel crescer num ritmo em que os investimentos do setor privado não acompanham, o que também não é algo que a gente observa hojeerdquo;, disse ao Agro Estadão. Ela explica ainda que, desde o início do ano, há uma tendência de elevação dos preços do biodiesel, já que o óleo de soja emdash; insumo utilizado na produção do biocombustível emdash; vem se valorizando no mercado internacional. No entanto, devido ao início da colheita de soja, os preços têm tido um comportamento diferente no Brasil e essa alta não tem sido observada na mesma medida. Por isso, Garcia aponta que a importação pode não trazer benefícios competitivos interessantes. eldquo;Provavelmente, isso não vai mudar, no sentido de que o biodiesel importado não vai ser tão mais competitivo, pelo custo realmente da matéria-prima ser elevado e mesmo os outros fornecedores que a gente poderia ter não teriam uma vantagem competitiva tão grande assimerdquo;, analisa. Apesar disso, ela reconhece que é difícil ter uma base com preços, já que ainda não se sabe o preço final, que inclui os custos de internalização desse produto no Brasil. Outro ponto que ela observa é a ociosidade do parque industrial brasileiro. De acordo com dados da StoneX, a capacidade produtiva de biodiesel foi de 64% no ano passado. eldquo;É uma ociosidade relevante. Pensando em termos de atendimento de demanda, não faria sentido estimular importaçõeserdquo;, acrescentou. Associações e importadores de combustíveis defendem que haja liberação para até 20% de importação do volume de biodiesel utilizado no diesel. Sobre isso, Garcia vê que mesmo um percentual baixo poderia gerar impactos no setor de biodiesel. eldquo;Quando se tem um contexto de usinas operando com uma capacidade ociosa alta, qualquer desvio de demanda da produção tende a impactar no setor: 20%, por mais que não seja tão relevante no macro, acaba impactando a operação doméstica por óleo de soja. Então, tende a impactar, caso realmente os compradores utilizem essas cotas efetivamente para importarerdquo;, destacou. Mercado livre Para o Instituto Brasileiro de Petróleo, Gás e Biocombustíveis (IBP), proibir a importação de biodiesel nesse percentual de até 20% não tem justificativa técnica e nem econômica. Além disso, vai contra a prática do livre comércio, que já é adotado pelo país em outros combustíveis, como o etanol. eldquo;O Brasil pratica o mercado livre. Felizmente, esse mercado é bastante competitivo, o mercado dos combustíveis. E, nesse contexto, a gente não vê nenhuma razão, nem técnica, nem econômica, para a proibição da importação de biodiesel. O Brasil é um mercado abastecido de biodiesel, os produtores nacionais atendem esse mercado, mas claro que você deve ter a possibilidade de trazer o produto de foraerdquo;, comentou à reportagem o presidente do IBP, Roberto Ardenghy. Segundo ele, há duas vantagens na importação. A primeira seria a paridade dos preços conforme o mercado internacional, o que poderia trazer mais estabilidade, principalmente em momentos de entressafra da soja. A segunda seria o impacto no preço do diesel, podendo tornar o combustível mais barato nas bombas dos postos. eldquo;O que a gente pode dizer é que, se o Brasil não importar, a gente não consegue fazer essa arbitragem de preço. Então, você nunca vai testar o preço interno. Será que o preço interno está ajustado? Será que não está se praticando um preço acima do que está se praticando no mercado internacional? Só a liberação da importação é o que vai dizererdquo;, pontuou. Quanto a um possível impacto no Selo Biocombustível Social, Ardenghy diz que, no nível de 20%, a política pública não seria afetada. Isso porque pelo menos 80% do biodiesel usado é vinculado ao selo, segundo o presidente. A permissão dos 20% não competiria com aquilo que já é feito atualmente. Sobre a qualidade do produto importado, o representante do IBP diz que não há motivos para preocupação. eldquo;Nós temos um processo na importação que garante a qualidade do biodiesel importado. Isso se faz através de uma série de testes que são feitos, desde o produto que sai lá do país produtor até a hora que chega no porto, para garantir que esse produto chegue no Brasil na qualidade que é determinada pela ANP [Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis], destacou. Por isso, o entendimento da entidade é de que o tema da importação deveria voltar para a ANP. Em 2023, a agência editou uma medida que permitia a compra do produto do exterior, mas o CNPE barrou a regulação. eldquo;Nós estamos pedindo que o CNPE devolva à ANP o assunto, para que a ANP possa voltar a sua resolução inicialerdquo;, completou Ardenghy.. (Estadão)

O presidente da Frente Parlamentar do Biodiesel (FPbio), deputado Alceu Moreira (MDB-RS), sinalizou nesta quinta-feira e#8203;que há empecilhos para que a mistura do biocombustível e#8203;no diesel suba em 1 ponto percentual a partir de março, conforme determina a lei, citando integrantes do governo que defenderiam interesses da Petrobras. Conforme o cronograma da legislação sobre o aumento anual da mescla, a mistura deveria subir de 15% para 16% em março, mas o governo tem atrasado uma decisão nesse sentido. Um representante do Ministério de Minas e Energia afirmou anteriormente e#8288;que mais estudos seriam necessários para e#8203;a mudança, algo que Moreira discorda. "O B16 pode perfeitamente entrar em vigor de e#8203;acordo com a lei no mês de março, sem nenhum risco. Não há nada que e#8288;não aconteça em um veículo usando B15 que e#8288;vá acontecer em um usando B16", disse ele à Reuters, nos bastidores e#8203;de ezwnj;um evento do setor em São Paulo. Ele afirmou que haveria na Casa Civil posição de preservar e#8288;interesses da Petrobras, que, por hipótese, venderia menos diesel no caso de uma mistura maior. Além disso, a estatal tem buscado promover o seu diesel coprocessado, que tem uma pequena parcela de conteúdo ezwnj;renovável, e#8288;mas que não entra ezwnj;na mistura obrigatória, acrescentou Moreira. Segundo o deputado, há pessoas na Casa Civil que interferem no processo "dando palpite furado porque tem uma relação negocial com a Petrobras". Ele não especificou, mas, questionado, disse e#8288;ter certeza de que os interesses da Petrobras e#8288;interferem no processo. Procuradas, a Casa Civil e a Petrobras não comentaram o assunto. O Ministério de Minas e Energia também ezwnj;não comentou como está o processo para o aumento da mistura. De acordo com o deputado, o setor aguarda que o aumento da mistura seja pautado em alguma reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), para que a decisão seja tomada. "O diálogo com o governo é ezwnj;permanente porque esta é uma questão de Estado, não é uma questão de esquerda ou direita, por isso fizemos a lei do Combustível do Futuro, para dar segurança jurídica", disse. Para e#8288;Moreira, o Brasil poderia elevar a mistura sem qualquer preocupação inflacionária porque está colhendo uma safra recorde de soja, a principal matéria-prima do biocombustível. Anteriormente, essa questão da possível alta de preços dos e#8203;combustíveis foi citada como fator para postergar a alta na mistura. O presidente da FPBio disse ainda e#8203;que o incremento da mistura reduziria a necessidade de importação de combustíveis fósseis pelo país, que está perto de 30% do consumo nacional, segundo ele, e ajudaria o setor de biodiesel a reduzir sua capacidade ociosa, que está em cerca ezwnj;de 50%. (Reuters)