NOTÍCIAS

O Fórum do Gás cobra da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) uma solução para reverter o choque nas tarifas de transporte da NTS, no Sudeste, válido desde o início de junho. Desde a semana passada, representantes da transportadora, do regulador e da Petrobras discutem uma solução para o tarifaço. A agência avalia alternativas. O Fórum, que reúne associações empresariais ligadas sobretudo ao setor industrial, enviou na semana passada uma carta à diretoria da agência pedindo mais transparência sobre as decisões e metodologias aprovadas na formação do cenário de referência e na oferta de capacidade da NTS. E pede também que o regulador reavalie o resultado do processo. Em manifesto público, assinado na sexta (14/6), a entidade destacou que, embora ainda pairem incertezas sobre a razão do aumento tarifário, as consequências são claras. Cita, nesse sentido, o impacto na concorrência, no desenvolvimento do mercado livre e na competitividade do gás fornecido pelos demais supridores. Segundo o Fórum, o choque tarifário gera uma vantagem relativa à Petrobras. Pelos termos do Acordo de Redução de Flexibilidade (ARF), obrigação imposta pelo Cade à Petrobras em 2019, todo saldo de receita obtida pela contratação de capacidade disponível a novos carregadores deve ser abatido do compromisso contratual da estatal. Isso vale para os chamados contratos legados, firmados com as transportadoras de gás natural. O grupo questiona ainda até que ponto a inclusão do Gasoduto Itaboraí-Guapimirim (Gasig) na Base Regulatória de Ativos (BRA) da NTS ajudou a distorcer o resultado da contratação da malha. Ao fazer parte da BAR, a amortização e os custos relativos ao ativo são rateados entre todos os usuários. A inclusão de uma capacidade incremental (a do Gasig) é o principal diferencial do processo de oferta de capacidade da NTS endash; que, pela primeira vez, marcou a coexistência entre contratos legados e uma nova capacidade. Com a decisão da ANP de incluir o gasoduto na BRA da NTS, os custos do Gasig tiveram que ser redistribuídos para todo o sistema. A alternativa seria a contratação direta do Gasig pela Petrobras. O ativo será usado no escoamento do gás natural do Rota 3, gasoduto do pré-sal que a Petrobras pretende colocar em operação no segundo semestre. Tarifaço surpreendeu A surpresa com que agentes públicos e privados receberam o tarifaço na malha de gasodutos da NTS, no Sudeste, reacendeu o debate sobre a transparência no transporte de gás. O episódio colocou, nas últimas semanas, representantes dos diferentes elos da cadeia do gás debruçados sobre planilhas, na tentativa de fechar endash; com as poucas informações disponíveis endash; um diagnóstico preciso sobre as causas do choque tarifário. Os usuários da malha de gasodutos da NTS tiveram um aumento expressivo nas tarifas a partir de junho, de 26% na entrada e de 7% na saída do sistema, para os novos contratos firmes de 2024 endash; na comparação com os contratos anuais até então vigentes. Os mais afetados foram aqueles produtores que injetam o gás na rede no Tecab (RJ), como Equinor, Galp e Shell endash; que, juntas, contrataram a injeção de 1,151 milhão de m3/dia no ponto de Cabiúnas para este ano. As tarifas no Tecab subiram 22%. Os agentes foram pegos de surpresa, já que a proposta tarifária inicial da NTS previa uma pequena redução este ano. As tarifas, no entanto, tiveram que ser recalculadas devido a uma frustração na expectativa de oferta e demanda da transportadora. O que sabemos até aqui O tarifaço teve origem na fase de manifestação de interesse endash; etapa em que os agentes apresentam suas propostas não vinculantes pela capacidade do sistema. De acordo com os documentos apresentados pela NTS no processo de oferta, o resultado da etapa ficou 13 milhões de m³/dia abaixo do cenário de referência para 2024, sobretudo em Caraguatatuba (Rota 1) e Tecab (Rota 2). O descasamento se deu pois o cenário de referência foi calculado pela transportadora com base na movimentação de gás nos últimos dois anos endash; em sua maior parte, pela Petrobras. A contabilização final, porém, seguiu outra referência: o resultado da etapa de manifestação de interesse foi calculado pela somatória da reserva de capacidade da Petrobras e a capacidade efetivamente solicitada por terceiros. A estatal se ateve, no processo, a solicitar a capacidade desejada no Gasig endash; único gasoduto novo. Para o restante do sistema, entendeu que valia o que estava no Acordo de Redução de Flexibilidade de 2019, que possibilitou a oferta de capacidade disponível para terceiros. Acontece que a capacidade máxima sinalizada pela Petrobras, no acordo, está defasada e não reflete o histórico dos volumes efetivamente movimentados pela estatal, sobretudo nos pontos de entrada de Caraguatatuba e Tecab. O ARF, por exemplo, é anterior à decisão da ANP de flexibilizar as especificações do gás da UTGCA endash; e que permite à estatal ofertar mais gás ao mercado pelo ponto de Caraguatatuba. Os volumes previstos no ARF, portanto, jogaram para baixo a contabilização da demanda no processo endash; provocando o recálculo das tarifas. A receita do transportador é dividida pela expectativa de volume movimentado. Se o volume cai, a tarifa sobe endash; mesmo a receita mantida a mesma. Procurada, a Petrobras negou que tenha alterado a sua reserva de capacidade sinalizada originalmente para a NTS. E respondeu que todas as informações associadas à necessidade de reserva de capacidade da Petrobras no sistema de transporte da NTS foram disponibilizadas para a ANP. Assim, diz a Petrobras, cabe à agência eldquo;estabelecer os critérios a serem adotados para definição dos volumes considerados como premissa para os cálculos tarifários das transportadoras, os quais consideram, inclusive, as necessidades de reserva de capacidade de todos os usuárioserdquo;. A ANP informou que está avaliando o caso internamente. A epbr apurou que a agência busca uma solução para mitigar o efeito nas tarifas.

A Raízen pretende realizar uma reestruturação societária por meio de uma incorporação reversa, em que a controlada Raízen Energia vai incorporar a controladora Raízen SA. No entanto, a operação esbarrou nas regras da Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP), que impedem a verticalização no mercado de biocombustíveis. A regulação impede que uma mesma empresa seja produtora de etanol e distribuidora de combustíveis, caso da Raízen Energia endash; dona das usinas endash; e da Raízen, a controladora do grupo de empresas e que é detida pela Cosan e Shell. Essas informações foram antecipadas pelo político epbr (teste grátis por 7 dias), serviço premium de política energética da epbr. Isto é, por mais que não haja vedação regulatória para um mesmo grupo empresarial atuar nos dois elos, hoje é necessário que isso se dê por meio de pessoas jurídicas diferentes. O político epbr apurou que, em junho de 2023, a empresa fez uma consulta à agência reguladora, propondo revogar trechos das resoluções 944/2023 e 734/2018. Dentre os argumentos, consta a Lei de Liberdade Econômica, fruto de uma MP editada por Jair Bolsonaro em 2019, e suas medidas para eldquo;evitar o abuso do poder regulatórioerdquo;. Internamente, as áreas técnicas da agência se opuseram a promover uma mudança de regras sem o rito de revisão tradicional endash; realização de Análise de Impacto Regulatório, consulta e audiência públicas. Paralelamente, a agência vem conduzindo estudos internos que envolvem a verticalização no mercado de downstream, mas o prazo de conclusão está previsto para meados de 2025. Do ponto de vista regulatório, as áreas técnicas questionaram o mérito de autorizar a verticalização, apontando riscos concorrenciais. A procuradoria federal tem subsidiado a discussão, afastando a tese de revogação imediata das regras. As informações constam em documentos obtidos pela agência epbr. A análise interna na agência não é definitiva e o caso deve passar pelo crivo da diretoria colegiada. Ainda não há previsão para entrar em pauta. Segundo esses documentos, a mudança poderia ter implicações tributárias, mesmo que positivas. Mas por outro lado, há preocupações com o acesso das agências a informações dos agentes regulados. Um exemplo são os preços: um agente verticalizado poderia transferir os produtos internamente, enquanto as vendas dos produtos entre empresas juridicamente distintas têm seus valores reportados à agência. Isso ocorre no mercado de petróleo, em que a Petrobras utiliza preços internos de transferência, que refletem o valor do óleo refinado nas refinarias próprias da companhia. Até o início de 2023, os valores constavam no balanço da companhia. Eventuais soluções para permitir a verticalização, com possíveis ganhos de eficiência, mas mitigando riscos concorrenciais, dependeria assim de uma revisão regulatória ampla e não apenas da revogação de trechos das resoluções, segundo a leitura de técnicos da agência. O que diz a Raízen? Procurada pela agência epbr, a Raízen afirmou em nota que a mudança eldquo;permitiria a redução no volume de obrigações acessórias de reportes ao mercado e traria maior eficiência à gestão dos negócioserdquo;. A companhia também argumenta que nas resoluções da agência eldquo;já é permitido que produtores de derivados atuem simultaneamente na distribuição de combustíveiserdquo;. A decisão final caberá à diretoria colegiada do órgão regulador, mas não há prazo para o processo entrar em pauta, uma vez que as superintendências ainda analisam o caso. Procurada na tarde desta segunda-feira (17/6), a ANP ainda não se manifestou imediatamente sobre o caso. O espaço segue aberto. Veja a íntegra da nota da Raízen à agência epbr: A Raízen formalizou consulta à Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) sugerindo a flexibilização de normas regulatórias que vedam que uma mesma pessoa jurídica atue na produção de biocombustíveis e na distribuição. Eventual posicionamento favorável da Agência permitiria a redução no volume de obrigações acessórias de reportes ao mercado e traria maior eficiência à gestão dos negócios. Atualmente, nas resoluções da agência já é permitido que produtores de derivados atuem simultaneamente na distribuição de combustíveis. Até o momento, não houve manifestação definitiva da ANP sobre o tema.

A primeira planta-piloto brasileira para produção de petróleo sintético a partir de biogás será inaugurada nesta segunda-feira (17). A instalação, localizada dentro da Itaipu Binacional, em Foz do Iguaçu (PR), tem como foco a produção de combustíveis sustentáveis para aviação endash; SAF, na sigla em inglês. O projeto funciona como um primeiro passo de desenvolvimento nacional do combustível, ainda distante de ter pretensão para escala comercial. A iniciativa tem o apoio do Centro Internacional de Energias Renováveis (CIBiogás) e da Cooperação Brasil-Alemanha para o Desenvolvimento Sustentável, por meio do projeto H2Brasil. Para estruturar a planta-piloto foram investidos cerca de 1,8 milhão de euros do governo alemão, direcionados pelo Ministério Federal da Cooperação Econômica e Desenvolvimento da Alemanha (BMZ). A Unidade de Produção de Hidrocarbonetos Renováveis foi projetada para uma produção diária de 6 quilos de um composto chamado bio-syncrude, uma espécie de petróleo sintético. Este composto é um substituto ao petróleo orgânico, e é considerado renovável por ser sintetizado a partir de biogás e hidrogênio. Troca dos combustíveis fósseis por derivados do petróleo sintético pode ajudar em processo de descarbonização Na usina de Foz, o biogás que entrará na produção do bio-syndrude virá da unidade de biodigestão da Itaipu Binacional. Esta é a principal fonte das moléculas de carbono necessárias para a produção do combustível, que antes do refino precisa ser combinado ao hidrogênio verde produzido pelo Parque Tecnológico Itaipu (PTI). A busca por substitutos renováveis à querosene de aviação faz parte das metas de descarbonização estabelecidas no Acordo do Clima de Paris. O setor da aviação é considerado por especialistas um dos mais desafiadores neste cenário por ser de difícil substituição dos combustíveis fósseis. Por isso, iniciativas como a planta-piloto em Itaipu podem ser decisivas para a promessa de descarbonização nos transportes até o ano de 2050. eldquo;A planta combina o biogás produzido na unidade de demonstração da Itaipu, que operamos desde 2017, com o hidrogênio verde do PTI, que operamos há dez anos, transformando-o em um novo ativo totalmente renovável, mirando na descarbonização do setor de transporte. E contribuindo para a transição energética brasileiraerdquo;, explicou o diretor-geral brasileiro da empresa, Enio Verri. Petróleo sintético produzido em Foz do Iguaçu será refinado em Curitiba O petróleo sintético produzido na Unidade de Produção de Hidrocarbonetos Renováveis será enviado para o Laboratório de Cinética e Termodinâmica Aplicada (Lacta) da Universidade Federal do Paraná (UFPR), em Curitiba. Neste ambiente, o composto passará pelo processo de refino até chegar a uma forma viável de combustível sustentável para a aviação. Parte dos equipamentos utilizados no refino foram desenvolvidos em outra unidade da UFPR, em Palotina. Por lá, o Laboratório de Materiais e Energias Renováveis (Labmater) liderou os estudos sobre o processo de reforma a seco do biogás e desenvolveu os catalisadores utilizados na planta piloto. eldquo;Trabalhamos juntos para que esta primeira planta de bio-syncrude do país possa viabilizar economicamente uma rota para produção de combustíveis verdes a partir da valorização do biogás, com ênfase no desenvolvimento do mercado de Power-to-X no Paranáerdquo;, disse o diretor do projeto H2Brasil, Markus Francke. Paraná tem potencial de produção de 15 mil metros cúbicos de petróleo sintético A cooperação que evoluiu para a planta-piloto ajudou na criação de um mapa de identificação de áreas com potencial de produção de combustíveis renováveis para aviação no Paraná. eldquo;A análise revela que o estado apresenta um potencial de produção de 15 mil metros cúbicos por ano de SAF a partir do biogás gerado pelas plantas de biogás em operação mapeadas em 2022erdquo;, explicou o diretor-presidente do CIBiogás, Rafael Hernando de Aguiar Gonzalez.

Os preços do petróleo subiram quase US$ 2 por barril nesta segunda-feira (17), para seus níveis mais altos em mais de um mês, somando-se aos ganhos da semana passada, à medida que os investidores ficaram mais otimistas com as perspectivas de demanda. O petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos Estados Unidos subiu US$ 1,88, ou 2,4%, a US$ 80,33 por barril, o maior valor desde o final de abril. O petróleo Brent avançou US$ 1,63, ou 2%, a US$ 84,25 por barril, também o maior valor desde abril. Na semana passada, ambos os contratos de referência registaram o seu primeiro ganho semanal em quatro semanas, depois de relatórios do grupo de produtores Opep+, da Agência Internacional de Energia e da Administração de Informação sobre Energia dos EUA, terem aumentado a confiança de que a demanda de petróleo irá melhorar no segundo semestre do ano e ajudar a reduzir os estoques. As garantias da Opep+ de que um plano para aumentar a oferta a partir do quarto trimestre deste ano poderia ser interrompido ou revertido com base nas condições de mercado também ajudaram a firmar os preços. O plano, revelado após a reunião do grupo em 2 de junho, levou a uma forte queda nos preços. (Reuters)

O senador Veneziano Vital do Rêgo (MDB/PB), relator do Combustível do Futuro (PL 528/2020), trabalha nos detalhes finais de seu parecer, em meio à proximidade do recesso parlamentar de julho. A política do biometano é um dos pontos sem consenso no mercado. Agentes da indústria do gás natural entendem que o programa de incentivo ao gás renovável, incorporado no texto aprovado na Câmara, é uma proposta irreversível e tentam reconfigurá-la no Senado, para minimizar seus impactos. O mandato para o biometano desagradou parte da indústria de gás emdash; em especial produtores/comercializadores e consumidores industriais, que manifestaram preocupação com uma possível pressão sobre o preço do gás natural. O MME vê um impacto marginal. Há três grandes frentes de discussão, para tentar redesenhar o programa: abrir a política de descarbonização do mercado de gás para outras rotas tecnológicas ou manter o mandato exclusivo para o biometano? como tratar o nascente mercado voluntário dentro das metas de descarbonização? e qual o perímetro do programa? Preservará ou não contratos de comercialização do gás já assinados? O escopo do mandato valerá ou não para as termelétricas. A seguir, a gas week se detém sobre esses pontos na discussão. Alterações no Senado, vale o registro, precisarão voltar para a Câmara dos Deputadosehellip; onde nasceu a política do biometano. EMENDAS NA MESA Nas últimas semanas, começaram a pipocar novas emendas ao PL, algumas delas com novas propostas para o biometano. O senador Carlos Viana (Podemos/MG), por exemplo, pediu a troca do trecho sobre incentivo à fabricação e utilização de veículos movidos a metano para aqueles movidos a biometano. Mas um dos destaques é a emenda do senador Laércio Oliveira (PP/SE), que traz sugestões de ajustes em linha com os pleitos de entidades como IBP e Fórum do Gás (entidade que reúne associações empresariais ligadas, sobretudo, ao setor industrial). E na contramão da bandeira da ABiogás, defensora do projeto original de incentivo ao gás renovável. A emenda de Laércio, relator da Nova Lei do Gás, na Câmara dos Deputados, em 2021, abre a possibilidade de que as metas de redução de emissões no mercado de gás possam ser atendidas também por meio de eldquo;outros instrumentos alternativos de descarbonizaçãoerdquo;. Se aprovada, na prática, abre o leque de rotas tecnológicas e o mandato deixa de ser exclusivamente de biometano. O capítulo do biometano estava fora do escopo do PL originalmente enviado pelo governo ao Congresso. Na Câmara, a proposta incorporou, num primeiro momento, um programa de compra compulsória de biometano pelos produtores e importadores de gás endash; o relatório final, do deputado Arnaldo Jardim (Cidadania/SP), contudo, foi na direção de um programa de descarbonização para o mercado de gás via biometano. Ao invés de comprovarem metas de aquisição de biometano com base no volume de gás comercializado, os agentes terão que cumprir metas de redução de emissões endash; a serem alcançadas por meio da participação do biometano no consumo do gás natural ou aquisição de Certificados de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). O resultado prático, porém, continua ser incentivar a demanda por biometano. Produtores e consumidores de gás alegam que a introdução de um compra obrigatória do gás renovável se trata de uma reserva de mercado que limita o poder de escolha das empresas de buscarem a forma mais eficiente para reduzir sua pegada de carbono endash; eventualmente por meio de outras fontes, como o mercado de carbono, biomassa, eficiência energética e hidrogênio. eldquo;O foco da política não deveria ser a rota tecnológica em si, mas a descarbonizaçãoerdquo;, defende o diretor de gás da Abrace, Adrianno Lorenzon. Para a ABiogás, por sua vez, abrir a política para outras fontes mataria o objetivo inicial do programa, de incentivar o aumento da participação do biometano na matriz energética brasileira. A presidente da associação, Renata Isfer, lembra que o gás renovável é o único dos biocombustíveis de grande vocação do Brasil que não conta com programas de estímulo endash; a exemplo dos mandatos históricos de biodiesel e etanol. Cita que até os combustíveis sustentáveis de aviação (SAF) estão contemplados no Combustível do Futuro. eldquo;Esse plano [previsto no PL] não é só de descarbonização, é um plano de descarbonização com incentivo aos biocombustíveis, principalmente os de baixo carbono. Usar a lógica de usar outros tipos de descarbonização acaba perdendo o objeto e não vai incentivar o biometanoerdquo;. eldquo;Não faz sentido ter o biometano hoje como o único biocombustível sem um plano para que ele decole e deixe de ser só um potencialerdquo;, comentou. O QUE FAZER COM O MERCADO VOLUNTÁRIO Outra proposta trazida por Laércio é permitir que a redução de emissões alcançadas pelo mercado voluntário de biometano ou de certificados possa ser deduzida das metas de descarbonização. Há indústrias, hoje, que já adquirem espontaneamente o biometano para descarbonizar suas operações. Laércio alega, em sua emenda, que seria negativo se o mandato obrigatório retirasse a disponibilidade de gás renovável para esse mercado voluntário. O temor é que o programa de biometano canibalize o mercado voluntário e pressione os preços de aquisição do gás renovável pela indústria. Pelos termos do PL, a obrigatoriedade de compra do biometano recai sobre o produtor/importador de gás natural, e não sobre o consumidor final. Isfer rebate. Segundo ela, o objetivo da política do biometano é, justamente, incentivar que o gás renovável alcance uma participação na matriz que não conseguiria por meio somente do mercado voluntário. O RECORTE DA POLÍTICA Produtores e consumidores de gás também tentam limitar o perímetro de alcance da política do biometano. A emenda do senador Laércio isenta pequenos produtores e importadores da obrigação. E propõe que a meta de descarbonização seja calculada com base nos volumes de gás produzidos e importados, excetuando-se da conta a molécula consumida pelas termelétricas e a autoprodução e autoimportação. A ideia é dar mais previsibilidade às metas do programa. A diretora de gás natural do IBP, Sylvie Dersquo;Apote, aliás, reforça que a política do biometano é mais um episódio a trazer incertezas sobre a indústria de óleo e gás endash; e que se somam, por exemplo, à criação do Imposto Seletivo e ao riscos de taxação das exportações de óleo cru. eldquo;O programa gera custos que serão absorvidos pelo mercado e que geram ineficiênciaserdquo;, disse. A dificuldade de compatibilizar o mandato com o comportamento volátil do mercado termelétrico foi uma preocupação levantada originalmente pela Petrobras endash; que já foi protagonista nas discussões do PL no Congresso, num primeiro momento, antes da mudança no comando. Durante a tramitação do PL, foi também a Petrobras que levantou a tese de que haveria uma ilegalidade no projeto, ao impor com o novo mandato a compra de gás proporcional aos contratos de comercialização de gás vigentes. Os produtores defendem que a política precisa resguardar os contratos já assinados pelos comercializadores endash; precificados numa outra realidade de mercado, sem o mandato. A ABiogás ressalva que o PL não traz qualquer previsão de alterar contratos assinados endash; e que a Constituição garante atos jurídicos perfeitos.

A participação do diesel russo entre as importações do combustível no Brasil alcançou os 98% em maio, um aumento significativo em relação aos 67% de abril e 58% em março, segundo relatório do Itaú BBA. Conforme o banco, o total de importações de diesel pelo país caiu em maio na comparação mensal. A capacidade de utilização das refinarias da Petrobras tem aumentado desde março, segundo o Itaú, o que tem impulsionado o fornecimento doméstico. eldquo;De acordo com nossas estimativas, os preços domésticos do diesel ficaram em linha com os preços do Golfo dos Estados Unidos em maio, o que pode indicar que a arbitragem foi aberta para o diesel da Rússia no período e pode ser de alguma forma responsável pela maior participação das importações russas no mês.erdquo; Segundo o Itaú, os preços do diesel e da gasolina da Petrobras estão dentro das faixas de preço nas estimativas do banco sobre a política da estatal. Entre as distribuidoras, o Itaú BBA diz que a Vibra sofreu um recuo na participação de mercado de diesel, enquanto a Raízen manteve e a Ipiranga registrou aumento. Para ler esta notícia, clique aqui.