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Os contratos futuros de petróleo fecharam a quarta-feira, 1º de outubro, novamente em queda, após os estoques de petróleo nos EUA subirem muito além do esperado na semana passada, segundo o Departamento de Energia (DoE, na sigla em inglês). Investidores também ponderaram a incerteza gerada pela paralisação do governo dos EUA e a possibilidade de a Organização dos Países Exportadores de Petróleo e aliados (Opep+) aumentar sua produção novamente em novembro. O petróleo WTI para novembro, negociado na New York Mercantile Exchange (Nymex), fechou em queda de 0,95% (US$ 0,59), a US$ 61,78 o barril. Já o Brent para dezembro, negociado na Intercontinental Exchange de Londres (ICE), perdeu 1,03% (US$ 0,68), a US$ 65,35 o barril. Os estoques de petróleo nos EUA subiram 1,792 milhões de barris, a 416,546 milhões de barris na semana passada, de acordo com o DoE. Analistas consultados pelo The Wall Street Journal projetavam alta bem menor, de 300 mil barris. Contrastando com o dado desta quarta, a pesquisa do American Petroleum Institute (API) mostrou na terça-feira que o volume de petróleo bruto estocado no país sofreu queda de 3,67 milhões de barris na semana passada. Segundo a Ritterbusch and Associates, os mercados em geral estão impactados pela incerteza gerada pela paralisação do governo dos EUA. Preocupações de áreas como o Mar Negro e a situação entre Israel e Gaza também continuam a influenciar os cálculos dos traders, acrescenta. eldquo;A necessidade de injetar um prêmio geopolítico adicional no complexo de energia existirá em qualquer diaerdquo;, afirma a empresa, pontuando que a recente venda de futuros de petróleo bruto parece exagerada. Além disso, expectativa de que a Opep+ concorde em avançar a produção novamente em sua próxima reunião, prevista para domingo, aumentam as preocupações sobre o excesso de oferta, diz o MUFG endash; embora o cartel já tenha negado a informação. *Com informações da Dow Jones Newswires (Estadão Conteúdo)

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE), aprovou nesta quarta-feira a realização de um leilão que deve arrecadar R$ 14,8 bilhões neste ano com a venda de direitos e obrigações sobre os campos de Mero, Atapu e Tupi, no pré-sal. O valor já está incorporado ao Relatório Bimestral de Receitas e Despesas do governo. O certame, conduzido pela estatal Pré-Sal Petróleo (PPSA), permitirá que investidores privados assumam os direitos e obrigações da União, seguindo regras técnicas e econômicas definidas pelo CNPE. A operação é inédita e busca aumentar a arrecadação, garantir maior eficiência na gestão dos ativos estratégicos e manter padrões de segurança e sustentabilidade na exploração. "É a primeira vez que a União transfere direitos e obrigações de Acordos de Individualização da Produção. E faz isso de forma transparente, com regras claras e com parâmetros técnicos e econômicos definidos pelo CNPE. Com a aprovação dessa medida, fortalecemos a governança sobre os recursos do Pré-Sal, ampliamos a transparência no processo de licitação e asseguramos maior eficiência na gestão dos ativos estratégicos da União", disse o ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, em nota. Segundo o MME, o vencedor do leilão assumirá os direitos e obrigações referentes aos AIPs, seguindo os contratos vigentes e garantindo a continuidade operacional. Ele também será responsável pelo descomissionamento emdash; ou seja, pelo encerramento seguro das operações e desmontagem das estruturas quando necessário emdash; e pela recuperação ambiental das áreas exploradas. O que exatamente está sendo vendido? Os campos de Mero, Tupi e Atapu já estão em produção e são operados pela Petrobras em parceria com multinacionais como Shell, TotalEnergies, CNODC, CNOOC e Galp. O que será leiloado, no entanto, não são os campos inteiros, mas pequenas fatias da União que ainda não estavam contratadas nos acordos originais. Essas fatias, chamadas de Áreas Não Contratadas, equivalem atualmente a 3,5% em Mero, 0,55% em Tupi e 0,95% em Atapu. Apesar de parecerem percentuais reduzidos, têm alto valor porque se referem a jazidas altamente produtivas. Só Tupi, por exemplo, responde por cerca de 20% da produção total de petróleo do Brasil. Por que esse leilão é diferente? Até hoje, a União participava diretamente da produção nessas áreas, ficando responsável pela sua parcela de petróleo e gás. Agora, pela primeira vez, o governo está autorizado emdash; por meio da Lei nº 15.164/2025 emdash; a transferir esses direitos para empresas privadas. Na prática, isso significa que o setor privado passará a explorar a fatia da União em troca de um pagamento ao Tesouro, o que garante receita imediata para o governo e mantém a continuidade da produção. Como será o processo? O leilão acontecerá em 4 de dezembro de 2025, na B3, em São Paulo. Podem participar empresas nacionais e estrangeiras, individualmente ou em consórcio, além de Fundos de Investimento em Participações (FIPs). As empresas interessadas terão acesso a um pacote de dados técnicos sobre as áreas, podendo analisar a viabilidade do investimento. No dia do certame, cada participante apresentará sua proposta financeira e, se houver disputa, os lances poderão ser dados em viva-voz. O vencedor assinará contratos que o obrigam não apenas a explorar a produção, mas também a cumprir exigências ambientais, de segurança e de descomissionamento. Potencial de valorização Um ponto importante é que esses percentuais podem aumentar ao longo do tempo. Isso porque os contratos preveem eventos chamados de redeterminações, que ajustam a participação de cada sócio da jazida conforme novas medições de reservas. Assim, a parcela da União emdash; e, consequentemente, do futuro comprador emdash; pode crescer nos próximos anos. O que o governo ganha com isso? O Tesouro terá uma entrada de R$ 14,8 bilhões em 2025, valor já incluído nas previsões orçamentárias. Além disso, a operação traz previsibilidade para a arrecadação, já que os contratos incluem regras claras de pagamento de royalties (15% da produção) e de obrigações ambientais. O que muda para o Brasil? Com esse leilão, o governo consegue monetizar rapidamente ativos do pré-sal sem comprometer a produção futura, que continuará sob responsabilidade das operadoras privadas.

Representantes de distribuidores de combustíveis cobraram dos parlamentares, em audiência pública na Câmara dos Deputados, agilidade na aprovação do PL 125/22, que regulamenta a figura do devedor contumaz. O texto, que traz penas mais duras e tem o objetivo de combater o crime organizado no setor, foi aprovado no Senado após a pressão gerada por megaoperação Carbono Oculto, deflagrada no fim de agosto, que investiga esquema de comércio de combustíveis adulterados e ocultação patrimonial. A pressão busca sensibilizar o presidente da Casa, Hugo Motta (Republicanos-PB), para que leve o projeto ao plenário. A expectativa era de que fosse votado ainda na terça-feira (30 de setembro), mas deputados não descartam que o tema possa ser incluído na pauta desta quarta-feira (1/10). eldquo;Saiu do Senado, finalmente, e a Câmara, para dar uma demonstração de sensibilidade ao clamor popular e à moralização desse setor, a gente pede humildemente que seja aprovada e implementada a regulamentação do devedor contumazerdquo;, afirmou o presidente-executivo da Federação Nacional das Distribuidoras de Combustíveis, Gás Natural e Biocombustíveis (Brasilcom), Abel Leitão. O diretor-executivo do Instituto Livre Mercado, Rodrigo Marinho, reforçou a importância da aprovação do projeto para o combate ao crime organizado no setor. eldquo;O Brasil vive uma epidemia de roubo de carga no país inteiro, em especial em São Paulo e no Rio de Janeiro, mas também em estados como Mato Grosso, Ceará e Alagoas, que sofrem fortemente com o crime organizado. Isso envolve também, em especial no setor de distribuição, os devedores contumazes, aqueles que não pagam seus tributos. É óbvio: bandido e crime organizado não pagam tributoerdquo;, disse. Desafios logísticos Para as entidades, desafios logísticos na distribuição e o aumento da mistura dos combustíveis dificultam o monitoramento do preço e da qualidade. Francisco Neves, diretor-executivo da Associação Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis (ANDC), destacou que um dos entraves para assegurar a qualidade é a característica líquida do produto e o fato de o comércio muitas vezes ser feito em dinheiro vivo. eldquo;O combustível, quando sai da refinaria, é transportado por dutos até as bases primárias. Nessas bases, vigora o conceito da chamada base democrática, que garante às distribuidoras menores o direito de acesso ao produto. A partir dali, o combustível segue em caminhões para bases secundárias e para atender os quase 5.571 municípios que existem no país. Em torno de 98% dos municípios brasileiros contam com infraestrutura de abastecimento de combustíveis líquidos. É uma rede excepcional, que poucos países do mundo possuemerdquo;, afirmou. eldquo;As distribuidoras cumprem um papel ambiental importantíssimo, que é homogeneizar os combustíveis fósseis com os biocombustíveis. Elas enfrentam um desafio técnico-operacional e um custo significativo para realizar essa operação. E, à medida que cresce a quantidade de biocombustíveis, aumenta também a complexidade e os desafios técnicos desse processo de homogeneização, de forma a garantir a qualidadeerdquo;, completou. Em março, a Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) negou um pedido do Sindicato Nacional das Empresas Distribuidoras de Combustíveis e Lubrificantes (Sindicom) para suspender a obrigatoriedade de adição de biodiesel ao óleo diesel. A agência também precisou reduzir temporariamente a coleta de amostras do Programa de Monitoramento da Qualidade dos Combustíveis (PMQC) por conta de cortes orçamentários. eldquo;Em 2025 tivemos um contingenciamento que obrigou a reduzir em 50% o número de unidades amostrais. A partir de julho, com a recomposição do orçamento, a ANP retomou a expansão, voltando a alcançar até 417 cidadeserdquo;, explicou Luis Eduardo Esteves, superintendente de defesa da concorrência da ANP.

O mercado de etanol deve passar por um avanço expressivo na oferta na próxima safra (2026/27), que começa oficialmente em abril, o que deve superar o aumento da demanda e reduzir os preços, segundo analistas e executivos do setor. Esse cenário indica que deve haver uma redução das margens tanto das usinas tanto de cana-de-açúcar como das usinas de milho, que estão vivendo uma forte expansão e ganhos elevados nos últimos anos. A pressão sobre os preços deve refletir principalmente a queda dos preços do açúcar no mercado internacional, que nos níveis atuais tende a estimular as usinas de cana a migrarem uma parte maior de sua matéria-prima para a produção de etanol, segundo Lucas Brunetti, analista do Itaú BBA, em apresentação em evento da Novonesis em São Paulo. Recentemente, os contratos futuros do açúcar chegaram a alcançar o patamar de 15 centavos de dólar a libra-peso na bolsa de Nova York, mas já voltaram acima de 16 centavos de dólar a libra-peso. Nas contas do banco, considerando um cenário-base em que os preços do açúcar não fiquem no patamar de 15 centavos de dólar, mas que continuem pressionados, os preços do etanol hidratado tendem a cair 10% na próxima safra. Nesta situação, o Itaú BBA estima que a produção de etanol total do Brasil pode aumentar pouco menos de 6 bilhões de litros na próxima safra, sendo 3 bilhões de litros do etanol de cana no Centro-Sul e 2 bilhões de litros do etanol de milho. Com essa oferta projetada, a produção adicional deve atender tanto o aumento de mistura do etanol anidro à gasolina, agora em 30% como atender o crescimento do consumo de combustíveis de veículos leves em geral (ciclo Otto), além de ganhar participação sobre a gasolina. Brunetti estima que o mercado de etanol hidratado tende a ganhar espaço e alcançar uma participação de mercado de 26% no ciclo Otto, frente a um percentual de 21% esperado para esta temporada 2025/26. Para ganhar esse mercado, o preço do etanol hidratado terá que cair, ressaltou. A alta capacidade instalada de produção de etanol nas usinas de cana, que hoje está "adormecida" por causa da maximização da produção de açúcar, é um ponto de atenção, na visão de Mário Stênico, head de research e trading da Inpasa. Ele evitou estimar quanto pode mudar o mix das usinas de cana, mas ressaltou que o cenário é de "cautela". Outro fator que também deve pesar sobre os preços do etanol é o cenário para o mercado global de petróleo. Stênico afirmou que os preços do hidrocarboneto já saíram de mais de US$ 100 o barril em 2022 para uma faixa de US$ 60 a US$ 65 o barril neste ano, com tendência baixista, dado o aumento da produção pela Opep de xisto nos EUA. Para Larissa Peres, analista do JP Morgan, o principal desafio para a indústria hoje é o preço de etanol. Ela ressaltou que os projetos de novas indústrias de etanol de milho indicam que haverá uma oferta adicional de 18,5 bilhões de litros de biocombustível até o fim da década. "Podemos ter uma sobreoferta no curto prazo. Pelas nossas contas, enxergamos uma sobreoferta de 5% a 6% em média até 2030", afirmou. E isso deve representar um aperto nas margens e nos retornos, acrescentou. Atualmente, uma indústria média de etanol de milho pura (que processa apenas o grão) tem um retorno sobre investimento (ROIC) de 18,5%, nas contas do JP Morgan. Já uma usina de cana que destina 50% da matéria-prima para o açúcar e 50% para etanol tem um ROIC médio de 11%, enquanto uma destilaria de etanol de cana tem um ROIC de 8%, segundo o banco. As indústrias de etanol de milho costumam ter uma rentabilidade maior do que as usinas de cana por causa do DDGS, explicou Peres. No entanto, as perspectivas para o preço do produto também não são positivas, afirmou Rafael Verruck, diretor comercial de mercado interno de DDGS da Inpasa. "O DDG está muito correlacionado com o preço do farelo de soja, que tende a ter mais oferta com o aumento do processamento", explicou. Embora existam 14 tipos de DDGs sendo produzidos pelas usinas de etanol de milho no Brasil, cm diferentes perfis nutricionais, os preços ainda oscilam de acordo com o do farelo de soja, considerados substitutos. Stênico defendeu que a indústria do etanol de milho precisa fomentar a demanda por etanol hidratado em mercados que hoje ainda não consomem o biocombustível, como no Norte e no Nordeste. Hoje, enquanto o etanol hidratado representa 53% do mercado de combustíveis leves no Mato Grosso, onde houve a construção de várias usinas de etanol de milho na última década, o biocombustível representa ainda apenas 3% das vendas do ciclo Otto em Maranhão. Neste ano, a Inpasa começou a operar uma usina de etanol de milho em Balsas, no Maranhão, mas a produção ainda é mais voltada para a atender a demanda local de etanol anidro para mistura à gasolina, segundo Stênico. A possibilidade de ganhar facilmente mais mercados é o que dá mais segurança para o mercado, na avaliação de Thiago Milani, diretor de commodities da 3tentos. A empresa está construindo uma usina de etanol de milho em Mato Grosso, que deve começar a operar no primeiro trimestre do ano que vem. "O mais importante para nós que o aumento de consumo de etanol tem espaço", afirmou.

O Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) aprovou, nesta quarta-feira (1/10), a resolução que fixa os valores da Intensidade de Carbono das Fontes de Energia (ICE) do programa Mobilidade Verde e Inovação (Mover). Regulamentado em julho de 2025, o Mover estabelece critérios ambientais para a fabricação de veículos e amplia exigências de sustentabilidade para o setor automotivo. A resolução aprovada nesta quinta era um passo necessário para alinhar a política automotiva à de biocombustíveis (RenovaBio), atendendo à lei do Combustível do Futuro. De acordo com o Ministério de Minas e Energia (MME), a medida estabelece os parâmetros técnicos para que fabricantes e importadores de veículos possam cumprir os requisitos de descarbonização no ciclo de vida da matriz energética veicular. Os valores serão divulgados com a publicação da resolução. O MME afirma que eles foram definidos com base em uma nota técnica apresentada pela Empresa de Pesquisa Energética (EPE) em junho. O estudo estima que veículos leves podem reduzir sua intensidade de carbono de 64,7 para 57,4 gCO2eq/MJ até 2034. Já nos veículos pesados, a queda estimada é de 81 para 74,7 gCO2eq/MJ. Nele, a EPE considera os impactos de diferentes fontes energéticas em todo o seu ciclo de vida, do eldquo;poço à rodaerdquo;, incluindo gasolina, etanol, diesel, biodiesel, gás natural veicular (GNV), biometano e eletricidade. Veja a íntegra (.pdf) Ainda de acordo com o MME, entre os parâmetros fixados pela resolução estão: as intensidades de carbono, em gramas de COe#8322; equivalente por megajoule (gCOe#8322;eq/MJ), para cada fonte energética; a participação relativa de cada energético na matriz usada para o cálculo das metas do Mover; e a participação específica do etanol hidratado em relação à gasolina tipo C, expressa com base no conteúdo energético.

A Federação Nacional do Comércio de Combustíveis e de Lubrificantes (Fecombustíveis) vem manifestar seu apoio integral sobre os recentes desdobramentos da Operação Carbono Oculto, que contou com a atuação da Receita Federal, ANP e demais órgãos públicos. Ressaltamos a importância da união das instituições na defesa da sociedade e no enfrentamento das organizações criminosas que se infiltraram no setor de combustíveis. Aproveitamos a ocasião para agradecer o apoio do Sindicom e da Brasilcom, que se mobilizaram para manter o suprimento de combustíveis nos estados do Rio de Janeiro e em São Paulo, em função da interrupção da atividade de uma refinaria, que está sob investigação. Também destacamos, como medida fundamental para blindar o setor das fraudes, o endurecimento das regras para a importação de nafta pela Agência Nacional do Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) e a aprovação do projeto de Lei Complementar (PLP) 108/24 pelo Senado, que visa estabelecer a monofasia tributária do ICMS sobre as operações com nafta. De nossa parte, renovamos o compromisso de apoiar integralmente todas as medidas que busquem manter o mercado regulado, equilibrado e saudável, sem abrir espaço para irregularidades. Reconhecemos que somente com perseverança e cooperação entre empresários do setor e autoridades públicas será possível consolidar um ambiente seguro e competitivo para todos.