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A Diretoria da ANP aprovou hoje (7/8) a realização de consulta prévia, pelo prazo de 45 dias, sobre o Relatório Preliminar de Análise de Impacto Regulatório (RPAIR) que trata da disponibilidade de informações sobre preços e volumes de combustíveis comercializados por agentes regulados pela ANP. O objetivo é subsidiar o processo de regulamentação relativo à transparência de preços na revenda de combustíveis, previsto na Agenda Regulatória da ANP para 2025-2026. A consulta prévia visa ampliar a participação social na construção da proposta regulatória, permitindo que agentes do setor, consumidores e demais partes interessadas contribuam com sugestões, dados e evidências sobre os possíveis efeitos das alternativas em análise. O relatório partiu da análise da quantidade e da qualidade das informações relacionadas à comercialização de combustíveis à disposição da ANP para o desempenho de suas atribuições legais. Foi realizado estudo das alternativas regulatórias possíveis, sendo construídos quatro cenários: (1) não ação (manutenção do formato atual: recebimento de dados via pesquisa de preços e sistema de movimentação de produtos da Agência); (2) envio automatizado de dados pelos agentes regulados; (3) consulta direta à base de dados das Secretarias de Fazenda dos estados; e (4) consulta direta à base de dados das Secretarias de Fazenda mediante autorização pelo agente regulado. A partir das vantagens, desvantagens e impactos de cada cenário, foi selecionada como melhor opção regulatória a consulta direta à base de dados das Secretarias de Fazenda autorizada pelo agente regulado. Para chegar a essa opção, foram considerados exemplos nacionais e internacionais já consolidados. No Brasil, há precedentes de compartilhamento obrigatório de dados fiscais de agentes regulados com agências reguladoras nos setores de mineração e transporte terrestre. A medida também foi adotada no Chile, Austrália, Argentina e Portugal. A alteração sugerida trará melhoria na estrutura de obtenção de dados pela ANP e representa um avanço para os próprios agentes regulados. Ao viabilizar uma fiscalização mais precisa, a medida contribuirá para a redução de fraudes e práticas irregulares, promovendo um ambiente concorrencial mais equilibrado e transparente. Após a realização da consulta prévia, o relatório final será submetido à aprovação da Diretoria da ANP e, caso seja confirmada a necessidade de alterações regulatórias, será elaborada uma minuta que passará por consulta e audiência públicas. O que é Análise de Impacto Regulatório (AIR) A AIR é um procedimento prévio e formal regulamentado pelo Decreto nº 10.411/2020, que visa à reunião da maior quantidade possível de informações sobre um determinado tema regulado pela Agência, para avaliar os possíveis impactos das alternativas de ação disponíveis para o alcance dos objetivos pretendidos. A AIR tem como finalidade orientar e subsidiar a tomada de decisão e contribuir para tornar a regulação mais efetiva, eficaz e eficiente.

Um parecer que a Academia Brasileira de Ciências (ABC) divulgou hoje sobre a questão do petróleo na Margem Equatorial do Brasil frustrou expectativas de que a entidade pudesse tomar partido de quem é contra abrir uma nova frente de exploração na região. Com uma abordagem não prescritiva, o grupo de trabalho criado para tratar do tema não afirma diretamente como acha que o governo deve proceder na questão, e adotou um tom que acomoda uma leitura favorável à abertura de novos poços. O documento aponta vários problemas ambientais potenciais na perfuração de poços na região, mas afirma que a ambição de prospectar óleo na região precisa ser considerada por questões sociais. O impacto da atividade, dizem os autores, pode ser minimizado, mesmo num momento em que o mundo discute o fim dos combustíveis fósseis. "A preocupação com uma transição energética justa, que considere, inclusive, o eventual uso do petróleo e gás da margem equatorial, é legítima, desde que esteja inserida em uma estratégia clara e articulada de controle das emissões de gases de efeito estufa", diz o documento. A maior parte do relatório se debruça sobre questões de impacto local da exploração, apesar dereconhecer que o contexto mundial do projeto também é importante. "A decisão de abrir uma nova fronteira exploratória de petróleo e gás na margem equatorial brasileira não pode ser analisada isoladamente, dissociada da ampla agenda global de enfrentamento das mudanças climáticas", afirma o documento de 28 páginas que cientistas veteranos redigiram como posicionamento da academia sobre o assunto. Mas apesar de apontar que a agenda da eliminação do financiamento público aos combustíveis fósseis está atrasada e que uma nova frente de exploração complica esse objetivo, o documento afirma que pode haver espaço para acomodá-la em um projeto de desenvolvimento local. O novo relatório é cauteloso quando trata da possibilidade de exploração de águas de até 2.000 metros de profundidade, a 500 km da foz do rio Amazonas, mas tampouco a descarta. O texto afirma que o emaranhado de correntes marítimas na região daria a um possível vazamento de óleo "uma dinâmica complexa, talvez imprevisível", mas que seus impactos "podem ser significativamente minimizados se houver proteção prévia dos ambientes mais sensíveis à contaminação". A exploração de petróleo em águas profundas passou a gerar mais preocupação depois de 2010, quando a a plataforma americana Deepwater Horizon sofreu um vazamento com impactos graves no Golfo do México, a 1.500 metros de profundidaqde. Segundo o químico Jailson de Andrade, professor da Universidade Federal da Bahia (UFBA) e coordenador do relatório da ABC, o histórico do que aconteceu ali foi considerado na avaliação. emdash; O acidente da Deepwater Horizon trouxe lições cruciais para exploração de petróleo em águas profundas emdash; afirma. emdash; O Brasil, ao longo das últimas décadas, desenvolveu tecnologias de prospecção de petróleo em águas profundas com altos padrões de segurança, sendo hoje referência internacional nesse tipo de operação. Na Margem Equatorial brasileira, a extensa Plataforma Continental Amazônica e a alta dinâmica oceânica, marcada por correntes intensas, macromarés e ventos fortes, indicam, segundo simulações, que eventuais vazamentos se dispersariam no mar antes de alcançar a costa, o que reforça a necessidade de ações preventivas eficazes e coordenadas. Questionada sobre por que a ABC não emitiu um parecer mais prescritivo sobre o tema, a cientista Helena Nader, presidente da entidade, diz que o objetivo do grupo de trabalho era "fazer uma análise abrangente e informativa". emdash; Seu objetivo foi o de contribuir para o entendimento qualificado de questões complexas e multifacetadas associadas à exploração de petróleo em águas profundas, inclusive transcendendo a Margem Equatorial emdash; afirmou. e#39;Rumo ao século XXe#39; O relatório da ABC foi criticado por alguns técnicos e cientistas ouvidos pelo GLOBO. Para Suely Araújo, ex-presidente do Ibama, o documento é correto ao apontar medidas de cautela a e importância do monitoramento em eventuais projetos de exploração, mas possui omissões na análise do contexto global. emdash; O documento não analisa se o país realmente precisa da expansão da exploração de petróleo e, além disso, se isso necessita ocorrer em novas fronteiras como a Margem Equatorial emdash; diz. emdash; O Brasil é o oitavo maior produtor de petróleo do mundo e exporta pouco mais da metade do petróleo que produz. A expansão defendida pelo setor e por muitas autoridades do governo federal não visa a atender nossa demanda interna. Querem gerar caixa com a exportação. Segundo Araújo, mesmo com medidas para abater emissões no processo de produção, o impacto de uma nova frente de exploração seria negativo para a agenda de descarbonização. emdash; Em plena crise climática, esse é um caminho com olhar para o século passado emdash; diz. emdash; O petróleo exportado vai ser queimado em algum lugar, e é na queima que os combustíveis fósseis liberam a grande maioria dos gases de efeito estufa, não no processo produtivo. Não há como falar em transição energética com expansão da exploração de combustíveis fósseis. Ambientalistas ouvidos pelo GLOBO dizem temer que o relatório da ABC seja instrumentalizado pelo Ministério das Minas e Energia (MME) para argumentar que a ciência está ao lado de quem defende a exploração da região. A decisão sobre liberar a explora~çao depende ainda de exigências do Ministério do Meio Ambiente (MMA), que avalia impactos e riscos. Outra voz crítica ao relatório da ABC foi o cientista Carlos Nobre, que é membro titular da academia, mas não integrou o grupo de trabalho que produziu o documento. Segundo ele, nenhuma política de transição energética tem como acomodar novos poços de petróleo. emdash; Essa é uma coisa que, cientificamente, não tem justificativa emdash; afirma o pesquisador, presidente do Painel Científico da Amazônia. Segundo ele, a ampliação local de projetos de combustíveis fósseis conflita diretamente com a agenda global de zerar emissões de gases do efeito estufa até 2050. emdash; Se continuarmos a utilizar só as minas de carvão e os poços de petróleo e gás natural que já existem, mesmo sem abrir nenhum novo, nós chegaremos em 2050 emitindo 35% mais gases estufa do que emitimos hoje emdash; diz. emdash; E, se nós temos que parar de explorar as que já existem, é muito difícil a justificativa de novas explorações. Andrade, coordenador do relatório da ABC, afirma que não era objetivo do grupo de trabalho discutir onde o petróleo produzido na Margem Equatorial seria consumido. emdash; O relatório não discute as questões de mercado, mas a ciência envolvida no processo. emdash; disse. emdash; Com certeza, o papel do Brasil como produtor de petróleo deverá estar inserido na agenda global de enfrentamento às mudanças climáticas, que acreditamos que nosso país o está fazendo, seja por geração de energia por novos métodos (solar, eólica, biocombustíveis, hidroelétricas, entre outros) seja por aprimoramento dos processos de exploração de petróleo.

Os contratos futuros de petróleo reverteram a alta de 1% de mais cedo e fecharam em baixa pela sexta sessão consecutiva nesta quinta-feira, 7, com investidores acompanhando os desdobramentos geopolíticos entre Rússia e EUA. Por um lado, há expectativa de avanços em direção a um encontro entre os líderes, por outro, o presidente norte-americano, Donald Trump, pode adicionar mais sanções à Moscou até a sexta-feira, 8. A recuperação do dólar desta quinta também ficou em foco. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para setembro recuou 0,73% (US$ 0,47), a US$ 63,88 o barril. Já o Brent para outubro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE) teve queda de 0,68% (US$ 0,46), a US$ 66,43 o barril. O estrategista Mohit Kumar, do Jefferies, vê o mercado muito atento aos desdobramentos geopolíticos. Para ele, avanços em direção a um cessar-fogo na Ucrânia seriam negativos para os preços da commodity. A Casa Branca desmentiu nesta quinta-feira alegações do Kremlin de que um encontro entre Trump e o presidente russo, Vladimir Putin, já estaria acertado e com local definido. Um funcionário da Casa Branca disse que, para que o encontro aconteça, Putin precisa se reunir antes com o presidente da Ucrânia, Volodymyr Zelensky endash; algo que Moscou ainda não demonstrou disposição para aceitar. Paralelamente, o secretário de Estado americano, Marco Rubio, afirmou na quarta-feira à noite que o republicano tomará uma decisão sobre as sanções à Rússia eldquo;nas próximas 24 a 36 horaserdquo;, dependendo de como as negociações progredirem. As opiniões do mercado divergem sobre se a Índia vai ou não parar de comprar petróleo bruto russo, embora a tarifa adicional de 25% de Trump sobre o país esteja a semanas de distância e Moscou ainda possa se entender com Washington, diz a Ritterbusch. eldquo;Aumentos adicionais na produção da Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) são uma consideração negativa predominanteerdquo;, acrescenta. *Com informações da Dow Jones Newswires (Estadão Conteúdo)

O Brasil completa dois meses seguidos sem importar etanol dos EUA, destaca a Associação dos Combustíveis Renováveis (RFA, na sigla em inglês) em balanço de vendas de etanol do mês de junho. Conforme o balanço, o Brasil não importou etanol dos EUA em junho e em maio últimos. eldquo;Notavelmente, o Brasil permaneceu ausente pelo segundo mês consecutivoerdquo;, relata a entidade. E como foram as exportações de etanol dos EUA? Em junho, as exportações de etanol dos EUA totalizaram 173,7 milhões de galões (mg), uma queda de 6% em relação a maio, em meio à volatilidade nos principais mercados. Vendas externas de junho, conforme a RFA, estão 30% acima dos níveis de igual período do ano anterior. O Canadá continuou sendo o principal destino, com um aumento de 6%, atingindo uma alta de seis meses de 64,9 milhões de galões (mg). As exportações para a Índia aumentaram 158%, para 24,2 mg, o maior volume em cinco meses. A União Europeia importou 20,3 mg, impulsionada principalmente pela Holanda, embora os volumes tenham sido um terço menores do que em maio. Mais importadores de etanol dos EUA Dez mercados adicionais compuseram o saldo das exportações de etanol dos EUA em junho, com remessas notáveis para a Coreia do Sul (12,6 mg, aumento de 16%), Filipinas (12,0 mg, aumento de 5%), Reino Unido (11,0 mg, queda de 64%) e Colômbia (10,8 mg, queda de 17%). Ao longo do primeiro semestre de 2025, as exportações de etanol dos EUA totalizaram 1,06 bilhão de galões, um aumento de 13% em relação ao mesmo período de 2024.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, disse à CNN que o Brasil irá se aproximar da autossuficiência em óleo diesel até 2029. Isso significa que a produção interna do combustível ficará perto do consumo nacional, reduzindo consideravelmente a dependência de importações. A fala de Chambriard acontece em meio às tensões que rodeiam importações de petróleo e derivados russos pelo Brasil e outros países. O presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, ameaça tarifar nações que os compram enquanto pressiona o Kremlin a acabar com a guerra da Ucrânia. Hoje o Brasil atende entre 75% e 80% do consumo interno de diesel com produção nacional, sendo que a Petrobras controla a maior parte do refino: no segundo trimestre de 2025, a companhia atingiu 680 mil barris por dia (mbpd). O restante da demanda é atendida pelo exterior, especialmente pela Rússia (61% da importação). Segundo Chambriard, o plano de investimentos da Petrobras prevê adicionar capacidade de refinar mais 200 mbpd até 2029. Além disso, a expectativa da companhia é de que 100% da sua produção culmine em diesel s10 emdash; que tem menor teor de enxofre que o s500, performa melhor e polui menos. A CEO da estatal pondera que, neste período, a demanda do país também avançará. Por isso, a executiva prefere não afirmar que a produção interna irá se equiparar ao consumo nacional. eldquo;Vamos nos aproximar da autossuficiênciaerdquo;, sinaliza. Entre os investimentos que viabilizariam o aumento da capacidade de refino está a construção do Trem 2 da Refinaria Abreu e Lima, em Ipojuca (PE), com capacidade de refinar 88 mbpd, e o Complexo de Energias Boaventura, em Itaboraí (RJ), que poderá produzir 76 mbpd. Entre outras obras em contratação e execução no plano de negócios 2025-2029, também deve jogar a favor do objetivo o aumento da mistura do biodiesel, para 15%, e o aumento no uso do diesel R, obtido pelo coprocessamento do diesel tradicional com matérias-primas de origem vegetal ou animal, como o óleo de soja.

A produção de combustíveis da Refit (Refinaria de Manguinhos) disparou em 2025 a ponto de incomodar a Petrobras nos mercados do Sudeste, sobretudo no Rio de Janeiro. Segundo agentes de mercado e consultorias ouvidas pela Agência iNFRA, no caso da gasolina, o incremento vem na esteira do aumento da formulação do combustível via nafta não petroquímica importada, que goza de benefícios fiscais ao ser internalizada e passar pelo desembaraço aduaneiro em estados como Amapá e Alagoas e, depois, entra pelo porto do Rio para ser transformada nas instalações da refinaria. Com o crescimento rápido dessa operação desde meados de 2024, a gasolina da Refit tem reforçado presença em São Paulo e já tem quase um terço do mercado do Rio, ameaçando a posição da Petrobras. Dados da ANP (Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis) sugerem que o produto da Refit irrigou 28,3% do mercado fluminense nos seis primeiros meses de 2025, por meio de duas distribuidoras ligadas ao grupo, a Flagler e a 76 Oil. Juntas, essas duas empresas têm superado cada vez mais as participações das três maiores distribuidoras do país, Vibra (24%), Raízen (21,2%) e Ipiranga (14,8%), que revendem principalmente gasolina da Petrobras. Na informação mais recente, de junho, as distribuidoras ligadas à Refit alcançaram 30,4% do mercado do Rio. Desde abril, a Flagler sozinha é líder no estado e vem tomando o espaço da Vibra. Em São Paulo, fontes dizem que a gasolina da Refit é retirada por compra congênere entre distribuidoras e já chega a 15% do mercado. Procurada, a ANP se limitou a confirmar que a Refit produz combustível a partir de nafta importada, o que está em conformidade com as regras da agência. Mas não detalhou volumes. A autarquia disse que recebe informações da empresa sobre a matéria-prima utilizada nos processos produtivos, segregando as etapas de refino e de formulação, mas não pode abrir as proporções por se tratar de eldquo;informação restritaerdquo;. eldquo;É importante ressaltar que a mesma matéria-prima que passa pelo processo de refino pode ser direcionada à formulaçãoerdquo;, acrescentou a ANP, sugerindo que os procedimentos podem se misturar. Voo solo O cenário é corroborado por números do painel dinâmico de produção de derivados da ANP, que aponta salto de 57,7% na produção total de gasolina A (produto anterior à mistura obrigatória com etanol anidro) da Refit nos 12 meses até junho ante o mesmo período imediatamente anterior. Para efeito de comparação, no mesmo período, caiu 5,1% a produção da Reduc, unidade da Petrobras que abastece o mercado do Rio de Janeiro, mas também o restante do sudeste, além de estados do Nordeste (Bahia e Ceará) e do Sul (Rio Grande do Sul). Esses meses coincidem com a saída do mercado da única formuladora especializada do país, a Copape, que focava o mercado paulista. A empresa teve a autorização de funcionamento cassada pela ANP em julho do ano passado por irregularidades operacionais e fraudes fiscais. Desde então, a Refit tem atuado praticamente sozinha na formulação. Refinarias como a SSOil, de São Paulo, e a Ream (ex-Reman da Petrobras vendida ao Grupo Atem) também têm ganhado mercado nesses moldes, mas em velocidade menor. Preços mais competitivos A formulação é o uso de diferentes correntes de hidrocarbonetos para obtenção de mistura com especificações iguais a da gasolina obtida diretamente como frações do refino de petróleo bruto. Só que, segundo um executivo do setor, o litro da nafta, excluídos custos de frete, tem girado em torno de R$ 2,13 por litro no mercado internacional, valor significativamente mais baixo que o preço médio da gasolina A praticado por produtores e importadores no país que, segundo a ANP, teve média de R$ 3,68 na semana até 20 de julho. Esse diferencial e benefícios fiscais de eldquo;estados porta de entradaerdquo; endash; alíquotas mais baixas, diferimento de ICMS e uso de créditos judiciais endash; têm permitido que o produto chegue aos postos a preços mais competitivos que a gasolina Petrobras ou importada. E a tendência é que a operação de formulação da Refit se consolide, pelo menos, até o fim de 2026. Há duas semanas, a diretoria colegiada da ANP suspendeu a formulação como atividade exclusiva até que seja concluído novo processo regulatório. Mas, com base em uma resolução da agência (852/2021) ratificou a possibilidade de agentes refinadores formularem combustíveis, desde que como atividade menor, paralela ao refino de óleo bruto. Combinadas, a exclusão da Copape e a recente decisão têm o efeito prático de reservar o mercado de formulação para poucos atores, entre os quais a Refit. Reação eldquo;A Refit herdou o mercado da Copape e está colocando esse produto principalmente no Rio e São Paulo a preços competitivoserdquo;, diz um diretor de uma grande distribuidora. Outra fonte, de uma consultoria de preços, que atende a todo o mercado e por isso não quis se identificar, confirma a informação e acrescenta que a Petrobras tem perdido mercado principalmente no Rio e, como reação, aumentou o número de leilões de combustíveis às distribuidoras. Comum para o diesel, o expediente usado pela Petrobras tem sido cada vez mais utilizado para gasolina, dizem as fontes. É uma forma de vender cargas de combustível fora do preço de tabela, eventualmente mais barato, a fim de ganhar mercado. E, além dos volumes em si, os leilões são atrativos para os compradores porque permitem aumentar as cotas futuras das distribuidoras junto à estatal, calculadas em relação às compras dos três meses anteriores. Procurada, a Petrobras não ofereceu detalhes sobre a estratégia adotada, mas informou que a venda por meio de leilão é eldquo;uma prática comercial prevista nos contratos firmados com as distribuidoras, com o objetivo de complementar a oferta regular dos produtos de forma competitiva, transparente e isonômicaerdquo;. O presidente da Abicom (Associação Brasileira de Importadores de Combustíveis), Sérgio Araújo, informou que nenhuma das 11 empresas que integram a entidade importam nafta, mas avalia o movimento como natural. eldquo;A formulação de gasolina por refinarias tem previsão legal e já era esperado que empresas ocupassem esse mercado na ausência de um concorrente e se há oportunidade de boas margenserdquo;, diz. Volumes Não restam claras as fatias da produção da Refit advindas do refino de petróleo e da formulação por meio de nafta. Procurada, a Refit não respondeu até a publicação deste texto. Segundo informações públicas da ANP, a Refinaria de Manguinhos teve produção crescente este ano, com recorde na produção total de derivados em junho: 328 mil metros cúbicos, o maior volume mensal da série histórica iniciada em 2019. A sua produção ultrapassou pela primeira vez os 200 mil m³ em agosto de 2024 e, só perdendo o patamar em novembro de 2024 (189 mil m³). O pico da produção de derivados coincide com o da gasolina A: 160 mil m³ em junho, 80% acima do registrado em junho de 2024. Dados de serviços de monitoramento de tráfego de cargas marítimas, confirmados por duas fontes do setor, dão conta de que a Refit, por meio de tradings ligadas ao grupo, teria importado 750 mil m³ de nafta não petroquímica nos primeiros seis meses de 2025, o equivalente a 89,2% da gasolina produzida em Manguinhos no período (841 mil m³). O volume de nafta trazido para Manguinhos no primeiro semestre do ano é quase o dobro do verificado em 2024 (382 mil m³) e 2023 (386 mil m³), e representa 75% do total importado por todos os agentes no ano, pouco mais de 1 milhão de metros cúbicos. Nos últimos anos, mostram dados do MDIC (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços), mais da metade da nafta não petroquímica trazida ao Brasil tem origem russa e quase um terço veio do Golfo do México (EUA), entrando principalmente pelos portos do Rio de Janeiro e Paranaguá (PR), Santos e Manaus. Além da Refit, empresas como SSOIL, Ream (Grupo Atem), Dax Oil e Latim Oil também estariam usando nafta importada, mas em volumes menores. O ICL (Instituo Combustível Legal), que reúne as 16 empresas, entre elas as três grandes distribuidoras do país e a Petrobras, não quis comentar o caso específico da Refit, mas lembra que a atividade de formulação, embora não seja ilegal, tem vasto histórico de irregularidades, que vão da importação de gasolina disfarçada como nafta a fraudes tributárias.