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Os créditos de descarbonização (CBIOs) da Política Nacional de Biocombustíveis (RenovaBio) vem sofrendo com uma desvalorização de mercado acentuada em 2025. O ativo que já chegou à máxima histórica de R$ 204, em 2022, fechou a semana nesta sexta-feira (8/8) abaixo dos R$ 60. Há três anos, o CBIO oscilava numa faixa de preço entre R$ 100 e R$ 140. Já em 2025,a variação ficou entre R$ 90 a R$ 60, em uma perda de valor que coincide com decisões judiciais, por meio de liminares concedidas as distribuidoras, que livram agentes obrigados da compra dos créditos. eldquo;O CBIO a R$ 60 não é um valor razoável para compensar a emissão de uma tonelada de carbonoerdquo;, avalia o diretor de relações institucionais e sustentabilidade do grupo Oleoplan, Leonardo Zilio. eldquo;Estamos falando de menos de 12 dólares. Nos Estados Unidos, por exemplo, esse valor chegou a 180 dólares. O patamar de preços europeu é de 40 a 60 dólares. O CBIO brasileiro está muito subvalorizadoerdquo;, completa. O descumprimento das metas de aquisição e aposentadoria dos créditos por parte de algumas distribuidoras se acentuou a partir da emissão das liminares e, segundo Zilio, estão baixando o preço do CBIO, ativo que é negociado na bolsa de valores (B3). A Oleoplan produz biodiesel em plantas no Rio Grande do Sul, Bahia, Pará, Rondônia e Mato Grosso, a partir de várias matérias primas, incluindo resíduos, como sebo e gordura animal e óleo de cozinha. A empresa emite CBIOs a partir da pegada de carbono do método de produção e matéria-prima utilizada. Enfraquecimento da política pública O presidente do Instituto Combustível Legal (ICL), Emerson Kapaz, também atribui à judicialização favorável a distribuidoras inadimplentes a queda na cotação. Para ele, a desvalorização no preço após a divulgação da lista de devedores evidencia fragilidade na regulação. eldquo;Essa desvalorização impacta negativamente toda a cadeia de produção e comercialização de biocombustíveis, enfraquecendo os incentivos à redução de emissõeserdquo;, comenta Kapaz. À agência eixos, o presidente da frente parlamentar do biodiesel, Alceu Moreira (MDB/RS) explicou a associação da desvalorização do CBIO a liminares e fraudes. eldquo;Por que eu tenho que comprar CBIOs se o outro não compra e compete comigo? A política do RenovaBio é absolutamente qualificada e estruturante do processo. Quando você consegue destruir essa política por absoluto aviltamento do poder concorrencial, você tira essa política como reguladora e do processo e ela para de ser um objeto cobiçado por quem faz bem feitoerdquo;, disse o deputado. Aplicação da nova lei Liminares judiciais já eram um instrumento ao qual alguns agentes recorriam para não cumprir com as metas individuais de descarbonização. Com a regulamentação e aplicação da lei que aumentou as penalidades do RenovaBio (15.082/2024), distribuidoras recorreram à Justiça para evitar a proibição de comercializar combustíveis. A lei também prevê que a inadimplência passe a ser crime ambiental e amplia o teto da multa de R$ 50 milhões para R$ 500 milhões. eldquo;A atuação da ANP [Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis] é muito importante no sentido de falar com que a lei aprovada pelo Congresso seja cumprida. Todos os agentes econômicos têm que estar no mesmo patamar, aí, sim, o mercado se reequilibraerdquo;, afirmou Zilio. Para o advogado Márcio Pereira, sócio de meio ambiente, clima e mineração do BMA advogados, a atualização da lei do RenovaBio no fim de 2024 não permite a criminalização da conduta de forma retroativa. A lei passou a considerar crime ambiental o não cumprimento das metas individuais do RenovaBio. Não é o caso da eldquo;lista sujaerdquo; do RenovaBio, de caráter administrativo, onde Pereira aponta que há espaço para a aplicação das sanções. Ou seja, sanções como a proibição de comercializar combustíveis e até mesmo a revogação de autorizações estariam fora da tese de não retroatividade. O argumento contra a aplicação da lei de forma retroativa tem sido o mais usado por distribuidoras que recorreram à Justiça e embasam as liminares concedidas. Frente judicial contra as liminares Em maio, o Ministério de Minas e Energia (MME) ajuizou ação no STJ para que o presidente do tribunal, Herman Benjamin, suspenda liminares que favorecem distribuidoras inadimplentes com as obrigações de compras de créditos (CBIO) do RenovaBio. A estratégia da AGU é impedir decisões novas de decisões de primeira instância na Justiça Federal até que o STJ analise o mérito dos pedidos. A ação no STJ envolve seis distribuidoras, mas busca estabelecer um precedente e conter a judicialização contra o programa. As empresas citadas na ação são: Small, Royal FIC, Rumos, Art Petro, Biopetro e Stang. Com exceção da Stang, todas possuem processos administrativos abertos na ANP por descumprimento das metas entre 2020 e 2024, envolvendo um total de 4,7 milhões de CBIOs não retirados de circulação. Contudo, segundo dados da ANP de 7 abril, há liminares em vigor revertendo 38 decisões da agência, envolvendo 21 distribuidores e 10,9 milhões de CBIOs. Evitaram o pagamento de R$ 70,5 milhões em multas emdash; uma fração do total, dado que na maioria dos casos judicializados, nem sequer foram definidas as penalidades. A depender do STJ, todas as liminares podem ser suspensas. Nesta semana, a FPBIO apresentou um projeto de lei que tenta fechar brechas jurídicas usadas por distribuidoras para adiar o cumprimento das metas de descarbonização do RenovaBio. O PL 3.697/2025 (veja a proposta na íntegra), de autoria de Alceu Moreira, determina que ações judiciais pedindo suspensão ou adiamento das metas só terão efeito caso o autor da ação deposite os CBIOs equivalentes à parte da obrigação que reconhece como devida. O objetivo é evitar que empresas usem decisões liminares como estratégia para postergar suas obrigações ambientais sem nenhum custo ou compensação. O texto também proíbe segredo de justiça nesses processos, sob o argumento de que o cumprimento das metas tem interesse público e coletivo.

O presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) vetou 63 pontos da lei que flexibiliza e simplifica o licenciamento ambiental e apresentou um novo projeto de lei para discutir os pontos mais sensíveis da proposta com o Congresso Nacional mais uma vez, além de editar uma MP (medida provisória) para fazer com que a chamada LAE (Licença Ambiental Especial) passe a valer imediatamente. A LAE, como revelou a Folha, foi impulsionada pelo presidente do Senado, Davi Alcolumbre (União Brasil-AP), e permite ao governo federal escolher projetos, por meio de um conselho político, que passam a ter prioridade no processo de licenciamento. Ela pode beneficiar a exploração de petróleo na Foz do Amazonas. Pela redação do Congresso, esse dispositivo (assim como toda a nova lei) passaria a valer apenas daqui a seis meses. Já na MP, a sua vigência passa a ser imediata. Na combinação de vetos e novas propostas, a LAE se mantém, mas é derrubado o trecho que previa a análise seria monofásica. Agora, essa análise precisará de ao menos duas etapas. Foi mantido o prazo máximo de um ano para que ele seja concluída, e há uma previsão de reforço da equipe técnica para trabalhar com esses processos, para garantir uma tramitação mais rápida que o normal. O entendimento do governo foi o de que o principal problema da LAE era ser monofásica, mas que a priorização de empreendimentos estratégicos já acontecia, por exemplo, para o PAC (Programa de Aceleração ao Crescimento). Tanto os vetos quanto os dois novos textos foram publicados no Diário Oficial da União na tarde desta sexta (8). Segundo a ministra do Meio Ambiente, Marina Silva, o objetivo dos vetos é "manter a integridade do licenciamento ambiental por considerá-lo a espinha dorsal da preservação ambiental". "Esse esforço que foi feito assegura esse objetivo e é fruto de um trabalho conjunto do governo, com contribuições da sociedade civil, do próprio Congresso e da comunidade científica", disse. Miriam Belchior, ministra substituta da Casa Civil, afirmou que o processo buscou garantir a integridade do processo de licenciamento com maior agilidade, a segurança jurídica para os empreendimentos e investidores, além dos direitos dos povos indígenas e comunidades quilombolas. Já a Frente Parlamentar Mista Ambientalista, que reúne deputados federais e senadores, avaliou que os vetos ficaram "aquém das expectativas". Houve frustração também na sociedade civil. A ONG Instituto Arayara afirmou que acionará a Justiça contra a licença especial para obras estratégicas. A lei aprovada pelo Congresso tinha mais de 400 dispositivos. Dos 63 vetos aplicados por Lula, em 37 a redação dos parlamentares foi aproveitada para o projeto de lei elaborado pelo governo, com mudanças. Além disso, há outros 10 trechos que foram sancionados, mas para os quais mesmo assim foi apresentada uma alternativa na nova proposta. Durante a semana, Lula se reuniu por cerca de cinco horas com seus ministros para tratar do tema, e o aspecto político foi fundamental para sua decisão final, uma vez que a proposta tem amplo apoio de parlamentares e pode ser um ponto de desgaste na relação entre os Poderes. O próprio Ministério do Meio Ambiente e Mudança do Clima viu pontos positivos na proposta aprovada pelo Congresso, e o objetivo agora é aproveitar o debate feito pelos parlamentares até aqui, não simplesmente rejeitá-lo, e chegar a um acordo com o novo projeto. Na segunda-feira (4), o ministro titular da Casa Civil, Rui Costa, conversou com o presidente da Câmara, Hugo Motta (Republicanos-PB), para indicar que o governo federal faria tal movimento. LAC mantida, mas restrita A combinação de vetos e projeto de lei restringiu a aplicação da LAC (Licença por Adesão e Compromisso), tipo de licença na qual empreendimentos de pequeno e médio porte poderiam ser autorizados diante do compromisso do empreendedor em respeitar exigências ambientais. No novo projeto, porém, o mecanismo pode ser aplicado apenas a casos de pequeno potencial poluente. A avaliação dos ministérios, a simplificação proposta já é aplicada por estados e pode aliviar as equipes de licenciamento pelo Brasil. Terras indígenas, quilombos e unidades de conservação Foi alvo de veto o trecho da lei que restringia a consulta a povos indígenas, comunidades quilombolas e aos conselhos gestores de UCs (unidades de Conservação) impactados por empreendimentos durante o processo do licenciamento. A lei aprovada no Congresso previa a consulta apenas a terras indígenas (TIs) homologadas (etapa final da demarcação) e quilombos titulados (última fase do procedimento), e o aval das UCs deixava de ser obrigatório para aprovação de uma obra. Isso faria com que territórios e comunidades quilombolas que ainda estavam passando por processos burocráticos para serem oficializadas não fossem consideradas pelo licenciamento, mesmo se fossem impactadas. Agora, o governo Lula prevê que devem ser ouvidos no processo todos os territórios com relatório da Funai (Fundação Nacional dos Povos Indígenas) publicado, e as comunidades quilombolas reconhecidas pela Fundação Palmares. A manifestação do conselho gestor da unidade de conservação também volta a ser vinculante à aprovação do licenciamento ambiental. Autonomia dos estados e municípios Um dos principais pontos defendidos pelo Congresso era o de que o projeto dava maior autonomia para que órgãos ambientais de estados e municípios pudessem criar suas regras de licenciamento. Este ponto, porém, foi duramente criticado por Marina Silva, que previa que desta forma os diferentes entes da federação poderiam criar diretrizes ambientais conflitantes, aumentando a insegurança jurídica aos empreendimentos e a chance de judicialização. A solução proposta pelo governo Lula, com os vetos e o novo projeto, prevê que estados e municípios tenham autonomia para estabelecimento de suas regras, desde que obedecendo bases estabelecidas pelo governo federal. Mata atlântica e agro Lula vetou o trecho que suprimia dois artigos da Lei da Mata Atlântica e enfraquecia a proteção do bioma. A nova lei prevê a isenção do licenciamento ambiental para diversas atividades do agronegócio, e duas foram derrubadas pelo governo. Primeiro, o dispositivo que permitia a emissão da licença mesmo para empreendedores com o CAR (Cadastro Ambiental Rural) pendente. Agora, para ter o aval do órgão ambiental, o proprietário precisa estar com a documentação regularizada. Também foi alterado o trecho que isentava do licenciamento atividades intensivas e de confinamento, que, portanto, voltam a passar pela análise de impacto ambiental emdash;se determinado pelo órgão ambiental. A visão do governo é que em geral o agronegócio já é submetido a regras específicas e, por isso, outras isenções para o setor não comprometem a segurança dos empreendimentos. Mineração e outros pontos Lula manteve inalterada a decisão do Congresso de incluir a mineração dentro das novas leis de licenciamento ambiental. Esse trecho foi alvo de divergência entre Câmara e Senado durante a tramitação da proposta, e o governo federal manteve o entendimento final dos parlamentares. A combinação de veto e projeto de lei também estabelece que as condicionantes estabelecidas pelos órgãos ambientais passam a ter que prever uma relação causal com os impactos dos empreendimentos. Por exemplo, uma obra que aumente a demanda do sistema de saúde de uma cidade pode exigir do empreendedor uma compensação para esta área. Essa solução busca responder à crítica de setores da indústria de que muitas vezes as condicionantes estabelecidas pelos órgãos ambientais eram exageradas e não tinham a ver com a obra em questão. Lula também vetou o dispositivo que reduzia a responsabilidade das instituições financeiras caso obras financiadas por elas causassem danos ambientais.

A presidente da Petrobras, Magda Chambriard, afirmou nesta sexta-feira (8) que o retorno da empresa ao segmento de distribuição tem o objetivo de capturar margens na venda de combustíveis que terão crescimento de oferta nos próximos anos, como diesel e gás de cozinha. A executiva disse, porém, que ainda não há hoje na mesa nenhum projeto de aquisição de empresas do setor. A aprovação do retorno à distribuição pelo conselho nesta quinta-feira (7), afirmou, tem apenas o objetivo de "deixar portas abertas". "As margens dos nossos produtos precisam ser capturadas", afirmou ela, em teleconferência com analistas. "Temos produtos que vão ter produção crescente e, se for um bom negócio para a companhia, se for lucrativo e se tiver atratividade, por que não exercer mais essa sinergia?" A proposta de volta à distribuição foi motivo de preocupação de analistas durante a conferência para explicar o lucro de R$ 26 bilhões registrado pela empresa no segundo trimestre. Há preocupações com a possibilidade de destinação de investimentos para projetos menos rentáveis. Nos últimos meses, tanto Magda quanto o presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT) têm reclamado que a estatal perdeu seu poder de regulação de preços após a venda de suas subsidiárias de distribuição de combustíveis, BR, e de gás de cozinha, Liquigás, pelo governo Jair Bolsonaro. No comunicado divulgado nesta quinta, a empresa focou a proposta de retorno à distribuição no mercado de gás de cozinha, já que tem uma cláusula de não competição com a Vibra na venda de combustíveis líquidos como gasolina e diesel até 2029. "Não há nenhuma discussão na empresa sobre não cumprir essa cláusula", disse o diretor Financeiro Fernando Melgarejo. Magda explicou que a produção de gás de cozinha da companhia cresce com o início das operações, este ano, da unidade de processamento de gás natural do Complexo Boaventura, em Itaboraí, na região metropolitana do Rio de Janeiro. A unidade processa gás trazido do pré-sal pelo novo gasoduto Rota 3, inaugurado em 2025. Conhecido tecnicamente como GLP (gás liquefeito de petróleo), o gás de cozinha é uma das frações retiradas do gás natural. O diretor de Comercialização, Logística e Mercados da Petrobras, Claudio Schlosser, disse a analistas que a estatal já começou a buscar grandes clientes industriais para GLP, inaugurando uma nova frente de venda direta de combustíveis. "A Petrobras já vem atuando no sentido de ser a melhor opção para o cliente, o que significa ter o preço competitivo e ter disponibilidade do produto na medida em que for demandado", afirmou.

O diretor financeiro da Petrobras, Fernando Melgarejo, afirmou nesta sexta-feira (8) que a distribuição de dividendos extraordinários pela estatal é pouco provável se o cenário atual de preços do petróleo persistir até o fim do ano. A frustração com dividendos do segundo trimestre é um dos fatores que provocam tombo nas ações da empresa após divulgação do balanço do segundo trimestre, que trouxe lucro de R$ 26,6 bilhões e bons resultados operacionais. "A gente adoraria pagar dividendo extraordinário, mas isso depende de termos excesso de caixa", afirmou Melgarejo em entrevista à imprensa no início da tarde para detalhar o balanço. "E isso depende de duas variáveis, preço [do petróleo] e quantidade [produzida]. A quantidade vai evoluindo, mas o preço não. Se continuar nesse patamar, vemos baixa probabilidade de ter dividendos extraordinários até o fim do ano." As ações da empresa derretiam na Bolsa no momento da entrevista, com frustração sobre os dividendos do segundo trimestre e preocupações sobre o ritmo de investimentos da estatal.. Por volta de 13h15, a queda superava 7%. O mercado se alertou também com o anúncio do retorno ao setor de distribuição de combustíveis, aprovado pelo conselho de administração da estatal nesta quinta-feira (7), como foco inicialmente no mercado de gás de botijão. "Trata-se de um segmento com margens historicamente mais apertadas, o que tende a reduzir a eficiência da alocação de capital e pressionar o rendimento anualizado do caixa livre", afirmou, em relatório a Ativa Corretora. A visão do analistas é que a entrada em um novo segmento que demanda altos investimentos possa impactar a distribuição futura de dividendos. O valor aprovado no segundo trimestre, de R$ 8,6 bilhões, já ficou inferior aos cerca de R$ 10 bilhões esperados. Os analistas Monique Greco e Eric de Mello, do Itaú BBA, destacaram que os investimentos, um dos indicadores usados para definir dividendos, ficaram em US$ 4,4 bilhões (R$ 25 bilhões, pela cotação média do trimestre), acima do consenso do mercado. Para Mateus Enfeldt, Tasso Vasconcellos e Victor Modanese, do UBS BB, o volume de investimentos da é "tópico chave de discussões" sobre a empresa. Com os resultados divulgados até agora, dizem, a previsão de retorno sobre as ações (dividend yeld) cai de 12% para 10% em 2025. Em teleconferência com analistas nesta sexta-feira (8), a direção da Petrobras defendeu que os investimentos impulsionaram indicadores operacionais da companhia, como a produção de petróleo e gás, que cresceu 5% em relação ao primeiro trimestre. "Há um ramp up [crescimento] inequívoco da produção", afirmou a presidente da estatal, Magda Chambriard, citando que o volume de petróleo produzido subiu 380 mil barris por dia desde o fim de 2024. "Só foi possível porque executamos nosso capex [programa de investimentos] e estamos acelerando tudo o que é possível." Questionado sobre a reação dos investidores nesta sexta, Melgarejo, disse que o mercado reconheceu de forma positiva o desempenho financeiro da companhia no trimestre e que 75% das recomendações de analistas sugerem compra de ações. "Circunstancialmente, talvez [o investidor] tenha se frustrado um pouco o dividendo que foi gerado nesse trimestre, que foi impactado por eventos não recorrentes que não serão repetidos nos próximos períodos", afirmou. Magda disse que a empresa vem tomando medidas para se adaptar aos novos patamares de preço do petróleo. "É um cenário geopolítico desafiador, com flutuabilidade grande do preço final do nosso produto, que é óleo", afirmou. "É uma variável que não está sob nosso controle, mas a mitigação desse efeito na companhia está no nosso controle. Estamos respondendo com aumento da produção, velocidade de entrada da nossa produção e olhar muito grande e muito forte para redução de custos."

Eventuais sanções dos Estados Unidos e da Europa a compradores de petróleo russo não devem afetar o abastecimento de combustíveis no Brasil, segundo especialistas, mas jogarão pressão sobre o preço do produto. O presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, vem prometendo anunciar em breve maiores tarifas de importação sobre países que compram a produção da Rússia, mas ainda não detalhou os valores. Nesta semana, o republicano determinou a aplicação de uma taxa adicional de 25% sobre as importações da Índia em retaliação pela compra de petróleo da Rússia. O Brasil é grande cliente de diesel russo, que representa cerca de 60% das importações de combustíveis pelo país. Também importa gasolina e nafta petroquímica, mas em volumes menos relevantes. A avaliação de autoridades e empresas do setor é que o diesel russo pode ser substituído pela oferta de outros países, caso Trump, de fato, aumente as tarifas. Responsável por garantir o abastecimento de combustíveis no país, a ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) diz que as importações brasileiras de diesel representam menos de 10% do comércio internacional do produto. "Isto, somado à informação sobre o peso dos principais países de origem do produto, leva a crer que há espaço razoável para um remanejamento de fluxos internacionais de produto capaz de mitigar riscos de abastecimento", afirmou, em nota à Folha. Mesma visão tem a Petrobras: "A importação do Brasil não é significativa em termos globais. Mesmo que haja alguma restrição ao diesel russo, distribuidoras poderão buscar outras frentes de mercado", disse nesta sexta-feira (8) o diretor de Comercialização, Logística e Mercados da Petrobras, Cláudio Schlosser. Ele cita entre alternativas as refinarias americanas, de onde a própria estatal compra parte do diesel que importa, e fornecedores no Oriente Médio. "A gente entende que esses importadores vão buscar outra origem." "Até 2022, a principal fonte de diesel importado eram os Estados Unidos. A Rússia nem é um importador natural", acrescenta a analista de combustíveis da consultoria Argus, Gabrielle Moreira. "Os Estados Unidos são a principal alternativa, em 15 dias dá para trazer diesel para um porto brasileiro." O principal impacto esperado pelo mercado, portanto, está no preço das importações, já que o diesel russo tem hoje grande desconto em relação à produção de outros países. Gabrielle diz que o diesel russo custa entre US$ 0,04 ou US$ 0,05 por galão a menos do que o americano. Se a importação for feita de refinarias já sancionadas da União Europeia, o desconto é ainda maior. Importadores privados, porém, avaliam que a importação de diesel sem desconto nesse momento é inviabilizada pela elevada defasagem nos preços praticados pelas refinarias da Petrobras. Na abertura do mercado desta sexta, a Petrobras vendia diesel em suas refinarias com desconto de R$ 0,21 em relação à paridade de importação medida pela Abicom (Associação Brasileira de Importadores de Combustíveis). A defasagem chegou a bater R$ 0,53 por litro no fim de julho. Nesse cenário, dizem executivos de médias distribuidoras, apenas a estatal e grandes empresas conseguem importar, já que conseguem diluir preço mais alto do produto importado com o preço do produto comprado da Petrobras, obtendo um valor final mais competitivo. Uma das principais importadoras de diesel russo para o Brasil, a Nimofast avalia que os preços sofrerão ainda com uma "guerra" pela oferta americana. "No médio prazo, o preço vai subir. E vai subir muito", diz um dos sócios da empresa, Ramon Reis.

As refinarias estatais da Índia estão reduzindo as compras de petróleo bruto da Rússia, segundo pessoas com conhecimento direto dos planos de aquisição das empresas, à medida que o governo de Donald Trump intensifica a pressão sobre Nova Délhi por causa de sua relação comercial com Moscou. Empresas como Indian Oil (IOC), Bharat Petroleum e Hindustan Petroleum planejam suspender as compras pontuais do petróleo bruto no próximo ciclo de aquisição, até que haja uma orientação clara do governo, disseram as fontes, que pediram anonimato. Na quinta-feira, a IOC comprou cinco milhões de barris de petróleo dos Estados Unidos, Brasil e Líbia, a mais recente de uma série de aquisições para entrega relativamente rápida. O mercado global de petróleo está atento às compras indianas de petróleo bruto depois que o presidente Donald Trump dobrou a tarifa sobre todas as exportações indianas para os EUA como punição direta pelo fato de as refinarias do país estarem comprando petróleo russo. A escalada emdash; que ainda não foi acompanhada por uma ação semelhante contra a China, outro grande comprador emdash; tem como objetivo aumentar a pressão sobre Moscou para encerrar a guerra na Ucrânia. A tensão influenciou os contratos futuros nesta semana, à medida que os traders avaliam as chances de interrupção nos fluxos, bem como a capacidade de Moscou de encontrar compradores alternativos caso as refinarias indianas optem por reduzir suas compras. O petróleo tipo Brent teve pouca variação, sendo negociado perto de US$ 67 por barril na quinta-feira, após cinco dias consecutivos de queda. Oficialmente, Nova Délhi não deu nenhuma orientação às refinarias para que interrompam a compra de petróleo russo, com o governo do primeiro-ministro Narendra Modi se posicionando contra as tarifas de Trump. A Bloomberg já havia noticiado anteriormente que as refinarias haviam sido instruídas a elaborar planos para a compra de petróleo não proveniente da Rússia. Um porta-voz do Ministério do Petróleo não respondeu imediatamente a um e-mail com pedido de comentário. Separadamente, IOC, BPCL e HPCL também não responderam às mensagens da Bloomberg solicitando posicionamento. Além dos contratos de longo prazo, os produtores de petróleo e as refinarias geralmente lidam com compras em ciclos de curto prazo, com as cargas sendo reservadas cerca de um mês e meio a dois meses antes do embarque. Esse planejamento antecipado permite que os usuários garantam suprimento suficiente para atender às suas necessidades. A pausa afetará a compra de cargas do petróleo russo Urals com carregamento previsto para outubro, acrescentaram as fontes. Embora seja improvável que as compras do Urals para carregamento em outubro por refinarias indianas caiam a zero, uma queda pode desencadear uma corrida por outros tipos de petróleo, como cargas dos EUA, do Oriente Médio e da África, disseram traders que atuam na região. As negociações para as cargas de outubro ainda não começaram, mas os operadores do mercado de petróleo preveem descontos russos mais profundos e mais ofertas direcionadas à China, que normalmente não consome muito dessa variedade. No fim de julho, as compras do Urals com carregamento para setembro foram concluídas com a Índia adquirindo menos barris devido às ofertas elevadas. Desde então, as refinarias estatais lançaram uma série de licitações, absorvendo cargas pontuais de outras regiões. Enquanto isso, as processadoras privadas Reliance Industries e Nayara Energy mantiveram-se discretas emdash; esta última enfrentando uma forte queda nas taxas de operação após sanções impostas pela União Europeia. As cargas do Urals emdash; o tipo de petróleo de referência da Rússia, extraído no oeste do país emdash; com carregamento previsto para agosto e setembro devem ser entregues conforme o planejado, a menos que Nova Délhi diga o contrário, disseram as fontes. Nos últimos dias, petroleiros descarregaram algumas dessas cargas em portos indianos, embora com alguns pequenos atrasos. No auge, a Índia chegou a importar mais de 2 milhões de barris por dia de petróleo russo emdash; um salto a partir de praticamente zero antes da guerra na Ucrânia. eldquo;Haverá algumas interrupções operacionais por um período, mas a oferta e a demanda de petróleo acabarão se equilibrandoerdquo;, disse R. Ramachandran, ex-diretor de refinarias da Bharat Petroleum. Se o fornecimento russo se tornar mais difícil, eldquo;os petróleos do Oriente Médio emdash; com suas vantagens geográficas e ampla variedade de qualidade emdash; serão os principais substitutos, especialmente os da Arábia Saudita e do Iraqueerdquo;, afirmou. (Bloomberg)