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A ANP realizou hoje (6/12) o segundo dia do Workshop sobre a revisão da Resolução ANP nº 52/2015, que contou com cerca de 80 participantes. A norma trata da regulamentação para construção, ampliação e operação de instalações de movimentação de petróleo, seus derivados, gás natural, inclusive liquefeito (GNL), biocombustíveis e demais produtos regulados pela ANP. O enfoque nessa segunda etapa foi nas instalações de movimentação de gás natural. Na primeira etapa, ocorrida em 29/11, o foco foi nas instalações de movimentação de líquidos. Na abertura do evento, a superintendente adjunta de Infraestrutura e Movimentação da ANP, Luciana Estevão, destacou a importância da participação do mercado no processo de revisão do marco regulatório. eldquo;O objetivo principal deste evento é colher contribuições para subsidiar a ANP no processo de revisão da resolução, particularmente no que tange às etapas de elaboração de uma análise de impacto regulatório e a futura minuta da resolução, para que, no final desse processo, possamos chegar a um resultado mais benéfico para a sociedade de uma forma geralerdquo;, disse. Ela destacou ainda que a revisão da Resolução ANP nº 52/2015 está prevista na Agenda Regulatória atual da ANP. No evento, a ANP apresentou o histórico da regulação sobre as instalações de movimentação de produtos regulados, bem como os objetivos de sua revisão. Foi mostrado ainda um panorama internacional do mercado de dutos, a partir de estudos realizados pela Agência sobre a experiência de outros países, bem como o retrato das autorizações atuais no Brasil para dutos e terminais, normas vigentes e aspectos relacionados à segurança operacional para o segmento. Com relação aos pontos de revisão, a ANP explicou que busca medidas possíveis para a simplificação das autorizações para gasodutos em casos específicos, bem como outros aprimoramentos nas regras da resolução, diminuindo o custo regulatório, mas sem perder de vista a segurança das instalações autorizadas. Em seguida, agentes econômicos do segmento de movimentação de gás natural apresentaram suas sugestões de alterações na resolução. Além das discussões nos dois dias do workshop, a ANP também disponibilizou um formulário para envio de propostas de alterações da Resolução ANP nº 52/2015, que pode ser respondido até 17/1/2025. O documento está disponível na página do evento. Todas as contribuições recebidas em ambos os canais serão avaliadas pela área técnica para possíveis alterações na Resolução ANP nº 52/2015. Futuramente, será disponibilizada a minuta, que passará por consulta e audiência públicas antes de sua publicação final.

Os preços do petróleo caíram mais de 1% nesta sexta-feira (6), enquanto analistas projetavam um superávit de oferta no ano que vem em meio a uma fraca demanda e apesar de decisão da Opep+ de adiar os aumentos de produção e estender cortes profundos de produção até o final de 2026. Os futuros do petróleo Brent fecharam a US$ 71,12 o barril, com queda de US$ 0,97, ou 1,4%. Os futuros do petróleo West Texas Intermediate dos Estados Unidos fecharam a US$ 67,20 o barril, com queda de US$ 1,10, ou 1,6%. Na semana, os preços do Brent recuaram mais de 2,5%, enquanto o WTI teve uma queda de 1,2%. Um número crescente de plataformas de petróleo e gás instaladas nos Estados Unidos nesta semana, indicando aumento da produção do maior produtor de petróleo do mundo, também fez os preços caírem. Na quinta-feira (5), a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e seus aliados, um grupo conhecido como Opep+, adiaram o início dos aumentos na produção de petróleo em três meses, até abril, e estenderam a redução total dos cortes por um ano, até o final de 2026. A fraca demanda global por petróleo e a perspectiva de a Opep+ aumentar a produção assim que os preços subirem pesaram nas negociações, disse Bob Yawger, diretor de futuros de energia da Mizuho em Nova York. eldquo;Eles estão apenas esperando por preços melhores e, quando os conseguirem, vão começar a investir novamenteerdquo;, disse Yawger. A Opep+, responsável por cerca de metade da produção mundial de petróleo, planejava começar a reduzir os cortes a partir de outubro de 2024, mas uma desaceleração na demanda global emdash; especialmente da China, maior importadora de petróleo emdash; e o aumento da produção em outros lugares a forçaram a adiar o plano várias vezes. (Reuters)

Uma eventual variação no preço internacional do petróleo é um dos principais temores do mercado, como consequência da queda do líder sírio Bashar al-Assad, neste domingo (8/12). Embora o país não tenha mais relevância no mercado global da commodity, a dúvida é até que ponto a cotação do produto pode oscilar como resultado de mais um fator de instabilidade no Oriente Médio. Na avaliação de Adriano Pires, fundador do Centro Brasileiro de Infra Estrutura (CBIE), que está há mais de 30 anos na indústria de energia, as variações, se ocorrerem, devem ser pequenas. E o motivo é justamente a participação marginal da Síria no comércio mundial. A extração do petróleo no país sofreu forte baque com a guerra civil desde 2011. Antes do conflito, a estimativa era de que a produção chegasse a 400 mil barris por dia. Em 2018, esse número desabou para cerca de 25 mil barris, o que representa pouco mais de 1% do antigo volume. Além disso, o constante clima de instabilidade na região teria sido precificado pelo mercado. Ou seja, os agentes econômicos já embutiram essa variabilidade no preço do produto. Para João Victor Marques Cardoso, pesquisador do Centro de Estudos de Energia da Fundação Getulio Vargas (FGV Energia), é possível que a cotação do produto inicie em alta nesta segunda-feira (9/12) inicie em alta como consequência da instabilidade no Oriente Médio. eldquo;A Síria produz petróleo, mas não é um volume relevante para impactar fluxo físico no mercado internacionalerdquo;, diz. eldquo;Ainda assim, a produção, as rotas comerciais e a renda são relevantes para os grupos rebeldes e extremistas na Síria.erdquo; Fechamento em queda Na última sexta-feira (6/12), os preços do petróleo fecharam em forte queda, como reação a decisões da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+), consideradas insuficientes para acabar com o superávit de oferta do produto. O barril do tipo Brent, a referência do mercado internacional, caiu 1,34%, cotado a US$ 71,12. O tipo WTI, que orienta o mercado americano, recuou 1,61%, a US$ 67,20. Na semana, o Brent baixou 1,11% e o WTI, 1,26%.

O petróleo superou a soja como o principal produto da pauta da exportação do Brasil em receita e deve fechar o ano na liderança pela primeira vez, um lugar que pode ser mantido nos próximos anos, à medida que a produção cresce no país, avaliou o Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) nesta sexta-feira, 6. Para Roberto Ardenghy, presidente do instituto que representa as empresas do setor, além do aumento da produção, a demanda pelo petróleo do Brasil também ajuda a explicar este movimento. Ele citou que o óleo brasileiro, extraído em sua maioria do pré-sal, emite menos CO2 do que o produto fóssil de outros países. eldquo;A gente já esperava passar a soja, nos primeiros meses do ano o petróleo já tinha derrubado a soja como primeiraehellip; mas a soja tem o período de safra, e a gente achou que o petróleo nem ganhasse, mas agora consolidou esse movimentoerdquo;, disse Ardenghy, à Reuters. A perda da liderança da soja na pauta exportadora do Brasil é um fato raro na última década. Em outras oportunidades, o petróleo até superou a oleaginosa, mas o minério de ferro acabou liderando as exportações ao final. Agora, com a exportação de petróleo somando um recorde de 85,45 milhões de toneladas de janeiro a novembro, alta de 14,4% na comparação com o mesmo período do ano passado, segundo dados da Secretaria de Comércio Exterior (Secex) publicados na véspera, a matéria-prima de combustíveis ganha um lugar de maior destaque nas vendas do país. Já os embarques da oleaginosa caíram 1,3% em volume no mesmo período devido à quebra de safra, e os preços de exportação da oleaginosa despencaram quase 17% este ano, segundo a Secex. Com isso, a receita da exportação de petróleo somou 42,76 bilhões de dólares, versus 42,08 bilhões de dólares para a soja no acumulado do ano até novembro emdash; para o fechamento de 2024, é improvável que seja alterado esse ranking, uma vez que dezembro deverá ser o mês com menores embarques da oleaginosa no ano por conta da entressafra. eldquo;Acho que isso (essa liderança) tem tudo para acontecer nos próximos anos, é uma commodity que está sujeita ao mercado internacional, mas a produção brasileira está fase de em elsquo;ramp-upersquo; muito significativaerdquo;, acrescentou o presidente do IBP. Ele citou projetos da Petrobras e outras empresas no pré-sal que deverão elevar a produção nacional da faixa de 3,5 milhões de barris/dia neste ano para mais de 5 milhões de barris dia até por volta de 2030. Para o ano que vem, a expectativa é de que a produção de petróleo do Brasil cresça mais de 10%, para mais de 4 milhões de barris ao dia, segundo dados apresentados pelo IBP endash;na soja, por outro lado, também é esperado um aumento de mais de 10%, com a recuperação das produtividades após uma safra frustrada pela seca. Entre os cinco O executivo lembrou que o Brasil é atualmente o sétimo produtor mundial de petróleo e pode ficar entre os cinco maiores, superando Iraque e China, daqui a cinco anos. Além da maior produção, Ardenghy citou que a demanda global por petróleo vai seguir crescente nos próximos anos, pelo menos no médio prazo, enquanto o produto brasileiro tem características que atraem consumidores. eldquo;O nosso petróleo tem baixo teor de CO2, e o mercado já está exigindo um petróleo mais descarbonizado, as refinarias e centrais petroquímicas estão tendo que atender demanda de descarbonizaçãoerdquo;, afirmou. Segundo dados do IBP, a intensidade de carbono média da produção de petróleo do Brasil está abaixo de 20 kg CO2 por barril de óleo equivalente, versus quase 45 kg CO2 do Canadá, 35 da Líbia e 30 da Nigéria. (Reuters)

A busca da indústria automotiva por combustíveis alternativos continua em alta. Uma aposta da Porsche é o e-fuel, uma gasolina sintética sem petróleo. A empresa alemã já produz a novidade no Chile e espera que o combustível mais sustentável deixe os automóveis a combustão mais tempo no mercado. Outras empresas alemãs também estão investindo no combustível. A lista inclui nomes como Audi e Bosch. Como é a gasolina sem petróleo da Porsche Combustíveis sintéticos usam a mesma infraestrutura de abastecimento dos postos e não geram carbono na queima; A gasolina sem petróleo, portanto, pode diminuir o efeito estufa e dispensa a dependência pelo recurso natural limitado e cada vez mais caro (o petróleo); A produção do e-fuel, por exemplo, usa como matéria-prima hidrogênio e dióxido de carbono da nossa atmosfera; Ela também não exige nenhuma alteração nos motores para rodar; O novo combustível deve trazer uma sobrevida aos motores a combustão. A Fórmula 1 também está de olho na tecnologia e deve adotá-la já a partir do próximo ano. Um obstáculo atual é reduzir o custo da extração do hidrogênio para produzir a gasolina sintética. O processo conhecido como eletrólise também precisa de muita eletricidade para separar o hidrogênio da água. Porsche ainda aposta em motores a combustão A Porsche também registrou recentemente uma patente inovadora para um motor de 6 tempos que desvia do tradicional funcionamento de 4 tempos, que inclui admissão, compressão, potência e escape. Nova tecnologia promete maior eficiência e potência, mas seu futuro é incerto em meio à transição para veículos elétricos.

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) suspendeu temporariamente o processo de oferta de capacidade da Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG) 2025-2029. A ANP destacou, em ofício enviado à empresa, que detectou uma eldquo;relevante discrepânciaerdquo; entre o cenário de referência (a estimativa de contratação) e a demanda efetivamente confirmada na fase de manifestação de interesse dos usuários emdash; o que provocaria a revisão, para cima, das tarifas indicativas. É a segunda vez, em menos de um ano, que o modelo de cálculo das tarifas de transporte é colocado em xeque por distorções nesse processo. Lembra? Em meados do ano, o tarifaço na malha da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) sacudiu o mercado endash; tendo sido mitigado parcialmente após um acordo entre a ANP e a Petrobras para aumentar a capacidade reservada em Caraguatatuba (SP). Dessa vez, há ao menos uma mudança substancial no processo: a ANP agiu antes de homologar as tarifas definitivas da TBG e busca uma solução de contorno para o novo caso antes (e não depois) de concluída a oferta. O novo episódio ainda é cercado de incógnitas. Como o processo de oferta de capacidade da TBG ainda está em curso, as planilhas com os dados de capacidade solicitada e o recálculo das tarifas de transporte são mantidas em sigilo por aspectos concorrenciais. Mas a seguir, a gas week traz uma primeira leitura do caso. O que sabemos até agora Nessas situações de frustração de demanda, há a necessidade de recálculo das tarifas de referência. A receita do transportador não cresce nesses casos. Ela é dividida pela expectativa de volume movimentado. Se o volume cai, a tarifa sobe endash; mesmo a receita mantida a mesma. As tarifas de referência para 2025, aprovadas pela ANP, indicavam uma tendência de queda de 11% a 19% na tarifa de entrada e de 4% a 26% na saída endash; a depender do ponto de injeção e retirada de gás do sistema. Mas nesse momento é impossível precisar para aonde elas vão, de fato. Procurada, a ANP informou que eldquo;está avaliando o ocorrido e as alternativas, não havendo ainda uma posição fechadaerdquo; sobre o assunto. Fontes consultadas pela agência eixos relatam que Corumbá (MS) é o epicentro do caso. Na porta de entrada do gás importado da Bolívia endash; e, futuramente, da Argentina, via Gasbol. Nos cenários de referência da TBG, a reserva de capacidade estimada no ponto de entrada de Corumbá para 2025 foi de cerca de 14 milhões de m3/dia endash; em linha com os volumes movimentados este ano, na média. Mas houve uma frustração na demanda no ponto endash; algo que não chega a surpreender totalmente, em meio ao declínio das importações da Bolívia. Nova dinâmica do mercado traz complexidades Na proposta tarifária apresentada pela TBG, a transportadora já identificava a necessidade de revisão da metodologia de cálculo das tarifas para o início do 2º Ciclo Regulatório (a partir de 2026). Mas a conta chegou antes. A regra atual expõe as tarifas às oscilações dos volumes entregues pela Bolívia. Entenda: 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. A TBG cita, em sua proposta tarifária, a necessidade de reavaliação dessa alocação dos custos, para manter a atratividade e eficiência no uso do sistema, diante da perspectiva de redução da oferta de gás boliviano e eldquo;possível perda de competitividade em função do desconto na interconexãoerdquo;. O agravante, no caso da TBG, é que são poucos os pontos de entrada no sistema do Gasbol: Garuva (SC), conectado ao terminal de GNL da New Fortress na Baía de Babitonga (SC), têm baixa movimentação de gás; e em Gascar (SP), na interconexão com a malha da NTS, é aplicado um desconto de 90% na tarifa. Com isso, Corumbá acaba sendo, de longe, a principal fonte de remuneração da TBG. A leitura preliminar de agentes consultados pela agência eixos é de que a frustração de demanda para Corumbá reflete de certa forma as incertezas quanto à importação de gás da Bolívia e Argentina. Isso teria levado os usuários a reservar uma capacidade aquém do esperado (ainda não está claro se foi a Petrobras, como principal carregadora, e se há aspectos concorrenciais envolvidos no caso). Com dificuldades de recuperar suas reservas, a Bolívia tem reduzido ano a ano o envio de gás à estatal brasileira. E, embora os comercializadores privados estejam se movimentando para importar gás da Bolívia e da Argentina, muitos desses contratos são em bases interruptíveis endash; no caso argentino, num primeiro momento, a oferta tende a ser sazonal. Tudo isso impõe mais complexidades à dinâmica do mercado e, portanto, no apetite por contratação de capacidade firme. O que fazer? A revisão dos critérios para cálculo das tarifas e receitas das transportadoras (Resolução 15/2014) é tema da agenda regulatória da ANP desde 2020. Atrasou. Segundo a agência, uma nota técnica está sendo finalizada, para na sequência ser submetida à consulta prévia para obtenção de contribuições e sugestões da sociedade. O tema passa pela definição de procedimento para aprovação das propostas de tarifas; e diretrizes para repasse de receita entre os transportadores interconectados, por exemplo. Não existe, contudo, nenhuma perspectiva de que o assunto avance a tempo da conclusão da oferta de capacidade para 2025. Segundo fontes, a tendência é que a solução para contornar as distorções no processo da TBG passe por ajustes dos parâmetros em mãos para o caso em tela. Outro caminho possível é atenuar as distorções a partir do uso do saldo da Conta Regulatória endash; mecanismo criado para evitar cenários de sobre ou sub arrecadação em relação à Receita Máxima Permitida (RAP). 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. Na nota técnica que analisa a proposta tarifária da TBG, a ANP informou que o saldo da conta na malha da transportadora é estimando em cerca de R$ 650 milhões. O regulador reconhece, no documento, que eventuais ajustes necessários no processo eldquo;poderão ser feitos a posteriori sem maiores consequências práticaserdquo;. E cita a existência de eldquo;substancial saldo na conta regulatóriaerdquo; que poderá eldquo;acomodar revisões das tarifas aplicáveis sem consequências para os carregadoreserdquo;. Sem sustos na oferta da NTS A ANP homologou as tarifas calculadas pela transportadora após a etapa de manifestação de interesse, bem como a alocação de capacidade do processo de oferta de capacidade 2025-2029. Não houve mudanças significativas na tarifa de referência, por frustração na demanda, como o ocorrido este ano. Com isso, a expectativa é que se confirme a tendência de redução nas tarifas na malha do Sudeste em 2025: de 11,3% a 13,8% na entrada e de 4,4% a 6,7% na saída em relação aos contratos anuais vigentes. Vale lembrar que, para reduzir o risco de um novo choque, a NTS mudou, com o aval da ANP, a metodologia de cálculo de suas tarifas. A alteração prevê que a tarifa final seja composta pela soma de duas parcelas que visam a amortecer eventuais novas frustrações de demanda. Novos entrantes. Três empresas podem estrear como carregadores na malha de transporte da NTS em 2025: a 3R (Brava Energia) e as comercializadoras Voqen e BTG Pactual Commodities manifestaram interesse no processo de oferta de capacidade da transportadora. Edge, Equinor, Galp, MGas, Shell e CSN, que já possuem contratos vigentes com a NTS, também participam do processo. Ainda falta confirmar a contratação, de fato. O prazo para submissão da proposta garantida, pelos carregadores, vai até dia 9/12 e a divulgação do resultado da oferta está marcada para 15/12. A assinatura dos contratos, por sua vez, deve ocorrer até 23/12.