NOTÍCIAS

O preço da gasolina acumula uma alta de 5% em 2024. Nas bombas, o litro do combustível tem custado quase R$ 0,30 a mais do que era vendido no final de 2023. O valor vem subindo mesmo sem nenhum aumento da Petrobras neste ano. O último reajuste anunciado tem mais de 7 meses. A gasolina começou 2024 custando, em média, R$ 5,56. Na última semana, encerrada em 8 de junho, o preço médio do combustível no país ficou em R$ 5,85. Os dados são da pesquisa semanal realizada pela ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) nos postos. O valor do diesel, por outro lado, está estável. O combustível para veículos pesados encerrou 2023 custando R$ 5,86. Na última semana, era vendido pelo mesmo preço médio da gasolina: R$ 5,85. No entanto, chegou a R$ 5,95 em abril. No caso do diesel, o último reajuste nas refinarias da Petrobras tem quase 6 meses. Mas o que fez os preços subirem mesmo sem aumento nas refinarias? Há vários fatores, como maiores custos de distribuidoras e de postos, que são repassados ao consumidor. No entanto, o que pesou mesmo foram os aumentos de impostos. No caso do diesel, houve uma reoneração logo em 1º de janeiro. Os impostos federais sobre os combustíveis, que tiveram alíquotas zeradas em março de 2021, foram retomados parcialmente em setembro do ano passado, com cobrança de R$ 0,13 por litro. E voltaram a ter alíquota cheia de R$ 0,35 neste ano. Sobre a gasolina, o que pesou foi o ICMS (Imposto sobre Circulação de Mercadorias e Serviços). O imposto estadual subiu em 1º de fevereiro em todos os Estados para a gasolina, óleo diesel e GLP (Gás Liquefeito de Petróleo), mais conhecido como gás de cozinha. SEM REAJUSTES A Petrobras não alterou os preços dos combustíveis em 2024. No mercado, a observação feita é que o ex-presidente Jean Paul Prates segurou as altas para evitar uma piora do seu desgaste com o governo. Isso, porém, não surtiu efeito e ele acabou demitido. Agora, Magda Chambriard sinaliza que deve seguir o mesmo caminho. O último reajuste nos preços da gasolina foi há mais de 7 meses, em outubro endash;redução de R$ 0,12 por litro. No diesel, a última mudança foi em dezembro, quando o valor caiu R$ 0,30 nas refinarias e o litro passou para R$ 3,48. Os preços continuam os mesmos, apesar da defasagem acumulada ao longo de 2024 entre o valor praticado pela Petrobras e o PPI (Preço de Paridade de Importação), referência internacional que observa a cotação do barril de petróleo e a taxa de câmbio. Embora a Petrobras tenha abandonado o PPI como política de precificação, passando a dar mais peso aos custos internos, a cotação do petróleo e o câmbio ainda têm influência sobre os preços. Isso porque 25% do diesel consumido no Brasil é importado, assim como 15% da gasolina. Essa compra no exterior é feita pelo preço do PPI. A diferença está menor, basicamente, porque o barril de petróleo tem apresentado queda nas últimas semanas. A cotação do brent desvalorizou quase US$ 10 desde abril, fechando em R$ 81,97 na 2ª (10.jun).Para ler esta notícia, clique aqui.

A pressão global para que a redução das emissões de CO2 inclua um acordo tácito para frear novos projetos de exploração de petróleo pode atrapalhar a ambição do Brasil de liderar a agenda climática global, afirmam analistas. O movimento para travar a fronteira de abertura de novos poços nasceu com cientistas e ambientalistas, mas ganhou impulso fora dessa bolha após a Agência Internacional de Energia (AIE) publicar um relatório sobre o tema há dois anos, que começa a ter influência concreta agora. O documento apontou que os projetos de exploração e consumo de petróleo, gás e carvão existentes até 2021 já emitirão em sua vida útil mais gases-estufa do que a meta do Acordo de Paris para o clima suporta. O tratado busca frear o aumento do aquecimento global abaixo de 1,5°C. Em um artigo na revista Science neste mês, um grupo de pesquisadores defende uma eldquo;norma socialerdquo; global para frear novos projetos de produção e consumo de energia fóssil. O trabalho, liderado pelo cientista social e economista Fergus Green, do University College de Londres, argumenta que o custo político e financeiro de fechar projetos de exploração já existentes é muito alto, e o planeta precisa frear os novos poços para reduzir o preço e a viabilidade da transição energética para fontes renováveis, como a eólica e a solar. A Petrobras, com cerca de 3% da produção global de óleo e gás hoje, não é considerada ainda um dos maiores entraves para o corte de emissões no mundo. Mas no contexto dos novos planos de exploração, sobretudo na margem equatorial do país, o peso global da empresa pode aumentar. Ambiguidade de sinais Como o principal foco de emissão do país hoje ainda é o desmatamento, e a destruição da Amazônia foi freada em 22% em 2023, o Brasil retomou boa parte da influência que tinha no passado na agenda ambiental e caminha para cumprir com alguma folga em 2025 sua contribuição nacionalmente determinada (NDC, na sigla em inglês). Um aumento acentuado na produção nacional de petróleo no futuro, porém, pode perturbar o cenário global, ainda que esse óleo seja exportado e entre na conta da NDC de outros países. Se todos os países com ambição de ampliar produção reivindicarem o direto de fazê-lo, diz Green, a conta do Acordo de Paris não fecha. emdash; Nós argumentamos que os países que aspiram ser líderes climáticos e já endossaram e reafirmaram seu compromisso com a meta de 1,5°C, como o presidente Lula e o Brasil, deveriam estar indo além de cuidar das emissões domésticas e cumprir suas NDCs emdash; disse ao GLOBO. O cientista aponta que a ideia de um compromisso ético de frear novos campos de exploração de combustíveis fósseis já começou a tomar corpo na forma de acordos diplomáticos como as coalizões Beyond Oil and Gas Alliance (Boga) e Power Past Coal Alliance (PPCA). A Boga reúne em sua composição 20 países (incluindo França, Suécia, Espanha e Colômbia) e 4 governos subnacionais (incluindo a Califórnia, nos EUA) que assinaram promessa voluntária para desescalar a exploração de petróleo e gás. Já a PPCA agrupa 60 nações que assumiram prazo para zerar produção e consumo de carvão. O Brasil não aderiu a nenhuma das duas alianças. Segundo Cristiano Vilardo, doutor em Planejamento Energético pela Coppe-UFRJ e analista do Ibama, o debate interno sobre a expansão de campos de petróleo gira muito em torno da questão de segurança energética, mas os argumentos sobre projeções futuras não são consensuais. emdash; A gente já tem contratado só com o pipeline de projetos do Pré-Sal um crescimento bastante significativo, saltando de 3 milhões de barris por dia para 5 milhões por dia no final da década, sendo que a previsão do consumo deve ficar abaixo de 2,8 milhões. O argumento de que o país pode exportar óleo e usar receita para o desenvolvimento, diz, é também um ruído no debate. Paira sobre essa proposta a dúvida sobre quanto o Pré-Sal contribuiu para o índice de desenvolvimento humano no Brasil. O petróleo, ele diz, prejudica a ambição de liderança do país a pouco mais de um ano da COP30, a Conferência do Clima de Belém, em 2025. emdash; Existe uma ambiguidade de sinais do governo brasileiro, que está ao mesmo tempo adorando o deus do protagonismo climático e o deus que quer explorar a última gota de petróleo do mundo emdash; diz Vilardo. O Ministério do Meio Ambiente (MMA) afirma que o tema da transição energética está contemplado na estratégia do atual governo. eldquo;Há décadas a comunidade científica alerta e cobra lideranças políticas e empresariais sobre a necessidade de ação urgenteerdquo;, afirmou o MMA em nota, ressaltando que signatários do acordo se comprometeram em eldquo;duplicar a eficiência energética, triplicar a capacidade de energias renováveis e realizar a transição para o fim do uso de combustíveis fósseiserdquo;. Margem de manobra Ainda é difícil responder em que ritmo o Brasil pode abrir mão do petróleo. Alguns especialistas, apesar do Pré-Sal, hesitam em dar por certo que a produção já contratada vai atender à demanda futura. Mahatma Ramos dos Santos, diretor-técnico do Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo (Ineep), diz que existe margem de manobra para que o Brasil encaixe o óleo de novos campos na lacuna da queda de produtividade prevista para o Pré-Sal a partir de 2030. Mas ele afirma que a cota de investimento da empresa em renováveis ainda é tímida. emdash; A média de investimento das empresas de óleo e gás em novas rotas tecnológicas está abaixo de 20% no mundo, e precisa aumentar emdash; diz. emdash; O previsto para este ano na Petrobras é equivalente a 6% do investimento total, abaixo da média internacional. A Petrobras argumenta que uma norma geral contra novos projetos fósseis ignora potenciais vantagens. eldquo;Por exemplo, ativos existentes podem operar com altas emissões e ativos novos podem ser mais competitivos dos pontos de vista econômico e ambientalerdquo;, disse a empresa, em nota. O artigo de Green, além disso, não detalha diferenças regionais. eldquo;Os próprios cenários da AIE apontam um crescimento no fornecimento de petróleo da América Latina e, em particular, do Brasil até meados da década de 2030erdquo;, afirma o comunicado da Petrobras. A despeito da pressão ambientalista e acadêmica, o conflito que levou à queda de Jean Paul Prates e à nomeação de Magda Chambriard como presidente da empresa teve mais a ver com a demanda de acionistas minoritários para obter dividendos do que com o ingresso lento nas energias renováveis. Mas há uma relação entre as duas coisas. emdash; O maior desafio é o interesse financeiro de curto prazo dos acionistas. Não dá para fazer transição energética e pagar altos dividendos emdash; diz Santos. Segundo Green, esse tipo de embate afeta outras empresas do setor no mundo. No caso do Brasil, porém, o governo tem controle acionário e com vontade política pode acelerar a transição. emdash; Governos deveriam adotar visão mais de longo prazo e conduzir suas empresas de combustível fóssil em linha com o interesse público, o que inclui manter o planeta habitável e abaixo do limite de 1,5°C emdash; diz.

Após alteração no texto do PL do Mover no Senado, a Câmara dos Deputados pode retomar nesta terça (11/6) a votação do texto sem a emenda que tratava da fixação de índices obrigatórios de conteúdo local para a contratação de bens e serviços em projetos de petróleo e gás. Iniciativa de Áureo Ribeiro (Solidariedade/RJ) e aprovada com apoio da base do governo Lula, a criação de um marco legal para a política industrial do setor levantou críticas do próprio mercado fornecedor. Levou a um temor que as regras poderiam desacelerar encomendas, além de atravessar discussões em curso com o governo Lula. Em contrapartida, diferentes segmentos defendem retomar discussões para substituir a lógica de punições pelo descumprimento dos índices contratuais por bonificações endash; uma tentativa foi iniciada no governo de Dilma Rousseff, com a criação do Pedefor. O Ministério de Minas e Energia (MME) bancou a elevação de índices na reunião do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), em dezembro. Levou em conta o que o mercado brasileiro tem conseguido entregar e defende que a política deve sempre passar por esse tipo de análise. O Brasil, inclusive, é um dos países com maiores requisitos de conteúdo local, entre grandes produtores de petróleo. Ribeiro defende a emenda, afirma que é preciso garantir mínimos legais e, assim, evitar que as petroleiras, com a anuência do governo, descumpram os percentuais. Mesmo com o recuo do governo no Congresso Nacional, afirma que voltará a apresentar um destaque para reincluir as emendas no Mover. Ainda há, portanto, apreensão quanto à aprovação na votação desta terça. Os ministros Alexandre Silveira (Minas e Energia), Geraldo Alckmin (Indústria e Comércio) e Alexandre Padilha (Articulação Política) trabalharam para derrubar o trecho que estabelece índices para contratação de bens e serviços de empresas nacionais, durante as discussões no Senado Federal. Óleo, gás e engenharia contra a emenda O Instituto Brasileiro do Petróleo e Gás (IBP), a Associação Brasileira das Empresas de Bens e Serviços de Petróleo (Abespetro) e a Associação Brasileira de Engenharia Industrial (Abemi) já manifestaram preocupação com a emenda do deputado Áureo Ribeiro. Até mesmo o Sinaval, que representa os estaleiros, foi contrário ao capítulo incluído no Mover. Para a Abemi, os termos da emenda proposta causarão impacto nas associadas que atuam na construção e montagem de projetos offshore. O IBP disse, em nota, que o dispositivo foi incluído de última hora e sem o debate necessário com o setor produtivo. Sustentou que a emenda representa grave barreira para a viabilidade de projetos, tendo sido estabelecido sem qualquer estudo técnico mais aprofundado. Incentivos para quem cumpre Para o presidente executivo da Abespetro, Thelmo Ghiorzi, é melhor eldquo;premiar quem faz mais do que multar quem faz menoserdquo;. Ghiorzi diz ver com alívio a retirada da emenda do projeto aprovado pelo Senado, mas teme que lideranças do governo na Câmara possam querer ressuscitar o projeto, visto que a pauta do conteúdo local é uma bandeira histórica do PT. eldquo;O texto [da emenda do deputado Áureo Ribeiro] tem vários pontos negativos. Primeiro, está no lugar errado. Um assunto ultra complexo que requer ainda, com muito otimismo, alguns meses de debate entre vários atores para que se chegue a um lugarerdquo;, defendeu. Questionado se a associação defende que o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) seja o responsável pela análise e fixação dos índices obrigatórios de conteúdo local, o presidente executivo da Abespetro defendeu que haja uma política industrial de longo prazo. eldquo;Em qualquer lugar do mundo em que a política industrial funcionou, demorou 10 anos, 15 anos, 20 anos. Então, é óbvio que deixar isso na mão do poder executivo é insuficiente, porque senão vira apenas política de governo. Para virar política de Estado, precisa virar leierdquo;, defendeu. Ghiorzi cita o decreto nº 8.637/2016, editado no governo Dilma e abandonado no governo Bolsonaro, como um bom ponto de partida para definir os papéis dos fornecedores locais de bens e serviços para o setor. O texto instituía o Pedefor endash; Programa de Estímulo à Competitividade da Cadeia Produtiva, ao Desenvolvimento e ao Aprimoramento de Fornecedores do Setor de Petróleo e Gás Natural. A partir do decreto, estava prevista o incentivo aos fornecedores no país, incluindo bonificações a consórcios ou empresas que promovessem investimentos, celebração de contratos e aquisição de bens e serviços no Brasil. Brasil é o 4º no ranking global de conteúdo local Estudo da empresa de pesquisa em energia e inteligência de negócios, Rystad Energy (.pdf) mostra que o Brasil ocupa a quarta posição, dentre os grandes produtores de petróleo, em requisitos de conteúdo local. eldquo;Comparando os requisitos de conteúdo local atuais do Brasil com os de outros grandes países produtores de petróleo, fica claro que a nação sul-americana já ocupa uma alta posição, com Angola, Nigéria e Arábia Saudita também possuindo exigências rigorosaserdquo;, diz trecho do estudo. O texto explicita que requisitos anteriores de conteúdo local renderam alguns frutos para o Brasil no segmento submarino. O desenvolvimento de projetos de águas profundas na Guiana fez com que o Brasil desempenhasse um papel fundamental na exportação de linhas de escoamento. eldquo;Essas exportações tendem a aumentar junto com o crescimento da produção da Guianaerdquo;, estima a Rystad. Os autores da pesquisa apontam que um ponto chave para o futuro da exploração e produção de óleo e gás seja a reavaliação da metodologia punitiva atual, na qual as empresas optam por pagar uma penalidade financeira em vez de cumprir as regras de conteúdo local. A alternativa sugerida inclui implementar um sistema pelo qual o cumprimento das regras resulte em futuras isenções fiscais. Assim, investimentos em conteúdo local realizados durante a fase de exploração e produção seriam compensados com isenções fiscais durante a fase de produção, por exemplo. Geraldo Alckmin, juntamente com Alexandre Silveira tiveram de entrar na interlocução com o Senado para barrar a emenda. O ministro de Minas e Energia disse ser favorável às regras de conteúdo local, mas defende que a competência seja mantida com o CNPE, presidido por ele. Em nota, o MME o disse que acompanha periodicamente os índices de conteúdo local e participa de iniciativas da Casa Civil em conjunto com outros ministérios, como o Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços (MDIC), para fortalecer o conteúdo local e a indústria nacional. A Nova Indústria Brasil (NIB), lançada por Alckmin em janeiro, estabelece o cumprimento de requisitos de conteúdo local para estimular o setor produtivo, mas não especifica o setor de óleo e gás, nem define percentuais. O que diz a emenda? A emenda de Áureo Ribeiro ao PL 914/2024 busca estabelecer em lei os percentuais mínimos de conteúdo local obrigatórios em licitações de blocos para exploração e produção de petróleo e gás natural sob regime de partilha de produção e concessão. Todas as mudanças entrariam em vigor para os contratos de exploração. Os próximos leilões estão previstos para 2025, o que levaria a investimentos em sísmica e poços a partir da segunda metade dessa década; e em plataformas de produção para meados da década de 2030. Ribeiro argumenta, inclusive, que os percentuais estão alinhados com o que é exigido atualmente e a lei é necessária para evitar o descumprimento da política. No governo de Michel Temer, o conteúdo local foi reformado e as petroleiras tiveram o direito de reduzir as exigências nos contratos já assinados. Atualmente, a definição desses critérios é de competência do Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). O texto também dá diretrizes, como o cálculo das multas emdash; um valor em relação aos investimentos não cumpridor emdash; e impede a concessão de waiver, a isenção regulatória que pode ser concedida se ficar comprovado que os percentuais não podem ser cumpridos. No regime de partilha de produção, os percentuais mínimos seriam: Fase de exploração: 20% Etapa de desenvolvimento da produção ou por módulo: 30% para construção de poço (25% bens e 5% serviços); 40% para escoamento de produção (30% bens e 10% serviços); e 30% para unidades de produção (25% bens e 5% serviços). Já para os contratos de concessão: Blocos em terra: 50% para exploração; e 50% para desenvolvimento e produção (25% bens e 25% serviços); Blocos no mar: 18% na exploração; 30% na construção de poço (25% bens e 5% serviços); 40% no escoamento (30% bens e 10% serviços); e 30% para plataformas 30% (25% bens e 5% serviços)

Por unanimidade, a 2ª Turma do Superior Tribunal de Justiça negou o pedido da Petrobras para que fosse anulado o processo administrativo fiscal no qual a empresa foi autuada pelo não recolhimento de cerca de R$ 975 milhões a título de Contribuição de Intervenção no Domínio Econômico incidente sobre a comercialização de petróleo e seus derivados (Cide-Combustíveis). A petrolífera havia deixado de recolher o tributo em razão de decisões liminares emdash; posteriormente revogadas emdash; concedidas em favor de distribuidoras e postos de combustíveis para que a compra dos derivados de petróleo fosse feita sem a incidência da Cide. No entanto, para a 2ªa Turma, essas decisões provisórias não reconheceram aos varejistas a condição jurídica de contribuintes, tampouco de responsáveis tributários. Ainda de acordo com os ministros, as liminares não poderiam violar o artigo 2º da Lei 10.336/2001, trazendo nova hipótese de responsabilidade tributária sem previsão em lei específica e ignorando a qualificação das produtoras de combustíveis (a exemplo da Petrobras) como contribuintes. O caso teve origem em ação ajuizada pela Petrobras para anular o processo administrativo fiscal referente a valores da Cide-Combustíveis, bem como para pedir a suspensão da exigibilidade dos juros cobrados em outro processo administrativo fiscal, pendente de julgamento pelo Conselho Administrativo de Recursos Fiscais (Carf). Ordens judiciais Em primeiro grau, o pedido da petrolífera foi julgado parcialmente procedente, apenas para suspender a exigibilidade do crédito relativo aos juros de mora enquanto houvesse discussão na esfera administrativa. A sentença foi mantida pelo Tribunal Regional Federal da 2ª Região. Para o tribunal, nos termos do artigo 2º da Lei 10.336/2001, são contribuintes da Cide-Combustíveis o produtor, o formulador e o importador, enquadrando-se a Petrobras entre esses contribuintes, especialmente por atuar como refinaria. Assim, segundo o TRF-2, a empresa não estaria desobrigada do recolhimento da contribuição em razão de decisões liminares favoráveis às distribuidoras e aos postos de combustíveis, quando autorizada a aquisição de derivados de petróleo sem o repasse do tributo no preço. Em recurso especial, a Petrobras alegou que, como terceiro de boa-fé, apenas teria respeitado ordens judiciais de proibição de repasse do ônus tributário na cadeia negocial. Repasse do ônus O ministro Francisco Falcão, relator, citou jurisprudência do STJ no sentido de que, em respeito ao princípio da capacidade contributiva, a responsabilidade pelo pagamento do tributo deve recair sobre o contribuinte, mesmo que seja o caso de tributo indireto. eldquo;Dessa forma, o substituto tributário, conquanto tenha o dever de apurar e recolher o tributo devido pelo substituído, pode repassar a este o ônus do tributo, mediante a inclusão do valor correspondente no preço da mercadoriaerdquo;, completou. Na hipótese de revogação de liminares obtidas pelos substituídos tributários (como as distribuidoras e os postos de combustível), o ministro Falcão apontou que só é possível o direcionamento da cobrança ao substituto nas hipóteses de culpa ou dolo, ou seja, a cobrança é condicionada ao descumprimento da legislação que determina a apuração e o recolhimento do tributo. Sem legitimidade Entretanto, no caso da cobrança da Cide-Combustíveis, Falcão apontou que, nos termos do artigo 2º da Lei 10.336/2001, os varejistas de combustíveis não possuem a condição nem de contribuinte nem de responsável tributário, de modo que eles não possuem legitimidade para discutir o tributo, mas apenas os produtores, os formuladores e os importadores. Em seu voto, Falcão apontou que, segundo o TRF-2, as decisões provisórias determinavam a compra, pelas varejistas, dos derivados de petróleo sem o acréscimo da Cide, o que não pode ser confundido com a dispensa da obrigação de recolher o tributo. eldquo;Ou seja, as liminares concedidas, conforme apreciado pelo tribunal de origem, não teriam o condão de afastar a obrigação do contribuinte de apurar e recolher a Cide-Combustíveis nos termos dos artigos 11, 12 e 13 da Instrução Normativa (IN) 422, de 2004, referindo-se apenas à aquisição dos combustíveis sem o acréscimo do mencionado tributo pelos varejistaserdquo;, concluiu o ministro. (Com informações da assessoria de imprensa do Superior Tribunal de Justiça)

O etanol esteve mais competitivo em relação à gasolina em 9 estados e no Distrito Federal no período de 2 a 8 de junho. Na média dos postos pesquisados no país, no período o etanol tinha paridade de 65,13% ante a gasolina, portanto favorável em comparação com o derivado do petróleo, conforme levantamento da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) compilado pelo AE-Taxas. Executivos do setor observam que o etanol pode ser competitivo mesmo com paridade maior do que 70%, a depender do veículo em que o biocombustível é utilizado. O etanol era mais competitivo em relação à gasolina nos seguintes estados: Acre (67,92%), Amazonas (68,37%), Espírito Santo (69,63%), Goiás (65,92%), Mato Grosso (60,52%), Mato Grosso do Sul (64,20%), Minas Gerais (67,92%), Paraná (65,45%) e São Paulo (64,71%), além do Distrito Federal (65,87%). No restante dos estados, continua mais vantajoso abastecer o carro com gasolina. (Estadão Conteúdo)

Os preços do petróleo subiram nesta segunda-feira, 10, cerca de 3%, para o maior nível em uma semana, impulsionados pelas esperanças de um aumento na demanda por combustível neste verão, apesar de um dólar norte-americano mais forte e das expectativas de que o Federal Reserve dos Estados Unidos deixe as taxas de juros mais altas por mais tempo. O Fed aumentou agressivamente as taxas de juros em 2022 e 2023 para conter o aumento da inflação. Estas taxas mais elevadas aumentaram os custos dos empréstimos para consumidores e empresas, o que pode abrandar o crescimento econômico e reduzir a procura de petróleo. Da mesma forma, um dólar norte-americano mais forte pode reduzir a procura de petróleo, tornando as mercadorias denominadas em dólares, como o petróleo, mais caras para os detentores de outras moedas. Os futuros do Brent subiram US$ 2,01, ou 2,5%, a US$ 81,63 o barril, enquanto o petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos EUA subiu US$ 2,21, ou 2,9%, a US$ 77,74. Esse foi o fechamento mais alto para ambos os contratos de referência desde 30 de maio. eldquo;Os futuros são mais elevados, uma vez que as expectativas de procura no verão apoiam os preçosehellip; apesar do panorama macro mais amplo permanecer menos otimista do que nas semanas anterioreserdquo;, afirmaram numa nota analistas da empresa de consultoria energética Gelber and Associates. (Reuters)