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A Raízen, controlada pela Cosan e pela Shell, está com negociações em andamento de quatro usinas de cana-de-açúcar, conforme apurou a reportagem com uma fonte envolvida nas conversas. São alvo das tratativas a Usina Santa Elisa, em Sertãozinho (SP), as usinas Rio Brilhante e Passatempo, em municípios homônimos em Mato Grosso do Sul, e a Usina Continental, no município de Colômbia (SP). As negociações estão ocorrendo com outras empresas locais que podem obter ganhos de sinergia com a incorporação dos ativos em seus polos produtivos. Em todos os casos, há possibilidade de se fazer a venda apenas dos canaviais ou conjuntamente com as usinas. No mercado, há a expectativa de que a Raízen coloque à venda ainda mais usinas. Essas quatro unidades pertenciam à Biosev, que a Raízen comprou da Louis Dreyfus Company (LDC) em 2021. Os outros dois ativos que a Raízen vendeu recentemente também pertenciam à Biosev: a Usina Leme e os canaviais da Usina MB. A Usina Leme foi vendida a uma parceria entre a Usina Ferrari e a Agromen, enquanto os canaviais da Usina MB foram vendidos para a Usina Alta Mogiana. A compra da Biosev, que tinha então suas nove usinas, custou à Raízen R$ 3,6 bilhões, mas a transação se mostrou ao longo do tempo pouco vantajosa para a joint venture da Cosan e da Shell. Segundo pessoas próximas à companhia, ainda que as lavouras tivessem bom índice de produtividade agrícola, as usinas herdadas da LDC não têm muita sinergia com as usinas que a Raízen já tinha, o que dificultou a gestão das unidades absorvidas. A venda da Usina Leme e dos canaviais da Usina MB geraram uma receita de R$ 800 milhões para a Raízen. Para as quatro usinas em negociação no momento, a companhia espera que os ativos sejam avaliados por um valor de US$ 60 a US$ 70 a tonelada de cana de capacidade instalada emdash; mesmo que sejam vendidos apenas os canaviais destas unidades. Embora a companhia precise acertar essas vendas para se capitalizar e reduzir o peso de seu endividamento, a Raízen ainda tem a expectativa de conseguir um eldquo;bom preçoerdquo; pelos ativos. Se a companhia conseguir fechar as transações na faixa de preços esperada, pode conseguir levantar R$ 4,5 bilhões com essas transações. A companhia vem em um movimento de liquidação de ativos desde o ano passado para reduzir o peso de sua dívida. Na safra passada (2024/25), a Raízen encerrou o exercício com uma dívida líquida de R$ 34 bilhões, o que elevou sua alavancagem para 3,2 vezes. Na safra, a empresa gastou R$ 5,7 bilhões apenas com juros da dívida. Para esta safra, a companhia tinha R$ 4,8 bilhões a pagar apenas em amortizações de dívidas. Além das usinas, a Raízen já informou que está negociando a venda de seu negócio de combustíveis na Argentina. Na semana passada, o fundador da Cosan, Rubens Ometto, afirmou ao Valor que o processo de reestruturação da Raízen estava em curso.

O levantamento feito pelo Estadão/Broadcast com dados do Sistema Integrado de Planejamento e Orçamento (Siop), do Ministério do Planejamento, mostra que dez das 11 agências federais foram afetadas por cortes na última década. Em 2016, com dez agências, foram liberados R$ 6,4 bilhões na Lei Orçamentária Anual (LOA), em valores corrigidos pela inflação. Neste ano, com uma reguladora a mais, os recursos somam R$ 5,4 bilhões. Considerando as despesas fixas com servidores, as quedas no quadro geral chegam a 41%. Em nota, o Ministério do Planejamento disse que não comentaria o assunto. As verbas para custeio e novos investimentos estão ainda mais comprimidas. Nesse recorte, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) tem uma redução de quase 65% dos recursos. Para a Agência Nacional de Aviação Civil (Anac), a Agência Nacional de Vigilância Sanitária (Anvisa) e a Agência Nacional de Águas e Saneamento Básico (ANA), as reduções superam 40%. Em uma operação de emergência financeira no meio do ano passado, o Ministério dos Transportes precisou repassar R$ 18 milhões do próprio caixa para socorrer a Agência Nacional de Transportes Terrestres (ANTT). Com orçamento insuficiente para as atribuições básicas enquanto vê disparar o número de concessões rodoviárias, o socorro também foi feito a partir do repasse de parte das despesas obrigatórias da ANTT para a Infra S.A., estatal do governo, e até para as próprias concessionárias de rodovias. A falta de caixa encontra, de maneira direta e indireta, o bolso da população. A Anac aponta atraso na certificação de aeronaves da Embraer, o que pode encarecer o preço das passagens aéreas. Provas teóricas para pilotos quase foram canceladas por falta de pagamento da Anac à Fundação Getulio Vargas (FGV). Na Saúde, filas para registro de medicamentos se alongam com o enfraquecimento financeiro da Anvisa. Pessoal O quadro de colaboradores também sofre desidratação, apesar da crescente demanda nas operações dos órgãos vinculados ao Executivo. A Anvisa tinha 2 mil servidores em 2016 e, no extrato deste ano, tem 1,4 mil, registrando a queda mais acentuada entre as reguladoras (-36,5%) ao longo da última década. O mesmo ocorre em praticamente todas, com exceção da ANA, que tem um quadro quase inalterado. O número de servidores em baixa é refletido no volume de recursos liberados anualmente para esse fim. Com as cifras corrigidas pela inflação, todas as agências tiveram redução desse tipo de verba. Para o presidente do Sindicato Nacional dos Servidores das Agências de Regulação (Sinagências), Fabio Rosa, a sangria orçamentária já superou o limite suportado pelos órgãos. Para ilustrar o preço de uma fiscalização enfraquecida, relembra tragédias como Mariana, Brumadinho e os apagões elétricos. Sem pessoal e orçamento adequados, os gestores das agências são forçados a fazer escolhas, renunciando a parte de suas competências, avalia Fabio Rosa, que alerta que essa realidade compromete o desempenho esperado e previsto na lei de criação de cada reguladora. eldquo;Se não tiver condições de executar a minha missão institucional, infelizmente vamos caminhar mesmo para a irrelevância, o que é o desejo de muitoserdquo;, afirma o presidente do Sinagências. Movimentações do Poder Público O deputado Júlio Lopes (PP-RJ), que comanda a Frente Parlamentar pelo Brasil Competitivo, defende uma maior blindagem orçamentária das agências. Ele cita a ANP, que cogitou suspender o monitoramento da qualidade de combustíveis justamente por falta de recursos: eldquo;Abrir essa guarda é um convite à piratariaerdquo;. Para o parlamentar, emendas impositivas e contingenciamentos sucessivos explicam a instabilidade: eldquo;Estamos vendendo o almoço para pagar o jantar eminus; e, às vezes, ficamos sem café da manhãerdquo;. Há, por parte do governo, promessa de recomposição do quadro de servidores. Com concurso público recente, a ANTT fez a convocação de 50 efetivos e espera liberação para convocar outros 70 neste ano. Ainda assim, ficará com menos colaboradores que há dez anos, quando o País tinha cerca de 20 concessões rodoviárias, empreendimentos que exigem fiscalização direta do órgão. Hoje, já são 32 com contratos assinados e, conforme a carteira de novos projetos do governo, com leilões em curso, o número de concessionárias deve mais que dobrar já no final do próximo ano. Apesar de concordar que há necessidade de recomposição de receita e de servidores para parte das reguladoras, o secretário executivo do Ministério dos Transportes, George Santoro, questiona se é de fato um quadro generalizado. Ele diz que, no caso da ANTT, é nítido o aumento de demanda e, por isso, também a necessidade de recursos. eldquo;Mas não tenho claro se isso é um problema de todas as agênciaserdquo;, afirma, ao cobrar atenção dos órgãos para o fato de o orçamento federal estar comprimido. No mesmo sentido, o deputado Júlio Lopes diz haver falhas estruturais nas reguladoras que acarretam custos que poderiam ser reduzidos, como a partir da digitalização de parte dos serviços. eldquo;Então, por óbvio, esse sistema precisa ser revisto de uma maneira mais ampla também. Tenho cobrado muito das agências sempre em que estou com elaserdquo;, afirma o parlamentar.

A ANP (Agência Nacional do Petróleo, Gás e Biocombustíveis) prevê concluir até julho o debate sobre a revisão dos preços de referência do petróleo para o cálculo dos royalties, uma das medidas em estudo pelo governo para compensar a perda de arrecadação com o recuo no aumento do IOF. O debate se arrasta na agência desde 2022 e é foco de embate entre petroleiras e refinadoras privadas. O MME (Ministério de Minas e Energia) pressiona a agência a acelerar o processo para antecipar ao menos R$ 5 bilhões em receita até o fim deste mandado do presidente Luiz Inácio Lula da Silva (PT). O sucesso da proposta, porém, depende de mudança do entendimento inicial da agência: na minuta apresentada ao mercado, a nova fórmula de cálculo dos preços de referência só começaria a vigorar 180 dias após sua aprovação emdash;portanto, após a eleição de 2026. A revisão começou a ser debatida pela ANP ainda no governo Jair Bolsonaro (PL), sob o argumento de que o petróleo do pré-sal tem características que o tornam mais valorizado por empresas que buscam reduzir emissões, como, por exemplo, menor teor de enxofre. Nesse processo, a ANP propõe uma fórmula para definir quanto custa cada tipo de petróleo produzido no país, valor usado para calcular a receita da produção e, depois, o que os concessionários devem em royalties e participações especiais cobradas sobre campos de alta rentabilidade. Em abril, por exemplo, o preço estipulado para o petróleo de Tupi, o maior campo brasileiro, foi de R$ 373,65 por barril. No primeiro dia daquele mês, o petróleo Brent, referência internacional, valia US$ 70,14, ou R$ 398,60 por barril. A ANP propõe que a nova fórmula de preços premie o petróleo do pré-sal pelo baixo nível de enxofre, reduzindo a diferença para o Brent. A minuta apresentada ao mercado estipula, além do prazo de carência, um período de 12 meses de implementação, com a substituição gradual da fórmula atual pela nova. "A opção pelo período de doze meses leva em consideração, além dos efeitos sobre os agentes econômicos e entes beneficiários, as repercussões nos processos internos da ANP relacionados à apuração, consolidação e publicação mensal dos preços de referência", alegava a área técnica da agência. A revisão já foi debatida em duas audiências públicas desde 2022. Em nota enviada à Folha, a agência diz que o tema é complexo e que "vem empregando esforços para dar o andamento adequado ao processo". "O objetivo é assegurar a conclusão do rito regulatório com consistência técnica e refletindo os parâmetros mais adequados entre aqueles adotados no mercado internacional." A última audiência recebeu 44 contribuições do mercado. Responsáveis pelo pagamento dos royalties, as petroleiras reclamam que a revisão só estava prevista para 2026 e pedem a suspensão do processo. Alegam ainda risco de insegurança jurídica na proposta do MME antecipar a vigência da nova fórmula, uma vez que a minuta da ANP prevê uma carência de 180 dias. As refinarias reclamaram do prazo de carência e pedem uma revisão mais ampla, que considere não só o baixo teor de enxofre, mas outras características físico-químicas do petróleo brasileiro, como acidez e teores de nitrogênio, que poderiam reduzir ainda mais o desconto sobre o Brent. O presidente do Refina Brasil, Evaristo Pinheiro, diz que petroleiras vêm se valendo desse desconto para fazer planejamento tributário e, por isso, preferem exportar petróleo para subsidiárias no exterior a vender para refinarias no país. "Os produtores usam esse preço de referência quando exportam para coligadas no exterior", diz. "Como exporta com preço menor do que o de mercado, paga IR [imposto de renda] e CSLL [contribuição social sobre o lucro líquido]. A União perde, estados e municípios perdem." Em apresentação feita à ANP no início do processo, o então Ministério da Economia calculou as perdas em R$ 9,6 bilhões por ano: R$ 5,3 bilhões em royalties e participações especiais, R$ 4 bilhões em impostos e contribuições e R$ 300 milhões em transações comerciais da estatal PPSA (Pré-sal Petróleo SA).

O governo do Rio Grande do Sul divulgou esta semana sua estratégia de descarbonização e quer usar o potencial do estado para produção de hidrogênio verde como vitrine. Há pouco mais de um ano, o RS entrou para a cobertura climática como um exemplo de como a crise provocada pelos combustíveis fósseis e desmatamento está ficando cada vez mais intensa, após as enchentes que causaram prejuízos bilionários e deslocaram centenas de milhares de pessoas de suas casas. A tragédia aumentou a pressão por uma agenda de transição energética, inclusive para substituir o carvão e encontrar outras alternativas econômicas para quem depende do combustível fóssil. eldquo;A tragédia meteorológica que atingiu o Rio Grande do Sul no ano passado demonstrou que precisamos agir agora, e que este é o momento de mostrar um Estado ainda mais forte e resilienteerdquo;, discursou o governador Eduardo Leite (PSD), durante o lançamento na segunda (2/6). Segundo Leite, o incentivo a iniciativas de baixo carbono já estavam no radar, mas o governo resolveu antecipar iniciativas alinhadas com o Plano Rio Grande, elaborado para reconstrução do estado após as enchentes. A primeira ação da estratégia de descarbonização é justamente o hidrogênio verde. No mesmo evento, o governo lançou um edital no valor de R$ 102,4 milhões para apoiar empreendimentos de produção, transmissão, armazenamento e uso do hidrogênio verde. Realizada em parceria com o Badesul, a iniciativa faz parte do Programa de Desenvolvimento da Cadeia Produtiva de Hidrogênio Verde e prevê até R$ 30 milhões em subvenção por projeto. Dilema do carvão Duas das maiores usinas termelétricas a carvão do país estão em terras gaúchas: Pampa Sul, com 345 megawatts (MW), e Candiota III, com 350 MW. As unidades foram alvos de desinvestimentos de grandes grupos com metas de descarbonização do portfólio. Em busca de uma solução para o setor endash; e os trabalhadores que serão impactados caso elas sejam desativadas endash; o estado contratou um estudo da WayCarbon para indicar caminhos para uma transição justa. O estudo foi paralisado em janeiro de 2025 por uma decisão judicial, mas os trabalhos foram retomados em fevereiro, com consulta à comunidade afetada pelas atividades carboníferas. A previsão é entregar os resultados no final de 2025. Mas o encerramento das usinas a carvão pode demorar. No sul do estado, a termelétrica de Candiota está parada desde janeiro de 2025, aguardando uma definição do Congresso Nacional sobre os vetos na lei das eólicas offshore. Em fevereiro, Leite foi a Brasília negociar com o governo federal a edição de uma medida provisória que viabilize o retorno às operações de usinas a carvão do estado. A ideia é conseguir uma política semelhante à aprovada no governo de Jair Bolsonaro (PL) para a transição justa de Santa Catarina. Ao criar o Programa de Transição Energética Justa, em janeiro, a Lei 14.299/2022 determinou que a União prorrogue a outorga do Complexo Termelétrico Jorge Lacerda até 2040; e criou o programa para preparar a região carbonífera para novos usos do mineral e zerar as emissões líquidas de carbono da geração termelétrica a partir de 2050. Biometano em São Paulo Nesta quinta (5/6), em uma ação para o Dia Mundial do Meio Ambiente, a Secretaria Estadual do Meio Ambiente, Infraestrutura e Logística (Semil) de São Paulo firmou parceria com a World Biogas Association (WBA) para cooperação em políticas e definições de padrões na indústria de biogás e biometano. O estado mira a ampliação da produção e uso de gás renovável. Um estudo da Fiesp (.pdf), em parceria com a Semil, estima a oferta potencial de biometano em 6,4 milhões de m³ por dia, volume equivalente a quase metade do consumo total de gás natural em São Paulo e a 25% do consumo de óleo diesel no setor de transporte endash; hoje a produção é inferior a 1 milhão de m³ por dia. A maior parte desse gás (80%) pode vir do setor sucroenergético endash; aproveitando a vinhaça, um subproduto da produção de etanol. Outros 20% podem ser gerados em aterros sanitários, a partir da decomposição da matéria orgânica.

Foram concluídos, em 30/5, os trabalhos do grupo criado pela ANP para estudar a regulamentação relativa ao biometano, no âmbito do Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano. O grupo de trabalho (GT) foi formado por cinco diferentes áreas técnicas da Agência. Como resultado dos trabalhos do GT, foram incluídas duas ações sobre o biometano na Agenda Regulatória 2025-2026: - Individualização de metas de redução de emissões no setor de gás por meio da utilização do biometano, a partir dos critérios a serem trazidos em decreto, e formas de apuração do cumprimento de tais metas; - Critérios para emissão e lastro de Certificado de Garantia de Origem de Biometano (CGOB). Entre as atividades do grupo de trabalho, estiveram estudos, reuniões com diversos agentes de mercado envolvidos no tema e interações com o Ministério de Minas e Energia (MME), de modo a viabilizar a regulamentação do biometano alinhada à política energética nacional e com celeridade. A Agência enviou, inclusive, contribuições técnicas à minuta de decreto regulamentador submetida a consulta e audiência públicas pelo MME em maio de 2025. Concluída a atuação do grupo de trabalho, a ANP passará agora a dar andamento às ações incluídas na Agenda Regulatória, que seguirão os ritos legais para possíveis publicações de futuras resoluções. O GT concluiu que, nesse caso, não é necessária a realização de análise de impacto regulatório (AIR), uma vez que o objetivo é disciplinar obrigações definidas em norma hierarquicamente superior endash; como previsto na regulamentação legal sobre AIR. O grupo de trabalho sobre biometano foi criado pela ANP após a publicação da Lei no 14.993/2024 (Lei do Combustível do Futuro), com os seguintes objetivos: i) avaliar as competências para a Agência trazidas no Programa Nacional de Descarbonização do Produtor e Importador de Gás Natural e de Incentivo ao Biometano, que determina mandato de redução de emissões, pelo uso de biometano, no mercado de gás natural a partir de 01/01/2026; e ii) iniciar estudos para o desenvolvimento da regulação em questão.

A BR-101 continua liderando o ranking das rodovias com os combustíveis mais caros do país, de acordo com o mais recente Índice de Preços Edenred Ticket Log (IPTL), divulgado nesta semana. O levantamento compara os preços médios de gasolina, etanol e diesel em quatro das principais rodovias federais brasileiras: BR-101, Régis Bittencourt, Presidente Dutra e Fernão Dias. Segundo os dados de maio, a BR-101 apresentou os seguintes preços médios: Diesel comum: R$ 6,23 (queda de 3,11% em relação a abril) Diesel S-10: R$ 6,31 (recuo de 2,47%) Gasolina: R$ 6,45 (redução de 1,07%) Etanol: R$ 4,92 (diminuição de 0,81%) De acordo com Renato Mascarenhas, diretor da Edenred Mobilidade, os preços elevados na BR-101 são consequência de fatores estruturais e logísticos. eldquo;A rodovia atravessa regiões distantes dos centros de refino e distribuição, o que eleva os custos de transporte. Além disso, a quantidade limitada de postos ao longo da via reduz a concorrência, contribuindo para a manutenção de preços mais altos diante de uma demanda constanteerdquo;, afirma. Em contrapartida, os preços mais baixos para alguns combustíveis foram registrados em outras rodovias: Diesel comum: Régis Bittencourt endash; R$ 5,88 (queda de 6,81%) Diesel S-10: Régis Bittencourt endash; R$ 6,07 (queda de 4,41%) Etanol: Régis Bittencourt endash; R$ 4,46 (alta de 1,59%) Gasolina: Presidente Dutra endash; R$ 6,30 (sem variação em relação a abril) O IPTL é calculado com base em abastecimentos realizados em 21 mil postos credenciados da Edenred Ticket Log, utilizando dados de uma frota de mais de 1 milhão de veículos. Com uma média de oito transações por segundo, o índice oferece alta confiabilidade e precisão na análise do comportamento dos preços dos combustíveis no país.