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As Frentes Parlamentares da Agropecuária, do Biodiesel, do Etanol e da Economia Verde lançaram, nesta quarta-feira (4), a Coalizão dos Biocombustíveis, iniciativa que reúne parlamentares e representantes do setor produtivo para acelerar a regulamentação e a implementação de políticas voltadas à transição energética. O grupo será coordenado pelo presidente da Comissão Especial da Câmara sobre Transição Energética, deputado Arnaldo Jardim (Cidadania-SP). Segundo os organizadores, a proposta é integrar esforços políticos e econômicos para destravar a execução de marcos legais já aprovados, como a Lei dos Biocombustíveis (13.576/2017), a Lei do Hidrogênio Verde (14.948/2024) e a Lei dos Combustíveis do Futuro (14.993/2024). De acordo com Jardim, a regulamentação dessas normas pode mobilizar cerca de R$ 260 bilhões em investimentos. eldquo;Isso soma já, na sua implementação, cerca de R$ 260 bilhões de investimento. Hoje damos um passo para congregar essas ações em um esforço comum, reduzindo a dependência de combustíveis fósseis e ampliando o uso de biocombustíveiserdquo;, afirmou. Entre os eixos previstos estão o fortalecimento do papel dos biocombustíveis na matriz energética brasileira e a criação de um Fundo Nacional da Transição Energética, abastecido com recursos oriundos da exploração de combustíveis fósseis, como petróleo e gás natural, para financiar projetos de descarbonização, inovação tecnológica e expansão de energias renováveis. O parlamentar destacou ainda que países como Índia, Indonésia e Estados Unidos vêm ampliando suas políticas para o setor, seguindo modelo semelhante ao brasileiro. A iniciativa também recebeu apoio da Frente Parlamentar da Agropecuária. Para o deputado Sergio Souza (MDB-PR), o Brasil tem condições de liderar a produção global. eldquo;A Coalizão dos Biocombustíveis no Brasil é essencial: nós temos condições de liderar e contribuir para a transição energéticaerdquo;, disse.

Com o fim dos subsídios do mercado livre de energia, as janelas de oportunidade de migração dependerão mais dos preços oferecidos aos consumidores, na visão do diretor de comercialização da Armor Energia, Fred Menezes. No mercado livre de energia, o consumidor pode escolher o fornecedor, por meio da negociação direta com um gerador ou com uma comercializadora. Nesses contratos, os preços negociados têm como base o Preço de Liquidação das Diferenças (PLD), que reflete a expectativa do custo da energia no futuro e depende, dentre outros fatores, de condições do sistema, como os riscos de escassez hídrica. Para Menezes, as janelas de oportunidade para ampliar as migrações para o mercado livre de agora em diante vão depender cada vez mais das projeções para o PLD. Até o fim de 2025, a grande vantagem da migração para o mercado livre eram os descontos nas tarifas de transmissão e distribuição (TUSD/TUST) para novos consumidores. O subsídio foi encerrado com a sanção da Lei 15.269/2025, que moderniza o marco regulatório do setor elétrico. eldquo;O consumidor se beneficiava muito desse desconto da energia incentivada (gerada por fontes renováveis) a 50% e 100% porque era em cima da TUST. (ehellip;) O mercado livre de energia começa a competir com o mercado cativo sem esse descontoerdquo;, afirmou Menezes. Com o fim dos descontos, os preços de tarifas, encargos e impostos dos mercados regulado e livre estão mais próximos, e a vantagem que o mercado livre pode oferecer ao consumidor é na projeção do PLD. Hoje, o mercado livre no Brasil está aberto apenas a consumidores de média e alta tensão. A abertura para os demais consumidores está prevista para começar apenas em 2027. Segundo a Associação Brasileira dos Comercializadores de Energia (Abraceel), em novembro de 2025, 95% de toda a eletricidade consumida pelas indústrias brasileiras foi contratada no ambiente livre. No caso do comércio, o percentual foi de 47%. Previsão de preços mais elevados em 2026 Menezes projeta que o PDL em 2026 será maior que em 2025, com os reservatórios da hidrelétricas mais vazios do que no ano anterior. O período úmido vai até março e vai definir as condições de operação das hidrelétricas para o restante do ano. De acordo com o Balcão Brasileiro de Comercialização de Energia (BBCE), na semana encerrada em 30 de janeiro o preço médio da negociação de energia nos contratos para o segundo semestre do ano foi de R$ 340,91. O preço teve uma alta de 1,76% em relação à semana imediatamente anterior. Fim da onda de migração dos consumidores de média e alta tensão As migrações para o mercado livre de energia caíram 19,1% em 2025 na comparação com o ano anterior, segundo dados da Câmara de Comercialização de Energia Elétrica (CCEE). O número de novos consumidores foi de 21,7 mil no ano passado, ante 26,8 mil em 2024. Na visão de Menezes, a queda pode ter sido influenciada pelo aumento dos preços, assim como pelo fim da grande onda migratória dos consumidores de média e alta tensão após a abertura total para a média e alta tensão em janeiro de 2024. eldquo;Tem uma questão de que sim, realmente, o fim do desconto atrapalha, mas tem uma questão também de que comercialmente esses consumidores já foram muito explorados. Então, você também tem um decréscimo natural, o market share que sobrou é menor tambémerdquo;, disse o diretor. Menezes lembra, entretanto, que acontecerá uma nova aceleração com a abertura do mercado livre para consumidores de baixa tensão, prevista na lei 15.269/2025. A expectativa é que a migração esteja liberada para todos os consumidores, incluindo residenciais, até novembro de 2028.

Os recorrentes episódios de restrição de oferta de combustíveis registrados pela Refinaria de Mataripe acenderam um alerta em 2025, ano em que a refinaria parou ao menos cinco vezes por eldquo;paradas não-programadaserdquo;. O termo diz respeito a problemas que interrompem a operação das refinarias por falhas, quebras de equipamentos ou incidentes com dados na plantas. As refinarias da Petrobras e dos agentes privados emdash; caso da Acelen, em Mataripe emdash; mantém um cronograma de paradas para manutenção preventivas. A Refinaria de Mataripe desempenha papel estratégico no fornecimento de combustíveis na Bahia e em áreas próximas e, consequentemente, na logística de abastecimento da região. De acordo com dados da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), a refinaria responde por aproximadamente 89% do volume de óleo diesel (S10 e S500) do estado. Assim, paralisações imprevistas impactam na gestão de estoques dos agentes que operam na região endash; como a Petrobahia e a Vibra, que em função do episódio de dezembro, informaram à ANP sobre o risco de redução na capacidade de atendimento ao mercado, caso a situação não se normalizasse e as cotas de fornecimento fossem integralmente retomadas. Foi nesse contexto que a diretoria da ANP aprovou, no fim do ano passado, waiver para permitir o uso temporário de óleo diesel S10 para abastecimento de diesel 500 por parte de distribuidoras na Bahia. A medida vigorou eldquo;enquanto perdurarem os efeitos da situação decorrente da parada não programada da Refinaria de Mataripe S. A., ou até o dia 10 de janeiro de 2026, o que ocorrer primeiroerdquo;. Em maio, foi registrado um que limitou em aproximadamente 60% as ofertas de diesel S10 da cota diária aprovada para a refinaria. Em setembro, um princípio de incêndio afetou a unidade de craqueamento catalítico. O incidente foi controlado pela brigada da refinaria e não houve impactos entre os funcionários ou ao meio ambiente. Porém, a refinaria precisou reduzir as cotas de fornecimento de gasolina e gás liquefeito de petróleo (GLP), e os efeitos dos cortes perduraram no mês de outubro. Em outubro, um novo incidente na mesma unidade resultou na interrupção imediata das atividades. O episódio impactou as entregas de diesel S10 nos polos de São Francisco do Conde e Candeias, com o restabelecimento das cotas de fornecimento nos dias seguintes. Em dezembro, um incidente durante a realização de um serviço elétrico na U-27 deixou três trabalhadores terceirizados feridos e interrompeu as atividades da unidade. A causa ainda está em investigação. Com isso, foram afetadas as entregas de diesel (S10 e S500) e gasolina nos polos de São Francisco do Conde, Candeias, Jequié e Itabuna. Em nota à agência eixos, a Acelen, que opera a Refinaria de Mataripe, afirmou que eldquo;paradas não programadas correspondem à rotina de grandes operações industriais e seguem robustos protocolos de confiabilidade e integridade dos ativoserdquo;, e que a empresa investiu R$ 340 milhões em paradas de manutenção na refinaria em 2025 (veja a íntegra ao final da matéria). Petrobras reabre negociações para recompra Em meio às paralisações da refinaria, a Petrobras reabriu as negociações com o fundo árabe Mubadala, que controla a Acelen, para retomar a controle da unidade emdash; que foi vendida em 2021, então denominada Refinaria Landulpho Alves (RLAM). As negociações ocorrem desde 2023, e avançaram no final do ano passado. Segundo o Estadão, uma proposta preliminar já passou pelos governos do Brasil e dos Emirados Árabes, mas ainda não foi formalizada. Ela estabelece a retomada da refinaria pela Petrobras, enquanto Mubadala manteria apenas a Acelen Renováveis. Desde a mudança de governo, a Petrobras interrompeu o processo de venda de refinarias, e o próprio ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, já defendeu a recompra da antiga RLAM. Auditoria da Controladoria-Geral da União também constatou que refinaria foi vendida abaixo do preço de mercado, decorrente principalmente da escolha do momento do negócio endash; durante a pandemia de covid-19 endash; numa época em que a cotação internacional do petróleo estava em baixa. Veja a íntegra da nota da Acelen: A Refinaria de Mataripe atua com transparência e responsabilidade em todas as suas operações, mantendo diálogo permanente com autoridades reguladoras, clientes, comunidade do entorno e imprensa. Em 2025, a empresa investiu R$ 340 milhões em paradas de manutenção na refinaria. Paradas não programadas correspondem à rotina de grandes operações industriais e seguem robustos protocolos de confiabilidade e integridade dos ativos. Tais práticas asseguram a continuidade das atividades com eficiência e responsabilidade, sempre em conformidade com os requisitos técnicos e regulatórios aplicáveis endash; incluindo comunicação à Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e ações para garantir o abastecimento do mercado. A Refinaria de Mataripe mantém rotinas permanentes de manutenção preventiva e preditiva, monitoramento contínuo dos ativos e análise técnica de cada evento operacional. Todas essas ações contribuem para fortalecer ainda mais confiabilidade da operação ao longo de 2026.

As distribuidoras de combustíveis querem que a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) desautorize a venda direta das refinarias e formuladores para clientes finais, alegando concorrência desleal. O Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e de Lubrificantes (Sindicom) pediu à ANP que revogue resolução que autoriza essa venda direta de derivados. O motivo é que a venda direta não está prevista na lei 13.576/2017, que estabelece o RenovaBio, marco regulatório dos biocombustíveis, abrindo espaço para questões ambientais e de concorrência. O foco é o contrato recentemente firmado entre Petrobras e Vale para fornecimento de diesel B (com adição de biodiesel). A resolução da ANP em questão é a 852/2021. Até a edição dessa resolução, refinarias, formuladores, importadores e centrais petroquímicas eram impedidas de vender diretamente aos consumidores. Em janeiro deste ano, Petrobras e Vale assinaram contrato para fornecimento de diesel S-10 (com baixo teor de enxofre), já com adição de 15% de biodiesel. O acordo prevê também oportunidades de desenvolvimento de negócios de baixo carbono. Pela lei, as distribuidoras são obrigadas a adquirir certificados de descarbonização (CBios) em quantidade proporcional à participação de mercado de combustíveis fósseis.Os CBios comprovam a aquisição de produtos renováveis, a partir de metas que são definidas anualmente pelo Conselho Nacional de Política Energética (CNPE). Só que a lei não prevê o mecanismo para a venda direta por refinarias, o que desobriga a Petrobras de adquirir CBios. O custo de aquisição dos CBios é repassado para os preços dos combustíveis, segundo o Sindicom, cujo impacto médio líquido é da ordem de até R$ 0,14 por litro. Como os produtores não têm, com a venda direta, a obrigação de cumprir metas de descarbonização, a regra da ANP garante eldquo;vantagem competitivaerdquo; às refinarias. No processo, o Sindicom alertou ainda para a ausência de análise de impacto regulatório sobre a medida, que poderia ter previsto tal situação. Para ler esta notícia, clique aqui.

Mais de 600 mil empregos formais podem ser perdidos em meio a uma queda significativa na produção, com consequências para o crescimento econômico, se o Brasil acabar com a escala de trabalho 6 X 1 (seis dias consecutivos de trabalho e um de folga por semana). A projeção faz parte de uma nota técnica do Centro de Liderança Pública (CLP) sobre o impacto da redução da jornada de trabalho no Brasil. A avaliação é que comércio, agropecuária e construção serão os setores mais afetados se a redução de horas trabalhadas for aprovada pelo Congresso. No caso do comércio, a produtividade do trabalhador cairia 1,3%, com uma baixa de 1,6% no emprego formal, o que significa a perda de 164,1 mil empregos. Incluindo outros setores, as projeções indicam mais de 600 mil empregos formais perdidos, aponta o CLP, que tem entre suas missões o desenvolvimento de líderes públicos. Segundo o CLP, a redução da jornada de trabalho poderia resultar na diminuição de até 2% na produção do setor formal, considerando tanto a redução de horas trabalhadas quanto a perda de empregos. O impacto no PIB seria de cerca de 0,7% emdash; ou R$ 88 bilhões emdash;, o que, observa o CLP, demonstra os impactos macroeconômicos expressivos e de longo prazo. Conforme a nota técnica, se o fim da jornada 6x1 vier sem redução proporcional do salário mensal, o custo do trabalho por hora sobe mecanicamente. eldquo;Para uma parte das firmas, isso pode ser absorvido por reorganização interna, redução de desperdícios e mudanças tecnológicas, mas para outras pode virar compressão de margens, repasse a preços ou redução de escalaerdquo;, observa o CLP. O estudo cita a experiência de Portugal, que passou de 44 para 40 horas de trabalho semanal, tendo como resultado o aumento de 9,2% no salário-hora, associado a uma queda de cerca de 1,7% no emprego e de 3,2% nas vendas. A redução nas horas totais trabalhadas em Portugal foi de 10,9%, aponta o CLP.

O Brasil fechou 2025 com a marca histórica de produção média de 3,77 milhões de barris de petróleo por dia, um aumento de 12,3% sobre o recorde anterior de 2023. Em plena era de transição energética, o país ainda conta com resultados assim para atrair divisas e reduzir os déficits persistentes nas transações com o exterior e no Orçamento público. As exportações do produto alcançaram US$ 44,6 bilhões no ano, liderando a pauta nacional. Esse sucesso se deve em grande parte ao saneamento financeiro e operacional da Petrobras após a dilapidação da estatal nas gestões petistas anteriores, marcadas por investimentos perdulários, endividamento excessivo, corrupção e desvios estratégicos. A partir de 2016, a companhia revisou drasticamente seus negócios, desinvestiu em ativos não essenciais e concentrou recursos em exploração e produção. Com contas em ordem, mais enxuta e eficiente, no ano passado a Petrobras adicionou 1,7 bilhão de barris às reservas, descobrindo 1,7 barril para cada barril produzido emdash;o suficiente para quase 13 anos de extração no ritmo atual. O foco em maximizar a eficiência de extração em campos petrolíferos já descobertos, como Tupi, Búzios, Mero e Itapu, permitiu elevar a produção em bases financeiramente saudáveis, sem os excessos do passado. Os recordes também irrigam as contas públicas. Royalties e participações especiais representam parcela relevante das receitas federais e, sobretudo, dos estados e municípios produtores. Esses recursos financiam saúde, educação e programas sociais, demonstrando que o petróleo, quando bem gerido, ainda pode contribuir diretamente para o bem-estar da população. Outro aspecto positivo é a participação crescente de empresas privadas no setor. Em dezembro de 2025, a Petrobras respondeu por menos de dois terços da produção total, o que prova o acerto da abertura, iniciada com o fim do monopólio estatal em 1997 e depois aprofundada, apesar das resistências ideológicas do PT. Não se pode ignorar, entretanto, o contexto global de busca por energia não poluente. Investimentos futuros precisam avaliar cuidadosamente a viabilidade econômica à luz da descarbonização, e as divisas obtidas devem ajudar a financiar a transição. Tudo indica que, enquanto houver demanda mundial, o que persistirá por décadas, o Brasil continuará apostando em combustíveis fósseis. Novas fronteiras emdash;com destaque para a margem equatorial, na bacia da Foz do Amazonasemdash; atraem a cobiça de governantes e investidores. Compreende-se que uma economia de renda média não pretenda abrir mão de seus recursos naturais, porém cumpre planejar o futuro. A crença no desenvolvimento à base de receitas do petróleo explorado pelo Estado, espalhada da esquerda à direita no país, já se mostrava obsoleta antes mesmo das preocupações globais com a crise climática. (Editorial - O que a Folha pensa)