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A produção de petróleo do Brasil em janeiro atingiu 3,519 milhões de barris ao dia, queda de 1,8% ante o mês anterior, configurando o segundo recuo mensal consecutivo, após ter batido um recorde em novembro, segundo dados publicados nesta sexta-feira (1º) pela reguladora ANP. O volume, no entanto, subiu 7,5% na comparação anual, com o desenvolvimento de importantes áreas do pré-sal ao longo de 2023. A Petrobras, como concessionária, produziu cerca de 2,25 milhões de bpd em janeiro, alta de 7,37% na comparação com o mesmo mês de 2023, segundo os dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP). Já anglo-holandesa Shell, segunda maior produtora do país depois da Petrobras, produziu aproximadamente 361.420 bpd, queda de 4,23% na mesma comparação. A francesa TotalEnergies, terceira maior produtora, produziu 143.634 bpd em janeiro, alta de 4,48% no período. Já a produção de gás natural do Brasil em janeiro atingiu 153,93 milhões de metros cúbicos/dia, aumento de 7,6% na comparação anual e também uma queda de 1,7% versus o mês anterior. Considerando a produção de petróleo e gás, o volume total somou 4,487 milhões de barris de óleo equivalente por dia (boe/d). Do total, o pré-sal foi responsável por 3,389 milhões de boe/d em janeiro, correspondendo a 75,5% da produção brasileira, volume 2,8% menor em relação ao mês anterior e 7% superior na comparação com o mesmo mês de 2023. O pré-sal produziu 2,670 milhões de bpd de petróleo e 114,32 milhões de m³/d de gás natural por meio de 148 poços. Em janeiro, o campo de Tupi, no pré-sal da Bacia de Santos, foi o maior produtor de petróleo e gás, registrando 751,31 mil barris/dia de petróleo e 37,09 milhões de m³/d de gás natural. (Reuters)

A Petrobras aumentou o preço do querosene de aviação (QAV) entre 8% e 8,5%, dependendo do mercado. Ao contrário da gasolina e diesel, o combustível é reajustado todo primeiro dia do mês. Em fevereiro, o QAV teve queda de 0,4%, segundo dados da estatal. O preço do combustível da aviação tem sido usado como argumento das companhias aéreas para que o governo auxilie o setor, que foi duramente afetado pela pandemia de covid-19. Até fevereiro, o QAV registrava queda de 30,3% no período de 12 meses. A alta do QAV segue o aumento do preço do petróleo no mercado internacional, que nesta sexta-feira subia 1,36% perto do fechamento do mercado, cotado a US$ 83,31 o barril do tipo Brent. No início de fevereiro, o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, anunciou a criação de um grupo de trabalho para estudar formas de diminuir os preços das passagens aéreas a partir da redução do preço do QAV. O grupo terá a colaboração do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). A decisão foi tomada após reunião com o ministro dos Portos e Aeroportos, Silvio Costa Filho. De acordo com Silveira, o grupo apoiará estudos que já são realizados pelas pastas em relação ao tema. O objetivo é a democratização das viagens aéreas, segundo o ministro. eldquo;Queremos democratizar a tarifa das passagens aéreas no País, fazendo com que a classe média e as pessoas menos favorecidas voltem a usar os aeroportos, assim como aconteceu nos primeiros mandatos do presidente Lula. E sabemos que o preço do QAV é determinante na composição das tarifas das empresaserdquo;, afirmou Silveira, na ocasião.

A OPEP+ prolongou os seus cortes na oferta de petróleo até meados do ano, numa tentativa de evitar um excedente global e segurar os preços. As restrições endash; que no papel totalizam cerca de 2 milhões de barris por dia endash; permanecerão em vigor até o final de junho, segundo delegados que pediram anonimato porque a informação não é pública. A Arábia Saudita, líder do grupo, é responsável por metade da redução prometida. Traders e analistas já esperavam a prorrogação, considerando-a necessária para compensar uma calmaria sazonal no consumo mundial de combustível e o aumento da produção de vários rivais da OPEP+, principalmente os produtores de xisto dos EUA. As perspectivas econômicas incertas na China aumentam a necessidade de cautela. A ampla oferta ancorou os preços internacionais do petróleo perto dos US$ 80 por barril neste ano, mesmo com o conflito no Oriente Médio perturbando o transporte regional. Embora isso ofereça algum alívio para os consumidores após anos de inflação desenfreada, os preços podem parecer baixos para os países da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus parceiros. Riad precisa de um preço acima de US$ 90 por barril, já que gasta bilhões em uma transformação econômica que abrange cidades futurísticas e torneios esportivos, de acordo com a Fitch Ratings. Seu maior parceiro na aliança, a Rússia também procura receitas para continuar a travar a guerra contra a Ucrânia. No primeiro mês deste ano, a implementação dos cortes pelo grupo não correspondeu aos 2 milhões de barris por dia prometidos. O Iraque e o Cazaquistão bombearam coletivamente várias centenas de milhares de barris por dia acima das suas quotas, mas prometeram melhorar o cumprimento e até compensar excesso de produção inicial. Enquanto isso, a Rússia mostrou um desempenho misto. Só recentemente implementou totalmente os cortes de produção que prometeu fazer há quase um ano. Em janeiro, o país reduziu as suas exportações de petróleo bruto, conforme acordado, em cerca de 300.000 barris por dia, mas as restrições prometidas às remessas de combustíveis refinados são menos claras. A decisão do grupo de prolongar as restrições para o segundo trimestre podia ser amplamente esperada, mas a OPEP+ provavelmente enfrentará uma escolha mais difícil na sua próxima reunião, agendada para 1º de junho, quando os ministros definirão a política para o segundo semestre do ano. As previsões da Agência Internacional de Energia em Paris sugerem que, com o crescimento mais brando da demanda global de petróleo e a nova oferta na América aumentando, a OPEP+ terá de perseverar nos seus cortes durante todo o ano. eldquo;Você não quer trazer os barris de volta muito cedoerdquo;, disse Saad Rahim, economista-chefe do gigante do comércio de commodities Trafigura Group, à Bloomberg na semana passada. Não está claro se todos os membros estão dispostos a assinar essa política. Embora a Arábia Saudita tenha frequentemente apelado à necessidade de cautela, seu vizinho Emirados Árabes Unidos tem se mostrado interessado em aproveitar os investimentos recentes em nova capacidade de produção. Alguns analistas acreditam que isso não será um problema, já que o fortalecimento da demanda permitirá ao grupo relaxar as restrições e adicionar mais barris no final do ano. Houve eldquo;um melhoria nos fundamentos gerais do mercadoerdquo;, disse Paul Horsnell, chefe de pesquisa de commodities do Standard Chartered Bank. eldquo;A OPEP poderia aumentar a produçãoerdquo; sem inundar os estoques mundiais. (Bloomberg)

O Plenário do Supremo Tribunal Federal retomou, nesta sexta-feira (1º/3), o julgamento sobre a constitucionalidade da regra que excluiu as operações com petróleo e derivados do regime fiscal da Zona Franca de Manaus (ZFM). Até o momento, três ministros já se manifestaram. Luís Roberto Barroso e Alexandre de Moraes votaram por validar a exclusão da isenção de tributos para esses produtos. Já Dias Toffoli entendeu que a regra é inconstitucional. Contexto A Zona Franca de Manaus tem um regime de benefícios e incentivos fiscais voltados à preservação do desenvolvimento regional. A ideia é induzir investimentos na região. Até 2073, o local é uma área livre de comércio, exportação e importação. Apesar disso, a Lei 14.183/2021 definiu que o regime não se aplica às exportações, reexportações, importações e operações feitas dentro do território nacional com petróleo, lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos derivados de petróleo por empresas localizadas na ZFM. A norma alterou o Decreto-lei 288/1967, que regulava a ZFM à época. O partido Cidadania contestou a regra de 2021 no STF. Segundo a legenda, a medida violou o Ato das Disposições Constitucionais Transitórias (ADCT), que mantém a ZFM até 2073. De acordo com a agremiação, a legislação pode apenas aumentar o nível dos incentivos, mas nunca eliminá-los ou reduzi-los. Outro argumento usado foi que a exclusão da isenção é contrária ao objetivo de diminuir as desigualdades regionais. Voto do relator Barroso, relator do caso, lembrou que o STF já definiu o ADCT como um eldquo;obstáculo constitucional a toda política que, de algum modo, possa implicar o esvaziamento do estímulo de desenvolvimento da Zona Franca de Manauserdquo;. Segundo o magistrado, o decreto-lei de 1967 eldquo;representa o quadro normativo pré-constitucional de incentivo fiscal à ZFMerdquo;, que eldquo;foi alçado à estatura constitucionalerdquo; pelo ADCT. A redação original do artigo 37 do decreto-lei (alterado pela lei de 2021) dizia que as regras não se aplicavam ao estabelecido na legislação da época sobre a importação, exportação e tributação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. Para Barroso, com a alteração de 2021, eldquo;não houve inovação jurídica redutora do alcance da proteção constitucional deferida à ZFMerdquo;. Na sua visão, a norma apenas eldquo;reproduziu o mesmo teor das exceções ao tratamento fiscal favorecido naquela regiãoerdquo; e explicitou ou aperfeiçoou a redação de 1967. O relator ainda destacou que eldquo;a assimetria tributária na importação de combustíveis e a aquisição de significativa vantagem competitiva por importadores localizados na Zona Franca podem ocasionar indesejável desequilíbrio concorrencial nesse segmento econômico nas demais regiões do paíserdquo;. Divergência Já Toffoli destacou dois pontos da redação de 1967. O primeiro é que o artigo 37 mencionava apenas eldquo;lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleoerdquo;, mas não o petróleo de forma isolada emdash; eldquo;o qual não se confunde com os produtos dele derivadoserdquo;. Ou seja, a redação original não previa exceção ao petróleo, que era, sim, alcançado pelos incentivos fiscais estabelecidos para a ZFM. Assim, segundo o magistrado, a lei não poderia ter revogado a aplicação dos incentivos para operações com petróleo. Ao fazer isso, ofendeu o ADCT. O outro ponto é que o artigo 37 tinha uma limitação temporal, pois definia que as regras não se aplicavam à eldquo;legislação atualerdquo; emdash; ou seja, a legislação de 1967 sobre importação, exportação e tributação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. Por outro lado, de acordo com Toffoli, pela redação da época, os incentivos da ZFM se aplicavam às legislações posteriores sobre tributação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. Desta forma, quando entrou em vigor o sistema tributário inaugurado pela Constituição de 1988, os efeitos da limitação temporal estabelecida em 1967 já estavam esgotados, pois já existiam legislações posteriores sobre tributação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo. Toffoli listou as diferenças do sistema tributário nacional em 1967 e atualmente. À época, existia, por exemplo, o imposto único sobre lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos, de competência da União. Mas, com a Constituição de 1988, esse imposto deixou de existir e surgiram novas legislações sobre tributação. Hoje, são os estados e o Distrito Federal que cobram ICMS sobre os produtos em questão, enquanto a União pode cobrar imposto de importação e de exportação. De lá para cá, a legislação sobre o imposto de exportação também passou por mudanças. eldquo;É evidente que as novas legislações tributárias, incluídas as do ICMS, não estão abarcadas por aquela elsquo;legislação atualersquo; a que fazia referência a redação original do artigo 37erdquo;, assinalou. Além disso, o PIS e a Cofins ainda não existiam em 1967. Portanto, na interpretação de Toffoli, o PIS e a Cofins sobre lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo estão sujeitos aos incentivos fiscais da ZFM. Como a exportação de mercadorias para consumo ou industrialização na ZFM equivale à exportação para o exterior e as receitas de exportação são imunes ao PIS e à Cofins, esses tributos não podem ser cobrados sobre receitas decorrentes da exportação de lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo para consumo na ZFM. Em resumo, eldquo;quando da entrada em vigor do sistema tributário nacional previsto na Constituição Federal de 1988, as operações com petróleo ou lubrificantes e combustíveis líquidos e gasosos de petróleo gozavam sim dos favores fiscais previstos no Decreto-Lei 288/1967, não podendo elas serem excluídas dessas benesses pelo legislador ordinárioerdquo;. O ministro concluiu que a lei de 2021, ao revogar a cláusula de limitação temporal estabelecida em 1967, violou o ADCT, o que a torna inconstitucional. Clique aqui para ler o voto de Barroso Clique aqui para ler o voto de Alexandre Clique aqui para ler o voto de Toffoli ADI 7.239

O petróleo fechou em forte alta nesta sexta-feira (1), apoiado pelo recrudescimento das tensões no Oriente Médio após ataques de Israel a civis em Gaza, e de olho em sinais de aperto da oferta global da commodity energética. O petróleo WTI - referência americana - com entrega prevista para junho subiu 1,98%, a US$ 78,33 por barril. Já o Brent - referência global - para maio avançou 2%, a US$ 83,55 por barril. Na semana, os contratos acumularam altas de 3,58% e 3,40%, respectivamente. A perspectiva de que um acordo por cessar-fogo no Oriente Médio ficou mais distante após as forças militares israelenses matarem mais de 100 civis que buscavam ajuda humanitária em Gaza deu apoio aos preços do petróleo nesta sessão, uma vez que o transporte da commodity tende a encarecer com o conflito. Além disso, o mercado aguarda por uma decisão da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) quanto às cotas de produção dos próximos meses. É provável que o grupo estenda os cortes de oferta implementados em meados do ano passado, e uma decisão neste sentido pode vir já na semana que vem, de acordo com fontes ouvidas pela Reuters. Investidores também precificam a possibilidade de que os Estados Unidos e outras potências ocidentais pressionem mais a oferta russa de petróleo por meio de sanções. De acordo com Phil Flynn, analista do The Price Futures Group, já há sinalizações de que a Rússia reduza as suas exportações em resposta, o que poderia provocar uma nova escalada dos preços, algo que o governo de Joe Biden quer evitar. eldquo;A Rússia poderia cortar [sua oferta], criando um déficit de fornecimento global ao reter as exportações, o que poderia causar outro grande aumento de preço. Há um risco crescente de um grande movimento de alta se isso acontecer, e é melhor que os investidores estejam preparados para este casoerdquo;, avalia. Além dos sinais específicos do mercado de petróleo, o dia foi marcado por um forte apetite por risco global, catalisado por indicadores de atividade mais fracos nos Estados Unidos que fizeram o mercado ficar mais otimista quanto aos cortes de juros do Federal Reserve (Fed) neste ano. Assim, o dólar perdeu força ante moedas rivais e de países emergentes, dando ainda mais tração ao petróleo.

O Programa Nacional de Biometano, inserido no relatório do projeto de lei do Combustível do Futuro (PL 4.516/2023), promete incentivar o setor a partir de um regime de compra compulsória do gás renovável no mercado de gás natural. A iniciativa atende a um pleito dos produtores de biometano, representados pela Abiogás, mas despertou reações contrárias entre comercializadores e consumidores de gás, representados por sua vez pelo Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) e o Fórum do Gás endash; que reúne 11 associações empresariais oriundas, sobretudo, do setor industrial. Pelo texto proposto pelo relator, o deputado federal Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), produtores e importadores de gás (seja para autoconsumo, seja para comercialização) terão de comprovar, anualmente, a compra endash; ou consumo endash; de uma quantidade mínima de biometano em relação ao volume de gás natural que vendem ou consomem. O PL diz, ainda, que os agentes poderão comprovar as metas também por meio da aquisição de um Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB), em vez de comprarem a molécula do gás renovável em si. Não se trata, portanto, de um mandato como o existente nos mercados de etanol e biodiesel endash; biocombustíveis que são obrigatoriamente misturados ao litro da gasolina e do diesel, respectivamente. No caso do biometano, não há obrigação de injeção do gás renovável na malha de gasodutos e mistura ao gás natural, porque os compromissos poderão ser atendidos também com a compra dos CGOBs. Como o programa vai funcionar A proposta é que a compra obrigatória comece a valer a partir de 2026, seguindo uma curva crescente: o compromisso de aquisição do biometano parte de uma meta de 1% do volume de gás comercializado no ano civil e deverá chegar em 10% até 2034. Caberá ao Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) definir a rampa de crescimento dos percentuais ao longo desse intervalo. O órgão levará em consideração, nessa decisão, a oferta de biometano e infraestrutura disponíveis; os benefícios da descarbonização a partir do uso do gás renovável; e a preservação da competitividade do biometano e do gás natural frente aos combustíveis concorrentes. O desrespeito às metas poderá resultar em multas aos agentes, no valor de R$ 100 mil a R$ 50 milhões. O certificado de origem A presidente da Abiogás, Renata Isfer, explica que os agentes terão a opção de comprar a molécula de biometano ou o certificado de origem endash; ou ambos endash; para fins de cumprimento das metas anuais. O CGOB é um certificado de rastreabilidade lastreado em volume de biometano produzido e comercializado pelo produtor do gás renovável. Será emitido por agente certificador credenciado pela Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que atestará as características do processo produtivo. Com o certificado em mãos, o agente do mercado de gás poderá aposentar (tirar definitivamente de circulação) o papel, dentro de suas iniciativas próprias de descarbonização. Ou também poderá negociar esse certificado no mercado, para que seja aposentado por um consumidor interessado no atributo ambiental do biometano, por exemplo. A negociação do CGOB será feita em mercados organizados, inclusive em leilões. Isfer cita que a ideia do certificado de origem foi inspirada num modelo do mercado francês. E destaca que o grande mérito desse mecanismo consiste em separar a molécula e o atributo ambiental do combustível. Assim, os produtores de biometano endash; os emissores primários endash; podem vender a molécula e assegurar uma fonte de receita adicional com a comercialização do atributo ambiental do gás renovável. Pelos termos do PL do Combustível do Futuro, os comercializadores de gás natural poderão comprar e revender esses certificados para quem está interessado em pagar por isso, como as indústrias com metas de emissões líquidas zero. eldquo;Tem consumidor no Brasil que não tem interesse em biometano, tem interesse somente em gás, independente se ele é fóssil ou nãoehellip; Então, uma distribuidora que precisa do gás com preço mais barato para a modicidade tarifária, por exemplo, ela pode comprar só a molécula e o produtor pode vender o certificado em outro lugarehellip;Com isso, conseguimos endereçar a precificação de um eventual prêmio para o biometano, para quem quer pagar, que é quem vai, ao fim, ficar com o certificado e aposentá-loerdquo;, comentou. O certificado também permite ao produtor do biometano romper fronteiras geográficas e remunerar o seu gás renovável em outras praças endash; eventualmente sem acesso à rede de gás, por meio da comercialização do certificado de origem. Ainda segundo Isfer, não há risco de sobreposição, por exemplo, com o CBIO endash; o Crédito de Descarbonização (CBIO), um dos instrumentos do programa RenovaBio. O produtor de biometano pode emitir CBIO e, em paralelo, prover garantia de origem para o consumidor. Agentes veem incertezas sobre o papel Hoje, produtores de biometano já disponibilizam no mercado certificados de rastreabilidade do biometano. Esse tipo de certificado é um instrumento de rastreabilidade de consumo de biometano e não uma redução de emissões certificada. Entre os críticos da proposta do Programa Nacional de Biometano, o Fórum do Gás chama a atenção para o fato de que não está claro ainda como o GHG Protocol, protocolo voluntário para controle de emissões, reconhecerá o biometano no futuro endash; o que traz incertezas sobre a liquidez dos certificados de origem. eldquo;O GHG Protocol pode mudar no futuro? Pode, claro que pode. Mas estamos criando um compromisso de compra obrigatória hoje. Da forma como está, entendemos que há um risco muito grande associado a esse papelerdquo;, afirmou o coordenador do Fórum, Adrianno Lorenzon. Ele também cita preocupações quanto ao custo de aquisição desses certificados. eldquo;Hoje é um papel que vale qualitativamente, mas não do ponto de vista de inventário de carbono. É importante se discutir a questão do quanto esse certificado pode vir ou não a conversar com o crédito de carbono quando tivermos um mercado regulado. E se lá na frente o crédito de carbono for mais barato do que o certificado de biometano? É muito possível que esse crédito negociado no mercado regulado de carbono seja mais barato do que esse certificado que tem uma demanda obrigatóriaerdquo;, questionou. Em artigo publicado na agência epbr, Paulo Campos Fernandes e Patrícia de Albuquerque de Azevedo, do escritório Kincaid Mendes Vianna Advogados, aprofundam essa questão: a metodologia do GHG Protocol considera os benefícios ambientais do biometano, mas com ressalvas. Estabelece que os atributos ambientais do uso do gás renovável só podem ser considerados se o seu fornecimento se der através de tubulação exclusiva de biometano ou por meio rodoviário endash; o que limita o potencial de aproveitamento do atributo ambiental do biometano no Brasil. O setor de biometano, por sua vez, confia na consolidação do biometano dentro dos protocolos internacionais de inventários e que a questão será pacificada. A Associação Internacional de Biogás pleiteia a revisão dessa metodologia, para que se permita o uso dos atributos ambientais do energético baseado na apresentação de certificado de origem renovável. O GHG Protocol informou no ano passado que o tratamento a ser dado ao biometano será feito em conjunto com uma revisão geral dos procedimentos do GHG Protocol. Produtores e consumidores temem pressão sobre os preços O Fórum do Gás, do lado dos consumidores, e o IBP, do lado dos produtores/comercializadores de gás, entendem que falta um debate mais aprofundado sobre os impactos do Programa Nacional de Biometano. Em manifesto publicado esta semana, o Fórum manifestou preocupação com os impactos do biometano sobre a competitividade do gás. O receio é compartilhado pelo IBP. As duas entidades também defendem que a introdução de um compra obrigatória de biometano limita o poder de escolha das empresas de buscarem a forma mais eficiente para reduzir sua pegada de carbono. O IBP também defende que a política precisa resguardar os contratos já assinados pelos comercializadores.