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A Agência Nacional de Energia Elétrica (Aneel) aprovou nesta terça-feira (26/8) a minuta do edital do leilão para suprimento aos sistemas isolados, de 2025, que vai contratar empreendimentos para o atendimento nos mercados não conectados ao Sistema Interligado Nacional (SIN). São 11 localidades situadas em diferentes municípios nos estados do Amazonas (10) e Pará (1), sob responsabilidade das concessionárias Amazonas Energia e Equatorial Pará Distribuidora de Energia, respectivamente. A Empresa de Pesquisa Energética (EPE) registrou o cadastramento de 241 projetos, correspondendo a 80 soluções de suprimento, totalizando 1.870 MW. As centrais termoelétricas representam cerca de 39% da potência total cadastrada e as centrais híbridas (termoelétricas e fotovoltaicas com ou sem armazenamento) totalizam 61% da potência. Todas as 11 centrais termoelétricas a diesel cadastradas utilizarão mistura de biodiesel acima do porcentual obrigatório. O leilão prevê critério de renovabilidade. Há participação mínima de 22% da energia a ser gerada por fontes renováveis ou a gás natural, com ou sem soluções de armazenamento. O leilão está previsto para ocorrer em setembro de 2025, com início de suprimento em dezembro de 2027 ou dezembro de 2030. O período de suprimento é de 180 meses.

O Instituto Brasileiro de Petróleo e Gás (IBP) quer que o Mdic (Ministério do Desenvolvimento, Indústria, Comércio e Serviços) altere as regras do Processo Produtivo Básico (PPB) para o refino na Zona Franca de Manaus. Formado por distribuidoras e refinarias tradicionais, o grupo enviou uma proposta ao governo para garantir que o novo benefício fiscal da reforma tributária emdash;a isenção de IBS/CBSemdash; seja concedido somente para quem, de fato, refina petróleo, e não para empresas que atuam como meras importadoras de combustíveis. A ação mira a Atem, que comprou a refinaria da Amazônia (Ream). No pedido, o IBP anexou um estudo mostrando que as vantagens tributárias concedidas ao grupo causaram uma perda de arrecadação de R$ 1,3 bilhão aos cofres públicos e levaram a empresa a deter 72% do mercado de diesel no Amazonas em março de 2025. O mesmo estudo estima que os consumidores da Região Norte pagaram mais de R$ 650 milhões a mais pelos combustíveis, só em 2024. Esse cenário de vantagem fiscal já rendeu, inclusive, ofícios do ministro de Minas e Energia, Alexandre Silveira, ao Cade e à Polícia Federal em que pede a investigação da paralisação prolongada da refinaria, controlada pela Atem. O ministério levanta a suspeita de que a refinaria, a única da região, tenha sido adquirida com a "intenção prévia" de descontinuar suas atividades para operar somente como um terminal de importação, e alerta para os graves riscos ao abastecimento e à concorrência no Norte. Consultada, a Atem não respondeu até a publicação desta reportagem.

Os contratos futuros de petróleo fecharam em queda nesta terça-feira, 26, após quatro sessões consecutivas de alta, com o mercado na expectativa pela implementação de tarifas dos EUA à Índia, de olho em tensões geopolíticas envolvendo a Rússia e a Ucrânia, e o impacto das decisões comerciais e políticas do presidente dos Estados Unidos, Donald Trump, que mantém incertezas sobre a oferta global e pressiona o sentimento de investidores. Na New York Mercantile Exchange (Nymex), o petróleo WTI para outubro fechou em queda de 2,39% (US$ 1,55), a US$ 63,25 o barril. Já o Brent para novembro, negociado na Intercontinental Exchange (ICE), recuou 2,23% (US$ 1,52), a US$ 66,70 o barril. O mercado acompanha de perto as ações de Trump, como a tarifa adicional de 25% sobre a Índia devido às compras de petróleo russo, que pode gerar interrupções temporárias nos fluxos da commodity, e ameaças de sanções a outros países, elevando o temor sobre a disponibilidade futura de petróleo. eldquo;Olhando à frente, a combinação de tensões comerciais, riscos geopolíticos e sinais de uma economia americana mais fraca provavelmente manterá o petróleo negociando em uma faixa estreita, com volatilidade de curto prazo ligada a decisões sobre tarifas e negociações de cessar-fogoerdquo;, afirma a analista da MUFG Soojin Kim. Para a Tickmill, mesmo com o recuo desta terça, eldquo;o mercado continua sensível a desdobramentos geopolíticos e mudanças de políticaerdquo;. A instituição pontua que a ameaça de Trump de tarifas sobre produtos indianos, eldquo;devido à continuação das compras de petróleo russo, mantém os traders cautelososerdquo;. Dados de estoque, que serão divulgados na quarta-feira pelo Departamento de Energia (DoE, na sigla em inglês) podem pressionar os preços para cima caso haja nova redução nas reservas de petróleo dos EUA, eldquo;enquanto um aumento inesperado poderia pesar sobre o mercadoerdquo;, completa. Os preços do petróleo seguem pressionados, refletindo preocupações com a oferta global, segundo analistas do Saxo Bank. Eles afirmam que o eldquo;foco permanece no confronto de Trump com o Federal Reserve (Fed) e em potenciais mudanças na oferta, à medida que os EUA ameaçam dobrar tarifas sobre importações indianas em resposta às compras de petróleo russoerdquo;. Durante reunião de gabinete realizada nesta terça-feira, Trump estimou ainda que os preços de petróleo devem cair abaixo da barreira de US$ 60 o barril eldquo;em breveerdquo;. (Estadão Conteúdo)

A Agência Nacional de Petróleo, Gás Natural e Biocombustíveis (ANP) divulgou os dados de distribuição de combustíveis referentes a julho, que apontaram um aumento de 1,26% no consumo em comparação ao mesmo mês do ano anterior. Os números mostraram que as grandes distribuidoras ampliaram participação, enquanto os postos sem bandeira perderam espaço, com retrações mais acentuadas nos segmentos de diesel e etanol. Entre as companhias, a Vibra (VBBR3) apresentou o avanço mais relevante, com ganho de 0,81 ponto percentual, apoiada pelo desempenho no etanol e no diesel, especialmente no diesel B2B, onde cresceu 2,1 pontos percentuais. A análise do Bradesco BBI indica que a empresa vem de uma sequência positiva, acumulando três meses de ganhos no etanol após a adoção do modelo de tributação monofásica. Segundo o banco, a Vibra inicia o terceiro trimestre com uma posição confortável em termos de suporte para suas ações, com projeção de margem próxima a R$ 170 por metro cúbico, beneficiada pela emissão de Créditos de Descarbonização (CBIOs) e pela chamada solidariedade fiscal em São Paulo. Para os analistas, a questão central será em que momento a companhia decidirá elevar margens sem comprometer o ganho de participação. A Raízen (RAIZ4), joint venture da Shell e da Cosan, apresentou uma leve variação negativa, de apenas 0,01 ponto percentual. A queda no diesel business-to-business (B2B), quando as vendas de diesel são feitas diretamente para clientes corporativos, foi compensada pelo avanço no etanol, que cresceu 0,68 ponto percentual. Já a Ultrapar (UGPA3), controladora da Ipiranga, registrou perda de 0,14 ponto percentual, puxada principalmente pelo recuo no diesel B2B e na gasolina. O Bradesco BBI diz que, no caso da Ultra, ainda não está claro se a ligeira perda de participação pode estar associada a margens mais altas, já que a empresa vem trabalhando em ajustes comerciais. O Goldman Sachs, em relatório, também chama atenção para a performance da Vibra, que expandiu sua participação em 1,2 ponto percentual em julho, sendo 1,7 ponto percentual no diesel e 0,7 no ciclo otto, que reúne gasolina e etanol hidratado. Para os analistas do banco, a empresa parece ter dado prioridade à recuperação de volumes em vez de sustentar margens acima do nível de R$ 150 a 160 por metro cúbico, faixa indicada como referência de rentabilidade recorrente. Mesmo assim, o Goldman Sachs, na linha do BBI, projeta margem de R$ 170 por metro cúbico para a Vibra no terceiro trimestre, acima do consenso. O banco está acima do consenso para o nível de Ebitda (lucro antes de juros, impostos, depreciações e amortizações) no 3T25 para ambas as empresas em um dígito médio. Em relação à Ipiranga, o Goldman calculou crescimento de 1% nos volumes no comparativo anual e expansão de 0,5 ponto percentual em participação no mês, com melhora tanto no diesel quanto no ciclo otto. A projeção do banco é de margem próxima a R$ 160 por metro cúbico no trimestre, também superior às estimativas de mercado. Já os distribuidores menores tiveram retração de 2% nos volumes e perda de 2,2 pontos percentuais de participação, movimento que, segundo o banco, pode estar relacionado ao maior rigor da fiscalização sobre práticas irregulares, como descumprimento da mistura obrigatória de biodiesel e sonegação de tributos.

Com as usinas mais firmes nos valores pedidos nas negociações, os preços do etanol e do açúcar registraram mais uma semana de alta no mercado doméstico, informa o Centro de Estudos Avançados em Economia Aplicada (Cepea). Para o etanol hidratado, a cotação subiu no Estado de São Paulo pela quinta semana consecutiva. Segundo o Cepea, a demanda pelo produto até esteve ativa, mas usinas ofertaram o biocombustível a valores mais altos, contexto que limitou o volume negociado na última semana. A maior competitividade do etanol hidratado de Minas Gerais, Goiás e Mato Grosso do Sul reforçou a baixa liquidez no spot paulista por mais um período. Entre 18 e 22 de agosto, o indicador Cepea/Esalq do etanol hidratado registrou o preço médio de R$ 2,6830 por litro (líquido de ICMS e PIS/Cofins), alta de 1,05% sobre o intervalo anterior. Para o anidro, houve ligeira queda de 0,12%, a R$ 3,0848 por litro. No caso do açúcar cristal, desde a segunda quinzena de julho os preços vêm se mantendo praticamente estáveis no mercado spot de São Paulo. Na última semana, a média do indicador Cepea/Esalq foi de R$ 120,31 a saca de 50 quilos, pequena alta de 0,28% em relação ao período anterior. Segundo o Cepea, usinas têm se mantido firmes no momento da venda, já que a oferta disponível de açúcar segue restrita. Para o adoçante de melhor qualidade, o maior volume produzido já está comprometido com contratos no mercado interno e com exportações. Do lado comprador, a demanda também tem se mantido estável, com a liquidez permanecendo constante.

Desde julho, voltaram a ocorrer anúncios de empresas investindo em novas fábricas de etanol de milho no país, surpreendendo o mercado, já que as taxas de juros elevadas poderiam ser um desestímulo aos aportes. São Martinho, FS e Grupo Potencial foram algumas das que apresentaram seus novos planos de expansão. Com esses anúncios e de outras empresas, os projetos de novas unidades de etanol de milho em construção ou em planejamento no Brasil já somam R$ 23 bilhões, segundo levantamento do Itaú BBA. O valor considera apenas os desembolsos de despesa de capital (capex). Já a necessidade de capital de giro para o planejamento e a construção das fábricas projetadas supera os R$ 5 bilhões, totalizando um investimento esperado de mais de R$ 28 bilhões, de acordo com o banco. São 21 projetos anunciados que deverão ampliar a capacidade de produção de etanol de milho no país em aproximadamente 50%, dos atuais 8,2 bilhões de litros para 12,1 bilhões de litros. O levantamento do Itaú BBA não contempla o investimento anunciado na sexta-feira (22/8) pela Cerradinho Bioenergia, de R$ 140 milhões, para ampliar a unidade de etanol de milho da sua subsidiária Neomille, em Chapadão do Céu (GO). Se a produção do etanol de cana-de-açúcar ficar estável nos próximos anos, a produção de etanol a partir do milho poderá representar mais de 30% da oferta nacional do biocombustível, em comparação a uma participação de cerca de 20% atualmente. Um ano atrás, os projetos de investimento em etanol de milho em curso somavam R$ 20 bilhões. De lá para cá, parte daqueles investimentos foi concluída, e alguns foram postergados. Para Guilherme Theodoro, gerente de crédito do Itaú BBA, o que levou as companhias a decidirem por novos investimentos foi a queda do preço do milho neste ano, que ampliou as margens da produção de etanol à base do grão. Desde o início do ano, o indicador Cepea/Esalq para o milho já caiu 12,5%, para R$ 63,83 a saca, mas em algumas praças a queda foi maior. Em Mato Grosso, o milho recuou 22,6% neste ano até o último dia 19, de acordo com dados do Instituto Matogrossense de Economia Agropecuária (Imea). Isso contribuiu para que as empresas que já atuam no segmento vissem uma recuperação da rentabilidade nos últimos trimestres. A FS, por exemplo, registrou aumento de 4 pontos percentuais em sua margem de lucro antes de juros, impostos, depreciação e amortização (Ebitda) ajustado no primeiro trimestre da safra 2025/26 (de abril a junho), para 19,6%. Já a São Martinho obteve, no último trimestre, 30% de seu lucro antes de juros e impostos (Ebit) de sua operação de milho. Os novos investimentos, porém, só estão se tornando viáveis com a liberação de crédito subsidiado, sobretudo com financiamentos via Fundo Clima, do BNDES, ou com maior participação de equity dos acionistas nos projetos, diz Theodoro. A São Martinho, por exemplo, contratou R$ 500 milhões junto ao Fundo Clima e R$ 125 milhões via Finem para financiar seu investimento de R$ 1,1 bilhão, garantindo um custo financeiro médio dos empréstimos de 8,5%. Entre os projetos sem crédito subsidiado, a saída tem sido aportar mais capital próprio. É o caso do Grupo Potencial, que anunciou um investimento de R$ 2 bilhões. Carlos Eduardo Hammerschmidt, vice-presidente da companhia, diz que o uso de recursos próprios eldquo;é um diferencial importante que demonstra a solidez financeira do grupo e a confiança que temos no setor de bioenergiaerdquo;. Mas acrescenta que o grupo está eldquo;em tratativas com o BNDES para acessar o Fundo Clima e com a Finep, por meio de programas como o Mais Inovaçãoerdquo;. Segundo Theodoro, do Itaú BBA, em média, a parcela de equity tem sido de 50% dos investimentos, patamar que ele considera o mínimo necessário hoje para que um investimento, no atual nível de taxa de juros, seja eldquo;sustentávelerdquo;. Nem todas as companhias conseguem criar uma estrutura financeira consistente em meio a juros de 15%. Por esse motivo, há 11 projetos que devem acontecer, mas ainda aguardam condições financeiras melhores, e representam R$ 7 bilhões em investimentos. Desses projetos postergados, seis já haviam sido anunciados em 2024 e continuam eldquo;na gavetaerdquo;. Os projetos em curso devem ser concluídos em até dois anos, acrescentando já nesse prazo uma capacidade instalada de 3,1 bilhões de litros por ano.