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O senador Mecias de Jesus (Republicanos/RR) apresentou emenda ao PLP 68/24, que trata da regulamentação da reforma tributária, na qual sugere a antecipação do regime monofásico para o etanol hidratado. A ideia foi também acolhida por Izalci Lucas (PSDB/DF) na lista de contribuições subscritas pela Comissão de Assuntos Econômicos (CAE), em documento divulgado na semana passada. A entrada imediata do etanol hidratado no sistema monofásico (onde já estão a gasolina, o diesel e o GLP) é uma demanda antiga defendida pelo setor de combustíveis fósseis (as distribuidoras). O pleito mobiliza IBP, Brasilcom, Sindicom e outras entidades. Vale destacar, via de regra, que a decisão de mexer ou não na tributação dos combustíveis em vigor antes e durante o período de transição estabelecido pela reforma (2026 a 2032) cabe ao relator na Comissão de Constituição e Justiça (CCJ), Eduardo Braga (MDB/AM). Por enquanto, trata-se tão somente de uma sugestão. O vespeiro As operações envolvendo o etanol hidratado combustível (EHC) passam atualmente por duas etapas de recolhimento de ICMS. O produtor (ou importador) paga o seu próprio imposto. Posteriormente, o distribuidor fica responsável pela substituição tributária (ICMS-ST), isto é, recolhe não só a sua respectiva parcela de ICMS, mas também o tributo referente ao posto revendedor. A base de cálculo do ICMS-ST é o preço médio ponderado ao consumidor (PMPF), valor presumido de venda do produto na bomba em tabela publicada pelos estados a cada 15 dias. É o referencial para aplicação da alíquota de ICMS, mas os valores variam de acordo com cada ente federado, sendo necessário fazer o ressarcimento da diferença entre a origem e o destino da mercadoria. O principal argumento das distribuidoras é a tese de que, após a reforma do ICMS, à medida que o Supremo Tribunal Federal obrigou os estados a cumprirem os termos da LCP 192/22, no ano passado, a sonegação e os crimes fiscais migraram do mercado de combustíveis fósseis (cuja operacionalização e fiscalização foram teoricamente simplificadas pela monofasia) para a comercialização do biocombustível oriundo da cana de açúcar. O motivo: o complexo modelo de substituição tributária, sem o recolhimento efetivo executado em um elo único da cadeia. A emenda apresentada pelo senador Mecias de Jesus sugere, por meio do texto do PLP 68/24, uma alteração em dispositivo da lei complementar 192/22, enquadrando o EHC no mesmo regramento válido para os combustíveis fósseis. Se isso ocorrer, os estados ainda teriam que formalizar a adequação a partir de um convênio publicado pelo Confaz. De acordo com os termos atuais do PLP 68/24, a indústria do etanol hidratado só precisará aderir às regras do novo modelo fiscal (monofásico, com alíquota ad rem e uniforme em todo o país) ao fim do período de transição estabelecido pela reforma tributária na EC 132/23. Ou seja, a partir de 2033.

No Rio de Janeiro, autoridades investigam a expansão de uma facção criminosa no controle de postos de combustíveis. O proprietário, com perfil financeiro incompatível, levanta suspeitas de lavagem de dinheiro e conexão com o PCC. A facção estaria utilizando empresas de fachada para operar no setor de combustíveis e expandir seus negócios ilícitos para além das fronteiras de São Paulo, o que preocupa autoridades estaduais e federais. Olá, leitores internéticos desse mundo digital. Hoje, volto ao assunto sobre o crime organizado nos postos de combustíveis. Algo muito curioso começou a acontecer nas rodovias e avenidas da cidade maravilhosa e região metropolitana. Criada em agosto no Rio de Janeiro, a Diamante Participações e Negócios Ltda, de agenciamento de serviços e instituição financeira, entrou na mira das autoridades. Seu proprietário, G.L.F.M., mora na periferia de São Paulo, e tentou sem sucesso ser PM e Guarda Municipal no interior paulista. No seu LinkedIn, aparece como auxiliar de logística numa empresa de peças para tratores. Ou seja, tem renda mensal incompatível com o controle de 20 postos de combustíveis de propriedade da Diamante na região metropolitana do Rio. A maioria é de elsquo;bandeira brancaersquo; e seis deles não têm autorização da Agência Nacional do Petróleo para operar. Há anos a inteligência da Segurança no Estado monitora a entrada de facção criminosa na capital. Há informes de que o bando já comprou 30 postos nos últimos meses. Autoridades já descobriram que G.L.F.M, com esse currículo, ascendeu para sócio controlador de uma rede avaliada em mais de R$ 30 milhões. O e-mail cadastrado como de contato da empresa remete a outro grupo que já é investigado pelas autoridades paulistas por lavagem de uma facção criminosa no setor. Algo que chama atenção foi o cadastro de e-mail do grupo na Receita Federal. Para todos os estabelecimentos do grupo no Rio, trata-se do mesmo endereço eletrônico como referência, o da empresa GGXGLOBAL PARTICIPAÇOES. O referido e-mail seria da empresa utilizada pela COPAPE para comprar postos de gasolina no Estado de São Paulo. Sim, aquela COPAPE que já citamos numerosas vezes, a empresa que, segundo o Instituto Combustível Legal, seria o braço operacional do PCC no segmento de combustíveis. O Governador de São Paulo, Tarcísio de Freitas, já citou numa palestra que a facção PCC já detém mais de 1.100 postos no Estado. Algo preocupante é esse avanço para além das divisas. Pelo visto, o PCC também está esticando seus tentáculos no Estado do Rio de Janeiro. E na semana passada, na reunião com o presidente Lula da Silva sobre a PEC de combate ao crime organizado, Tarcício voltou a alertar o que temos publicado com exclusividade há mais de ano. Abre aspas: eldquo;Uma coisa que nos preocupa muito é a transposição de ilícito em negócios lícitos. Temos um problema sério no setor de combustívelerdquo;. A profusão de postos adquiridos pelo crime organizado, e até usinas de etanolerdquo;. Isso vem de quem sabe o que está acontecendo. Abram os olhos, autoridades do Brasil todo.

A Vibra Energia, que antes de ser privatizada se chamava BR Distribuidora, pode perder a autorização para revenda varejista por reincidir na distribuição de combustíveis fora das especificações exigidas pela ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis). A última decisão da área técnica da agência sobre esse assunto, que saiu no fim de setembro, negou recurso apresentado pela empresa e ratificou a penalidade imposta à distribuidora de combustíveis em agosto. Em março de 2022 uma fiscalização da ANP fez coleta de uma carga de etanol hidratado comum comercializado pela Vibra e transportado em Minas Gerais por um terceiro, a partir da base da empresa em Betim (MG). Um relatório emitido três meses depois, em junho daquele ano, atestou que o combustível estava com pH (Potencial Hidrogeniônico) 5.2, abaixo da especificação da ANP, que exige pH entre 6.0 a 8.0, com tolerância de 5.6 a 8.4. Uma contraprova da análise foi emitida em setembro e atestou que o resultado na verdade era ainda mais distante do exigido, com pH de 4.8. Com isso, a área técnica da agência impôs à Vibra valor mínimo de multa, que é de R$ 20 mil, já que a ANP não verificou nenhum agravante na pena. Segundo o processo, não foi comprovado que a empresa tenha tido algum ganho econômico com a infração. Mas o órgão determinou a revogação da autorização para a empresa exercer a revenda varejista de combustíveis, porque a companhia já tinha cometido essa mesma infração no passado, em 2019. Ou seja, houve reincidência da Vibra. Agora, a decisão da área técnica deve ser submetida à diretoria colegiada da ANP, mas ainda não tem data para o julgamento. VIBRA DIZ QUE ALTERAÇÃO DO COMBUSTÍVEL PODE TER OCORRIDO NO TRANSPORTE Em sua defesa, a Vibra argumentou que a empresa coletou uma amostragem do combustível em sua base de operação de Betim, na mesma semana da coleta feita pela ANP, que mostra que o etanol estava com pH 6.3, ou seja, dentro dos critérios exigidos pela agência. E disse que sua análise é mais fidedigna que os resultados da prova, divulgados somente três meses depois da data da fiscalização. A Vibra afirma ainda que o transporte do etanol comercializado não foi feito com a estrutura da empresa, mas foi realizado pela modalidade FOB, na qual o posto busca o produto direto da base da distribuidora, não havendo responsabilidade da companhia sobre o fretamento do combustível. "Há relevante probabilidade de que tenha ocorrido a suposta alteração das propriedades no interior do tanque do caminhão-tanque", diz a Vibra. "Note-se que a diminuição do pH do etanol hidratado ao ser carregado no caminhão-tanque pode ocorrer pela presença de remanescente de outro produto carregado anteriormente ou até mesmo a presença de água", completa. Em nota à reportagem, a comercializadora de combustível diz que "valoriza a excelência e a conformidade dos produtos que distribui", e afirmou que a jurisprudência da ANP já foi favorável em casos semelhantes envolvendo o caminhão-tanque de terceiros. "Aguardamos a decisão com confiança no recurso apresentado". Sobre a reincidência, a Vibra afirma que moveu ação anulatória pendente de trânsito em julgado em relação ao auto de infração anterior, de 2019. Por fim, a Vibra alega "formalismo exacerbado" com o auto de infração, dizendo que a empresa "sempre atuou em consonância com as diretrizes e normas regulamentares da ANP, bem como sempre cumpriu integralmente as exigências" da agência. Em sua decisão, porém, a área técnica da ANP rebateu os argumentos da Vibra afirmando que é seu dever aplicar a norma cabível, já que a atividade de polícia administrativa da agência tem por premissa proteger o consumidor e o meio ambiente, além da promoção da livre concorrência e a valorização dos recursos energéticos. "O entendimento do legislador foi de que a gravidade desse tipo de ilícito é grande, e deve-se assim aplicar-lhe uma pena que iniba a disposição de reincidir e obste a que outros incorram na mesma falta", diz a agência na decisão. A ANP também diz que a responsabilidade de garantir a homogeneidade e a especificação do combustível comercializado é do distribuidor, "quando transportados sob sua responsabilidade ou quando armazenados em instalações próprias ou de terceiros sob sua responsabilidade", conforme a resolução nº 58/2014. Não está claro no processo a causa de o etanol coletado pela ANP estar fora das especificações de pH estipulados pela legislação na época. Com relação à reincidência, que resultou na decisão de revogar a autorização da empresa de comercializar combustível, a área técnica da ANP diz que a Vibra possui "em seu desfavor decisão administrativa definitiva que a condenara". Nos bastidores, contudo, diretores da agência dizem que, mesmo que a Vibra perca o processo, há uma cautela na aplicação da lei, em vista da relevância da empresa para o mercado de distribuição de combustível. Uma fonte disse à Folha em condição de anonimato que o colegiado pode estudar uma revogação parcial ou gradual da autorização de revenda de combustível da Vibra para que o mercado não seja afetado. Segundo dados do Instituto Combustível Legal de 2024, a Vibra é responsável hoje por 21,1% da distribuição de combustível no Brasil. Apenas em Betim, que é a maior unidade da empresa, o volume médio diário de vendas está acima de 10 milhões de litros de combustíveis. A média mensal é de 270 milhões de litros, sendo cerca de 380 embarques rodoviários e 1.100 notas fiscais emitidas por dia. A base é responsável pelo suprimento de combustíveis para os aeroportos de Confins, em Minas, e o de Brasília, para postos revendedores de MG, além de órgãos públicos, como batalhões da Polícia Militar, Polícia Civil e Corpo de Bombeiros da região. O local também comercializa combustíveis para empresas como Vale, CSN, Usiminas, Samarco e Cenibra.

O ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, voltou a defender nesta segunda-feira (4) a extração de petróleo na foz do Amazonas. Em debate com o presidente do Ibama, Rodrigo Agostinho, ele disse que a Petrobras deve pensar na demanda global pelo combustível fóssil e não apenas na do Brasil, que caminha para reduzir suas emissões nos próximos anos. "A questão do petróleo não é uma questão de oferta, é uma questão de demanda global [...] A Petrobras é uma empresa que fornece combustível e petróleo para a segurança energética não só do Brasil, mas global", disse Silveira em evento organizado pela CNN Talks. A defesa de Silveira pela extração de petróleo na Foz do Amazonas veio logo depois de Agostinho defender o papel do Ibama (Instituto Brasileiro do Meio Ambiente e dos Recursos) no processo de licenciamento. "O Ibama não é o responsável pela política energética do país [...] Nesse semestre que a gente ainda está, o Ibama emitiu 50 licenças e autorizações para a Petrobras, o que significa que o Ibama não parou de licenciar a atividade de óleo e gás, porque é uma atividade importante para o país", disse Agostinho. "No caso da exploração do petróleo na foz do rio Amazonas, que é uma bacia gigantesca, o que a gente está analisando é a proposta que foi feita pela Petrobras específica naquele local. Nós não queremos, e não é papel do Ibama, fazer o convencimento de ninguém; nem do governador, nem do governo, de que a transição [energética] é necessária", acrescentou. Na semana passada, técnicos do Ibama rejeitaram o material entregue e recomendaram, além do indeferimento da licença ambiental, o arquivamento do processo protocolado pela Petrobras no órgão para pesquisar a presença de petróleo na região. Em uma tentativa de postergar eventuais conflitos dentro do governo, Agostinho, por outro lado, não seguiu a recomendação e permitiu que a Petrobras prepare novas informações antes de decidir pelo arquivamento ou não do processo. O evento desta segunda, aliás, escancarou a dificuldade da ala ambiental do governo emdash;liderada pela ministra de Meio Ambiente, Marina Silvaemdash; nessa discussão. Além de Silveira e Agostinho, estavam presentes os governadores do Pará, Helder Barbalho, e do Amapá, Clécio Luís endash;dois estados que seriam impactados com a extração de petróleo na região. Barbalho evitou tocar no tema, mas Luís defendeu que a extração de petróleo na região garantiria recursos e desenvolvimento econômico para seu estado. Essa é uma narrativa comum na classe política dos estados amazônicos, que veem na atividade a oportunidade de aumentar a arrecadação de seus governos. "Vamos imaginar que o presidente Rodrigo chegasse para mim e dissesse que temos que nos convencer que, diante da gravidade global em relação às mudanças climáticas, o Amapá tem que abrir mão de produzir riquezas que vão ter impacto imediato e de longo prazo em seu território e população. Eu diria que não podemos fazer isso, porque vivemos no estado mais preservado do Brasil", afirmou o governador. "Ocorre que esses indicadores ambientais, que são maravilhosos, são muito assimétricos dos indicadores sociais e econômicos [...] Quando a gente fala da amazônia, geralmente, a gente fala e pensa na copa das árvores, pensa naquelas imagens bonitas que são mostradas, mas esquecemos que debaixo daquelas árvores, existem pessoas vivendo, na maioria das vezes, na pobreza," acrescentou.

Uma das principais apostas em tecnologia da Ocyan, com investimento da Shell, o desenvolvimento de um equipamento de injeção de gás hidrogênio direto na admissão de ar dos motores marítimos de navios-plataforma entrou em sua segunda etapa, com previsão de 27 meses. Essa etapa precede a criação de um piloto final aplicado em navio e a comercialização do aparelho, prevista para o fim de 2027. A Ocyan, empresa de serviços offshore da gestora americana EIG Partners, desenvolve o produto com a startup Protium Dynamics, antiga LZ Energia. Gerente de Tecnologia da Shell Brasil, Rosane Zagatti disse ao Estadão/Broadcast que a primeira fase do desenvolvimento do H2R (sigla de eldquo;hidrogênio para reduçãoerdquo;), encerrada em agosto, contou com R$ 17,4 milhões repassados pela petroleira. Já a segunda fase terá mais R$ 23,1 milhões oriundos da cláusula de Pesquisa, Desenvolvimento e Inovação (PDeamp;I) da Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Combustível (ANP). A cláusula da ANP obriga as petroleiras a investirem 1% de sua receita bruta nessa frente. Rodrigo Chamusca, gerente executivo de Negócios Digitais e Tecnologia da Ocyan, detalha que a primeira etapa permitiu a criação de um primeiro protótipo e que, na nova fase, haverá testes em ambiente operacional, com aplicação em motores de sondas de perfuração. eldquo;Até outubro de 2026, quando termina a segunda fase, teremos o produto pronto para teste em ambiente offshore, em escala operacionalerdquo;, disse o executivo. A injeção de hidrogênio, que serve como catalisador à combustão, melhorando desempenho e reduzindo emissões de carbono, vai ser aplicado primeiro em plataformas de perfuração, depois em navios tanques e, futuramente, pode chegar a embarcações fora da indústria do petróleo. O equipamento a ser testado será montado com peças dos futuros fornecedores e vai passar por simulação, em laboratório, do ambiente operacional, com temperatura que chega a 55 oC e umidade de 98%, além de movimentação afeita à realidade. Em seguida, será levado a um ambiente relevante para aplicação final, o que deve acontecer em um motor de termelétrica. Passadas essas etapas, diz Zagatti, da Shell, o produto deve ter um piloto empregado em navio em 2027 para comercialização no fim daquele ano. Economia e menos emissões A tecnologia pode reduzir em até 10% o consumo de diesel marítimo, trazendo economia. As emissões de gás carbônico caem na mesma proporção. Outros gases poluentes, como metano e monóxido de carbono, podem ter redução de até 30% nas emissões. Para evitar riscos relacionados ao transporte do hidrogênio, considerado instável, o gás não vai embarcado em quantidade, sendo gerado a bordo, em paralelo à injeção, por meio da eletrólise de volumes de água (separação do hidrogênio do oxigênio da molécula por meio de energia elétrica). Desde o fim de 2023, a Protium Dynamics comercializa equipamento análogo voltado a caminhões, que começou a ser desenvolvido oito anos antes, em 2015. Nos caminhões, o aparelho se assemelha a uma caixa com volume de uma garrafa pet de três litros e é alimentado com água já purificada a cada três meses. Já o sistema a ser embarcado em navios deverá ter o tamanho de três geladeiras. Nesse caso, a Ocyan e a Protium Dynamics terão a propriedade intelectual da tecnologia, enquanto a Shell vai receber royalties por vendas futuras e facilidades para a instalação na própria frota, em função do montante investido por meio da cláusula de PDeamp;I da ANP.

A PetroReconcavo anunciou nesta segunda (4/11) um investimento de R$ 340 milhões na construção de sua segunda unidade de tratamento de gás natural. A UPGN Miranga será instalada no município de Pojuca (BA) e terá capacidade para processar 950 mil m³/dia, com potencial de expansão para até 1,5 milhão de m³/dia. É o maior investimento em uma única instalação industrial da empresa. A previsão da companhia é começar a execução do projeto em 2025 e iniciar as operações do ativo no 3º trimestre de 2027. A unidade irá processar o gás de todos os ativos operados pela PetroReconcavo na Bahia e que não estão interligados, hoje, à UTG São Roque endash; o primeiro investimento da empresa em infraestrutura própria de processamento. Nova UPGN assegura expansão da produção Segundo a PetroReconcavo, o investimento na UPGN Miranga será feito em módulos. O ativo, segundo a companhia, será instalado em uma região estratégica que permitirá a conexão à malha de transporte. A UTG São Roque foi concebida com conexão direta à rede de distribuição da Bahiagás. Em nota, a PetroReconcavo destacou que a nova UPGN permitirá à empresa uma maior autonomia e ganhos de produtividade, bem como assegurará capacidade disponível para o desenvolvimento de novas reservas. eldquo;Sob a ótica do midstream, representa um marco para a companhia ao assegurar capacidade para processarmos 100% dos nossos prognósticos de produção, com a consequente atração de demanda incremental associada ao mercado de gás naturalerdquo;, afirmou, em nota, o vice-presidente comercial e de novos negócios, João Vitor Moreira. PetroReconcavo reforça posição no processamento Este é o segundo investimento da companhia em infraestrutura de processamento. A UTG São Roque começou a operar em agosto e processa o gás dos campos de Mata de São João, Remanso, Jacuípe e Riacho de São Pedro, na Bahia. O ativo tem capacidade de 400 mil m³/dia. Até então, todo o gás natural da empresa era processado em plantas de terceiros endash; da Petrobras na Bahia e da Brava (ex-3R Petroleum) no Rio Grande do Norte. A PetroReconcavo tenta negociar com a Brava o compartilhamento da infraestrutura de escoamento, compressão, medição e processamento da Bacia Potiguar. Em paralelo, avalia internamente, como alternativa à parceria, a construção de uma UPGN própria no Rio Grande do Norte. Associar-se a uma eventual parceria com a Brava, contudo, é o plano A.