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A venda da Refinaria Landulpho Alves (RLAM), na Bahia, em novembro de 2021, apresentou fragilidades, constatou auditoria da Controladoria-Geral da União (CGU). O principal problema, apontou o relatório, foi a venda abaixo do preço de mercado, decorrente principalmente da escolha do momento do negócio endash; em plena pandemia de covid-19 endash; numa época em que a cotação internacional do petróleo estava em baixa. Rebatizado de Refinaria de Mataripe, o empreendimento foi vendido por US$ 1,65 bilhão (R$ 8,08 bilhões pelo câmbio atual) ao fundo Mubadala Capital, divisão de investimentos da Mubadala Investment Company, empresa de investimentos de Abu Dhabi e que pertence à família real dos Emirados Árabes Unidos. O relatório não afirmou, de maneira categórica, que houve perda econômica com a venda da refinaria. O documento, no entanto, questionou o momento do negócio, argumentando que a Petrobras poderia ter esperado a recuperação do petróleo no mercado internacional. A venda, ressaltou a CGU, ocorreu num cenário de eldquo;tempestade perfeitaerdquo;, com a combinação de incerteza econômica e volatilidade trazida pela pandemia, premissas pessimistas para o crescimento da economia no fim de 2021 e alta sensibilidade das margens de lucro, o que resultou em maior perda de valor. Outros problemas A CGU constatou fragilidade na utilização de cenários como suporte à tomada de decisão, com destaque para a falta de medição de probabilidade realista em eventos futuros. O relatório também questionou a aplicação de metodologias não utilizadas, até então, para venda de estatais brasileiras. O órgão de controle sugeriu que, em situações de grande incerteza, duas opções poderiam ter sido consideradas: aguardar a estabilização do cenário futuro ou fazer uma avaliação única, ajustando premissas operacionais e de preços. Em sua manifestação, a Petrobras defendeu a utilização de cenários como uma prática comum e adequada, mesmo reconhecendo limitações. A estatal alegou que as projeções foram feitas com consistência e que a pandemia tornou a análise mais desafiadora. A empresa reconheceu desafios e concordou em avaliar melhorias sugeridas, como a inclusão de medição de probabilidade em futuras análises. Joias A divulgação do relatório reacendeu suspeitas em torno de presentes dados pelo governo dos Emirados Árabes Unidos ao ex-presidente Jair Bolsonaro (PL) em outubro de 2019 e novembro de 2021, justamente o mês da venda da refinaria. O ex-presidente devolveu à Caixa Econômica Federal um fuzil calibre 5,56 milímetros e uma pistola nove milímetros dados pelo governo dos Emirados, após uma decisão do Tribunal de Contas da União (TCU). Além dos presentes devolvidos, a Política Federal investiga joias e esculturas dadas por autoridades públicas dos Emirados Árabes. Em duas viagens oficiais, uma em outubro de 2019 e outra em novembro de 2021, ele recebeu um relógio de mesa cravejado de diamantes, esmeraldas e rubis, um incensário em madeira dourada e três esculturas, das quais uma ornada com detalhes em ouro, prata e diamantes. O ex-presidente também é investigado por três caixas de joias, orçadas em R$ 18 milhões, recebidas do governo da Arábia Saudita e devolvidas em março e abril do ano passado. Repercussão Por meio da rede social X (antigo Twitter) o ministro da Advocacia-Geral da União, Jorge Messias, informou que uma possível conexão entre a venda da refinaria e o recebimento das joias merece ser investigado. Também por meio da mesma rede social, o ministro da CGU, Vinicius Marques de Carvalho, informou que a auditoria sobre a venda da refinaria está com a Polícia Federal. eldquo;A PF já teve acesso ao relatório, que inclusive já está publicado na página da CGUerdquo;, ressaltou. Em março do ano passado, quando começaram a circular as suspeitas de ligação entre a venda da refinaria e o recebimento de presentes dos Emirados Árabes, o ex-presidente Bolsonaro postou que a privatização foi aprovada pelo Tribunal de Contas da União (TCU). eldquo;O TCU acompanhou e aprovou a venda da refinaria da Bahia aos árabeserdquo;, escreveu na época.

Oito distribuidoras estaduais de gás natural canalizado assinaram contratos para 2024 com a Transportadora Associada de Gás (TAG) e com a Transportadora Brasileira Gasoduto Bolívia-Brasil (TBG), no novo processo simplificado de oferta de capacidade dos gasodutos. São cinco empresas a mais que o número de concessionárias que fecharam contratos anuais para 2023. Na ocasião, apenas a Bahiagás (BA), Cegás (CE) e Sulgás (RS) contrataram serviços anuais de transporte. Agora, para 2024, se somam ao trio a MSGás (MS), na malha da TBG, e Copergás (PE), ES Gás (ES), Potigás (RN) e Sergas (SE), na rede da TAG. Nem todas elas são estreantes: ES Gás e Sergas já tinham contrato com a TAG em 2023, por exemplo, mas por meio da modalidade extraordinária de livre acesso endash; acordos fechados a qualquer tempo ao longo do ano. A novidade é que agora assinaram contratos anuais, para todo 2024. Além das oito companhias citadas, a SCGás (SC) tem contrato com a TBG, oriundo de uma chamada pública realizada em 2021. Mudança de comportamento Até 2022, as distribuidoras, em geral, não contratavam capacidade diretamente com as transportadoras. A Petrobras, na posição de praticamente única grande fornecedora de gás do mercado e até anos atrás dona dos gasodutos, é quem historicamente se encarregava disso. Com as perspectivas de abertura do setor, as concessionárias passaram a testar o novo modelo de entrada-saída, contratando a retirada do gás do sistema diretamente com as transportadoras endash; assumindo os ônus e bônus da novidade. Nos novos contratos de suprimento negociados entre a Petrobras e as distribuidoras, a petroleira reforçou esse movimento, ao passar a oferecer duas opções de entrega do gás: No city-gate (ponto de entrega), como a faz tradicionalmente, se responsabilizando pela contratação da entrada e da saída do sistema; Ou no hub endash; modalidade na qual a Petrobras é a responsável pela contratação da entrada no sistema de transporte e o cliente é responsável pela contratação da saída. A vantagem de desvincular a venda da molécula do serviço de transporte, nesse último caso, é que a distribuidora passa a ter mais liberdade na sua gestão de portfólio, para buscar outros supridores. O outro lado dessa moeda é que a concessionária assume os riscos inerentes à contratação direta com o transportador, dentre eles o Encargo de Capacidade Não Utilizada. TAG assina 35 novos contratos A transportadora concluiu o processo simplificado de oferta de capacidade com a assinatura de 35 novos contratos com início de vigência a partir de 1º de janeiro. Ao todo, 18 agentes endash; de 14 grupos econômicos diferentes endash; contrataram capacidade de entrada de 4,3 milhões de m³/dia e outros 4,7 milhões de m³/dia de capacidade de saída. Copergás e PetroReconcavo optaram por contratar o serviço de transporte para os anos de 2025 a 2028: 610 mil m³/dia entre 2025 e 2026, sendo 350 mil m³/dia na entrada e 260 mil m³/dia de saída; 600 mil m³/dia entre 2027 e 2028, sendo 350 mil m³/dia de entrada e 250 mil m³/dia de saída. Para o serviço anual de 2024, foram firmados contratos com Bahiagás, Cegás, Copergás, ES Gás, Potigás e Sergas, todas distribuidoras. Além de 3R Petroleum, Equinor, Galp, Origem, Petrobras, PetroReconcavo e Shell; e a Acelen, dona da refinaria de Mataripe na Bahia. Pelo processo simplificado, não há necessidade da realização de chamada pública para oferta da capacidade existente, o que dá mais agilidade ao processo. A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) aprovou as novas regras em 2023. No caso da TAG, foi aprovado o início da aplicação dos efeitos do mecanismo de conta regulatória endash; com a devolução ao mercado dos valores referentes às penalidades, excedentes e multiplicadores, sempre dois anos após a sua apuração. Isso permitiu, segundo a TAG, a redução da tarifa média de referência para 2024 em cerca de 10% em relação às tarifas praticadas anteriormente. TBG assina contratos com cinco empresas A transportadora assinou contratos com Petrobras, Galp, MGás, MSGás e Sulgás para transporte de gás no regime de entrada e saída no Gasbol entre 2024 e 2028. As empresas contrataram, ao todo, 20,9 milhões de m³/dia de entrada e 11 milhões de m³/dia de saída para 2024, com início dos serviços em 1º de janeiro. Para 2028, o volume contratado foi de 1,7 milhão de m³/dia. Com isso, o volume já contratado no Gasbol até então corresponde a toda a capacidade de saída disponível em Santa Catarina e no Rio Grande do Sul. NTS atrasa A ANP abriu, no fim de dezembro, consulta pública de 45 dias para a proposta tarifária da Nova Transportadora do Sudeste (NTS) para contratação de capacidade disponível de transporte. A oferta de capacidade vai envolver os anos de 2024 a 2028, com contratos de transporte anuais na modalidade firme.

O IGP-DI (Índice Geral de Preços-Disponibilidade Interna) acelerou a alta em dezembro, mas fechou o ano de 2023 em queda de 3,30%, informou a FGV (Fundação Getulio Vargas) nesta sexta-feira (5). O índice subiu 0,64% no mês, contra 0,50% em novembro, marcando o resultado mais elevado desde maio de 2022 com pressão tanto do atacado quanto dos preços ao consumidor. Por outro lado, a queda acumulada no período de janeiro a dezembro do ano passado foi a mais intensa para um ano cheio de toda a série histórica, mostraram os dados. No mês, o IPA-DI (Índice de Preços ao Produtor Amplo), que responde por 60% do indicador geral, subiu 0,79%, contra 0,63% em novembro, mas fechou o ano com deflação de 5,92%. "Entre as commodities alimentícias, as maiores influências para essa diminuição foram observadas na soja, com decréscimo de 21,68%, no milho, que caiu 27,54%, e nos bovinos, com queda de 13,58%", disse André Braz, coordenador dos índices de preços. Ainda na comparação mensal, o IPC (Índice de Preços ao Consumidor), que responde por 30% do IGP-DI, subiu 0,29% em dezembro, de 0,27% antes, acumulando avanço de 3,55% em 12 meses. "No que tange ao índice de preços ao consumidor ... os itens que mais se destacaram foram a gasolina, com elevação de 11,54%, os planos de saúde, que subiram 10,16%, e o licenciamento de veículos (IPVA), com alta de 13,19%", comentou Braz. O INCC (Índice Nacional de Custo da Construção), por sua vez, avançou 0,31% em dezembro, ante 0,07% no mês anterior, acumulando no ano alta de 3,49%. O IGP-DI calcula os preços ao produtor, consumidor e na construção civil entre o 1º e o último dia do mês de referência. (Reuters)

A economia movida a restos, como lixo, esgoto, esterco e subprodutos vegetais do agronegócio, tem um protagonista em ascensão, o biometano. O nome é feioso, mas suas características como substituto de combustíveis fósseis são atraentes para um número crescente de interessados. Em resumo, o processo de geração desse elemento é simples. Restos orgânicos, que sem tratamento adequado contaminam o ambiente e causam doenças, são processados em compartimento fechado, emitindo biogás. Purificado em outro processo, se transforma em biometano emdash;e ainda gera biofertilizantes. As características do biometano são idênticas ao do gás natural de petróleo, a ponto de ser possível misturar ambos numa rede de gasodutos, nos canos de casas e empresas e até nos tanques de veículos que utilizam gás de petróleo. Pode também substituir o diesel em ônibus e caminhões e a gasolina, nos carros. Esse gás extraído de matéria orgânica, no entanto, tem uma importante diferença em relação ao irmão fóssil: considerando todo o processo produtivo, a troca de um pelo outro pode reduzir as emissões em 80% emdash;daí estar ganhando espaço como aliado das empresas para cumprir metas de descarbonização. "Ao furar um poço de petróleo, ocorre a liberação de um gás que estava preso, quieto sob a rocha, e isso eleva o volume de emissões. O biometano, ao contrário, já está na atmosfera. Não é uma nova emissão", explica Tamar Roitman, gerente-executiva da Abiogás (Associação Brasileira de Biogás). Três segmentos são as principais fontes do produto: os restos acumulados em aterros sanitários, os subprodutos da agropecuária e os resíduos de saneamento básico. "O biometano é a bola da vez", afirma Milton Pilão, CEO da Orizon Valorização de Resíduos, cuja essência é gerar ganhos a partir do lixo. A companhia é listada na B3, a Bolsa de São Paulo, participou da COP28 (conferência do clima da ONU) e tem uma ampla visão da demanda por produtos ambientalmente corretos. Seus aterros sanitários transformados em ecoparques oferecem inúmeros produtos. Já são 16 em 11 estados. "No conjunto, temos tecnologia de compostagem acelerada para gerar fertilizante, triagem mecanizada para reciclados, equipamentos para transformar resíduo em pallets de combustível e também para captar o biogás do aterro, que podemos transformar em energia elétrica ou biometano", enumera. "A demanda por gás renovável hoje é muito maior que a oferta, especialmente pelas indústrias, e estamos priorizando o biometano." No ecoparque de Paulínia (SP), por exemplo, onde uma térmica abastece o sistema nacional, a meta é priorizar a oferta do biometano quando o prazo do contrato de fornecimento de eletricidade chegar ao fim, em 2025. A Gás Verde, do grupo Urca Energia, maior produtora de biometano da América Latina a partir do aterro de Seropédica (RJ), segue a mesma toada. Abastece 100% da fábrica da Ambev em Cachoeiras de Macacu (RJ) desde 2022. Neste ano, renovou o acordo com a siderúrgica Ternium e assinou novos contratos. Vai fornecer biometano à fábrica Saint-Gobain em Queimados (RJ) e manter toda a frota do Grupo Lersquo;Oréal. O posto fica ao lado do Centro de Distribuição Gaia, no estado de São Paulo. No agronegócio, o potencial é imenso, dada a posição do Brasil no setor, e os investimentos avançam. "Granjas de aves e porcos, confinamento de gado, resíduo de culturas como cana, frutas e até mandioca são fontes importantes", explica Gabriel Kropsch, um dos fundadores e conselheiro da Abiogás. Nesse segmento, o grupo Cosan tem sido especialmente ativo. A Compass, braço que atua na distribuição de gás, tem firmado parceria para colocar o biometano na rede. Já a Raízen, uma das maiores distribuidoras de combustíveis do Brasil, investe numa planta de biometano a partir de resíduos da cana, em Piracicaba (SP). Prevista para entrar em operação em 2024, terá capacidade para abastecer o equivalente a 200 mil clientes residenciais. "O saneamento, por ser um setor muito regulado e dependente de políticas públicas, é o que está ficando para trás. Talvez as privatizações no setor mudem essa dinâmica", diz Kropsch. A Sabesp, por exemplo, chegou a investir em uma planta-piloto em Franca (SP), processando o esgoto de 400 mil pessoas. O projeto foi bem-sucedido e mostrou a eficácia para a produção em alta escala, afirma Cristina Zuffo, superintendente de pesquisa da Sabesp. Foi possível produzir biofertilizantes e o biometano, que abastece todos os 40 veículos da unidade. São gerados em gás o equivalente a 2.000 litros de gasolina por dia, o que dá uma economia de R$ 500 mil por ano para a empresa. Porém, a iniciativa não foi expandida. No Brasil, há 542 usinas de biogás, autorizadas para geração de energia elétrica, e sete de biometano registradas, respectivamente, na Aneel e ANP (as agências de energia elétrica e petróleo). No entanto, o número de usinas em atividade é muito maior, explica o engenheiro Heleno Quevedo, pesquisador na área e fundador do Portal Energia e Biogás. Ele dá um exemplo. A CIBiogás (Centro Internacional de Energias Renováveis), cujos dados vão até 2022, aponta que estavam em atividade no Brasil 934 usinas do gênero. Essa disparidade ocorre porque a ANP não vai considerar uma usina que produza um biometano abaixo de suas especificações. Contudo, o mesmo produto pode passar pelo crivo de uma indústria para abastecer a produção e ajudar a cumprir metas de descarbonização. A JBS, maior empresa processadora de carnes do mundo, anunciou na COP28 que já investiu na captura de biogás em 14 fábricas nos Estados Unidos e Canadá. No Brasil, o programa neste ano incluiu a instalação de biodigestores em nove fábricas da Friboi. Adotando o conceito de economia circular, a meta é utilizar os gases emitidos na produção para gerar energia nas unidades e abastecer veículos da empresa. A Nestlé anunciou recentemente que vai adotar o biometano de cana-de-açúcar e de aterros sanitários como o combustível para caldeiras e fornos no lugar do GLP. A fábrica de Araçatuba (SP) vai abrigar o projeto-piloto, mas já está nos planos adaptar as unidades de Caçapava (SP) e Marília (SP). A Scania está trocando o gás natural por biometano nas suas operações, ao mesmo tempo em que trabalha pela substituição do combustível em seus produtos. O vice-presidente de vendas e marketing da Scania Latin America, Paulo Moraes, explica que a meta para 2024 é que de 10% a 15% da produção anual de caminhões sejam a gás. A unidade brasileira opera em São Bernardo do Campo (SP) desde 1962 e produz veículos sob encomenda. "O gás natural de petróleo e o biometano usam exatamente a mesma máquina. Ao ter um número maior de veículos que possam rodar a gás é como se fosse uma preparação para usar mais biometano. Nesse aspecto, a jornada do gás é extremamente importante tanto em caminhões quanto em ônibus." A produção e o aproveitamento do biogás, a versão menos sofisticada do produto, pode ser feita até em pequena escala. A empresa israelense HomeBiogás criou um sistema compacto que transforma restos de comida e qualquer tipo de cocô em biofertilizante e gás para fogão. Há alternativas de instalação em locais tão diversos quanto escola, fazenda, hotel, pequena indústria e até canil de cachorros. A Terra Indígena Jaraguá, do povo guarani, na capital paulista, recebeu 38 equipamentos. O biodigestor é ligado a um banheiro químico. Por fora, ele é aquela casinha azul. Por dentro, é um banheiro com vaso sanitário tradicional. Encanamentos conectam o sistema a fogareiros. Os indígenas passaram a ter acesso, de uma vez só, a fertilizante para plantar, gás para cozinhar e saneamento, carência recorrente em áreas isoladas. "O sistema melhorou a saúde de toda a aldeia", afirma Karai Yapuá, pajé da comunidade. Criada em 2012, a HomeBiogás atua em mais de cem países em todos os continentes, explica Leandro Toledano, presidente da BioMovement, que representa da empresa no Brasil. "Nossa meta é instalar no Brasil um milhão de equipamentos até 2040", afirma.

Os preços do petróleo subiram nesta sexta-feira (5), quando o secretário de Estado dos Estados Unidos, Antony Blinken, iniciou uma viagem de uma semana no Oriente Médio, na tentativa de conter as tensões regionais alimentadas pelo conflito Israel-Hamas. Os futuros do petróleo Brent fecharam em alta de US$ 1,17, ou 1,51%, a US$ 78,76 por barril, enquanto os futuros do petróleo West Texas Intermediate (WTI) dos EUA terminaram em alta de US$ 1,62, ou 2,24%, a US$ 73,81. Ambos os índices de referência terminaram a primeira semana do ano em alta, em recuperação após perdas de quinta-feira desencadeadas por fortes aumentos nos estoques de gasolina e derivados nos EUA. "Com as tensões no Médio Oriente, o prêmio comercial geopolítico tem de ser aumentado", disse John Kilduff, sócio da Again Capital. "É difícil para os traders lutarem contra as manchetes." A gigante da navegação Maersk disse que desviará todos os navios do Mar Vermelho num futuro próximo, alertando os clientes sobre interrupções. (Reuters)

O presidente da Petrobras, Jean Paul Prates, afirmou que a venda da Refinaria Landulpho Alves (Rlam), atual Refinaria de Mataripe, na Bahia, está sob avaliação da estatal, em diálogo com os órgãos de controle. Segundo ele, já há procedimento administrativo instaurado para avaliação do negócio, sob apreciação das áreas de integridade pertinentes da companhia. A declaração foi feita em suas redes sociais. eldquo;A legitimidade do controle externo de fiscalizar as atividades da Petrobras é indiscutível e necessária, compondo o sistema de governança que protege a empresa. Não à toa, pleiteei, à época em que atuei como senador da República, o acompanhamento atento desse processo negocial e suas consequênciaserdquo;, disse no X, antigo Twitter. De acordo com Prates, as conclusões dos órgãos de controle, entre outras instituições de fiscalização e investigação, vão pautar a atuação da empresa. eldquo;E são cruciais para a preservação do patrimônio público e privado que representa a Petrobraserdquo;, completou. A Rlam foi vendida em novembro de 2021, durante o governo Bolsonaro, para o fundo de investimento árabe Mubadala por US$ 1,65 bilhão, ou cerca de R$ 10 bilhões na época, valor considerado abaixo do esperado por bancos de investimentos como o BTG e pelo Instituto de Estudos Estratégicos de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (Ineep), que esperavam pelo menos o dobro pela venda. Esta semana, a Controladoria Geral da União (CGU) também disse ter encontrado eldquo;fragilidadeserdquo; no negócio, principalmente a venda abaixo do preço de mercado, decorrente, principalmente, do momento nada favorável para negócios do setor, com o petróleo sendo negociado em baixa durante a pandemia de covid-19. Em novembro do ano passado, depois de adiar por duas vezes a entrega de uma refinaria no Ceará, vendida por US$ 34 milhões (R$ 167,3 milhões) em 2022, também no governo anterior, a um grupo especializado em asfaltos, a Petrobras decidiu rescindir o contrato. A estatal anunciou a eldquo;reestatizaçãoerdquo; da Lubrificantes e Derivados de Petróleo do Nordeste (Lubnor) com o argumento de que algumas condições precedentes para transferência do ativo não foram concluídas.